История развития турбинного бурения

Важным для развития турбинного бурения оказался 1933 г. К этому времени определились крайне неблагоприятные результаты роторного бурения на нижние отделы продуктивной толщи на Сураханском месторождении. Как отмечал геолог промысла С. В. Шульгин, в 1930 - 1931 г.г. было заложено 22 глубокие разведочные скважины, из них до проектной глубины ни одна не дошла, большинство было переведено на эксплуатацию вышележащих горизонтов. При этом единственная «турбинная» скважина показала лучшие результаты по скорости. Это и дало новый толчок для развития турбобура.

Началом нового этапа в развитии конструкций турбобуров явилось создание в 1933 - 1935 г.г. в «Экспериментальной конторе турбинного бурения Азнефти» (ЭКТБ) талантливыми советскими инженерами П. П. Шумиловым, Р. А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом безредукторного турбобура с многоступенчатой турбиной. А уже 28 октября 1933 г. за подписью заведующего отделом промысловой механики Государственного Исследовательского Нефтяного Института П. П. Шумилова и инженера В. Н. Зорина была подготовлена обстоятельная записка «Турбоаппараты на основе многоступенчатых турбин (техническая записка, сокращенный гидромеханический анализ и расчет)». К 31 октябрю директор института К. П. Лавровский и П. П. Шумилов направили ее начальнику Главнефти М. В. Баринову. «Выполняя одно из решений II Всесоюзной конференции по глубокому бурению, - писали они, - Отдел промысловой механики ГИНИ направляет в Главнефть в законченном виде основные результаты своих исследовательских реконструктивных работ по турбинному бурению. Дирекция ГИНИ просит Начальника Главнефти уделить особое внимание реализации означенных результатов в промышленности». После этого в ГИНИ была сформирована специальная бригада (бригадир - А. М. Будагов, технический руководитель - П. П. Шумилов, члены - А. П. Крылов, А. А. Карташкин, В. П. Зорин и, возможно, кто-то еще), которая по договору института с «Азнефтью» была направлена в Баку для изготовления и испытаний спроектированного оборудования (многоступенчатого редукторного турбобура нескольких типоразмеров и бурильного автомата). В Баку на базе Спецтехбюро и бригады ГИНИ была сформирована новая бригада (бригадир - М. А. Капелюшников, заместитель - П. П. Шумилов), которая на базе бюро изготовила опытные образцы техники и провела успешные стендовые испытания турбобуров П. П. Шумилова. [2]

В марте 1934 г. для проведения испытаний на промысле им. Орджоникидзе была выделена буровая № 1013. Бригада ГИНИ приступила к пробному бурению, которое показало как преимущества конструкции (высокую мощность, постоянство режима, высокое качество ствола скважины), так и недостатки (конструктивные дефекты редуктора, стойкость лопаток турбины оказалась выше, чем в одноступенчатой конструкции, но меньше теоретически возможной и др.). В этот период П. П. Шумилов продолжал разработку теоретической базы турбинного бурения и в ряде публикаций изложил основные положения циркуляционной теории аксиальных многоступенчатых турбин турбобуров, принципы расчета турбобуров и их конструирования. Он рассмотрел специфические условия, обеспечивающие наибольшую эффективность работы турбобура, связанные с выбором и расчетом решеток профилей турбин, работающих в загрязненном глинистом растворе в ограниченных диаметральных габаритах двигателя, обеспечивающих необходимые энергетические показатели в широком диапазоне его нагружения рабочим моментом, возможность регулирования работы турбобура на забое и др. Между тем в созданной бригаде возникли разногласия: коллектив П. П. Шумилова стремился сосредоточиться на многоступенчатой турбине и максимальном получении опытных данных на скв. 1013, местные работники, прежде всего М.А. Капелюшников и Г. А. Любимов, считали, что нужно вести исследования как одноступенчатой турбины, так и различных вариантов многоступенчатой. П. П. Шумилов и другой талантливый инженер-конструктор Р. А. Иоаннесян подвели предварительный итог разработки турбобуров. В результате экспериментов, было принято решение отказаться от применения редуктора в многоступенчатой турбине и остановиться на варианте безредукторного турбобура, который и лег в основу дальнейшего промышленного развития турбинного способа бурения в СССР. В середине 30-х годов к П.П. Шумилову, Р. А. Иоаннесяну, Э. И. Тагиеву присоединился молодой инженер М. Т. Гусман. Именно эта «четверка» и довела многоступенчатый турбобур до промышленного внедрения. [2]

