Применение винтовых двигателей при бурении нефтяных скважин Припятского прогиба

Начальные извлекаемые запасы составляют 29881 усл. единица.

Запасы нефти относятся к категории А и на 01.01.2003 года составили: балансовые - 67877 усл. единиц; извлекаемые - 30545 усл. единиц.

Петриковская залежь нефти

Петриковские отложения сложены в основании тёмно-серыми, слоистыми, известковыми аргиллитами (мергелями) с прослоями известняка (пачка М_Е1), выше залегает пачка М_Е2, представленная серыми и тёмно-серыми ангидритами. Верхняя часть горизонта сложена переслаиванием глин, аргиллитов, известняков, ангидрита и реже доломита (пачка МЕ3). Мощность горизонта изменяется от 0 до 132 м.

По состоянию на 01.01.2003 года числятся начальные запасы нефти категории C₁: балансовые - 1767 усл. единиц; извлекаемые - 354 усл. единицы.

Запасы нефти категории C₂: балансовые - 158 усл. единиц; извлекаемые - 31 усл. единица. Коэффициент нефтеизвлечения - 0,2.

Лебедянская залежь нефти

Тип коллектора - порово-каверно-трещинный. Запасы нефти отнесены к категории С₁, подсчитаны объемным методом.

Нефтенасыщенная мощность составляет 6 метров, открытая пористость - 6 %, нефтенасыщенность - 74 %, коэффициент нефтеизвлечения - 0,13, начальные извлекаемые запасы - 407 усл. единиц. Запасы горизонта относятся к категории C₁ и на 01.01.2003 года составляют: балансовые - 3132 усл. единицы; извлекаемые - 380 усл. единиц [18, с. 39-57].

Знание типов и режимов залежей нефти любого геологического района имеет большое практическое значение, так как они являются непосредственными объектами разведки и разработки нефтяных месторождений. При разработке нефтяных месторождений без точного определения типов и режимов залежей нефти невозможно выбрать рациональную систему размещения эксплуатационных скважин и методы воздействия на продуктивные пласты с целью увеличения их нефтеотдачи.

2. Винтовой забойный двигатель. Применение винтовых забойных двигателей при бурении нефтяных скважин

2.1 Краткая история развития глубокого бурения

Бурение как способ строительства глубоких горных выработок появилось за два тысячелетия до н. э. в наиболее развитых в ту пору странах Востока -Китае и Египте. Бурение осуществлялось тогда вручную канатным способом или бамбуковыми штангами. Бамбуком же обсаживались первые скважины в Китае, пробуренные на рассол.

В провинции Артуа (Франция) в 1126 г. была сооружена первая скважина на пресную воду. Впоследствии самоизливающиеся водой колодцы и скважины стали называть артезианскими [10, с. 30].

В России первые скважины бурили на рассол в XII веке. Существует описание сооружения скважины на рассол штанговым вращательным способом в XVI веке.

Предполагают, что скважины на воду в России впервые пробурили в 1370 году. Позже бурение на воду на глубину до 189 м ручным и механическим ударным способами применяли в Одессе, Петербурге, Риге. В настоящее время вращательное бурение на пресную воду широко применяется в пустынных районах Средней Азии, на термальные воды - на Камчатке, в Тюмени, на минеральные воды - по всей стране. Нефтяники и газовики бурят много мелких скважин для водоснабжения буровых.

Нет точных сведений о том, когда впервые начали использовать нефть и другие углеводороды в быту. Известны проложенные в древнем Перу дороги с «асфальтовым» покрытием, использование газа в Азербайджане (храм огнепоклонников). Для добычи нефти в Баку строили колодцы.

Первая скважина на нефть была пробурена в 1847 г. в Биби-Эйбате В.Н. Семеновым. В 1869 г. в Балаханах Мирзоевым ручным вращательным способом на глубину 64 м была пробурена первая, а в 1871 г. на глубину 45 метров - вторая скважина на нефть.

По мере увеличения объема бурения совершенствовалась техника. Основной проблемой было увеличение мощности на забое, повышение скорости проходки. Малопроизводительный ручной штанговый вращательный способ бурения с очень небольшой и очень низкой удельной мощностью (на единицу контактной поверхности инструмента) постепенно вытиснился механическим ударно-канатным способом, разработанным А.Н. Новосельцевым в 1864 г. при бурении на Тамани. Позднее ударно-канатное бурение получило развитие в Грозном и затем вытеснило ударно-штанговое бурение в Баку.

В 1901 г. Россия занимала первое место в мире по добыче нефти (11,5 млн. т - около половины мировой добычи).

В 1903 г. в Азербайджане при ударном бурении на нефть применяли паровые машины, использованные еще в 1859 г. Г.Д. Романовским при бурении на воду.

Вращательное роторное бурение на нефть было впервые применено в США в 1901 г. в сочетании с непрерывной промывкой забоя, изобретенной французским инженером Фовеллом в 1848 году. Роторное бурение в России было применено в 1902 г. Многие организационные вопросы внедрения роторного бурения, создания новой технической базы, применения электропривода решались с участием С. М. Кирова и В. В. Куйбышева. Технически новая задача герметизации заколонного пространства при вращательном бурении была решена закачкой цементного раствора по методу А.А. Богушевского.

Следующим крупным шагом в развитии бурения было создание гидравлических забойных двигателей - турбобуров, при применении которых бурильная колонна не вращается и на это не затрачивается мощность буровой установки, снижаются аварийность и износ бурильных труб, промежуточных обсадных колонн.

Идея использования забойного двигателя для бурения скважин была предложена ещё в конце XIX века, однако, впервые турбобур был применён для бурения инженером М.А. Капелюшниковым в 1923 году. Этот турбобур был с одноступенчатой осевой турбиной, развивающей частоту вращения 2000-2500 об./мин. Для снижения её до 50-200 об./мин. турбина была соединена с планетарным редуктором, но в то время не удалось решить проблему надёжности и достаточной долговечности этой конструкции и работы были прекращены.

