Идея турбинного способа бурения возникала еще в конце ХIХ века во многих передовых странах, когда ученые стали искать способ вращения одного долота при неподвижной системе колонны бурильных труб и приближения двигателя к забою скважины, что позволило бы значительно повысить КПД буровой установки, снизить износ бурильных труб или использовать трубы с менее жесткими качественными характеристиками. Возможности промышленности тех лет не позволяли изготавливать трубы из легированных сталей. Известные преимущества турбинного бурения заключались в значительном росте скорости бурения по сравнению с другими способами. Самым удачным оказалось решение использовать промывочную жидкость, применяемую для выноса на поверхность выбуренной породы и охлаждения долота, для вращения последнего с помощью турбины. Турбина, установленная между долотом и бурильной колонной, получила название турбобур.
В начале XX века стали применять вращательный способ бурения, позволивший значительно увеличить скорость бурения скважин, но и он имел очевидные недостатки, главным из которых была частая поломка труб. Именно эти причины послужили созданию турбинного бурения скважин: плохое качество бурильных труб, вследствие их частая поломка и замена, что влияло на стоимость бурения. Тут возникала и вторая причина: частая замена инструментов — это потеря драгоценного времени.
турбобур бурение многоступенчатый роторный
1. Турбобур
- Турбобур — многоступенчатая гидравлическая турбина, расположенная непосредственно у забоя скважины над буровым долотом. К валу турбины присоединяется долото, каждая ступень состоит из диска и ротора.
- Турбобур содержит корпус, турбинный вал, вал осевой опоры с внутренней цилиндрической полостью, последовательно установленные на турбинном валу роторы турбин, а в корпусе — статоры турбин, радиальные опоры, гайку турбинного вала, осевую опору, ниппель, канал, обеспечивающий связь полости последнего ротора турбины и внутренней полости вала осевой опоры. Турбинный вал и вал осевой опоры соединены между собой с помощью резьбы.
- Так как турбобур устанавливают непосредственно над породоразрушающим инструментом, то источником энергии и крутящего момента является давление потока жидкости, движущейся под напором поверхностного насоса.
- Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, то есть жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление. Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.
5 стр., 2433 слов
Бурение нефтяных и газовых скважин (2)
... - при роторном бурении; гидравлической – при бурении с гидравлическими забойными двигателями (турбобур, винтовой забойный двигатель); электрической – при бурении электробурами (через расположенный внутри труб кабель); воспринимает и передает на стенки скважины (при ...
- Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки ротора под заданным углом и осуществляют силовое воздействие на ротор, в результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй ступени, где вновь происходят формирование направления движения потока жидкости и подача её на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент.
- В результате жидкость под действием энергии давления, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к породоразрушающему инструменту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу. В процессе работы турбины на статорах, закрепленных неподвижно в корпусе турбобура, создается реактивный момент, равный по значению, но противоположный по направлению. [5]
1.1 Появление турбобура
Первый промышленный образец турбобура (рис.1) был изобретен и изготовлен ешё в 1922 — 1923 г.г. в Советском Союзе М. А. Капелюшниковым, С. М. Волохом и Н. А. Корнеевым.
Это был редукторный турбобур с одноступенчатой турбиной, позволяющий бурить нефтяные скважины без вращения бурильных труб. Однако из-за низкой стойкости одноступенчатой турбины и зубчатого редуктора турбобур Капелюшникова уступал по технико-экономическим показателям бурно развивающемуся в то время роторному способу бурения. Хотя турбобурение пока уступало по скорости роторному, «при равных прочих условиях, для достижения одинаковой скорости бурения при турбобуре нужно затратить в 17 раз меньшую мощность, чем при американском вращательном бурении.» Наработка турбобура Капелюшникова не превышала 10 ч. Тем не менее, этот турбобур в течение десяти лет довольно успешно конкурировал с начинающим тогда развиваться роторным способом бурения. [2] В то же время ценный опыт первого турбинного бурения, доказавший целесообразность и полезность переноса двигателя для вращения бурового долота на забой скважины, продемонстрировал ряд важных преимуществ перед роторным способом: значительное увеличение скоростей бурения, возможность проводки наклонно-направленных скважин, резкое снижение аварий с бурильными трубами и др.
