Тема 9 Способы вращательного бурения

Лекция 7

1. Общие сведения о вращательном бурении. В настоящее время глубокие нефтегазовые скважины бурят вращательным способом с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб или с пере­дачей вращения долоту непосредственно от вала (или через низ бурильной колонны) гидравлического или электрического за­бойного двигателя – турбобура, винтового бура или электро­бура.

Основные требования к выбору способа вращения долота оп­ределяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими тех­нико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать, во-первых, использование таких ви­дов буровых растворов и такой технологии проводки ствола, ко­торые наиболее полно отвечали бы условиям предупреждения осложнений и их ликвидаций и качественного вскрытия продук­тивного пласта, а во-вторых – достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких меха­нических скоростей, наибольших проходок на долото, возмож­ность использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород, глубиной их залегания.

Важно передавать на забой достаточную мощность при лю­бых глубинах бурения с наименьшими потерями и такой кру­тящий момент, который был бы достаточен для создания над­лежащей осевой нагрузки на долото. При передаче мощности на забой (N = Mn) необходимо всегда иметь достаточно высо­кий крутящий момент М с учетом типа, размеров и степени из­ношенности долота и свойств пород, регулировать частоту вра­щения n в целях более полного и целесообразного использова­ния переданной на забой мощности. Привод долота должен иметь мягкую характеристику.

Целесообразность применения тех или иных способов буре­ния и их разновидностей (ударно-вращательное, турбинно-ро­торное, реактивно-турбинное, с промывкой различными буровы­ми растворами, различными долотами) определяется с учетом геологических, технических и экономических факторов. Эти ре­шения пересматриваются по мере совершенствования техноло­гии и техники бурения (долот, труб, растворов) и изменения, уточнения условий проводки скважин. Возможно сочетание не­скольких способов при проводке различных интервалов одной и той же скважины.

2. 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 стол ротора через колонну бурильных труб и ведущую трубу передается и реактивный крутящий момент от забойных двигателей.

Привод ротора осуществляется от лебедки через карданный вал либо 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=Мп) при благоприятных сочетаниях частоты вращения п и крутящего момента М, а также гидрав­лической энергии (мощности N_дг=Δp_дQ) при благоприятных со­четаниях расхода Q и перепада давления на долоте Δp_д.

При роторном способе, в отличие от бурения гидравлически­ми забойными двигателями, частота вращения долота четко ус­танавливается бурильщиком с пульта управления. Крутящий 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 М₁ 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.

В зависимости от вида привода (электрический с асинхрон­ными двигателями, внутреннего сгорания) и передач (механи­ческие редукторы, турботрансформатор, турбомуфта, шинно­пневматические муфты) возможны изменения крутящего момен­та и частоты вращения, смягчение характеристики привода, улучшение показателей роторного бурения. Это относится и к другим способам вращательного бурения, в связи с чем в це­лом перспективным следует признать использование со време­нем постоянного тока в бурении.

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 каверны, уширения и искривления ство­ла скважины увеличивают прогиб вращающейся колонны, по­вышают опасность ее слома.

Мощность привода буровых насосов современных установок глубокого бурения (около 600 кВт и более) N_н кратно превы­шает мощность ПИР, больше мощности привода лебедки N_л и мощности, необходимой для очистки забоя и промывки ствола при нормальных условиях бурения. Поэтому очень важно ис­пользовать значительную часть этой мощности для повышения эффективности разрушения горных пород применением гидро­мониторных долот, гидроударников, эффективной струйной об­работки стенок скважины, их закупоривания, кольматации:

N_И = N_ТИ + N_ГИ, (1)

где N_ТИ – мощность, затрачиваемая на преодоление механиче­ских и гидравлических сопротивлений в трансмиссии, привод­ной и гидравлической частях насосов, N_ГИ = р_н Q – гидравличе­ская мощность насосов.