В 1933-1940 гг. на базе разработанной П.П. Шумиловым теории осевых многоступенчатых (100 и более ступеней) турбин им совместно с Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом был создан достаточно мощный турбобур с довольно большим крутящим моментом и износостойкой резинометаллической опорой. Широкое внедрение этого турбобура началось в 1946 году. Однако, высокая частота вращения вала турбобура приводила к быстрому износу шарошечных долот и небольшим проходкам на долото при сравнительно высокой скорости механического бурения.

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

В последующем при усовершенствовании конструкции турбобур показал особые преимущества при проводке наклонных скважин благодаря удобству ориентирования отклонителей при неподвижной, не вращающейся бурильной колонне. Турбобур прост, дешев, надежен и удобен в эксплуатации, может успешно работать при использовании большинства видов буровых растворов (вода, аэрированные растворы, глинистые и эмульсионные). Несколько хуже мощностные параметры при бурении с промывкой вязкими, утяжеленными растворами, при большом содержании шлама, песка, малых расходах.

Одним из дальнейших направлений в совершенствовании гидравлических забойных двигателей является разработка объемного винтового двигателя, отличающегося от турбобура принципом работы и более жесткой характеристикой, большим крутящим моментом, меньшими частотой вращения (120--250 об./мин.), габаритами, расходом жидкости и перепадом давления.

В 60-х годах по ВНИИБТ инженерами М.Т. Гасманом, Ф.Д. Болденко и А.М. Колчиным были начаты работы по созданию забойного винтового объёмного гидравлического двигателя, вращающего долото с частотой 50-200 об./мин. Первые двигатели были испытаны в 1967-1969 гг. [11, с. 45-66].

Однозаходный винтовой двигатель для бурения был разработан в США в 1964 г. и с тех пор применяется при проводке скважин. Однако его техническая характеристика существенно уступила разработанному в Пермском филиале ВНИИБТ многозаходному винтовому двигателю, который имеет большую мощность, больший момент при меньшей частоте вращения.

В настоящее время разработан ряд конструкций двигателей диаметрами от 54 до 195 мм, работающих достаточно надёжно. Принципиальные особенности характеристик винтового двигателя позволяют рассматривать его как очень перспективный забойный двигатель, особенно при необходимости иметь большие крутящие моменты при малых расходах, то есть при бурении на больших глубинах в твердых пластичных абразивных породах, проводке скважин уменьшенных и малых диаметров, а также при бурении наклонно направленных скважин.

2.2 Способы вращательного бурения

2.2.1 Роторное бурение

При роторном бурении вращение долоту передается от вращающего его механизма - ротора, устанавливаемого на устье, через колонну бурильных труб, выполняющих функцию полого вала. При бурении неглубоких, малого диаметра скважин (картировочных, структурно-поисковых, разведочных на твердые полезные ископаемые, вентиляционных стволов) чаще применяют вращатели шпиндельного типа.

Ротор используется и для удержания на весу колонны бурильных и обсадных труб при их спуске, подвеске, отвинчивании. Поэтому ротор необходим и при бурении забойными двигателями. В последнем случае на застопоренный ствол ротора через колонну бурильных труб и ведущую трубу передается и реактивный крутящий момент от забойных двигателей.

Привод ротора осуществляется от лебедки через карданную цепную передачу или от индивидуального привода (ПИР). Последний позволяет в широких пределах регулировать частоту вращения (от 20 до 200 об./мин. и более), снижает нагрузку на привод лебедки при подъеме колонны с вращением, уменьшает изнашивание лебедки и ее привода.

Для конкретных условий бурения ротор выбирают по допустимой нагрузке, передаваемой мощности, диаметру проходного отверстия для пропуска долота. Особенность роторного бурения - наличие двух каналов передачи энергии на забой - механической от привода ротора и гидравлической (воздушный поток) от насосов (компрессоров). Это обусловливает возможность подачи на долото относительно большой механической энергии (мощности N_Д=Mn) при благоприятных сочетаниях вращения n и крутящего момента М, а также гидравлической энергии (мощности N_ДГ=?p_дQ) при благоприятных сочетаниях расхода Q и перепада давления на долоте ?р_д.

При роторном способе, в отличие от бурения гидравлическими забойными двигателями, частота вращения долота четко устанавливается бурильщиком с пульта управления, момент на долоте не зависит непосредственно от частоты вращения, а зависит от изменения осевой нагрузки, свойств пород изнашивания зубьев и опор шарошек. Он изменяется от минимального Mi, определяемого трением долота о стенки ствола, трением в опорах, до максимального, ограничиваемого подведенной на забой мощностью M_max = N_Д/n. Достаточный момент на долоте можно иметь и при небольшом диаметре скважины. Поэтому при роторном бурении относительно проще подбирать оптимальный режим бурения, методику отработки долота, изменяя осевую нагрузку и частоту вращения с поста бурильщика.

При вращении бурильной колонны меньше опасности ее прилипания, зависания, прихвата. Осевая нагрузка на долото, определяемая по показаниям индикатора веса, близка к фактической, а вынос разбуренной породы обеспечивается при меньшей скорости восходящего потока, меньшей подаче буровых насосов. В то же время уширения и искривления ствола скважины увеличивают прогиб вращающейся колонны, повышают опасность ее слома.

Роторное бурение с низкими частотами вращения (20-80 об./мин.) и большими крутящими моментами (150-500 кН-м) обеспечивает возможность эффективного разрушения почти всех типов горных пород осадочной толщи при применении различных, в том числе требующих больших удельных моментов, лопастных и алмазных долот с большим скольжением. Эти преимущества, а также создание низкооборотных долот с герметизированными опорами, дающих большую проходку (сотни метров), высокопрочных бурильных и утяжеленных труб с новыми типами резьб, прочных и долговечных вертлюгов обусловили широкое применение роторного бурения [12, с. 77-104].

2.2.2 Турбинное бурение

При турбинном способе бурения бурильная колонна не вращается, а воспринимает реактивный крутящий момент от забойного двигателя и служит каналом для подачи гидравлической энергии на забой. Вращение долоту передается от вала турбины, приводимого в движение потоком бурового раствора, то есть при турбинном способе работает один канал передачи мощности на забой. В отличие от роторного бурения, где при постоянной частоте вращения п может в широких пределах изменяться момент М и соответственно нагрузка на долото G, при турбинном бурении п существенно изменяется с изменением G и М.