1.2 Период застоя в турбинном бурении
В то же время, в Советском Союзе в 1927 г. турбинное бурение было выделено в особый производственный участок и в Сураханах (промысел им. Орджоникидзе) под руководством М. А. Капелюшникова была создана первая производственная контора турбинного бурения со своим планом проходки. В ней концентрировался и набирался опыта штат инженеров и рабочих, имелись собственный склад и система снабжения, ориентированная только на турбобурение. В качестве ремонтной базы конторе была выделена небольшая механическая мастерская им. Мясникова. В таком виде предприятие просуществовало до 1932 г., ведя бурение «в промышленном масштабе». «За период с 1927 по 1932 г. в результате энергичной работы небольшой группы работников, — писал М.А. Капелюшников в докладной записке секретарю ЦК ВКП(б) М. Д. Багирову и начальнику Главнефти М. В. Баринову, — эффективность турбобура увеличилась вдвое, в то время как эффективность вращательного бурения, над которым работают все буровые техники Америки и других стран, увеличилась за тот же период на 20 — 30 %». [2]
Буровая установка глубокого бурения УРАЛМАШ 5000/320 ДГУ
... бурения, чем импортное. 1. Техническая характеристика буровой установки ОАО "Уралмаш" выпускает комплектные буровые установки (БУ) и наборы бурового оборудования (НБО) для бурения ... 270 Количество ступеней очистки ЦС 4 2. Тип и конструкция буровой вышки Буровая вышка предназначена ... осуществлено бурение с помощью конкретной вышки; - Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия работы ...
Однако в начале XX века они не привели к созданию надежной работоспособной конструкции и к 1933 г. турбинное бурение в нашей стране было полностью вытеснено роторным. О причинах падения весьма красноречиво говорилось в упомянутой записке Капелюшникова:«Столь резкие скачки показателей различных буровых указывают на организационно-технические неполадки, — писал он, — а именно: с момента слияния турбинного бурения с цехом вращательного в районе им. Орджоникидзе основная группа инженеров-турбинщиков по различным причинам была снята, снабжение инструментом ухудшилось, так как инструментальный склад турбобурения был слит со складом вращательного бурения, вследствие чего специально подобранный инструмент был обезличен и распылен. Ухудшились и прочее снабжение и ремонт оборудования — так снабжение турбинных буровых долотьями Юза и Гайберсона было весьма неудовлетворительным, а с августа месяца 1933 г. почти прекратилось. Ремонт турбобуров был передан на завод Дзержинского, где таковой не был достаточно обеспечен техническим надзором и руководством, отчего часто турбобуры после ремонта или вовсе не работают, или работают очень неэффективно (мало времени).
Руководство цеха бурения и промысла в целом интересовалось только конечным результатом, т.е. проходкой — метражом, в результате чего отдельные неполадки организационно-технического порядка не устранялись, и руководство промыслом шло по линии наименьшего сопротивления, т.е. переводило механически турбинные буровые на вращательные». [2]
2. Изобретение многоступенчатого турбобура и его внедрение в производство
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).
«Бурение нефтяных и газовых скважин» :«Бурение наклонно-направленных ...
... продуктивный пласт. Как правило, этот тип скважин используют для бурения на пласты, расположенные под солевыми куполами, для кустового бурения, а также вскрытия глубоко залегающих ... геологические факторы требуют использования промежуточных обсадных колонн. Этот тип иногда используют для бурения направленной скважины с целью глушения другой, фонтанирующей, скважины. Он также рационален, когда ...
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.
Бурение нефтяных и газовых скважин
... бурении; гидравлической – при бурении с гидравлическими забойными двигателями (турбобур, винтовой забойный двигатель); электрической – при бурении электробурами (через расположенный внутри труб кабель); воспринимает и передает на стенки скважины ... колебаний, протекторные кольца, имеющие соответствующее назначение. Для управляемого искривления ствола скважины в заданном направлении или же, напротив, ...
