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.
|
|
2.1.3 Системы с управляемыми винтовыми забойными двигателями Винтовой забойный двигатель Д1-195 относится к машинам объемного (гидростатического) действия. По сравнению с другими типами забойных гидравлических двигателей винтовой двигатель имеет ряд преимуществ [12,13,18,19]: низкая частота вращения при высоком крутящем моменте на валу двигателя позволяет получить увеличение проходки за рейс долота (в сравнении с турбинным бурением); существует возможность контроля за работой двигателя по изменению давления на стояке насосов; перепад давления на двигателе создает возможность применения высокопроизводительных гидромониторных долот. По принципу действия ВЗД представляет собой планетарно-роторную гидравлическую машину объемного типа с внутренним косозубым зацеп- лением (рисунок 11). Рисунок 11 – Схема рабочей пары управляемого ВЗД. С помощью таких управляемых двигателей наклон скважины создается следующим образом. Кривой переводник обеспечивает снос долота, необходимый для инициирования и сохранения изменений в направлении его 41 движения. Через три геометрические точки прикосновения — долото, наддолотный стабилизатор бурильной колонны на двигателе и стабилизатор над двигателем - проходит дуга, по которой следует траектория скважины. В современных компоновках с управляемыми двигателями все еще используются объемные двигатели, но также имеются управляемые с поверхности кривые переводники. Стандартный управляемый двигатель включает силовой блок, через который закачивают буровой раствор для приведения в движение ротора, вращающего несущий вал и долото. Изгиб, задаваемый с поверхности, можно установить в диапазоне от 0° до 4°, позволяя направить долото под совсем небольшим углом отхода от оси ствола; такое, казалось бы, незначительное отклонение играет определяющую роль в скорости наращивания угла. Значение кривизны ствола, задаваемое в месте изгиба, зависит от его угла, внешнего диаметра и длины двигателя, места расположения стабилизатора и размера УБТ относительно диаметра скважины [9]. Бурение с управляемыми винтовыми забойными двигателями ведётся [13,15,18] в двух режимах: с неподвижной бурильной колонной (именуемый далее «скольжение») и с вращающейся колонной («вращение»). Режим скольжения используют для изменения зенитного угла или направления скважины путём сохранения стационарности бурильной колонны в поперечном направлении, что и позволяет сориентировать долото нужным образом. Бурение в режиме скольжения связано с рядом недостатков, приводящих к неэффективной работе. Для того, чтобы соблюсти требуемую траекторию, забойный двигатель не только должен быть правильно сориентирован, но и должен сохранить необходимую траекторию движения во время проходки. Ориентация двигателя обеспечивается сочетанием вращения бурильной колонны и «подработки», чтобы повернуть трубу в нужном направлении. После того как направление установлено, для поддержания заданной ориентации к бурильной колонне требуется приложить момент, компенсирующий 42 реактивный момент на двигателе при работе долота. Это может быть полезно, когда сила трения относительно мала, при этом нагрузку на долото можно отрегулировать так, чтобы изменить реактивный момент, который в свою очередь скручивает нижний конец колонны и изменяет положение передней поверхности долота. Таким образом, небольшие изменения положения передней поверхности долота могут быть обеспечены просто в результате регулирования нагрузки на долото. Это вредно, если силы трения значительны, поскольку скручивание нижнего конца бурильной колонны сохранять постоянным трудно. По этой причине сложно поддерживать желаемое положение передней поверхности долота. Во-вторых, при бурении в режиме скольжения затруднено удаление шлама из скважины, особенно в скважинах с большим зенитным углом [15,18]. Полнота удаления шлама в значительной степени зависит от вращения бурильной колонны, которое препятствует осаждению шлама на забой. Недостаточная очистка требует дополнительного времени на промывку, приподъёмы и спуски шламоуловителя, а если эта необходимость игнорируется, могут возникнуть прихваты и увеличенные потери давления, вызывающие повышенную опасность потери циркуляции. В-третьих, подачу бурильной колонны зачастую не удаётся осуществ- лять плавно и непрерывно, а это не позволяет забойному двигателю работать в оптимальном режиме [15]. Когда бурильная колонна неподвижна, обус- ловленное трением сопротивление её скольжению вдоль оси зависит от статического коэффициента трения, массы бурильной колонны и геометрии скважины. Разгрузка колонны на забой для увеличения нагрузки на долото должна позволить колонне преодолеть силы трения, чтобы осуществлять скольжение. Как только бурильная колонна начинает движение, коэффициент трения из статического превращается в динамический, что обычно приводит к уменьшению сил трения на 25% [15]. Это означает, что минимальное приращение нагрузки на долото составит примерно 25% от суммарной величины сил трения в скважине. 