Турбобур располагается непосредственно над долотом и является машиной, преобразующей гидравлическую энергию потока бурового раствора в механическую энергию, необходимую для вращения долота. Движущий узел турбобура - гидравлическая турбина, состоящая из множества одинаковых по конструкции элементов, называемых ступенями. Буровой раствор проходит последовательно через все ступени, и создаваемые вращающие моменты ступеней суммируются.

Под характеристикой турбины турбобура понимают зависимость ее мощности N, вращающего момента М, к.п.д. µ, перепада давления ?р от частоты вращения вала п при заданном количестве расхода Q прокачиваемого через нее бурового раствора.

В отличие от турбины рабочая характеристика турбобура учитывает затраты мощности на трение в опорах турбобура и дает, таким образом, возможность определить крутящий момент, мощность на долоте в зависимости от расхода, частоты вращения, осевой нагрузки, свойств пород, типа и степени износа долота.

Корпус турбобура через переводник присоединяется к бурильной колонне, а она через ведущую трубу и вкладыши ротора передает реактивный крутящий момент на застопоренный стол ротора. При большой глубине при искривленном стволе скважины весь реактивный момент или его часть передается на стенки скважины. Во избежание отвинчивания резьб турбобура под действием крутящих моментов все резьбовые соединения следует закреплять с надлежащим моментом. На вал турбобура навинчивают переводник, калибратор и долото.

Особенности турбинного бурения заключаются в следующем:

Улучшаются в отличие от роторного способа условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить ее, применить легкосплавные и тонкостенные стальные бурильные трубы.

Осевая нагрузка на долото, как и в роторном бурении, передается частью веса бурильной колонны, однако длина УБТ может быть уменьшена, поскольку передающий осевую нагрузку сжатый участок колонны не испытывает таких сложных напряжений, как при роторном бурении, реже встречаются усталостные поломки. Во избежание зависания и прилипания колонны целесообразно периодическое ее проворачивание ротором. Срок службы бурильной колонны обычно в 2 раза больше, чем при роторном способе. Однако повышенные давления в циркуляционной системе вызывают более частый промыв резьб, что требует их тщательного контроля, хорошего крепления, использования соединений повышенной герметичности.

Возрастает механическая скорость проходки вследствие высокой частоты вращения долота, что ведет к значительному росту коммерческой скорости, особенно скважин небольшой и средней глубины. Однако снижается проходка на долото в связи с повышенным износом опор и вооружения долот, отсутствием долот с герметизированной опорой для высокооборотного бурения, ограничением перепада давления в насадках долота.

Недостаточно длителен межремонтный срок эксплуатации опор турбобура, что снижает эффективность применения износостойких алмазных долот, долот ИСМ; для их эффективного использования в ряде случаев недостаточен и крутящий момент.

Могут использоваться все виды буровых растворов, исключение составляет лишь продувка воздухом. При бурении с промывкой аэрированными растворами удается частично полезно использовать и установленную мощность привода компрессоров. Однако турбина имеет относительно низкие показатели при использовании очень вязких и утяжеленных растворов. Турбины и опоры быстро изнашиваются при высоком содержании в растворе твердой фазы, шлама и песка.

Облегчается отклонение ствола скважины в требуемом направлении.

Улучшаются условия работы обслуживающего персонала, так как отсутствует шум ротора и уменьшаются вибрации на буровой [11, с. 53-64].

Отмеченные преимущества турбинного бурения обусловили его широкое применение в нашей стране. Многие достижения по скоростной проводке скважин в стране связаны с этим способом. Объем турбинного бурения продолжает повышаться, несмотря на одновременное увеличение объемов бурения, и другими способами.

2.2.3 Бурение объёмными винтовыми двигателями

Назначение винтового (объемного) забойного двигателя - бурение скважин в различных геологических условиях. В 1962 году американской фирмой «Смит Тул» был создан винтовой двигатель «Дайна-Дрилл», представляющий собой обращенный одновинтовой насос, изобретенный французским инженером P.Муано в 1930 году. Его эксплуатационные данные оказались более подходящими для наклонного бурения, что и определило его широкое распространение за рубежом в этой области бурения.

Характеристики двигателя «Дайна-Дрилл» незначительно отличаются от характеристик современных турбобуров, несколько уступая им по мощности. Например, «Дайна-Дрилл» диаметром 197 мм при расходе жидкости 28 дм³/с имеет частоту вращения 320 об./мин., вращающий момент - 1300 Н-м, мощность - 42 кВт, перепад давления - 17 МПа, что примерно соответствует характеристике турбобура А7Н4С.

В отличие от «Дайна-Дрилл» в отечественных двигателях применен многозаходный винтовой механизм, который одновременно является объемным двигателем и планетарным редуктором с эпициклической зубчатой передачей [3, с. 158-169].

В 1966 году впервые в мире ВНИИБТ (Всероссийский научно-исследовательский институт буровой техники) и ПФ ВНИИБТ (Пермский филиал) предложили новый тип гидравлического забойного двигателя - многозаходный винтовой забойный двигатель.

Отечественные многозаходные винтовые планетарные двигатели имеют существенно лучшие технические характеристики, чем зарубежные однозаходные. У последних и мощность, и крутящий момент значительно меньше, а частота вращения больше, поэтому лишь в очень узкой области бурение ими в отдельных случаях может оказаться лучше роторного и турбинного способа.

Освоением серийного производства первых отечественных винтовых забойных двигателей, начиная с 1974 года, занимались специалисты Кунгурского и Павловского машиностроительных заводов. В результате этого в 1980-1990 гг. на данных заводах было организовано их крупномасштабное производство - до 7000 винтовых пар в год.

В 1995-2003 годах специалисты Пермского филиала Всероссийского научно-исследовательского института буровой техники занимались разработкой и производством винтовых забойных двигателей нового поколения, в т.ч. для бурения горизонтальных скважин и боковых стволов

На данный момент разработаны и изготавливаются более 50 видов ВЗД диаметром от 42 до 240 мм. ВЗД делятся на 3 группы:

а) для бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин;

б) для бурения горизонтальных скважин;

в) для капитального ремонта скважин и бурения боковых стволов из обсадных колонн.

