Рабочая характеристика турбобура

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, т.е. при турбинном способе работает один канал передачи мощности на забой. В отличие от роторного бурения, где при постоянном n может в широких пределах изменяться М и соответственно нагрузка на долото G, при турбинном бурении n существенно изменяется с изменением G и M.

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 з 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, коэффициента полезного действия (КПД), перепада давления от частоты вращения вала n при заданном количестве Q прокачиваемого через нее бурового раствора. Частота вращения вала соответствует частоте вращения ротора турбины, а вращающий момент равен сумме моментов всех ступеней М = zm.

Мощность на валу

,

Где m - момент одной ступени.

Мощность N может определяться по расходу Q и перепаду давления, где - перепад давления в одной ступени, т.е.

.

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 значительная 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.

Рабочая характеристика турбобура

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 на долото. Она зависит также от типа и состояния опор турбобура, свойств бурового раствора.

Для удобства пользования и наглядности рабочую характеристику турбины турбобура представляют в графическом виде.

Поскольку не учитывается потеря мощности в подшипниках, при отсутствии нагрузки на валу турбина будет вращаться с максимальной частотой nx. При создании на валу сопротивления вращению частота вращения снижается пропорционально приложенному крутящему моменту. При полной остановке вала (n=0) момент достигает максимального значения, называемого тормозным моментом Мт. Значение крутящего момента на валу турбины при частоте вращения вала 0<n<nx определяется из выражения

.

При этом мощность на валу турбины

.

Исследование этой функции показывает, что N максимальна при n0 = nx/2 (режим максимальной мощности турбины).

С изменением количества и качества бурового раствора, прокачиваемого через турбину, изменяются ее энергетические параметры согласно соотношениям из теории турбин:

;;;

;;.

Здесь р1 и р2 - перепады давления в турбине при расходах Q1 и Q2 и плотностях бурового раствора и.

Отношение М/n при роторном бурении значительно больше, чем при турбинном. Особенно сильно это различие для турбобуров малого диаметра, поскольку велико влияние диаметра турбобура на его мощность и крутящий момент (при других неизменных параметрах):

,

где d1 и d2 - диаметры турбобура.

Зная энергетические параметры при одном режиме промывки из стендовых исследований и пользуясь этими соотношениями, можно определить параметры турбины при другом качестве и количестве бурового раствора.

Зависимости мощности и вращающего момента на валу турбобура от частоты вращения при данной энергоемкости долота называются комплексными характеристиками процесса турбинного бурения или характеристиками ТДЗ (турбобур - долото - забой).

Для увеличения мощности, упрощения изготовления, транспортирования и ремонта турбобуры выполняют двух- и трехсекциоными. Секционный турбобур представляет собой несколько (чаще два - три) обычных многоступенчатых турбобуров (секций), расположенных один над другим, валы которых соединены между собой конической фрикционной или конусно-шлицевой муфтой. При свинчивании корпусов секций одновременно соединяются и валы. Конструкция секционных турбобуров такова, что нижняя секция может применяться отдельно или с любым числом верхних секций. Поэтому при необходимости можно легко изменять мощность и момент, подводимые к долоту.

Другой путь улучшения моментной характеристики - применение механических редукторов, снижающих частоту вращения долота в 2-3 раза и соответственно повышающих крутящий момент. Это расширяет область эффективного использования турбобуров при бурении глубоких скважин в пластичных породах с долотами, требующих большого крутящего момента.

Разработан также способ снижения частоты вращения турбобура разделением потока на два: один проходит через ступени турбины, а другой - к насадкам долота, минуя турбину. Однако в скважинах малого диаметра не удается передавать достаточно большие мощности и крутящий момент на долото, особенно при бурении глубоких скважин.

Колонковые турбодолота КТД предназначены для бурения с отбором керна. Они имеют полый вал, в котором размещается керноприемное устройство.

Особенности турбинного бурения заключаются в следующем.

1. Улучшаются в отличие от роторного способа условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить ее, применить легкосплавные и тонкостенные 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 к стенке скважины 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 и смазывания, хорошего крепления, использования соединений повышенной герметичности.

2. Возрастает механическая скорость проходки вследствие высокой частоты вращения долота, что ведет к значительному росту коммерческой скорости, особенно для 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 насадке долота и скорости истечения бурового раствора из них. Недостаточно длителен межремонтный срок службы опор турбобура, что снижает эффективность применения износостойких алмазных долот, долот ИСМ; для их эффективного использования в ряде случаев недостаточен крутящий момент.

3. Могут использоваться все виды буровых растворов, исключение составляет лишь продувка воздухом. При бурении с промывкой аэрированными растворами удается частично полезно использовать 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.