На долото может быть передана часть N_ГИ за вычетом мощ­ности на потери в циркуляционной системе:

N_гд = N_ГИ - N_ГП

N_ГП = (α₁ +α₂L)Q³ρg, (2)

где α₁ – коэффициент гидравлических сопротивлений в манифольде, некоторых элементах бурильной колонны, не зависящий от глубины скважины; α₂ – коэффициент гидравлических сопро­тивлений в бурильных трубах, кольцевом пространстве, зави­сящий от длины колонны L; ρ – плотность бурового раствора; g – ускорение свободного падения.

Таким образом, гидравлическая мощность, подводимая к на­садкам долота,

N_гд=Δp_дQ = р_н Q - (α₁ +α₂L)Q³ρg (3)

Как известно, гидравлические сопротивления на трение по длине трубы и кольцевого сечения α₂ значительно (в пятой сте­пени) зависят от гидравлического радиуса этих каналов. По ме­ре увеличения глубины диаметры скважины и бурильных труб уменьшаются. Поэтому чем глубже скважина, выше расход бу­рового раствора, тем больше N_ГП и меньше N_гд. Для увеличения N_гд необходимо повысить коэффициент передачи мощности на забой:

(4)

Следовательно, надо уменьшить потери мощности на преодо­ление гидравлических сопротивлений. Одним из путей достиже­ния высоких значений k _M и N_гд является поддержание Q на ми­нимально необходимом, а р – на максимально возможном уров­нях.

Предельно допустимое давление в нагнетательной линии бу­ровых насосов определяется прочностью на разрыв гидравли­ческой коробки и цилиндровых втулок. Оно устанавливается по суммарному гидравлическому сопротивлению в циркуляцион­ной системе. Предельное рабочее давление зависит от прочно­сти на разрыв наиболее слабых и важных по условиям безопас­ности элементов циркуляционной системы (бурового рукава, вертлюга) и ограничивается размещаемыми в манифольде пре­дохранительными клапанами.

Расход применяемых в бурении поршневых двухцилиндро­вых насосов двойного действия в широких пределах регулируется сменой цилиндровых втулок, изменением их диаметра, а в узких пределах – изменением числа ходов в зависимости от ви­да привода. При использовании электропривода с синхронными двигателями и фазовым ротором расход может меняться очень мало, а при применении двигателей внутреннего сгорания и турбомуфт – в пределах десятков процентов.

Необходимо отметить также, что при роторном бурении практически возможно использование всех типов буровых рас­творов и продувки воздухом.

Мощность привода ротора:

(5)

где N_T – мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивле­ний в трансмиссии, N_x.вр – мощность на холостое вращение бу­рильной колонны в растворе с трением о стенки ствола скважи­ны; N _д – мощность на вращение долота (разрушение породы, трение о стенки и в опорах шарошек).

При применении ПИР N_T может оцениваться по формуле Б. М. Плюща

(α=0,003 кВт/(об/мин); п – частота вращения ротора, об/мин).

Мощность N_x.вр зависит от частоты вращения, длины и диа­метра бурильной колонны, диаметра и кривизны скважины, свойств пород, раствора и фильтрационной корки, характера вращения бурильной колонны (вокруг собственной оси, перека­тыванием или скольжением по стенке скважины), осевой на­грузки, материала труб (стальные, легкосплавные).

По формуле В. С. Федорова.

где α – коэффициент, увеличивающийся от 1,9·10^-2 до 4,7·10^-2 при росте зенитного угла оси ствола скважины от 0 до 25°, L и d_H – длина и наружный диаметр бурильных труб, м.

.

Мощность N_д может быть оценена по известному из опытов и анализа промыслового материала значению удельного момен­та, приходящегося на единицу осевой нагрузки, по формуле

, (6)

где M ₁ – момент на вращение (холостое) долота, не зависящий от осевой нагрузки; G – осевая нагрузка на долото.