Важным достижением явилась также разработка технологии литья ступеней осевых турбин, вначале из ковкого чугуна, а затем из стали. Благодаря этому турбобур превратился в простую и надежную конструкцию, обладающую высокими эксплуатационными показателями (по сравнению с предыдущими конструкциями). В дальнейшем был создан целый ряд односекционных забойных машин типов Т12, Т14, Т19, имеющих межремонтный период от 50 до 100 ч.

Применение этих турбобуров позволило осуществить крупномасштабное строительство вертикальных и наклонно-направленных скважин в Урало-Поволжском, Западносибирском и других нефтегазовых регионах страны. [4] Развитие нефтяной отрасли в то время шло по пути резкого наращивания скоростей бурения при относительно слабом техническом оснащении процесса строительства скважин. В довоенные годы страна не располагала необходимым количеством высокопрочных бурильных и утяжеленных труб, а также другим оборудованием. Низкое качество бурильного инструмента было основной причиной многочисленных аварий, что также способствовало широкому внедрению турбобуров, при использовании которых поломки труб практически исключались. Изобретение тогда же способа проводки наклонно-направленных скважин турбобурами окончательно закрепило лидирующее положение турбинного бурения в СССР. Однако оставалась нерешенной ещё одна проблема: хуже обстояло дело с кадрами. Турбобур - более сложный агрегат по сравнению с применяемым при роторном бурении оборудованием, поэтому для его эксплуатации потребовались грамотные специалисты. Срочно организовывали тех. учебу бурильщиков…

3. Развитие турбинного бурения в военные и послевоенные годы

5. Современные турбобуры: технические характеристики

Современный турбобур, как и его далекий предшественник, сохранил свою конструктивную схему(рис.5). Он включает многоступенчатую турбину, состоящую из статоров и роторов, установленных соответственно в корпусе и на валу. Буровой раствор, отработавший в лопаточных аппаратах турбины, поступает по каналам внутрь вала и далее в долото. Для снижения количества раствора, минующей долото, в турбобуре выполняется уплотнение выхода вала. Корпус и сжатые в нем статоры, радиальные опоры и подпятники (наружные обоймы) осевой опоры образуют статорную систему, а вал и сжатые на нем с помощью гайки роторы, втулки радиальных опор и диски осевой опоры - роторную систему.

Турбобур может выполняться отдельной сборкой, состоящей из статорной и роторной систем. Каждая такая сборка называется секцией. Так, турбинная секция (рис.6) включает, как правило, корпус, вал, турбинные ступени, средние опоры, переводники и полумуфты. Собранные в отдельный узел опоры, образуют шпиндельную секцию (рис.7). [1]

Для наращивания параметров турбобур может выполняться из нескольких секций. Такой турбобур называется секционным (многосекционным). Сборка секционных турбобуров в единую машину производится на буровой. Турбобуры, как и другие забойные двигатели, работают в жестких условиях. На их надежность сильное влияние оказывают высокие нагрузки, вибрации и др. Поэтому все несущие элементы выполняются из высококачественных легированных сталей.