2.3 Современные направления конструирования винтовых забойных двигателей, требования к забойным двигателям

С начала развития техники бурения скважин прослеживается стремление инженеров и изобретателей использовать для бурения скважин известные в общем машиностроении конструкции объёмных гидромашин. Тенденция использования объёмных гидродвигателей объясняется некоторыми очевидными преимуществами гидростатического привода перед гидродинамическим и прежде всего более высоким КПД объёмных гидродвигателей, простотой получения значительных крутящих моментов при сохранении необходимой скорости вращения выходного вала, возможностью контроля за нагрузкой на двигатель по перепаду давлений, а также компактностью конструкции.

Исходя из уровня развития техники и применительно к вращательному способу бурения, наибольший интерес инженеров привлекали роторные гидромашины.

Анализ литературы показывает, что практически объектами попыток применения в качестве забойных двигателей для бурения скважин были все типы гидророторных машин: коловратные, кулисные и планетарно-роторные.

В последние 10-15 лет большое внимание уделяется объёмным гидродвигателям с эластичными поворотными и эластичными лопастями.

Первые конструкции таких двигателей, предложенные Готткером и Макдональдом, были выполнены по схеме с неразгруженным ротором. Двигатель Готткера испытывался в ФРГ, но ввиду большого износа результаты испытаний оказались неудовлетворительными.

Позднее в США был предложен и разработан усовершенствованный двигатель с разгруженным ротором, известный в литературе под названием «Мотот-Дрилл».

В СССР конструированием лопастных объёмных двигателей занимался ВНИИнефтемаш (работы велись под руководством Г.О. Соколовского) и ряд авторов.

К гидравлическим двигателям кулисного типа следует отнести поршневой двигатель, разработанный в СибНИИНП под руководством П.Н. Григорьева.

Ни одна из названных схем объёмных двигателей не нашла промышленного применения в бурении скважин.

Серьёзный вклад в совершенствование забойных винтовых двигателей был сделан Пермским филиалом ВНИИБТ. Конструкторами М.Н. Гусманом, С.С. Никомаровым и другими был предложен новый двигатель, рабочие органы которого были выполнены на базе многозаходного героторного механизма. Предложенная схема легла в основу разрабатываемых с 1975 г. винтовых двигателей типа Д.

За рубежом многие крупные машиностроительные компании интенсивно ведут научно-исследовательские работы по созданию винтовых забойных двигателей. Компания «A-Z интернешнл» разрабатывает двигатели на основе обращённого насоса Муано, аналогичные двигателям «Дайна-Дрилл», но с обращённым зубчатым редуктором; компании «Шлюмберже» и «Кристенсен» работают над двигателями с аналогичными рабочими органами, компания «Бэйкер Ойл Тулс» применяет многозаходный винтовой механизм аналогичный двигателям, разрабатываемым в Пермском филиале ВНИИБТ.

В результате многолетнего опыта бурения забойными двигателями, накопленного в нашей стране и за рубежом, сложился комплекс технических требований к современному оптимальному гидравлическому двигателю:

Энергетическая характеристика двигателя должна обеспечивать:

линейную зависимость между расходом промывочной жидкости и частотой вращения, а также между перепадом давления и вращающим моментом;

высокий уровень эффективного вращающего момента;

КПД двигателя 50 % и более для эффективного использования гидравлической мощности насосов;

получение частоты вращения выходного вала в диапазоне 100-200 об./мин. для шарошечных долот и 500-800 об./мин. для алмазных долот.

Рабочие органы и другие узлы двигателя должны быть выполнены в износо- и термостойком исполнении, обеспечивающем:

использование в случае технической необходимости промывочной жидкости любой плотности и вязкости, в том числе с содержанием тампонирующих материалов, предотвращающих потерю циркуляции и агрессивных добавок (например, хлористого магния);

эксплуатацию двигателя без снижения энергетических параметров и показателей надёжности при температуре до +150-180 ⁰С и давлении окружающей среды до 100 МПа;

запас долговечности двигателя, достаточный для стабильной работы с алмазными и современными шарошечными долотами.

Конструктивная компоновка двигателей и проектные запасы прочности его узлов и деталей должны обеспечивать или предусматривать:

равнопрочность корпусных деталей и резьб двигателя с элементами бурильной колонны;

стопорение выходного вала двигателя с поверхности при помощи простых механизмов во время проведения ловильных работ или прихвата инструмента;

срабатывание в соплах долот перепада давления до 10 МПа;

установку непосредственно в двигателе или над двигателем перепускного клапана с целью опорожнения и заполнения бурильной колонны при спускоподъемных операциях;

применение гидроударных или иных способов освобождения инструмента при прихватах;

конструирование двигателей любого диаметра, включая малогабаритные.

Диаметры и линейные размеры двигателя должны обеспечивать:

использование его в наклонно-направленном бурении, поэтому двигатель должен быть относительно коротким;

использование стандартного ловильного инструмента, что достигается оптимальным диаметральным зазором между корпусом двигателя и стенкой скважин.

До настоящего времени винтовые героторные двигатели являются практически единственным типом объёмных гидравлических двигателей, которые сравнительно долговечны при перекачивании жидкостей, содержащих механические примеси и не обладающих смазывающими свойствами. Это достигается за счёт особенностей принципа действия и конструктивного исполнения рабочих органов.

К особенностям принципа действия следует отнести:

отсутствие быстроизнашивающихся распределительных устройств, поскольку распределение жидкости по шлюзам рабочих органов осуществляется автоматически за счёт соотношения, числя зубьев и шагов винтовых поверхностей ротора и статора;

кинематику рабочих органов, в движении которых сочетается качение со скольжением при относительно невысоких скоростях последнего, что снижает износ рабочей пары;

непрерывное изменение положения контактной линии (геометрического места точек качения ротора и статора) в пространстве, в результате чего механические примеси, находящиеся в перекачиваемой жидкости, имеют возможность выноситься потоком из рабочих органов.