Удельный момент М _уд возрастает с понижением твердости и повышением пластичности горных пород, увеличением сколь­жения долота и трения в опорах.

Наиболее надежно N_д, N_x.вр определяются экспериментально по измерениям крутящего момента с помощью глубинных и ус­тановленных на поверхности моментомеров. Анализ этих фор­мул и фактические данные измерений показывает сильное отри­цательное влияние частоты вращения, диаметра труб, длины колонны на коэффициент передачи мощности на забой

и на мощность на долоте. Так, при установленной на поверх­ности мощности привода ротора около 300 кВт на забой пере­дается лишь 60 кВт при глубине бурения 3000 м и менее 30 кВт при глубине бурения 5000 м, частоте вращения 60 об/мин и диа­метрах бурильных труб 127 и 114 мм и долота 216 мм. При бо­лее высоких частотах (120 об/мин) передается еще меньшая мощность (40 и 25 кВт при тех же глубинах), существенно меньшими будут крутящие моменты и осевые нагрузки на до­лото. Горные породы будут разрушаться неэффективно истира­нием или вследствие усталости.

С ростом глубины в связи с повышением давления всесторон­него сжатия больше проявляется пластичность горных пород, требуются большие деформации до разрушения и большая дли­тельность контакта зубьев долота с забоем. Все это обусловли­вает необходимость снижения частоты вращения с 200-100 об/мин при бурении на глубинах 500-2000 м до 60-20 об/мин при бурении на больших глубинах. Подтверждают необходимость снижения частоты вращения долота при ротор­ном бурении частые аварии бурильной колонны, ускоренное из­нашивание и усталостное разрушение ее элементов, вертлюгов, роторов, зубьев и опор шарошечных долот при высоких часто­тах вращения.

При роторном бурении с низкими частотами вращения ус­пешно используются долота со стойкими герметизированными опорами. Благодаря высокому крутящему моменту передается достаточно большая нагрузка на долото, часто бурение ведется в объемной области разрушения пород. В результате уменьша­ется скорость изнашивания опор и зубьев, получается большая проходка на долото, иногда существенно превышающая проход­ку на долото при турбинном бурении.

Однако снижение частоты вращения и при бурении неглубокозалегающих пород невысокой пластичности и абразивности обусловливает кратное снижение механической скорости про­ходки по сравнению с высокооборотным бурением забойными двигателями. При проводке скважин относительно больших диа­метров на малые и средние глубины это приводит и к более низ­ким коммерческим скоростям бурения по сравнению с турбин­ным способом.

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 более широкое применение роторного бурения в последние годы.

Основной объем проходки стволов глубоких скважин в мире в настоящее время приходится на роторный способ. Толь­ко в США бурится свыше 50 млн. м в год с довольно высокими показателями проходки на долото (до нескольких сотен метров) рейсовой скорости бурения (несколько метров в 1 ч).

В нашей стране роторным способом бурят вертикальные ин­тервалы наклонных скважин, не требующие использования от­клонителей.

3. 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, т. е. при турбинном способе работает один канал передачи мощности на забой. В отличие от роторного бурения, где при постоянном п может в широких пределах изменяться 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. η, пере­пада давления Δр от частоты вращения вала п при заданном количестве Q прокачиваемого через нее бурового раствора. Ча­стота вращения вала соответствует частоте вращения роторного колеса, а вращающий момент равен сумме моментов всех сту­пеней M=zm.

Мощность на валу

где т – момент одной ступени.

Мощность N может определяться также по расходу Q и пе­репаду давления Δp=Δp_mz, где Δр_т — 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 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, свойств пород, типа и степени изно­са долота.

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

На рисунке 38 приведена рабочая характеристика турбины тур­бобура. Поскольку не учитывается потеря мощности в подшипниках, при отсутствии

нагрузки на валу турбина будет вращаться с максимальной частотой n _x.