43 Выбор конкретного двигателя зависит от его способности наращивать, сохранять или уменьшать угол в ходе вращательного бурения. Обычная практика предполагает вращательное бурение при малом числе оборотов в минуту, приведение в действие бурильной колонны с поверхности и создание изгиба равномерного во всех направлениях, тем самым формируя прямолинейную траекторию. Измерения наклона и азимута можно получать в режиме реального времени при помощи инструментов инклинометрии в процессе бурения, чтобы сообщать буровику о всех отклонениях от намеченного курса. Для корректировки таких отклонений необходимо перейти с вращательного на скользящий режим для изменения траектории скважины [17]. Технологически управляемые системы направленного бурения с винтовыми забойными двигателями можно классифицировать разными способами, но два из них являются, вероятно, наиболее существенными: ориентированная и безориентированная технологии. Первая - ориентируемые компоновки винтового забойного двигателя (ОКВЗД) на базе кривого пе- реводника с постоянным углом перекоса; вторая - неориентируемые ком- поновки без кривого переводника (НКВЗД). Ориентируемые компоновки винтового забойного двигателя на базе кривого переводника с постоянным углом перекоса общеизвестны (рисунок 12) [12,19]. Варьируя геометрическими параметрами рассмотренных компоновок, а также диаметром и месторасположением опорно-центрирующих элементов на корпусе двигателя, можно проводить бурение горизонтальных и наклонно направленных скважин по заданному радиусу (от 10 до 100 м и более). Для этого применяются так называемые регуляторы угла (рисунок 13) - специальные узлы ВЗД, представляющие собой сложный механизм искривления (изменения), на заданный диапазон углов, оси перекоса ВЗД относительно нижней части бурильной колонны (рисунок 14) [13]. Конструктивно регулятор состоит из двух переводников (верхнего и 44 нижнего), сердечника и зубчатой муфты, которая в целях повышения износоустойчивости армирована твердосплавными зубками [9-22]. Рисунок 12 – Схемы компоновок ВЗД для горизонтального бурения: а – «жесткая» компоновка с прямым или искривленным жестким переводником между силовой и шпиндельной секциями; б - компоновка с регулируемым на поверхности искривленным жестким переводником; в - компоновка с корпусными шарнирами односекционного ВЗД с шарниром (с одной степенью свободы) между силовой и шпиндельной секциями; г - компоновка с корпусными шарнирами односекционного ВЗД с шарниром между силовой и шпиндельной секциями и шарниром (с двумя степенями свободы) между двигателем и бурильной колонной; д - компоновка с корпусными шарнирами многосекционного ВЗД с шарнирами между секциями. Отклоняющая КНБК без опорно-центирирующих элементов (ОЦЭ) и с наддолотным калибратором достаточно широко применялись при разбуривании Западной Сибири кустовым способом, где в качестве забойного двигателя на начальном этапе использовались турбинные отклонители. Ориентирование производилось с помощью инклинометров и магнитных переводников, позже появилось устройство для ориентирования типа «Зенит», а в дальнейшем нередко применялась телеметрическая система. Работа с такими КНБК осуществлялась только в режиме скольжения 45 и предназначены они были для набора параметров кривизны наклонно- направленных скважин. Дальнейшее бурение осуществлялось компоновками неориентируемого типа, с возможными корректировками для обеспечения попадания в круг допуска. Данная технология бурения направленных скважин имеет недостатки, основными из которых являются отклонение фактического профиля от проектного и нередко скважины не попадали в круг допуска, а также приходилось тратить много времени на корректировки и на частые спускоподъемные операции для смены типов КНБК. При бурении только в режиме скольжения невозможно эффективно влиять на интенсивность искривления траектории скважины, если отсутствует возможность изменения геометрии двигателя-отклонителя в процессе бурения. а б Рисунок 13 – Регулятор угла: а – общая схема, б - двигатель ДРУ-240. 46 Рисунок 14 – Схема работы регулятора угла. С увеличением требований к качеству проводки скважин, например: при сокращении сетки разработки месторождений, при проводке горизонтальных скважин и боковых стволов и т.