2.4 Геометрия рабочих органов винтового забойного двигателя

Забойный двигатель (англ. - face engine; нем. - Bohrlochsohlenantrieb; Bohrlochsohlenmotor) - погружная машина, преобразующая гидравлическую, пневматическую или электрическую энергию, подводимую с поверхности, в механическую работу породоразрушающего инструмента (долота) при бурении скважин. Энергия к забойным двигателям подводится от источника по колонне бурильных труб или кабелю. Преобразование подведённой энергии в механическую работу осуществляется в рабочих органах забойного двигателя.

Забойные двигатели можно классифицировать:

по типу движения, сообщаемого породоразрушающему инструменту -вращательные и ударные;

по виду энергоносителя - гидравлические, пневматические и электрические;

по особенностям породоразрушающего инструмента - для бурения сплошным забоем и колонковые;

по конструкции - одинарные, секционные, шпиндельные, редукторные.

Наиболее существенно отличаются по устройству и принципу действия забойные двигатели вращательного (турбобур, винтовой забойный двигатель и электробур) и ударного типов (гидро- и пневмоударник). Рабочим органом забойного двигателя вращательного типа является система статор-ротор (рис. 2.1, 2.2, 2.3).

Статор фиксирован от проворота в корпусе забойного двигателя, а ротор - на валу. Корпус забойного двигателя соединён с колонной бурильных труб, вал - с долотом.



Рисунок 2.1 - Турбобур серии ТШ: 1 - радиальная опора; 2 - вал; 3 - статор; 4 - ротор; 5 - корпус.

Рисунок 2.2 - Многозаходный винтовой, двигатель серии Д: 1 - клапан; 2 - винт; 3 - статор; 4 - кардан.

Рисунок 2.3 - Электробур серии Э: 1 - корпус; 2 - вал.

Энергоноситель в рабочих органах забойного двигателя вращательного типа создаёт на роторе и статоре моменты силы, равные по величине и противоположные по направлению (так называемые активный и реактивный моменты). Активный момент используется на вращение долота, реактивный момент воспринимается колонной бурильных труб и гасится на стенках скважин и в приводных механизмах, размещённых на поверхности. Основные элементы забойного двигателя вращательного типа, помимо рабочих органов: осевая и радиальные опоры, уплотнение выхода вала.

Основными деталями винтового забойного двигателя являются его рабочие органы - статор и ротор. Статор выполнен в виде стального корпуса, к внутренней поверхности которого привулканизирована резиновая обкладка с пятью внутренними винтовыми зубьями левого направления (рис. 2.4).

Рисунок 2.4 - Разрез статора

Стальной ротор имеет несколько наружных винтовых зуба. Шаги винтовых линий зубьев ротора и статора пропорциональны числу зубьев (рис. 2.5).

Рисунок 2.5 - Ротор

За счет специального профиля зубьев обеспечивается непрерывный контакт между поверхностями ротора и статора, что является принципиальной основой рабочего процесса винтового двигателя. Под действием неуравновешенных гидравлических сил ротор двигателя совершает планетарное движение, обкатываясь по зубьям статора: ось ротора движется вокруг оси статора против часовой стрелки по окружности, а сам ротор поворачивается по часовой стрелке (рис. 2.6).



Рисунок 2.6 - Разрез рабочей пары

Ротор и статор представляют собой пару зубчатых колес внутреннего зацепления. Зубья расположены по винтовой линии, поэтому ротор можно рассматривать как многозаходный винт, а статор - как многозаходную гайку, имеющие разные шаги. Число зубьев (заходов) статора на один больше, чем у ротора.

Ротор располагается в статоре наклонно и полностью разделяет входную и выходную полости двигателя. Буровой раствор, поступая под давлением в замкнутый объем, давит на поверхность ротора и заставляет его обкатывать поверхность статора, совершая планетарное движение. С помощью шарниров последнее преобразуется во вращательное движение шпинделя.

Планетарное движение ротора преобразуется в соосное вращение вала шпиндельной секции при помощи карданного вала, передающего момент силы и гидравлическую осевую нагрузку от ротора на вал.

Буровой раствор, поступающий в двигатель от насосов буровой установки, может пройти к долоту только в том случае, если ротор поворачивается относительно статора, обкатываясь под действием неуравновешенных гидравлических сил. Ротор, совершая планетарное движение, поворачивается по часовой стрелке (абсолютное движение), в то время как геометрическая ось ротора перемещается относительно оси статора против часовой стрелки (переносное движение). За счет разности в числах зубьев ротора и статора переносное движение редуцируется в абсолютное с передаточным числом, равным числу зубьев ротора, что обеспечивает пониженную частоту вращения и высокий крутящий момент на выходе.

Винтовой (объемный) забойный двигатель Д1-195 (рис. 2.7) содержит следующие основные узлы: секцию рабочих органов 1, секцию шпиндельную 2, переводники 3 и 4, торсион шарнирный 5. Через переливной клапан осуществляется слив бурового раствора из бурильных труб при подъеме колонны с эксцентрично (планетарно) вращающегося ротора на вал шпиндельной секции. Шпиндельная секция служит для передачи осевого усилия с бурильных труб на долото.

Узел соединения ротора и выходного вала шпинделя, который может быть выполнен в виде двухшарнирного карданного соединения или гибкого вала, предназначен для преобразования планетарного движения ротора в соосное вращение вала шпинделя и передачи осевой гидравлической силы с ротора на подшипник шпинделя. С целью уменьшения угла перекоса шарниры разнесены по длине и соединены между собой по конусным поверхностям посредством промежуточной (соединительной) трубы. Присоединение карданного вала к ротору и валу шпинделя достигается с помощью конусно-шлицевых соединений. Благодаря такой конструкции на выходной вал двигателя передается высокий момент силы при низкой его частоте вращения, а также обеспечивается высокая долговечность и надежность работы двигателя, что позволяет эффективно использовать его в сочетании с современными высокопроизводительными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами при сравнительно высоких осевых нагрузках.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Шпиндельная секция ВЗД различных типоразмеров имеет отличительные особенности и в общем виде включает корпус, выходной вал, осевую опору - многорядный упорно-радиальный подшипник качения и радиальные резинометаллические опоры. На нижнем конце выходного вала установлен наддолотный переводник для соединения вала с долотом. Для применения гидромониторных долот с целью снижения утечек бурового раствора в опорном узле двигателя монтируется уплотнение (сальниковое устройство торцевого типа с твердосплавными уплотняющими элементами), обеспечивающее бурение при перепадах давления на долоте до 8.10 МП а. Переливной клапан служит для сообщения внутренней полости бурильной колонны с затрубным пространством в процессе проведения спуско-подъемных операций в скважине с целью снижения гидродинамического воздействия па проходимые породы при спуске и подъеме бурильной колонны, исключения холостого вращения вала двигателя и потерь бурового раствора при указанных операциях.

