Аналитические исследования технологий бурения скважин с забойными двигателями. Аналитические исследования технологий бурения скважин с забойными двигателями состоит из 76 страниц, 1 таблицы, 15 рисунков, введения, заключения, списка использованных источников
 Скачать 1.16 Mb.
|
|
1.1.2 Турбинные забойные двигатели Современный турбобур имеет конструктивную схему, представленную на рисунке 4 [3]. Он включает многоступенчатую турбину, состоящую из статоров и роторов, установленных соответственно в корпусе и на валу. Вал относительно корпуса центрируется с помощью радиальных средних опор и занимает определенное осевое положение с помощью осевой опоры, состоящей из чередующихся подпятников, дисков и колец. Турбобур представляет собой забойный гидравлический агрегат с многоступенчатой гидравлической турбиной, приводимой в действие потоком бурового раствора, который закачивают в бурильную колонну с поверхности насосами. Буровой раствор, отработавший в лопаточных аппаратах турбины, поступает по каналам внутрь вала и далее в долото. Для снижения количества жидкости, минующей подпятниками устанавливаются соответствующие распорные кольца. При установке в турбинную секцию осевая опора выполняется проточной, а в шпиндельную секцию - непроточной. Последние помимо восприятия осевой нагрузки выполняют также функцию уплотнения выхода вала. Для работы турбобура при температурах выше 110 о С используются шарикоподшипники. Такая конструкция также способствует более легкому пуску турбобура. Средними (или радиальными) опорами называют валы турбинных секций, обеспечивающих центровку. Если турбобур не имеет шпиндельной секции, то функцию центрирования и уплотнения выполняет ниппель в нижней части вала. 16 Рисунок 4 - Турбобур: 1 - вал; 2 - втулка нижней опоры; 3 - шпонка, 4 - упорная втулка; 5 - уплотнительное кольцо; б - ротор; 7 - статор; 8 - средняя опора; 9 - втулка средней опоры; 10 - уплотнительное кольцо; 11 - регулировочное кольцо; 12 - диск пяты; 13 - кольцо пяты; 14 - подпятник; 15 роторная гайка; 16 - колпак; 17 - контргайка; 18 - корпус; 19 - втулка корпуса; 20 - переводник; 21 - регулировочное кольцо; 22 - ниппель; 23 - переводник вала. Конусно-шлицевое соединение применяется в качестве разъемного соединения валов секций между собой, для чего концы соединяемых валов оснащаются соответствующими полу муфтами. Переводники секций имеют две резьбы, одна из которых используется для крепления деталей в корпусе, а другая - дня соединения секций турбобура между собой. Применяемые в турбобурах наддолотный и буровой переводники служат используются для присоединения турбобура и породоразрушающего инструмента к бурильной колонне. 17 Валы турбинной и шпиндельной секций являются несущими элементами конструкции. На валу турбинной секции закрепляются роторы турбины и втулки средних опор, а на валу шпиндельной секции - диски и кольца осевой опоры и втулки нижней опоры. Крепление деталей вызывает растяжение вала. Основными требованиями, предъявляемыми к турбобурам, используемым при бурении на нефть и газа, являются [2,3]: достаточный крутящий момент; устойчивая работа при низких частотах вращения; долговечность, и высокая проходку за рейс; постоянная энергетическая характеристика; независимость энергетической характеристики от температуры и давления; независимость от реологических свойств бурового раствора, и присутствия в нем добавок и наполнителей; гашение вибрации бурового инструмента; экономический эффект. В настоящее время производится массовый выпуск турбобуров различными отечественными и зарубежными производителями, с различными конструкциями и типоразмерами. Турбобуры используются для выполнения различных технологических операций при строительстве и ремонте скважин. При проходке прямолинейных участков скважины без вращения бурильной колонны применяются турбобуры, во всех секциях которых валы между собой соосны. Искривление ствола производится турбинными отклонителями типа ТО. В турбинных отклонителях оси валов шпиндельной и турбинной секций пересекаются под углом до 5°. Турбобуры используются как привод породоразрушающего инструмента при бурении сплошным забоем, а также при обуривании керна в 18 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 используются при бурении скважин различного назначения: обычных, диаметром до 650-660 мм, шахтных стволов (более 4000мм). Турбобуры используются в составе компоновок для так называемого реактивно-турбинного бурения. Турбинное