 

Рисунок 38 – Рабочая характеристика турбины турбобура

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 М_Т. Значение крутящего момента на валу турбины при частоте вращения вала 0<n<n_x определяется из выражения

(7)

При этом мощность на валу турбины

(8)

Исследование этой функции показывает, что N максималь­на при n ₀ = п_х/2 (режим максимальной мощности турбины). Профиль лопаток турбины вы­бирается так, чтобы перепад давления на турбине мало из­менялся при уменьшении или увеличении частоты вращения и максимум к. п. д. достигался при п_о≈ п_х/2. Однако в настоя­щее время выпускают турбо­буры с так называемой падаю­щей линией давления. У них перепад давления зависит от частоты вращения вала и при уменьшении ее от п_х до нуля перепад давления снижается приблизительно в 2 раза. Это позволяет улучшить в целом рабочую характеристику турбины – повысить устойчивость ее работы и при п<п_х/2.

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

. (9)

Здесь p₁ и p ₂ – перепады давления в турбине при расходах Q₁ и Q₂ и плотностях бурового раствора ρ₁ и ρ₂.

Отношение М/п 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):

, (10)

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 различных ка­честве и количестве бурового раствора.

Рабочая характеристика турбобура в целом существенно от­личается от рабочей характеристики турбины в связи с тем, что на преодоление трения в подшипниках, особенно в пяте (осевой опоре), расходуется значительная мощность. Величина этой мощности зависит от конструкции пяты, осевой нагрузки на нее, скорости скольжения, наличия маховой массы, свойств бурово­го раствора.

Для увеличения мощности, упрощения изготовления, транс­портирования и ремонта турбобуры выполняют двух- и трехсек­ционными. Секционный турбобур представляет собой несколько (чаще два-три) обычных многоступенчатых турбо­буров (секций), расположенных один над другим, валы которых соединены между собой конической фрикционной или конусно­шлицевой 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 лег­ко изменять величины мощности и момента, подводимые к до­лоту.

Другой путь улучшения моментной характеристики турбобу­ра – 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, требующими 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 мощность 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 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.

2. 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.

3. 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.

4. Облегчается отклонение ствола скважины в требуемом на­правлении. Улучшаются условия работы обслуживающего персонала, так как отсутствует шум ротора, и уменьшаются вибрации на буровой.

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.

4. Бурение объёмными винтовыми двигателями. Винтовые двигатели, применяемые за рубежом, представля­ют собой обращенный винтовой насос с однозаходным винтом. Они имеют характеристику, близкую характеристике 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.

На рисунке 39 показан объемный гидравлический планетарный двигатель. Он состоит из резинового статора 1, неподвижно за­крепленного в корпусе 2, и стального ротора 3. Ротор и статор представляют собой как бы 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, который по назначению и устройству аналогичен шпинделю тур­бобура.

Рисунок 39 – Забойный винтовой двига­тель Д-85: 1 – корпус; 2 – ротор; 3 – статор; 4, 5 – оси статора и ротора

Характеристика винтового двигателя отличается от характе­ристики турбобура. Теоретически частота вращения его пропор­циональна расходу бурового раствора и не зависит от вращаю­щего момента. По мере роста крутящего момента на долоте уве­личивается перепад давления:

(11)

где q – объем полостей винтового двигателя; η – к. п. д. двига­теля.

Практически вследствие значительного трения в двигателе и утечек раствора вращающий момент не прямо пропорциона­лен перепаду давления, а частота вращения несколько умень­шается по мере роста вращающего момента, но гораздо мень­ше, чем у турбобура (рис. 40).

Рисунок 40 – Рабочая характеристика вин­тового забойного двигателя

 

Как отмечалось выше, перепад давления в турбобуре почти не изменяется с увеличением или уменьшением момента при повышении крутящего момента на долоте и в опорах турбобу­ра до М = М_Т, вал турбобура останавливается, раствор продол­жает поступать на забой. В объемном двигателе при повыше­нии крутящего момента давление продолжает расти, пока или не сработает предохранительный клапан, или раствор, отгибая резиновые элементы статора, не начнет проходить частично на забой. При этом снизится и частота вращения. При дальнейшем увеличении момента вал двигателя остановится, раствор, отги­бая резиновые винтовые поверхности статора, будет проходить через объемный двигатель на забой.

