с их помощью), а также для проектирования оптимальных параметров режима бурения при условии использования но­ вейших технических средств, имеющихся на вооружении в промышленности, следует производить бурение опорно­ технологических скважин (ОТС). Число опорно-технологи­ ческих скважин на площади выбирается таким, чтобы в ре­ зультате их проводки можно было дать рекомендации для всех условий предстоящего разбуривания данной площади.

7.2.ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

Воснове бурения забойными двигателями ле­

жит применение погружного двигателя. Гидравлическим по­ гружным двигателем называют машину, которая преобразует энергию потока жидкости в механическую энергию, а элект­ рическим погружным двигателем — электробур.

По принципу действия различают гидравлические двигатели объемного типа (гидростатические) и гидродинамические дви­ гатели.

Объемные двигатели действуют от гидростатического на­ пора в результате наполнения жидкостью рабочих камер и перемещения вытеснителей. Под вытеснителем понимается рабочий орган, непосредственно совершающий работу под действием на него давления жидкости. Конструктивно вытес­ нитель может быть выполнен в виде поршня, пластины, зуба шестерен или ротора. В объемных гидравлических двигателях ведомое звено может совершать как циклическое возвратно­ поступательное или возвратно-поворотное движение, так и непрерывное.

Объемные двигатели характеризуются тремя основными признаками:

а) наличием рабочих камер, которые периодически сооб­ щаются со входом или выходом машины, причем жидкость наполняет каждую камеру или выталкивается из нее;

б) изменением давления в рабочей камере от начального до конечного постепенно вследствие изменения объема каме­ ры или скачкообразно в результате сообщения камеры с вы­ ходом;

в) несущественной зависимостью усилий на рабочих орга­ нах двигателя от скорости движения жидкости в камерах.

Гидродинамические двигатели (турбины) функционируют при изменении момента количества движения жидкости в рабочих органах машины. В этом типе гидравлических двига­

телей ведомое звено совершает только вращательное движе­ ние.

Гидродинамические двигатели характеризуются также тре­ мя особенностями:

а) рабочие органы двигателя выполнены в виде лопаточно­ го аппарата, состоящего из статора и ротора, обтекаемого жидкостью;

б) в каналах двигателя циркулирует непрерывный поток жидкости;

в) взаимодействие между лопаточным аппаратом и жидко­ стью носит гидродинамический характер.

7.2.1. ТУРБОБУРЫ. ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ

В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы враще­ нию долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трения труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффек­ том упругих крутильных колебаний. Максимальный крутя­ щий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, скорости вращения долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных по­ род.

Практика применения турбобуров показывает, что стой­ кость труб при этом способе примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении.

В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в ро­ торном.

Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX столетия: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был получен в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравличес­ кого двигателя.

В начале 1900-х годов был разработан и использован на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500 —600 уда­ ров в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Капелюшников разра­ ботал (совместно с С.М. Волохом и Н.А. Корневым) турбин­

11.Возможность осуществления промывки ствола скважи­ ны без вращения долота.

12.Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бу­ рильной колонны.

13.Стопорение выходного вала с корпусом в случае необ­

ходимости и освобождение от стопорения.

14.Гашение вибраций бурильного инструмента.

15.Экономию проведенных затрат на 1 м проходки сква­ жины по сравнению с альтернативными способами и средст­

вами бурения.

Понятно, что в одной конструкции все или большую часть этих требований воплотить очень сложно. В то же время це­ лесообразно иметь возможно меньшее число типов турбобу­ ров одинакового диаметра.

Вначале 50-х годов в связи с возрастанием глубин сква­ жин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух-трех секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчива­ лись с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в ниж­ ней секции.

Вдальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобу­ ров осевая опора была вынесена в отдельную секцию — шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла тур­ бобура — его опоры.

Секционные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ в настоящее время серийно выпускаются заводами химическо­ го машиностроения с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм.

Вконце 50-х годов во ВНИИБТ были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело

втом, что резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) растворов с относительно низким со­ держанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжелен­ ных или сильно загрязненных буровых растворов сущест­ венно искажала выходную характеристику турбобура, что, в свою очередь, снижало эффективность турбинного способа бурения.

Вначале 60-х годов Р.А. Иоаннесяном (с соавторами) была

создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура серии 128 000, представляющая собой многоступенчатый шарико­ подшипник двухстороннего действия.

Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются заводами химического машинострое­ ния с диаметрами корпуса 164, 195 и 240 мм.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных ша­ рошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения приблизительно 2,5 —5 с""1. Это привело к созданию ряда новых направлений в конструировании турбо­ буров:

ссистемой гидродинамического торможения; многосекционных;

свысокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;

ссистемой демпфирования вибраций;

сразделенным потоком жидкости и полым валом;

сплавающей системой статора;

стормозной приставкой гидромеханического типа;

средукторной вставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объ­ емного типа — винтовые.

В настоящее время среди конструкторов турбобуров еще нет единого мнения о наиболее эффективном и перспектив­ ном направлении развития техники турбинного способа бу­ рения. С целью объективной оценки новых конструкций и выбора лучшей из них для широкого внедрения в серийное производство проводятся сравнительные испытания макет­ ных образцов новых забойных двигателей.

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ1 предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами.

В настоящее время выпускаются турбобуры ЗТСШ1 с диа­ метрами корпуса 172, 195 и 240 мм.

Турбобуры состоят из трех турбинных и одной шпин­ дельной секции (рис. 7.1). В шпинделе установлена непроточ­ ная резинометаллическая осевая опора, которая выполняет также функцию уплотнения вала турбобура.