бурение алмазными долотами является одним из наиболее перспективных способов строительства глубоких нефтяных и газовых скважин. В период развития нефтегазовой промышленности СССР эффективность технологии турбоазмазного бурения была доказана многочисленными положительными технико-экономическими результатами в таких российских регионах, как Оренбург, Коми, Астрахань, Башкирия, Северный Кавказ, а также в Белоруссии, Украине, Казахстане, Туркменистане, Узбекистане. В последние годы разработкой и применением высокооборотных турбобуров с алмазными долотами интенсивно занимаются крупнейшие западные компании Smith, Halliburton и др. Тем не менее, на сегодняшний день Россия является единственной страной в мире, продолжающей столь широко использовать турбобуры. Однако, конструкции серийных турбобуров, которыми выполняется весь объем турбинного бурения, были разработаны около 40 лет назад и с тех пор практически не обновлялись. Создание и массовое внедрение безопорных долот PDC с поликристаллическими алмазно-твердосплавными резцами, показывающих сверхвысокие проходки за рейс в мягких и средних малоабразивных породах при обеспечении механической скорости на уровне или превышающие механические скорости трех-шарошечных долот, произвели настоящую техническую революцию в технологии бурения нефтегазовых скважин. Проходка целого интервала скважины под обсадную колонну одним рейсом долота обеспечивает существенное ускорение и рост 19 технико-экономических показателей, уменьшает количество трудоемких и рискованных спускоподъемных операций, а также способствует повышению качества ствола скважины. 1.2 Перспективы развития отечественных забойных двигателей Гидравлические забойные двигатели постоянно совершенствуются, появляются новые забойные двигатели, существенно отличающиеся от старых, что в свою очередь требует от буровиков новых знаний для достижения оптимальных показателей бурения (технологическая скорость, рейсовая скорость, качество строения ствола скважины и т. д.). Основным направлением совершенствования ЗД является совершенствование рабочих органов ЗД, оптимизация геометрических и конструктивных параметров рабочих органов для обеспечения повышения износостойкости узлов и деталей, нагрузочной способности и увеличением межремонтного периода эксплуатации. Кроме того, большое внимание уделяется автоматизации рабочего места бурильщика. 1.2.1 Совершенствование рабочих органов ВЗД На всех этапах разработки двигателей особое внимание уделялось вопросу совершенствования рабочих органов. Благодаря проведенному в ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» и других предприятиях техническому перевооружению был сделан прорыв в создании этого важнейшего узла. Без преувеличения можно считать, что сейчас претворяются в жизнь инновационные проекты совершенствования рабочих органов, которые осуществляются по следующим направлениям [3-6,8-11]: Увеличение длины рабочих органов. Увеличение длины рабочих органов позволяет значительно снизить уровень контактных нагрузок в зацеплении, уменьшить интенсивность их износа и предотвратить преждевременное разрушение резиновых зубьев из- 20 за повышенных деформаций и разогрева резины. Повышение ресурса за счет увеличения длины рабочих органов объясняется также возможностью их наработки до больших величин зазоров в зацеплении статор-ротор 0,5 мм и более. Оснащение производственной базы современным специализированным технологическим оборудованием (зуборезными и полировальными станками фирмы «Weingartner» (Австрия) и специализированной литьевой машиной фирмы «Desma» (Германия) позволило изготавливать монолитные детали РО длиной более 5000 мм. Динамика достигнутых длин статоров иллюстрируется на рисунке 5. При этом применяемое оборудование позволяет изготавливать рабочие пары с длиной активной части до 8000 мм. Проведено обновление парка оборудования статорного производства. При этом применяемое оборудование позволяет изготавливать рабочие пары с длиной активной части до 8000 мм. Освоены в серийном производстве новые технологии: подготовки поверхности статора к заливке резины, вулканизации резины в растворе полимера. Рисунок 5 - Динамика роста длины L активной части рабочих органов ВЗД диаметром 172 – 178 мм по годам. Уменьшение массы ротора. Традиционные конструкции ВЗД (отечественных и зарубежных) имеют металлический ротор и резинометаллический статор. Роторы малогабаритных двигателей (диаметра 43 – 76 мм) изготавливаются, как 21 правило, из