Теоретически частота вращения

(12)

где Qi — подача бурового насоса, дм³/с.

В винтовом двигателе энергия теряется на преодоление гид­равлических сопротивлений, трение ротора о статор, трение в шпинделе, деформирование резины статора. Общий начальный к. п. д. в режиме максимальной мощности винтовых двигателей составляет 48-55% в зависимости от усилия предварительного натяга между ротором и статором, смазывающих способностей бурового раствора, диаметра ротора.

Мощность винтового двигателя зависит от расхода и перепа­да давления в нем

(13)

Практически мощность может быть повышена путем увели­чения объема полостей двигателя, диаметра ротора, удлинени­ем шага винтовой линии и изменением числа заходов. Послед­нее в отечественных конструкциях составляет 5:6 - 9: 10.

Изготовление статоров и роторов сложной конфигурации с высокой точностью и чистотой поверхностей, с антикоррозион­ным покрытием дали возможность перейти к серийному выпус­ку тысяч винтовых двигателей с высоким моментом, довольно большой мощности и хорошим соотношением М/п.

Необходимо повысить стойкость статоров, которая составля­ет в среднем 30-50 ч, достигая 180 ч в отдельных опытных об­разцах. Резина постоянно подвергается деформации, трению и нагревается. Температура даже на некотором удалении от тру­щихся поверхностей достигает 130°С, происходит коррозия по­верхности ротора, повышается ее шероховатость.

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 или тур­бинного способа.

Особенности бурения объемными винтовыми двигателями

При бурении объемными винтовыми двигателями в твердых породах проходка на долото увеличивается более чем в 2 раза, а в мягких – на 20-50% по сравнению с турбинным способом, механическая скорость ниже на 20-50% в обоих случаях.

Винтовой двигатель в ограниченном объеме успешно приме­няется в нескольких районах страны при бурении твердых и очень твердых породах с различной пластичностью и абразивно­стью с долотами различных типов при проводке вертикальных и наклонных скважин.

Винтовой двигатель проще по конструкции, имеет меньшие длину и массу. Он дает возможность контролировать отработку долота по изменению крутящего момента, поскольку одновре­менно с ростом момента увеличивается и давление на стояке. Так, при изнашивании опор шарошек и неизменной осевой на­грузке момент и давление повышаются, при изнашивании зубь­ев момент снижается и уменьшается давление на стояке.

Большой крутящий момент объемных винтовых двигателей в принципе дает возможность успешно применять долота, тре­бующие высоких крутящих моментов, – трехшарошечные с большими высотой и шагом зубьев, со значительным скольже­нием, одношарошечные при бурении мягких, пластичных пород. Относительно низкая частота вращения объемных винтовых двигателей позволяет использовать их с большей эффективно­стью, чем турбобуры, и при разбуривании абразивных пород. Менее чувствителен винтовой двигатель и к уменьшению диа­метра ствола, что в сочетании с меньшим перепадом давления в нем делает его более перспективным в бурении глубоких сква­жин.

При повышении стойкости винтовой двигатель может успеш­но применяться в сочетании с алмазными долотами и долотами ИСМ, так как развивает достаточно большой крутящий момент. Вследствие небольшой длины эти двигатели более предпочти­тельны и при интенсивном изменении кривизны ствола скважи­ны, поскольку используемые в настоящее время для этих целей укороченные турбобуры и электробуры имеют меньшие мощ­ность и крутящий момент.