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
Успешная проходка скважины в Бухте Ильича (Баку, в 1941 г.) по предложению Р. А. Иоаннесяна, П. П. Шумилова, Э. И. Тагиева, М. Т. Гусмана турбинным наклонно-направленным бурением положила начало внедрению наклонного турбобурения, ставшего основным методом направленного бурения в СССР и получившего применение за рубежом. Этим методом при пересечённом рельефе местности и на морских месторождениях бурят кусты до 20 скважин с одного основания. В 1938—41 в СССР разработаны основы теории непрерывного наклонного регулируемого турбинного бурения при неподвижной колонне бурильных труб. Этот метод стал основным при бурении наклонных скважин в СССР и за рубежом. [3]
В 1941 г. Н. С. Тимофеев предложил в устойчивых породах применять так называемое многозабойное бурение.
Но качество турбобуров Т-10-100, Т-12-10, Т-19-10, Т12м2-10, Т-14-9, было низким, да и промышленность не обеспечивала потребности буровых насосов. Поэтому в конце того же года было принято решение объединить конторы турбинною и разведочного бурения. В условиях военного времени объемы бурения были вынужденно сокращены. В послевоенные годы турбинное бурение возродилось, и буровики достигли больших успехов, несмотря на значительный рост глубин скважин и усложнение условий их проходки. Война помешала расширению объемов внедрения турбобуров. В конце 1943 и начале 1944 гг. по указанию Наркомнефти большинство буровых бригад треста «Туймазанефть» было направлено в другие нефтяные районы страны для восстановления нефтепромыслов Майкопа и разбуривания только открытых высокодебитных месторождений Кинзебула. К концу войны турбобур был всесторонне испытан, и на заводах Молотовской области было налажено их массовое производство.
В 1948 г. группа специалистов треста «Туймазанефть» и объединения «Башнефть» предложила применять при турбинном бурении форсированные режимы, которые буровики называли «шмаревскими» (названный так в честь учёного и нефтяника А. Т. Шмарева).
Для этого на буровых установках монтировали по два, иногда три мощных насоса, увеличивали нагрузки на долото. [3]
Оборудование для бурения нефтяных и газовых месторождений
... 1.2 Классификация буровых установок для глубокого бурения Нефтяные и газовые скважины бурят при помощи буровых установок, ... и функции Буровая установка включает следующие элементы: основной двигатель (главный привод), буровая вышка, подвышечное основание (фундамент), оборудование для спуско-подъемных операций (СПО), буровые насосы, противовыбросовое оборудование (превенторы),блок очистки бурового ...
За большую работу по внедрению турбобуров, совершивших по словам А. Т. Шмарева «подлинную техническую революцию в бурении», большая группа буровиков была награждена орденами и медалями СССР. За заслуги по внедрению форсированных режимов турбинного бурения буровому мастеру треста «Туймазанефть» И. Д. Куприянову в 1948 г. было присуждено звание Героя Социалистического Труда.
3.1 Соревнование между роторным и турбинным бурением
Сторонников роторного бурения скважин было еще немало. Главное их доводы — сравнительная простота техники и технологии бурения и большой опыт работы. И тогда в Туймазах решили устроить соревнование между двумя лучшими буровыми бригадами — П. П, Балабанова и Ф. В. Кнутова. Буровые установки были оснащены одинаковыми насосами, долотами, но одну из скважин бурили роторным способом, другую — турбобуром. Результаты оказались лучше у турбобура: скорость бурения турбобуром в 1,5 раза превысила скорость роторного бурения. Это раз и навсегда доказало преимущество турбинного бурения над роторным. [3]
4. Технологическое совершенствование турбобура. Модернизация систем оповещения
- Начиная с 60-ых годов XX века, появились более совершенные шарошечные долота в связи с тем, что начались небывалые масштабы поисков и добычи нефти и газа в главном добывающем районе страны — Тюменской области — объясняются это как большим мастерством бурильщиков, так и широким привлечением научных достижений в практику буровых работ. Прежде всего о привлечении в процесс бурения электронно-вычислительной техники. [4]
- На рисунке 2 показан один из регуляторов подачи долота, приспособленный для работы в турбинном бурении, наиболее распространенный в Сибири. При этом методе вся колонна бурильных труб в процессе бурения остается неподвижной. Вращается только долото на забое скважины, которое приводится в движение гидравлической турбиной или турбобуром. Как у всякой турбины, турбобур обладает (кроме активного) реактивным моментом вращения. Он передается застопоренным бурильным трубам и гасится с их помощью. Реактивный момент и был использован конструкторами при создании забойного автомата подачи долота.