д. появилась новая технология бурения скважин, предусматривающая периодическое вращение бурильной колонны с двигателем-отклонителем. Данная технология направлена на улучшение качества проводки траектории и на достижение минимального количества рейсов в процессе бурения. Для решения этой задачи все более широко используется, так называемый комбинированный способ бурения двигателем-отклонителем, основанный на сочетании режима «скольжения» и режима «вращения» бурильной колонны [1]. Суть применения данного способа заключается в том, чтобы в определенных пределах осуществлять управление траекторией бурения направленной скважины, с возможностью реализации искривленных и прямолинейных ее участков. Комбинированный способ бурения позволяет в определенных пределах управлять зенитным углом и азимутом. Управление зенитным углом осуществляется путем чередования режима «скольжения» и «вращения» через определенные интервалы бурения, а управление азимутом в основном осуществляется при бурении в режиме «скольжения». Данный способ все 47 больше используется при проводке наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также боковых стволов у нас в стране и за рубежом. Однако данная проблема недостаточно изучена и отражена в отечественной и зарубежной литературе. Отсутствуют исследования с использованием комплексного подхода, основанного на анализе двигателя- отклонителя как в режиме «скольжения», так и в режиме «вращения». С увеличением объёма наклоннонаправленного бурения всё более широкое применение на практике находят неориентируемые забойные компоновки, с помощью которых реализуются интервалы набора, стабилизации и уменьшения зенитного угла проектного профиля наклонных скважин. В общем виде, неориентируемые КНБК – это компоновки для управления только зенитным углом; на базе турбобуров и ВЗД. Предназначены для бурения вертикального участка ствола скважины. Эти компоновки должны обеспечить строгую вертикальность ствола скважины во избежание пересечения стволов соседних скважин в кусте. К ним относятся: клин-отклонитель ОТШ, компоновки с центраторами или стабилизаторами, калибраторами [16,19,21]. В формировании наклонного ствола существенную роль играет низ бурильной колонны. Бурильная колонна, расположенная в наклонном стволе, принимает такое устойчивое положение равновесия, при котором на некотором расстоянии от долота имеется сечение, за которым забойный двигатель или трубы лежат на стенке скважины. Неориентируемые КНБК разделяют на многоцентраторные и маятниковые. Многоцентраторная КНБК состоит из долота – калибратора - утяжеленных бурильных труб – отклоняющего элемента – утяжеленных бурильных труб – отклоняющего элемента (или его может не быть). На определенном расстоянии устанавливается опорный элемент, который позволяет достичь определенного технологического решения. Когда 48 отклоняющий элемент максимально прижимается к режущей кромке долота, то система набирает зенитный угол, если далеко - то система сбрасывает зенитный угол. Маятниковая КНБК - это наиболее простая компоновка при роторном бурении, состоящая из долота и УБТ различных диаметров, не включающая центрирующий элемент. Если такая компоновка не обеспечивает минимального искривления, то ставят один или два центрирующих элемента. При турбинном бурении первым утяжелителем выступает турбобур. В этом случае компоновка включает дополнительный участок утяжеленной бурильной трубы, расположенный над турбобуром. На искривление стволов наклонных скважин при бурении неориентируемыми компоновками влияет совокупность технических, технологических и геологических факторов. До недавних пор управляемые объемные двигатели играли доминирующую роль при реализации проектов бурения с высокой интенсивностью отклонения ствола скважины. Однако бурение с использованием объемных двигателей может занимать продолжительное время. Для бурения вертикального участка скважины, как правило, используют традиционную роторную забойную компоновку. После достижения точки отклонения скважины от вертикали снаряд извлекают из скважины для смены забойной компоновки. После этого спускают объемный двигатель с кривым переводником, установленным под необходимым углом кривизны бурения. После достижения долотом целевого пласта бурильную колонну снова извлекают для уменьшения угла регулируемого кривого переводника на более низкую интенсивность набора кривизны, после чего инструмент снова спускают в скважину для бурения бокового ствола. В результате этих процедур время работы без углубления забоя - когда долото не находится в забое и фактически не осуществляет активное бурение - оказывается весьма продолжительным [15]. 49 Тем не менее, достижения в области технологий направленного бурения помогают операторам получить доступ к тем углеводородам, которые иначе добыть невозможно. Последнее поколение роторных управляемых систем обеспечивает бурение таких траекторий и отходов от вертикали, которые раньше нельзя было себе представить, параллельно снижая затраты и риски бурения скважин и повышая дебит. Такие траектории скважин постоянно возрастающей сложности стимулируют компании нефтегазовой отрасли проникать все глубже в недра в поиске новых запасов. 