Винтовые поверхности статора и ротора делят рабочий объём двигателя на ряд полостей. При прохождении рабочего агента (в нашем случае бурового раствора) между статором и ротором, в любой момент времени в поперечном сечении имеется определённое количество полостей высокого и низкого давлений, называемых камерами, а так же замкнутых полостей называемых - шлюзами, разделённых между собой контактными линиями.

Каждая камера по мере вращения периодически связывается с полостями высокого и низкого давления и в каждый заданный момент времени становится шлюзом. Поверхности винтовых зубьев ротора и статора, взаимно пересекаясь, отсекают область высокого давления жидкости от низкого давления и препятствуют её 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.

Геометрия основных элементов винтового забойного двигателя (ротора и статора) имеет определяющее значение в большом комплексе проблем, связанных с разработкой и исследованием этих машин.

В винтовых забойных двигателях вследствие винтового направления зубьев ротора и статора при определенном соотношении их шагов обеспечивается автоматическое распределение потока по рабочим камерам, что исключает необходимость в специальных системах распределения [8, с. 16-37].

Анализ конструкций героторных механизмов планетарно-роторных гидромашин, а также планетарных редукторов показывает, что в основу профилирования этих механизмов положен один из трех видов геометрических кривых, обеспечивающих в той или иной степени непрерывный контакт зубьев ротора и статора между собой:



Размещено на http://www.allbest.ru/

1) эпи- или гипоциклоидальные (трохоидальные) кривые и их эквидистанты [7, с. 11];

2) логарифмическая спираль;

3) дуги окружностей, радиусы которых выдержаны в определенных соотношениях [7, с. 12].

Наиболее широко применяется профилирование зубьев героторных механизмов от циклоидальных кривых, поскольку при этом обеспечивается теоретически точное сопряжение зубьев ротора и статора. Таким образом, для получения желаемой формы профиля зуба он задается в виде огибающей циклоидальной кривой - эквидистанты.

Назовём профиль одного из зубчатых колёс, который очерчен по эквидистанте укороченной циклоидальной кривой, исходным, профиль зуба второго колеса назовём сопряжённым. Тогда если в качестве исходной кривой используется эпициклоида, то по эквидистанте к ней профилируется огибаемый элемент передачи (ротор), а профиль охватывающего элемента (статора) получают как внешнюю огибающую ротора. В гипоциклоидальном зацеплении, наоборот, профиль охватывающего элемента (статора) выполняется как эквидистанта укороченной гипоциклоиды, а профиль охватываемого элемента (ротора) выполняется как внутренняя огибающая контура статора.

Профилирование по дугам окружностей не даёт точного зацепления сопряженных зубьев рабочих органов во всех фазах их относительного движения и, по мнению многих исследователей [7, с. 24], пригодно лишь для определенного интервала передаточных чисел (от 4 до 8).

Профилирование по логарифмической спирали, предложенное Пиготтом, обеспечивая точное зацепление всех зубьев механизма, не имеет каких-либо особых преимуществ по сравнению с первым способом профилирования по циклоидальным кривым. В то же время оно связано с определенными сложностями при проектировании и анализе геометрии зацепления, поскольку профиль каждого зуба очерчивается двумя ветвями логарифмической спирали с разными показателями степени, подбираемыми эмпирически [7, с. 31].

2.5 Расчёт геометрических и энергетических параметров винтового забойного двигателя

Данные для расчёта:

1. Диаметр скважины (долота) D_скв ,

согласно ГТН D_скв= 120,60 мм = 0,12060 м;

2. Расход жидкости Q = 8ч 10 л/с; примем Q = 10 л/с = 0,010 м³/с;

3. Частота вращения долота n; согласно ГТН = 150 об/мин = 2,5 oб/с;

4. Допустимый перепад давлений на двигателе p, р = 12*10⁶ Па;

5. Момент на валу M, согласно ГТН = 1800 - 2300 Н*м

Расчет ведём в следующем порядке [23, с. 32]:

Определяем диаметр двигателя D. Исходя из условия обеспечения необходимого коэффициента просвета, принимаем

D = (0,8 ч*0,92)*D_скв , (2.1)

Следовательно, D = 0,92*0,12060 = 0,11095м.

Рассчитываем контурный диаметр рабочих органов (диаметр статора по впадинам зубьев):

D_к=D-2(д_м+д_р), (2.2)

где - д_м и д_р - соответственно толщина стенки остова статора и минимальная толщина резиновой обкладки по впадинам зубьев.

На основании практического опыта конструкции гидравлических забойных двигателей, принимают д_м = (0,07ч0,1)D;

Тогда, д_м = 0,1*0,11095= 0,011м.

Исходя из условий заливки резинометаллических деталей типа статоров минимальная толщина резиновой обкладки должна быть не менее:

д_р = (0,04ч0,07)D; (2.3)

д_р = 0,055*0,11095= 0,006; =>

D_к= 0,11095-2*(0,011+0,006) = 0,08 м.

Ориентировочно выбираем кинематическое отношение винтового героторного механизма, принимая во внимание следующее:

i = z₂/z₁ , (2.4)

i = 9/10 = 0,9

где - z₁, z₂ соответственно число зубьев статора и ротора.

Выбираем вид зацепления и параметры зацепления с_е и с_о. Можно проектировать двигатели на базе как гипоциклоидального, так и эпициклоидального зацеплений. Предпочтение стоит отдать гипоциклоидальному зацеплению.