Ресурс турбобура составляет примерно 1200 часов. За этот период производится несколько ремонтов, при которых производится замена быстроизнашивающихся деталей и узлов, а также дефектоскопия основных несущих элементов: валов, корпусов, переводников, полумуфт. Турбина турбобура, как правило, состоит из 100-400 ступеней (рис.8). Каждая ступень содержит статор и ротор со своими лопаточными аппаратами. Между статорами и роторами имеются осевые и радиальные зазоры. Величины указанных зазоров устанавливаются исходя из условий монтажеспособности и эксплуатационной надежности многоступенчатой турбины. В процессе работы роторы перемещаются относительно статоров вследствие износа осевой опоры в пределах установленного осевого зазора. [1]

Для минимизации утечки жидкости в турбине целесообразно выполнять малые радиальные зазоры, исключающие касание между собой роторов и статоров. Осевая опора (рис.9) в турбобурах многорядная. Преимущественно опоры выполняются резинно-металлическими. Они состоят из чередующихся подпятников и дисков. [1]

Для улучшения условий запуска турбобура, а также для работы в высокотемпературной среде (выше 110 градусов Цельсия) применяют шарикоподшипники (рис.10). Радиальные опоры, центрирующие валы турбинных секций, называют средними опорами (рис.11), а центрирующие валы шпиндельных секций - нижними (рис.12). В бесшпиндельных турбобурах центрирование нижней части вала осуществляют с помощью ниппеля (рис.13). [1]

Конусно-шлицевое соединение (рис.14) применяется в качестве разъемного соединения валов секций между собой, для чего концы соединяемых валов оснащаются соответствующими полумуфтами. Переводники секций имеют две резьбы, одна из которых используется для крепления деталей в корпусе, а другая - для соединения секций турбобура между собой. Применяемые в турбобурах переводники служат соответственно для соединения выходного вала и породоразрушающего инструмента и турбобура с бурильной колонной. [1]

Валы турбинной и шпиндельной секций являются несущими элементами конструкции.

Крепление деталей вызывает растяжение конструкции. Возникающая при этом упругая сила обеспечивает фиксацию деталей относительно вала. В корпусе турбинной секции закрепляются статоры турбины и средние опоры, а в корпусе шпиндельной секции - подпятники и кольца осевой опоры и нижние опоры. Крепление деталей в корпусе производится аналогично креплению деталей на валу за счет упругой силы, создаваемой при его растяжении. [1]

5.1 Типы турбобуров, особенности их конструкции и использования

Турбобуры используются для выполнения различных технологических операции при строительстве и ремонте скважин. Искривление ствола производится турбинными отклонителями.

Турбобуры используются как привод породоразрушающего инструмента при бурении сплошным забоем, а также при обуривании керна в качестве привода керноприемного устройства или без него при размещении керноприемной трубы внутри полого вала турбобура (турбодолота).

Определенную специфику имеют турбобуры, используемые для привода шарошечных долот и безопорных долот. Турбобуры находят применение при бурении обычных по диаметру (до 660 мм) стволов, а также шахтных стволов диаметром более 4000 мм в составе агрегатов реактивно-турбинного бурения.

Турбобур с плавающими статорами типа ТПС (рис.15) отличает то, что статоры его турбины имеют свободу осевого перемещения относительно корпуса, тогда как роторы турбины закреплены на валу. По сравнению с обычными турбобурами, в турбобурах с плавающими статорами на осевую опору секции действует удвоенная сила сверху вниз. [1]

Турбобуры с плавающими статорами нашли применение в геологоразведочном бурении, благодаря простоте их сборки и регулировки, а также сравнительно высоким параметрам. Достоинства турбобуров ТПС основаны на том, что при сборке не требуется точных расчетных размеров между секциями.

При нарастании износа осевой опоры секции, благодаря осевой свободе статоров, исключается их контакт с роторами. Статоры относительно роторов в турбобурах ТПС расположены со значительно меньшим осевыми зазором, чем в обычных турбобурах, что позволяет в турбинной секции установить примерно в 1,3 раза больше турбинных ступеней и тем самым добиться улучшения энергетической характеристики за счет увеличения момента силы при сохранении частоты вращения вала турбобура.

Турбобур с независимой подвеской валов секций (рис.16). В этом турбобуре так же, как и в ТПС, упрощена регулировка секций. Соединение валов секций между собой имеет свободу осевого взаимного перемещения. Ресурс работы турбинной секции определяется величиной осевого износа подшипника в пределах осевого зазора между ротором и статором турбинной ступени. Благодаря исключению жесткой связи между долотом и валами турбинных секций подшипник в последних не нагружен сильными вибрациями, в результате чего он способен нарабатывать много сот часов. [1]

Турбобуры с независимой подвеской типа А6Ш могут быть многосекционными, что позволит наращивать момент силы, а также уменьшать расход жидкости и частоту вращения.