2.2 Технологии бурения глубоких скважин гидравлическими забойными двигателями в условиях соленосных отложений Основными проблемами, возникающими при проводке скважин до вскрытия продуктивных отложений, являются проблемы при проводке скважин в толще соленосных отложений пермского возраста. Строительство скважин в соленосных отложениях сопровождается многочисленными осложнениями, как в процессе прохождения неустойчивых глин, так и при бурении солей, а так же после их крепления обсадными колоннами. Изменение диаметра скважины приводит к осложнениям и авариям - образованию каверн и уступов. К засолено-глинистым и другим породам сцементированным солью, приурочены обвалообразования [22]. Сложные геологические среды таких месторождений характеризуются сильными изменениями не только в латеральных, но и в вертикальных направлениях. Все эти осложнения являются факторами, снижающими скорость бурения. Кроме того, с началом эксплуатационного бурения наклонно- направленными и горизонтальными скважинами накопленные технические решения оказались неприемлемыми в этих условиях. Бурение скважин недопустимо по ряду причин [24]: 50 Невозможность корректного построения кровли подсолевых и про- дуктивных отложений в склоновых частях соляных куполов. Высокие риски проводки скважин. В связи с тем, что соляные купола существенно отличаются по барическим условиям от вмещающих отложе- ний, в кровлю соли устанавливается башмак технической колонны. Величина погрешности существенно превышает допустимые изменения глубин спуска колонны по сравнению с проектными. Соляные отложения характеризуются высокой скоростью, что обуславливает значительное различие по скорости с окружающими слоями. Наличие склонов соляных куполов с выклинивающимися на них надсолевыми горизонтами существенно осложняет решение поставленных задач. В связи с этим авторами [23-25] указываются такие особенности бурения скважин как: бурение проводится при низких расходах буровых растворов,- обладающих повышенной плотностью; бурение соленосных отложений горных пород необходимо проводить с применением соленасыщенных буровых растворов, негативно влияющих на работоспособность роторов рабочих пар ВЗД; необходимость вскрытия продуктивных горизонтов в условиях пониженных пластовых давлений; Для бурения в таких условиях авторами [24-26] предлагается использование импрегнированных алмазных долот для бурения открытых окончаний боковых стволов малого диаметра в твердых карбонатных породах с повышением крутящего момента забойного привода. Сообщается, что использование турбобуров с алмазными долотами обеспечивает рост рейсовой скорости бурения и значительно увеличивает среднюю проходку за рейс, являясь резервом повышения технико-экономических показателей строительства скважин в условиях солевых отложений. При этом отмечается, что проходка за рейс алмазного долота почти в три раза превышает проходку шарошечного долота. 51 Алмазные долота являются одним из наиболее эффективных породоразрушающих инструментов, используемых при строительстве глубоких нефтегазовых скважин. Применение этих долот в интервалах глубин более 3000 м позволяет значительно увеличить технико- экономические показатели бурения в породах средней и высокой твердости. В импрегнированных долотах алмазы перемешаны с матрицей. Долото так спроектировано, что изношенные алмазы будут постепенно выпадать из долота по мере износа матрицы. Стойкость таких долот существенно выше, чем традиционных [27-28]. Алмазные долота разрушают горную породу истиранием и микрорезанием и поэтому должны отрабатываться при высокооборотном режиме бурения. Наилучшим видом привода для таких долот является высокооборотный турбобур. Однако, ограниченные по мощности энергетические характеристики так называемых серийных турбобуров (серии ГСШ 1 и АШ) не позволяют форсировать режимные параметры для повышения технико-экономических показателей алмазного бурения. Недостаточно высокий крутящий момент серийного турбобура вынуждает отрабатывать алмазные долота с минимальной осевой нагрузкой, практически «с навеса». Кроме того, частоты вращения серийных турбобуров, равные 450 - 600 об/мин, также оказываются недостаточными для эффективной работы алмазных долот, особенно с импрегнированным во- оружением [27,28]. Для совершенствования режимов и показателей турбоалмазного бурения глубоких скважин разрабатываются конструкции модер- низированных турбобуров, например 2TCA-195 П [25]. Согласно современным рекомендациям производителей долот PDC. их следует отрабатывать при средних частотах вращения — от 250 до 400 об/мин. Между тем, обобщение многочисленных результатов бурения этими долотами в разных