4. Облегчается отклонение ствола скважины в требуемом направлении.

5. Улучшаются условия работы обслуживающего персонала, так как отсутствует непрерывный шум ротора и уменьшаются вибрации на буровой.

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

Основные типы буровых долот. Лопастные долота.

Виды долот: лопастное, шарошечное, алмазное,

Лопастные долота

Лопастные долота режущего типа используются для бурения геологоразведочных скважин на небольшие глубины.

Применяются два типа лопастных долот:

М – для бурения скважин в мягких породах

МС – для бурения скважин в породах средней крепости. Существуют лопастные долота с калибрующим сектором, с вогнутыми лопастями и с опережающим лезвием. Все эти конструкции имеют ряд особенностей в вооружении и системе расположения промывочных отверстий. Долота типа М могут оснащаться струйными или гидромониторными насадками.

Лопастное буровое долото состоит из кованого корпуса с присоединит. Резьбой, к которому привариваются 3 и более лопастей. У двухлопастного долота корпус и лопасти отштамповываются как одно целое. Для повышения износостойкости долот лопасти армируются твёрдым сплавом. Пластинки твёрдого сплава заплавляются на передней грани лопастей в специально профрезерованные пазы. Боковые (калибрующие стенку скважины) грани лопастей армируются цилиндрическими зубками, запрессовываемыми в просверленные отверстия. Промежутки между зубками наплавляются твёрдым сплавом. [3]

Для бурения скважин с отбором керна применяют шарошечные и лопастные бурильные головки, которые изготовляют для специальных керноприёмных устройств со съёмным и несъёмным керноприёмниками. Колонковые долота со съёмным керноприёмником позволяют отбирать с забоя скважины керн без подъёма бурильной колонны.

Поверхность между рёбрами имеет коническую форму и способствует смещению разрушенной породы в центральный канал бурильной колонны. Рёбра армируются породоразрушающий и элементами различной формы: круглыми, шестигранными или квадратными. Коронки предназначены для бурения мягких пород с незначительным содержанием твёрдых пропластков. Торцевая поверхность рёбер имеет коническую форму для предотвращения заклинивания частиц породы, а на наружной поверхности имеются пазы. Важным элементом коронки являются тороидальные канавки на внутреннем уступе, способствующие в сочетании с внутренним патрубком керноприёмной трубы переходу нисходящего потока очистного агента в восходящий. При отсутствии такой канавки в процессе бурения резко возрастают потери очистного агента.

Малогабаритное долото лопастное режущего типа, предназначенное для бурения геологоразведочных скважин в мягких породах и в мягких породах с прослойками средней твердости, разрушают породу в режиме резания с очисткой забоя промывочным агентом или шнековым способом.

В большинстве районов бурение геологоразведочных скважин в мягких породах ведется с использованием легкого бурового оборудования и поэтому с небольшими осевыми нагрузками на долото и с малым крутящим моментом. [4]

В таких условиях обычные серийные долота лопастные нефтяного сортамента работают, небольшой промежуток времени до 10-15 ч. Тогда как при использовании нефтяного тяжелого оборудования эти долота лопастные работают 150-200 ч. Лопастные долота режущего типа для геологоразведочного бурения работают до затупления режущих кромок твердосплавных резцов и режущих кромок, наплавленных крупнозернистым твердым сплавом. Процесс изнашивания режущих кромок характеризуется медленным истиранием от периферийной зоны до центральной части долота. Несмотря на то, что центральная часть долота лопастного изнашивается значительно меньше, именно она определяет работоспособность долота в целом. Даже при незначительном износе центральной части долота лопастного резко снижается удельная нагрузка на режущие кромки и твердосплавные резцы, и они перестают внедряться в поверхность разрушаемого забоя. Твердосплавные резцы, расположенные в центральной части долота, обнажаются медленно и на незначительную величину вследствие небольших окружных скоростей, возникающих в центральной зоне при вращении долота с частотой до 200 об/мин. Режущие грани и твердосплавные резцы лопастных долот, расположенные в периферийной зоне, изнашиваются более интенсивно. Однако за счет высоких окружных скоростей происходит обнажение верхних частей твердосплавных резцов и режущих граней, а также истирание корпуса лопастей и державок, что способствует увеличению удельной нагрузки и внедрению кромок и резцов в поверхность разрушаемого забоя. Режущие грани и твердосплавные резцы на калибрующих гранях рабочих лопастей обрабатывают стенки скважины по наибольшему периметру и в этой зоне они истираются по ко криволинейной поверхности, на которой расположено калибрующее вооружение лопастей. [5]

Дата добавления: 2015-08-10