круга металла и не имеют отверстия, роторы крупногабаритных ВЗД изготавливаются из трубной заготовки или проката с последующим сверлением отверстия. Последние имеют большую массу, что при высокой частоте переносного вращения приводит к возникновению значительной центробежной силы и созданию интенсивных поперечных вибраций, отрицательно влияющих на долговечность статора и других узлов двигателя. Для ВЗД диаметром 106 мм и длиной ротора 3500 мм инерционные нагрузки от вращения ротора составляют: для цельного ротора – 250 кгc, для полого – 140 кгc, для тонкостенного – 90 кгc. Для уменьшения влияния инерционных поперечных нагрузок на компоновку двигателя ротор необходимо выполнять максимально облегченным. Наиболее рациональным конструктивным решением является применение гидроштампованных роторов, технологию изготовления которых освоил ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент». 1.2.2 Статоры с равномерной толщиной эластичной обкладки Оснащение двигателей статорами с равномерной толщиной эластичной обкладки (профилированными или армированными статорами), несмотря на определенные дополнительные затраты на изготовление, превращает ВЗД в классическую объемную гидравлическую машину, у которой развиваемый крутящий момент практически не зависит от расхода подаваемой жидкости, а частота вращения, в свою очередь, – от развиваемого момента. Помимо преимуществ, характерных для ВЗД с удлиненными статорами, профилированные статоры при сравнении рабочих органов одинаковой длины обеспечивают повышенный крутящий момент, увеличение КПД и еще два важных преимущества – увеличение ресурса и термостойкости (вследствие снижения деформации эластичной обкладки и улучшения теплоотвода). Исследованиями и изготовлением таких статоров занимается ряд российских организаций: ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент», ОАО 22 «Пермьнефтемашремонт», ООО «Радиус-сервис», ООО «Гидробурсервис», ОАО «ПКНМ». Отечественные производители разработали несколько оригинальных способов изготовления корпуса статора с внутренними винтовыми зубьями для последующего обрезинивания: электрохимическое выжигание внутренней поверхности металлической заготовки или ковка трубной металлической заготовки на винтовом сердечнике; литье металла в полость между корпусом и винтовым; установка в цилиндрический корпус: набора металлических пластин или сегментов с вырезанным профилем, литого или кованого вкладыша с внутренней винтовой поверхностью; установка в корпус статора тонкостенной стальной винтовой оболочки с различными вариантами заполнения зазора между корпусом статора и поверхностью винтовой оболочки. Стендовые испытания секции рабочих органов диаметром 95 мм конструкции ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» со статором, армированным тонкостенной стальной винтовой оболочкой, полученной методом гидроштамповки, длиной 2600 мм с кинематическим соотношением 5:6 показали, что новые секции рабочих органов имеют повышенные энергетические характеристики по сравнению с серийными секциями рабочих органов длиной 3000 мм, увеличенный на 40% крутящий момент в режиме максимального КПД, более «жесткую» нагрузочную характеристику и увеличенный КПД (на 10%). Таким образом, улучшение энергетических характеристик ВЗД позволят с большей эффективностью использовать современные моментоемкие долота. 1.2.3 Оптимизация геометрических и конструктивных параметров рабочих органов Несмотря на выполненный отечественными специалистами комплекс теоретических и исследовательских работ по оптимизации и конструкции 23 РО, имеются большие резервы дальнейшего совершенствования, в частности с целью улучшения трибологической обстановки в винтовом героторном механизме и оптимизации его пространственной геометрии. Анализ тенденции развития техники и технологии бурения нефтяных и газовых скважин показывает, что в ближайшем будущем отечественные ВЗД останутся одними из приоритетных технических средств в России и странах СНГ. Область применения ВЗД будет постоянно расширяться, прежде всего в бурении наклонно-направленных, горизонтальных и горизонтально- разветвленных скважин, а также в капитальном ремонте. Российский разработки в этой области находятся на самом высоком мировом уровне, что подтверждается: продажей в 1980-е годы лицензий на право производства отечественных винтовых двигателей английской фирме «Drilex», которая впоследствии превратилась в ведущую транснациональную компанию; взятием на вооружение