горно-геологических условиях свидетельствует о том, что они эффективны и при более широком диапазоне частот вращения. Хорошо 52 известно, что самые первые долота PDC с большим успехом применялись при высоких частотах вращения с турбобурами. Однако энергетические характеристики так называемых «серийных» турбобуров (серий ТСШ1 и АШ) хотя и позволяют работать при частотах вращения свыше 400 об/мин. не обладают достаточным крутящим моментом для реализации эффективного режима бурения алмазными долотами режущего типа. Кроме того, стандартная длина трехсекционного турбобура (около 28 м) является существенным недостатком при реализации современной технологии направленного бурения с постоянным телеконтролем траектории скважины. Необходимо также учитывать, что конструкции долот PDC, выпускаемых сегодня американскими и российскими производителями, адаптированы для работы в основном с низкооборотными видами долотного привода, такими, как ротор и винтовые забойные двигатели, при частотах вращения от 100 до 250 об/мин. По этим причинам отечественные трехсекционные турбобуры не применяются с долотами PDC, а относительные объемы турбинного бурения у нас в стране значительно сократились. Важным элементом конструкции гидравлического забойного двигателя является его опорный узел, который в секционных турбобурах располагается в специальной шпиндельной секции. Сегодня существуют технические решения, обеспечивающие надежную работу опорного узла в течение не менее 350 ч. Это время соизмеримо со стойкостью алмазного долота н может быть признано достаточным для эффективной работы турбобура при алмазном бурении. При переходе в процессе бурения интервала скважины с шарошечных долот на алмазные в прежнюю компоновку низа бурильной колонны вносятся некоторые изменения, часто связанные с сокращением длины утяжеленных бурильных труб. Как правило, обязательным считается установка наддолотного калибратора и стабилизаторов. Выбор опорно- центрирующих элементов КНБК зависит от горно-геологических условий бурения н степени искривления ствола скважины. Целесообразно также 53 применение в составе КНБК виброгасителей (амортизаторов) для снижения ударных нагрузок на элементы вооружения алмазного долота [28]. Эффективная работа алмазного долота и особенно реализация форсированных режимов бурения возможны только при условии создания интенсивной очистки забоя скважины от выбуренной породы. Недостаточная очистка приводит к образованию так называемой «шламовой подушки» под торцом долота, которая не позволяет форсировать режим бурения. В то же время чрезмерный расход бурового раствора или слишком высокая скорость истечения жидкости из промывочных каналов могут привести к преждевременному износу каналов н размыву корпуса долота. Большое значение для технологии турбо алмазного бурения имеет выбор типа бурового раствора, соответствующего физико-механическим свойствам разбуриваемых горных пород н снижающего риск образования сальника на долоте. Хорошие результаты бурения алмазными долотами получаются при работе с буровыми растворами на углеводородной основе. Одной из наиболее сложных проблем обеспечения эффективного турбоалмазного бурения является повышенное давление на выкиде бурового насоса по сравнению с роторным способом и, в некоторых случаях, бурением винтовыми забойными двигателями. Опыт работы высокомощных турбобуров в глубоком бурении (до 5000 м) показывает, что при форсировании режимов турбинного бурения давление насоса может увеличиваться до 30 МПа и более. Решение этой проблемы требует оснащения буровой установки более мощными буровыми насосами н тщательным контролем эксплуатации всех элементов бурильной колонны. Создание нового поколения турбобуров, отвечающих современным технологическим требованиям, позволит реализовать преимущества алмазного бурения при высоких частотах вращения и увеличить технико- экономические показатели строительства глубоких скважин. Имеются данные о применении ВЗД при бурении в условиях солевых отложений. Однако сообщается, что ВЗД имеют более высокую стоимость по 54 сравнению с турбобурами, в также такие недостатки, как отрицательное воздействие на долота поперечных колебаний, вызываемых близко расположенной к нему винтовой рабочей парой и относительно короткий срок службы битовой рабочей пары, особенно, при использовании соленасыщенных буровых растворов. Кроме того для эффективной работы ВЗД, необходимо выдерживать рекомендуемый заводом-изготовителем расход бурового раствора. Одним из перспективных направлений развития низкооборотных гидравлических забойных двигателей при бурении в толще соленосных отложений является создание турбовинтовых двигателей (ТВД) (впервые предложены в 1970 г. Гусманом М.Т., Балденко Д.Ф., Кочневым А.М., Никомаровым С.