Как показывает опыт и детальный теоретический анализ, одним из важнейших критериев определяющих надёжность и долговечность винтового забойного двигателя, является контактное давление в паре ротор-статор.

Чтобы обеспечить минимум контактного давления в паре ротор-статор, принимают с_е = 1,6ч2,5 [23, с. 29]; принимаем с_е = 2.

Коэффициент внецентроидности с_о, исходя из условий обеспечения максимальной плавности профиля, целесообразно принимать в пределах с_о= 1,1ч1,5; принимаем с_о = 1,2.

Вычисляем эксцентриситет зацепления по формуле:

e = (2.5)

е = 0,08 / 2*[(1,2*10-1)+1+2]= 0,003м.

Рассчитываем площадь поперечного («живого») сечения рабочих органов:

S = р e (D_к - 2e), (2.6)

S = 3,14 * 0,003*(0,08 - 2*0,003) = 7,9*10^-4 м².

Исходя из заданных значений расхода жидкости Q, частоты вращения n и определённых ранее значений S и z₂, находим значение шага винтовой поверхности статора исходя из условия, что её оптимальная величина лежит в пределах:

4,6 D_к < T = < 6,5 D_к; (2.7)

0,368м < T = 0,008 / (7,98*10^-4 *2,5*9) = 0,345 м < 0,52 м;

Производим проверочный расчёт скорости движения жидкости в каналах:

щ = T n z₂/60 < 15 м/с; (2.8)

щ = 0,445 * 2,5 * 9/60 = 0,17 м/с

Скорость движения жидкости в каналах не должна превышать 15 м/с, так как в случае превышения допустимого предела следует изменить кинематическое отношение рабочих органов, уменьшив число зубьев ротора и статора, и снова произвести проверочный расчет.

Определяем основные размеры рабочих органов:

Диаметры статора:

по впадинам

D_i = D_к = 0,08 м,

по выступам зубьев

D_e = D_к - 4 e = 0,08 - 4 * 0,003 = 0,07 м (2.9)

Диаметры ротора:

по впадинам зубьев

d_i = D_e - 2 e + д, (2.10)

где д - диаметральный натяг, равный (0,005ч0,007)D_к;

д = 0,007*0,08 = 5,6*10^-4

Тогда, d_i = 0,07 - 2*0,003 + 5,6*10^-4 = 0,063 м,

по выступам зубьев

d_e = d_i + 4 e, (2.11)

d_e = 0,063 + 4 * 0,003 = 0,075 м,

Находим длину рабочей части обкладки статора:

L = T * k_L, (2.12)

где k_L- число шагов статора; желательно принимать k_L > 2

k_L = (2.13)

[p] - допустимый перепад давления на один шаг, который при твёрдости резины 75-80 усл. ед. может быть принят равным 2-3 МПа. Минимальный предел [p] принимают при использовании образивной жидкости, а максимальный - при использовании с наибольшим содержанием механических примесей [3, с. 158-169]. Принимаем [p] = 3*10⁶ Па.

Получаем k_L = = 4,

Тогда L = 0,345*4 = 1,78 м.

Определяем уточнённую величину рабочего объёма двигателя:

V₀ = S*T*z_2, (2.14)

V₀ = 7,9*10^-4 *0,345*9 = 2,453*10^-3 м³.

Вычисляем параметры расчётной характеристики двигателя в режиме максимальной (экстремальной) мощности:

n_max = 60*Q*з_об/V₀; (2.15)

n_max = 60*0,015* 0,08/2,453*10^-3 = 29,4 c^-1

M = 0,159*p*V₀* з_гм , (2.16)

M = 0,159 * 12 * 10⁶ * 2,453 * 10^-3 * 0,5 = 2240,16 Н*м;

N_эф = M* n_max /9554, (2.17)

N_эф = 2240,16 *29,4 / 9554 = 6,9 Вт,

где N_эф - эффективная мощность,

М - момент на валу двигателя,

n_max - максимальная частота вращения вала,

з_об и з_гм - расчётные значения соответственно объёмного и гидромеханического к.п.д.

С целью рационального выбора осевой опоры вычисляем осевую гидравлическую нагрузку, действующую на ротор по формуле:

F_ос = , (2.18)

F_ос = ([3,14*12*10³ *(0,08 - 4*0,003)]/4) + (2*3,14*2240,16) / 0,345 = 471830,05 Н,

т.о. F_ос = 472 кН.

По данным расчёта из ряда серийно выпускаемых сегодня в промышленности винтовых забойных двигателей по техническим характеристикам наиболее подходит двигатель марки Д1-106 со следующими техническими характеристиками:

Наружный диаметр корпуса. 0,106 м

Длина 4,2 м

Масса 220 кг

Присоединительные резьбы (по ГОСТ 28487-90)

к бурильным трубам З - 76

к долоту . З - 88

Расход бурового раствора 0,008-0,01 м³/с

Момент силы на выходном валу .1100-2300 Н*м

Частота вращения выходного вала 65-190 об/мин

Перепад давления 3,0 -7,5 МПа

Допустимая осевая нагрузка 60 кН

Максимально допустимая осевая нагрузка

при аварийном подъёме 170 кН

2.6 Определение потерь давления в ВЗД

Величина потерь давлении в ВЗД складывается из потерь давления в верхнем узле двигателя (р₁) и перепада давления в двигателе при данной подаче насосов (р₂), т.е.

р_ВЗД = р₁+ р₂, (2.19)

р₁ = а_п * с_бр * Q², (2.20)

а_п - коэффициент потерь давления в верхнем узле ВЗД. Согласно справочным данным, а_п= 56*10^-5 .

Тогда р₁ = 56*10^-5 *1,28*10²=0,07 МПа;

р₂ = A_р * с_бр * Q², (2.21)

где A_р - коэффициент перепада давления в ВЗД.

Величину A_р можно найти по формуле:

A_р = p_Т /( с_бр * Q1² ) (2.22)

A_р = 12 / ( 1,28 * 10²) = 9375*10^-5

Здесь р_Т`- перепад давления в турбобуре при максимальном режиме работы Q1, дм³/с.

Согласно [23, с. 60]: р_Т`= 12 МПа при Q₁ = 10 дм³/с.