зарубежными машиностроительными компаниями схемы многозаходного винтового двигателя после окончания действия российских патентов в середине 1990-х годов. Кроме того, необходимо отметить, что НИОКР в области многозаходных винтовых двигателей привели к появлению новых перспективных направлений буровой и нефтепромысловой техники с использованием многозаходных винтовых механизмов. На базе многозаходного винтового механизма на стадии разработки или внедрения в России находятся: - в бурении: турбовинтовые двигатели, двигатели-вращатели низа бурильной колонны, нагружатели породоразрушающего инструмента; - в нефтедобыче: скважинные трубные и сбрасываемые винтовые насосы (с поверхностным и погружным электроприводом), скважинные винтовые насосные агрегаты с погружным винтовым гидроприводом, наземные мультифазные и буровые насосы. 24 1.3 Совершенствование конструкции турбобуров Развитие турбинного бурения и расширение областей его применения потребовали разработки новых конструкций турбобуров для наклонного бурения. В современных серийных турбобурах вращающиеся моменты ротора и статора передаются на вал и на корпус силами трения на зажатых торцах дисков. Необходимые сжимающие усилия дисков ротора и статора находятся в прямой связи с максимальным вращающим моментом турбины, возникающим при тормозном режиме. Если величина сжимающегося усилия недостаточна, то под действием струи возможно проворачивание дисков одной системы относительно другой. Такое проворачивание абсолютно недопустимо, так как оно приводит к нарушению важных осевых размеров дисков и потере работоспособности турбины. Мерные турбобуры имели 64-, а затем и 100-ступенчатую турбину и осевую опору качения, работающую в смазке. Герметизация картера подшипника осуществлялась резиновыми сальниками. Масло подкачивалось с помощью лубрикаторов. Однако такая конструкция опоры турбобура оказалась недолговечной [19-20]. Первые отечественные турбобуры работали с частотами вращения от 600 до 1200 об/мин. При бурении скважин глубиной менее 2000 м скорость бурения такими двигателями была выше, а проходка на долото – больше. Эти разработки были выполнены ВНИИБТ. Широкое внедрение этого турбобура началось в 1946 г. Благодаря простоте конструкции и эксплуатации турбинное бурение получило широкое распространение в СССР. Однако большая частота вращения вала турбобура приводит к быстрому износу шарошечного долота и небольшим проходкам на долото при сравнительно высокой скорости механического бурения. В 60- х годах во ВНИИБТ были начаты работы по созданию забойного объемного гидравлического двигателя, вращающего долото с частотой 50-200 об/мин. Первые гидробуры этого типа были испытаны в 1967-1969 гг. В настоящее 25 время создано несколько конструкций гидробуров этого типа, работающих достаточно надежно. После разработки так называемой многоступенчатой резинометаллической пяты скольжения, наработка турбобура на отказ увеличилась до 50 ч и более. Такая конструкция работал в среде базового бурового раствора. Важным достижением явилась также разработка технологии литья ступеней осевых турбин, вначале и ковкого чугуна, а затем марки стали. Благодаря этому турбобур превратился в простую и надежную конструкцию, обладающую высокими эксплуатационными показателями. В дальнейшем был создан целый размерный ряд односекционных забойных машин, имеющих межремонтный период от 50 до 100 ч. Многообразие конструктивных вариантов турбобуров объясняется стремлением создать турбинный двигатель, который мог бы обеспечить требуемую рабочую характеристику долоту. Шарошечные долота при частотах вращения более 250 об/мин работают всего несколько часов и дают небольшую проходку, а турбинный двигатель хорошо работает при высоких частотах вращения (более 500 об/мин). Секционные турбобуры появились в 1950-х. Их появления обусловлено стремлением уменьшить частоту вращения долот. В дальнейшем на основе этой конструкции появились шпиндельные турбобуры, конструкция которых которые позволяет быстро осуществлять замену осевой опоры – наиболее быстро изнашиваемого элемента. Начиная с 1970-х начали развиваться новые направления в совершенствовании конструкций турбобуров, их испытаний и условияй эксплуатации [19,20]: - турбобуры со ступенями гидродинамического торможения. Эти турбобуры, имеющие пониженные в 1,5 – 2,5 раза частоты вращения по сравнению с обычными быстроходными машинами, потребовали увеличения секций турбобура, что было обеспечено за счет