Турбинно-винтовой двигатель типа ТНВ (рис.17) представляет собой агрегат, включающий шпиндельную секцию, турбинную секцию и винтовой модуль. Соединение между собой турбинных и винтовых рабочих органов позволяет получить характеристику низкооборотной машины, какой является винтовой забойный двигатель, и высокую надежность, свойственную турбинным двигателям. При прочих равных условиях двигатели ТНВ имеют многократно большую наработку на отказ, чем винтовые двигатели. [1]

Высокая надежность турбинно-винтовых двигателей основана на обеспечении легких условий работы винтовой пары и осевой опоры - наиболее уязвимых элементов двигателя.

При малых моментах силы на двигателе осевая сила, действующая на ротор, направлена снизу вверх (насосный режим), а при повышенных моментах на двигателе -сверху вниз. На винтовой ротор модуля, в зависимости от режима работы двигателя, действует не только осевая сила с изменяющимся направлением, но и момент силы с изменяющимся направлением. Благодаря уменьшенным нагрузкам в винтовой паре модуля происходит постепенный ее износ.

Успешная работа турбобурами в бурении обеспечивается их правильным использованием, в том числе сборкой и регулировкой. Дальнейшее развитие турбинного бурения связано с улучшением характеристик турбин, повышением их КПД, понижением частот вращения на разгонных режимах, понижением перепада давлений в турбобурах, повышением стойкости, надёжности и межремонтных сроков работы турбобуров, приспособлением их для работы с высоконапорными долотами, тахометрированием частот вращения вала турбобура и автоматизацией подачи инструмента в процессе бурения.

Заключение

Турбинное бурение занимало основную нишу разработки нефтяных и разведочных месторождений в прошлом столетии, главным образом из-за большой себестоимости и нехватки качественных бурильных труб. Также такой вид бурения имел преимущества как в скоростных, так и в технических характеристиках перед основным своим конкурентом - роторным бурением. В течении почти 80 лет турбинное бурение оставалось приоритетным в нашей стране, однако в течение последних 10 лет, стоимость качественных бурильных труб уменьшилась, в связи с тем, что такие страны как Китай освоили производство высококачественных бурильных труб за приемлемую цену, а их наработка на отказ постепенно стала превышать турбинное, вследствие чего актуальность такого бурения стала падать. В настоящее время, бурение месторождений как зарубежными, так и российскими компаниями проводится с помощью силовых верхних приводов, такой тип бурения чем-то напоминает роторный. Но это не значит, что про турбинное бурение забыли. Очень часто применяется комбинированный способ бурения при помощи силового верхнего привода и турбинного бурения. Я считаю, что главным преимуществом турбинного бурения была скорость проходки, таким образом можно говорить, что это довольно эффективный способ бурения. Этот способ проходки до сих пор остаётся актуальным и в настоящее время новыми разработками в области турбинной техники и технологии занимаются научно-конструкторские коллективы РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ООО «ВНИИБТ-БИ», ЗАО «НГТ», ООО «Бурсервис», ООО "ГЗД Технология". За рубежом - американские компании Smith Neyrfor, Halliburton.

Список литературы

1. Гусман А.М. и Порожский К.П. «Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование.». Екатеринбург: УГГГА, 2002

2. Евдошенко Ю.В. «Я не верю в одноступенчатый турбобур. Из истории советских инноваций.». ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство». 2011

3. Зайнетдинов Э.А. «Пионеры турбинного бурения в Башкирии.». ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство». 2012

4. Копылов В.Е. «К тайникам Геи». Москва «Недра». 1990

5. Турбобур - статья из БСЭ. «Советская энциклопедия». 1969-1978

Приложения

Размещено на Allbest.ru