Основа его конструкции — пружинный моментомер-преобразователь, Моментомер, установленный между турбобуром и бурильными трубами, способен закручиваться за счет упругости дугообразных стальных пружин-прутков. Закручивание пружин трансформируется в осевое перемещение нижнего штока автомата и золотникового устройства. Золотник может перекрывать часть потока промывочной жидкости и менять режим работы турбины. Крутящий момент на турбине и нагрузка на долото поддерживаются постоянными в заданных пределах. [4]
Буровые установки теперь стали оснащены многочисленными приборами, которые позволяют бурильщику следить за правильным соблюдением оптимальных режимов бурения. В скважине понадобился канал связи, а датчики надо было установить не на устье, а в самой скважине, возле долота.
Для шарошечных долот, наиболее распространенных в современном бурении, одним из опасных видов износа считается трудноконтролируемый износ цапфы, на которую опирается шарошка при ее вращении. Неконтролируемый износ опоры может стать причиной аварии с долотом и скважиной, если на забое останется одна или несколько шарошек. В одной из конструкций сигнализирующего устройства применяется индикаторное вещество (краска, магнитный или радиоактивный порошок), заключенное в замкнутый контейнер.
Совершенствование технологии бурения на площади
... 9 16. Время бурения в скв.2: долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9 17. Тип турбобура 18. Осевая ... напряжение сдвига в) пластическая вязкость 7. Марка и количество установленных буровых насосов 8. Размеры наземной обвязки: а) условный размер стояка ... скважине №1 и №2 требованиям «Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, 1983г» ...
Контейнер вращается вместе с шарошкой (рис.3).
Напротив контейнера установлен резец, неподвижно связанный с цапфой. По мере износа опоры шарошек увеличивается их поперечный люфт. При некотором, заранее заданном, значении люфта контейнер вскрывается резцом, индикаторное вещество поступает в поток промывочной жидкости и фиксируется измерительными приборами на устье скважины: долото подлежит замене. [4]
Для решения ещё одной проблемы были придуманы новые датчики связи, а именно для распознания высокого пластового давления. Именно поэтому в колонне бурильных труб был установлен контейнер с ферромагнитными частицами (очень хорошее изолирующее вещество)(рисунок).
В контейнере устанавливался блок, чувствительный к изменению температуры. Изменение его величины при нагреве приводило к разбалансировке моста и включению соленоида (однослойная катушка).
Соленоид втягивался в катушки, а тяга открывала заслонку контейнера. Феррочастицы попадали в поток жидкости, достигая устья скважины, они включали записывающий прибор, либо звуковой или визуальный сигнал тревоги. [4]
Аналогичное применение ферропорошков оказалось возможным при решении другой задачи. У буровиков и геологов главная цель бурения скважины состоит в получении образцов горных пород или керна.
Для этого в керноподъемной трубе гирляндно размещены пластиковые мешки-контейнеры с ферропорошком (рис.4).
Поднимающийся столбик керна последовательно разрушает их, а достигнув земной поверхности, порошок сигнализирует о заполнении трубы керном: чем больше частиц и дольше они поступают, тем полнее заполнена грунтоноска. На осциллографе возникают нарастающие по величине всплески осциллограммы. Прекращение всплесков, число которых совпадает с количеством гирлянд разрушенных контейнеров, свидетельствует о полном заполнении трубы. [4]
Такой канал связи способен решать отдельные технологические задачи. Он не лишен недостатков. Главный — запаздывание сигнала на время подъема частиц от забоя скважины до устья.
Турбобур стал сложным механизмом. Благодаря данным датчикам в совмещении с шарошечным долотом, турбобур стал ещё более эффективной системой.
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).
Бурение и область применения, классификация способов бурения
... лет почти повсеместно они заменили конную тягу. При бурении скважин на нефть на первом этапе получил развитие ударный способ (бурение штанговое, канатное, быстроударное с промывкой забоя). В ... ударное штанговое бурение. Во избежание ржавления буровые штанги делали деревянными; стенки скважин закрепляли деревянными трубами. Первый буровой колодец, закрепленный трубами, был пробурен на воду в 1126 ...
[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.
Курсовые работы по разработке скважин
... разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины. 2. Способы бурения скважин По способу воздействия ... бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом. Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину ...
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
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovaya/turbinnoe-burenie/
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