унификации секций турбобуров; 26 - высокоциркулятивные турбины с клапаном-регулятором расхода буровою раствора - эффективный способ понизить частоту вращения вала турбобура па рабочем режиме, надежность которого ограничивалась низкой работоспособностью и износостойкостью клапана и буровом растворе. - пластмассовые турбины - эти турбины позволяли существенно удешевить эксплуатацию турбобуров и в свое время массово применялись в турбинном бурении в Западной Сибири; - турбины пропеллерного типа - очень интересная турбина для целей создания телеконтроля и автоматизации процесса турбинного бурения; - системы демпфирования вибрации турбобура и долота - позволили существенно снизить уровень вибраций в турбинном бурении и увеличить показатели отработки долот с турбобурами; - резинометаллические опоры скольжения - постоянное совершенствование конструкций и материалов этих опор привело к созданию ряда надежных типоразмеров, широко применяемых в турбинном бурении; - шаровые опоры качения - это направление все еще не получило должного развития и не привело к созданию надежного и долговечного шарикоподшипника для турбобура; - турбобуры с разделенным потоком жидкости, полым валом и с вращающимся корпусом - одно из наиболее интересных и эффективных направлений, позволяющее создать турбобуры для условий глубокого бурения в осложненных горно-геологических условиях; - турбобуры с плавающей системой статора и плавающей системой ротора, в конструкциях которых значительно упрощалась их сборка в турбинных цехах и меньше проявлялась зависимость распределения осевого люфта в ступенях турбин от износа осевой опоры турбобура или шпинделя. Турбобур с плавающим статором был успешно внедрен и широко применялся при бурении геологоразведочных скважин, особенно в условиях значительной отдаленности буровой от базы обслуживания; 27 - эксцентриковые соединения для турбобуров - позволяют существенно упростить сборку и регулировку многих узлов турбобура в турбинных цехах; - герметизированные маслонаполненные шпиндели. Очень хорошие результаты промысловых испытаний, но тем не менее не привели к созданию и внедрению промышленно приемлемой конструкции; - специальные турбобуры для бурения без подъема труб. Способ и технические средства так и не нашли широкого промышленного применения; - реактивно-турбинные буры и роторно-турбинные буры являются одними из самых надежных н эффективных способов проходки интервалов скважин большого диаметра, к тому же обеспечивающим высокую степень вертикальности ствола; - системы телеметрии для турбобуров -гидротурботахометр типа ИЧТ позволяет измерять частоту вращения вала турбобура при бурении и управлять процессом турбинного бурения; - резьбовые соединения турбобуров (без их исследования и разработки широкое развитие турбобуров и турбинного бурения было бы невозможно). Другим важным направлением развития низкооборотных ГЗД является редукторный турбобур. С 80-х годов прошлого столетия на мировом рынке сервисные услуги по алмазному бурению направленных нефтяных и газовых скважин начала оказывать компания «Neyrfor Turbodrilling Services» (США). Эта компания в использует секционные шпиндельные турбобуры собственной марки Neyrfor, модельный и типоразмерный ряд которых чрезвычайно широк, а эксплуатационные характеристики весьма высоки. Конструктивная схема турбобуров Neyrfor аналогична российским турбобурам - они состоят из одной-двух турбинных секций, содержащих многоступенчатые турбины осевого типа, и шпиндельной секции с осевой опорой. Между секциями могут устанавливаться корпусные стабилизаторы лопастного типа. Кроме этого, турбобуры оснащаются регулируемым переводником, позволяющем изменять угол перекоса осей. Компания Neyrfor 28 выпускает турбобуры с диаметром корпуса от 9 1/2" (240 мм) до 2 7/8" (73 мм). В турбобурах используются турбины высокого качества изготовления, обеспечивающие максимальные энергетические показатели. Диапазон тормозных моментов составляет от 500 до 10900 Н м, а рабочих частот вращения от 500 до 2000 об/мин, в зависимости от диаметра турбобура. В качестве осевых опор шпиндельной секции применяется многоступенчатая опора скольжения с опорными элементами, выполненными из материала PDC. Все это в совокупности подтверждает правильность направления модернизации и совершенствования турбобуров [26] и технологии бурения с их использованием с целью расширения технологических возможностей турбинного бурения в конкретных горно-геологических условиях. |