В каждой турбинной секции размещено около 100 ступе­ ней турбины, по четыре радиальные опоры и по три ступени предохранительной осевой пяты. Последняя применяется для устранения опасности соприкосновения роторов и статоров турбины из-за износа шпиндельного подшипника в процессе работы.

Втурбобурах ЗТСШ1 устанавливается цельнолитая метал­ лическая турбина, а в турбобурах ЗТСШ1-ТЛ — составная турбина, проточная часть которой изготовлена методом точ­ ного литья.

Вкачестве запасного комплекта к турбобурам ЗТСШ1195ТЛ поставляется и турбина типа 24/18-195ТПК, лопаточ­ ный венец которой выполнен из пластмассы.

Технические характеристики секционных унифицирован­ ных шпиндельных турбобуров ЗТСШ1 приведены в табл. 7.1 (при плотности жидкости 1000 кг/м2).

Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения

Высокомоментные турбобуры типа АГТТТТ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но могут применяться и при алмазном бурении. Машинострои­ тельные заводы Минхиммаша выпускают турбобуры типа АГТШ с диаметрами корпуса 164, 195 и 240 мм.

Турбобуры состоят из трех секций и шпинделя (рис. 7.2). Две турбинные секции содержат многоступенчатую высокоциркулятивную турбину. В третьей устанавливаются ступени гидродинамического торможения (ГГ). Ступени ГТ состоят из статора и ротора, лопатки венцов которых имеют безудар­ ное обтекание жидкостью на тормозном режиме. При вра­ щении такого ротора возникает крутящий момент, противо­ положный моменту, развиваемому турбиной турбобура. Зна­ чение тормозящего момента пропорционально частоте вра­ щения вала.

В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный ша­ рикоподшипник серии 128 000. В качестве уплотнения вала используются круглые резиновые кольца ПРУ.

Технические характеристики высокомоментных турбобу­ ров типа АГТШ приведены в табл. 7.2 (при плотности жидко­ сти 1000 кг/м3).

Многосекционные турбобуры

Существующая технология турбинного буре­ ния в большинстве случаев основана на применении серий­ ных турбобуров АГТШ или ЗТСШ1 в том виде, в каком они поставляются машиностроительными заводами. Энергетичес­ кие характеристики этих турбобуров, как правило, не удов­ летворяют оптимальным параметрам отработки шарошечных долот и гидравлической программе бурения. Особенно это относится к применению новых шарошечных долот с герме­ тизированными маслонаполненными опорами (ГНУ и ГАУ), а также к использованию одного бурового насоса при бурении скважины.

С целью снижения частоты вращения долота и наращива­ ния крутящего момента на валу турбобура применяются мно­ госекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Се­ рийные турбобуры, собранные из пяти-шести турбинных секций, позволяют эффективно отрабатывать высокопроиз­ водительные долота при пониженных расходах бурового рас­ твора, а также предоставляют технологам значительно более широкие возможности для выбора оптимальных параметров режима бурения.

В дальнейшем усовершенствованные многосекционные турбобуры испытывались при бурении глубоких скважин в РФ и за рубежом как с отечественными, так и с американ­ скими долотами. Стойкость шарошечных долот производства США составляла 15—60 ч.

По своей конструктивной схеме многосекционный турбобур не отличается от серийного. Однако увеличение числа турбинных секций предъявляет более высокие тре­ бования к надежности работы шпинделя турбобура. Он должен быть не только более надежным, но и более дол­ говечным, чем применяемые в настоящее время шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпин­ дели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД (рис. 7.3).

Многосекционный турбобур является дорогой машиной, поэтому его срок службы до списания должен быть увеличен не менее чем до 2000 ч. По результатам испытаний таких турбобуров со шпинделями типа ШФД их долговечность со­

ставляет 2000 —4000 ч.

Формирование энергетической характеристики многосек­ ционного турбобура может осуществляться несколькими пу­ тями: использованием разных типов турбин, их сочетанием

со ступенями ГГ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.

В табл. 7.3 приведена техническая характеристика совре­ менных многосекционных турбобуров (при плотности жид­ кости 1000 кг/м3), собираемых из серийно выпускаемых ма­ шин типов АГТШ и ТСШ1.

Турбобур с независимой подвеской

Увеличение числа секций турбобура позволяет сформировать оптимальную энергетическую характеристику для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами и алмазными породоразруша­ ющими инструментами. Этот путь представляется наиболее простым и надежным, однако требует более квалифициро­ ванного подхода к сборке и регулировке турбинных секций. Для упрощения этих операций и взаимозаменяемости секций разработана конструкция турбобура с независимой подвес­ кой.

Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упорный шарикоподшипник. Корпусы секций соединя­ ются между собой с помощью конической резьбы, а валы — квадратными полумуфтами и могут свободно перемещаться в осевом направлении. В результате такой компоновки секций износ упорного подшипника шпинделя не влияет на осевой зазор между статором и ротором турбины. Последний опре­ деляется только износом подшипников, установленных в турбинных секциях. Поскольку осевая нагрузка на эти под­ шипники действует только с одной стороны и практически не имеет динамической составляющей, то этот износ легко прогнозируется. При сборке ротор турбины устанавливается в крайнее верхнее положение относительно статора, что поз­ воляет увеличить время работы упорного подшипника сек­ ции. По данным промысловых испытаний диапазон наработ­ ки турбинной секции на отказ составляет 120—350 ч.

Упорный подшипник шпинделя работает в тяжелых усло­ виях. Действующая на него реакция забоя скважины пере­ менна по величине и частотам возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному износу этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может составлять около 16—20 мм, поэтому наработка на отказ может быть вполне соизмерима и даже выше, чем у шпинделя обычного типа, но только в тех случаях, когда износ опоры не соп­