С.), представляющих собой редукторный турбобур с редуктором в виде винтовой пары. Особенностью ТВД является высокая стойкость свойственная турбобурам и оптимальная энергетическая характеристика характерная для ВЗД (высокий уровень отношения M/n при незначительном падении частоты вращения при нагрузке двигателя). При этом также появляется возможность использования изношенных винтовых рабочих пар. Ограничением по эксплуатации ТВД является температура бурового раствора (>120 град), плотность бурового раствора (>1700 кг/м3), содержание в растворе углеводородных соединений (более 5%) [29]. Пример конструкции ТВД приведен на рисунке 15. ТВД состоит из шпинделя (шпинделя-отклонителя) (1), двух или трех турбинных секции (2), винтового модуля (3), при этом существуют различные варианты агрегирования. В то же время, крупнейшие российские и зарубежные производители ГЗД эту продукцию не выпускают [5,7,16,17]. В турбинных цехах буровых предприятий ТВД комплектуются из узлов и деталей стандартных турбобуров и винтовых двигателей. ТВД не имеют недостатков ВЗД или турбобуров. Выходная энергетическая характеристика ТВД формируется в результате 55 гидромеханического торможения винтовой рабочей пары, путем совместного действия ее момента сопротивления и вращающего момента турбины, в зависимости от частоты вращения вала турбобура. Рисунок 15 – Пример компоновки турбовинтового двигателя. С использованием же ТВД при работе одного бурового насоса возможно осуществлять бурение в режиме, близком к роторному, обеспечивая при этом частоту вращения долота от 90 мин-1 (с одной турбинной секцией) до 240 мин -1 (с двумя турбинными секциями). В целом, использование ТВД при строительстве скважин позволяет обеспечить [29,30]: применение высокопроизводительных шарошечных долот; повышение стойкости работы шарошечных долот; увеличение осевой нагрузки; корректировку траектории ствола скважины в заданном интервале за один рейс; общее сокращение затрат времени в цикле строительства скважины. Компоновочная схема сборки и комплектации ТВД в основном соответствовала. Основной отличительной особенностью явилось дополнительное крепление переводника торсиона, установленного в 56 заводских условиях посредством резьбового соединения левого направления в верхней части полого ротора винтовой рабочей пары. Испытания турбовинтового забойного двигателя ТВД-195 проводились в компоновке с долотом 8 1/2" MXL-09 № 6065321 в скважине № 5402 — Вишанская, в интервале 799 - 1286 м при разбуривании горных пород, представленных солью с пропластками глин, мергелей, известняков и ангидритов глинисто-галитовой подтолщи [29]. Всего при испытаниях ТВД-195 было пробурено 487 м горных пород за 62,67 ч со средней механической скоростью 7,77 м/ч. Вследствие включения в КНБК полноразмерного калибратора, установленного над ТВД-195, для предотвращения «зависания» бурильного инструмента, осуществлялось дополнительное вращение бурильной колоны ротором с частотой 30 - 40 мин-1. При испытаниях ТВД-195 на скважине в соответствии с описанными ниже методиками проводились промысловые эксперименты по определению: зоны устойчивой работы ТВД-195; при этом, с целью определения зоны устойчивой работы ТВД-195, проводились изменение расхода бурового раствора в диапазоне от 20 до 27 л/с и последовательное увеличение осевой нагрузки на долото от 1,0 до 1,6 кН. Установлено, что турбовинтовой забойный двигатель ТВД-195 уже при расходе 20 л/с устойчиво работает с осевой нагрузкой 1,0 кН. При повышении расхода бурового раствора до 24 л/с и повышении значения осевой нагрузки до 1,6 кН ТВД-195 также работал устойчиво; оптимальной осевой нагрузки на долото; при этом определение данного параметра осуществлялось методом «заторможенного» барабана с использованием станции контроля бурения АМТ-100 (г. С.-Петербург). Замеры осуществлялись при расходе бурового раствора 24 л/с и частоте вращения ротора 30-40 мин-1 в диапазоне осевых нагрузок от 1,6 до 0,8 кН. Установлено, что при значении расхода бурового раствора, составляющем 24 57 л/с, оптимальный режим работы ТВД-195 находится в диапазоне значений осевой нагрузки на долото от 1,4 до 1,6 кН. В целом, испытания турбовинтовых двигателей ТВД-195 и ТВД-240 при бурении глубоких скважин на нефтяных месторождениях Припятского прогиба показали, что: принятая модульная компоновочная схема ТВД с верхним расположением винтового модуля является рациональной; бурение с использованием ТВД не отражается существенным образом на динамике увеличения люфта опор долота; использование ТВД в компоновке с высокопроизводительными долотами эффективно за счет более высокой скорости проходки в сравнении с роторным способом; с целью повышения надежности работы ТВД целесообразно в его силовых модулях устанавливать устройства, предотвращающие разъединение их валов. |