Объемные винтовые двигатели могут применяться при буре­нии с промывкой буровыми растворами с высокими смазываю­щими свойствами для пары сталь – резина, промывкой водой, глинистыми растворами с низким содержанием твердой фазы и песка. В целом их следует рассматривать как очень перспектив­ные по моментной и мощностной характеристике забойные дви­гатели. Важно добиться повышения их долговечности.

5. Бурение электробуром. Отечественная промышленность выпускает электробуры различных типов и размеров, конструкции которых аналогич­ны. Электробур состоит из трехфазного асинхронного двигате­ля с короткозамкнутым ротором и шпинделя. Шпиндель слу­жит для восприятия реакции забоя при создании нагрузки на долото. Для получения необходимого вращающего момента при небольшом диаметре двигателя (последний ограничен диамет­ром скважины) увеличивают его длину. Чтобы длинный ротор не искривлялся при вращении, он разделен на ряд секций, центрируемых в статоре радиальными шариковыми подшипни­ками. Статор также состоит из отдельных пакетов, разделен­ных немагнитопроводным материалом. Вращающий момент с вала двигателя передается ва­лу шпинделя зубчатой муфтой.

Буровой раствор проходит через электробур к долоту по центральному каналу в валах двигателя и шпинделя. Для предупреждения попадания его в рабочие полости электродви­гатель заполняется изоляцион­ным маслом, а шпиндель – смазочным маслом. С помо­щью лубрикатора поддерживается давление масла на 0,1-0,3 МПа больше давления раствора в скважине.

На рисунке 41 приведена схема оборудования для бурения скважин электробуром. Электрическая энергия, подаваемая на буровую по линии электропередачи, поступает на распределительное устройство 13 высо­кого напряжения. Отсюда она через понижающий трансформатор 15 и станцию управления 16 по наружному кабелю 9 пода­ется на токоприемник 8. Последний передает электрическую энергию на кабель 3, расположенный внутри бурильных труб 4. По кабелю электрическая энергия поступает к электробуру 2 расположенному вблизи забоя скважины, и преобразуется в механическую энергию для вращения долота 1.

Рисунок 41 – Схема установки для буре­ния электробуром: / – долото; 2 – электробур; 3 – кабель; 4 – бурильная труба; 5 – ротор; 6 – пульт управления; 7 – ведущая труба; 8 – токо­приемник; 9 – наружный кабель; 10 – гиб­кий шланг; 11 – вертлюг; 12 – лебедка; 13 – распределительное устройство высоко­го напряжения; 14 – автоматический регу­лятор подачи инструмента; 15 – транс­форматор для питания электробура; 16 – станция управления электробуром

 

Кнопки и приборы со станции управления выводятся на пульт управления 6, с которого бурильщик управляет работой электробура. Для опускания бурильной колонны в процессе бу­рения служит автоматический регулятор подачи 14. Электриче­ская энергия подается электробуру по двух- или трехжильному шланговому кабелю с резиновой изоляцией, расположенному внутри бурильных труб типа ЭБШ. При применении двухжильного кабеля третьим проводом является колонна бурильных труб.

Особенности бурения электробуром

Вследствие ограниченности диаметра скважины и соответственно диаметра электробура в нем удается разместить лишь четыре-шесть пар полюсов Р. При частоте переменного тока f = 50 Гц частота вращения вала электробура п изменяется от 660-750 об/мин, если Р = 4, до 440-500 об/мин, если Р = 6, при изменении скольжения ротора s относительно поля статора 0≤s≤12 %, так как частота вращения вала асинхронного двигателя

(14)

Для разбуривания большой группы мягких и средней твердости пластичных абразивных пород, особенно залегающих на значительной глубине, эти частоты вращения велики. Поэтому на практике частоты вращения электробура снижаются путем уменьшения частоты тока питания электробура до f = 20-35 Гц и применением редукторов. Снижение частоты вращения путем уменьшения частоты тока недостаточно эффективно, так как не сопровождается соответствующим повышением крутящего мо­мента.