Тогда

р₂ = 9375*10^-5 * 1,28 *10² = 0,00012 МПа,

Получаем потери давления в ВЗД:

р_ВЗД = 0,151 + 0,675 = 0,07012 МПа.

2.7 Особенности технологии бурения винтовыми забойными двигателями

В силу конструктивных особенностей ВЗД технология бурения скважин с их применением успешно конкурирует и существенно отличается от других способов бурения (роторный, турбинный).

Основными параметрами, влияющими на работу ВЗД, является расход бурового раствора, рабочее давление, допустимая осевая нагрузка и момент силы на выходном валу. Поэтому для обеспечения необходимого режима бурения, достижения оптимальной отработки двигателя и долота следует придерживаться следующих рекомендаций:

Не доходя до забоя приблизительно 3-5 м, следует произвести запуск бурового насоса, обеспечивая минимальную подачу бурового раствора до появления циркуляции с целью определения минимального давления P_min. При наличии на буровой расходомера увеличивают подачу жидкости до значения номинальной подачи Q_ном указанной в паспортной характеристике данного двигателя (для двигателя Д1-127 Q_ном =14-15 л/сек), параллельно определяя рабочее давление P_раб. При отсутствии на буровой расходомера для определения P_раб руководствуется следующим правилом:

P_раб = P_min + P_{хол ,}

где P_хол - перепад давления в режиме холостого хода при испытаниях двигателя в условиях БПО или непосредственно на устье скважины, МПа (для двигателя марки Д1-127 P_хол= 2,5ч3,5 МПа [13, c. 5-74]).

При выходе на рабочий режим двигателя плавно дойти до забоя скважины, следя за показанием ГИВ. Начинать процесс бурения рекомендуется создавая осевую нагрузку на долото 50-60 % от рекомендуемой нагрузки записанной в ГТН при этом внимательно следя за P_раб. Это производится с целью обкатки долота и ВЗД. При выходе на рабочую осевую нагрузку определить P_раб следя за отработкой долота.

При создании нагрузки на долото P_раб должно быть на 10-20 МПа больше заданного в ГТН.

В процессе бурения подачу инструмента следует производить плавно без рывков для рационального использования долота и двигателя.

Для определения критериев работоспособности ВЗД и для обеспечения безаварийной работы необходимо в процессе бурения кратковременно вводить двигатель в тормозной режим. Для этого необходимо резко увеличить осевую нагрузку на долото до максимально допустимого значения указанного в паспортных данных, определив при этом давление тормозного режима Р_торм. Как правило для исправного (работоспособного) двигателя Р_торм > P_раб на 3-3,5 МПа. Если Р_торм > P_раб на 1-2 МПа, то это говорит о том, что двигатель скоро выйдет из строя и в дальнейшем использование его в бурении не рекомендуется.

От равномерности подачи осевой нагрузки на долото зависит долговечность и работоспособность ВЗД, т.к. при неравномерных резких увеличениях подачи осевой нагрузки на долото возникают дополнительные гидравлические, динамические и статические нагрузки, которые приводят к интенсивному разрушению и износу ВЗД.

Поэтому при бурении ВЗД очень важно знать и соблюдать выше описанные параметры, т.к. при малой подаче бурового раствора и большой осевой нагрузке на долото увеличивается время бурения (процесс проходки) с одновременным разрушением рабочих органов ВЗД (пары «ротор-статор»). При большой подаче бурового раствора и осевой нагрузке так же наблюдается разрушение рабочих органов ВЗД (пары «ротор-статор»). Кроме этого, при нарушениях технологии бурения возникает вероятность создания аварийной ситуации из-за входа двигателя в тормозной режим, который скручивает БК. Это явление необходимо учитывать при бурении наклонно направленных скважин в целях сохранения правильной ориентации БК, так как данный фактор ведёт к повороту БК влево и сопровождается развинчиванием резьбовых соединений и поломок рабочих органов двигателя - торсиона, головки вала шпинделя, головки вала пары.

По мере износа рабочих органов двигателя для сохранения его нагрузочной характеристики расход промывочной жидкости целесообразно увеличить на 20-25%.

Момент подъёма и смены долота после сработки его вооружения определяется по устойчивому снижению механической скорости бурения в 2-3 раза по сравнению с первоначальной. Сигналом подъёма долота при сработке опор долота, сопровождающейся заклиниванием шарошек, может служить повторяющееся, резкое повышение давления в нагнетательной линии, происходящее даже при пониженных осевых нагрузках. При бурении энергоёмкими долотами типа ИСМ, МДЛС, торцовыми фрезами и т. д., следует очень внимательно следить за процессом бурения, так как при резкой перегрузке и перекрытии промывочных каналов приводит к возникновению мощного тормозного момента ведущий к разрушению ВЗД и развороту БК.

Как правило, при бурении ВЗД в компановку включаются следующие элементы: подквадратный фильтр, обратный клапан, сливной клапан. Подквадратный фильтр служит для задержки крупных частиц механического, металлического и прочего происхождения. Обратный клапан служит для предотвращения движения жидкости назад из заколонного пространства в бурильную колонну при остановке насоса. Сливной клапан предназначен для выравнивания давлений затрубной и трубной части при остановке бурового насоса (устанавливается выше обратного клапана) так же при подъёме БК служит для предотвращения перелива жидкости на устье.

При бурении наклонно направленной скважины рекомендуется постоянно периодически производить проворот и приподъём всей БК во избежание прихвата её нижней части и улучшения циркуляции бурового раствора.

Обычно при бурении ВЗД применяется трёхступенчатая система очистки:

первая ступень очистки - вибросито - очищает буровой раствор от крупных механических примесей;

вторая ступень очистки - гидроциклон - наиболее полно очищает буровой раствор от песка и мелких механических примесей;

третья ступень - песко-илоотделитель - производит тонкую очистку бурового раствора от мелкого песка и мелкодисперсных механических примесей. Степень концентрации механических примесей в буровом растворе (песка, стружек и т.д.) оказывает очень большое влияние на износ внутренних рабочих органов ВЗД.

2.8 Особенности эксплуатации винтовых забойных двигателей в бурении