ТУРБОБУРЫ. ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ

Общие положения

В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы вращению долота (или труб и механизмов между долотом и ротором турбобура, в случае их установки).

В отличие от этого в роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трения труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний. Максимальный крутящий 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 пород.

Практика применения турбобуров показывает, что стойкость (долговечность) 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 при бурении от ротора.

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 гидравлического двигателя.

В начале 1900-х годов был разработан и использован на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500 - 600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Капелюшников, выпускник Томского технологического института, разработал (совместно с СМ. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турборбуром Капелюшникова. Он развивал мощность до 8,8 кВт и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото.

Проблема практический реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом. Позднее благодаря работам ВНИИБТ турбинное бурение приобрело общее признание.

Успехи современного турбинного бурения главным образом зависят от возможности реализации оптимальных режимов отработки новых конструкций высокопроизводительных долот, созданных в последнее время. Турбобур - машина быстроходная. Поэтому большое значение имеют работы, направленные на создание низкооборотных турбобуров, способных эффективно отрабатывать шарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорами типов ГНУ и ГАУ.

В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа Stratapax^tm.

Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции:

1. Достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см² площади забоя.

2. Устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с^-1 для шарошечных и 7 - 10 с^-1 для алмазных долот.

3. Максимально возможный КПД.

4. Обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа.

5. Наработку на отказ не менее 300 ч.

6. Долговечность не менее 2000 ч.

7. Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ.

8. Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.

9. Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.

10. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.

11. Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.

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

13. Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения.

14. Гашение вибраций бурильного инструмента.

15. Экономию проведенных затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

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

В начале 50-х годов в связи с возрастанием глубин скважин 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 свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров и снижения потерь промывочной жидкости осевая опора была вынесена в отдельную секцию - шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстро изнашиваемого узла турбобура - его опоры.

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

В конце 50-х годов во ВНИИБТ были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометаллическая опора («пята-подпятник»), хорошо работающая при использовании воды или буровых растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура. Это, в свою очередь, снижало эффективность турбинного способа бурения.

В начале 60-х годов Р.А. Иоаннесяном (с соавторами) была создана упорно- радиальная шаровая опора турбобура, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.

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

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных 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 турбобуров:

с системой гидродинамического торможения;

многосекционных;

с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;

с системой демпфирования вибраций;

с разделенным потоком жидкости и полым валом;

с плавающей системой статора;

с тормозной приставкой гидромеханического типа;

с редукторной вставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа - винтовые.

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

Ниже излагаются сведения об основных современных типах турбобуров, выпускаемых отечественной промышленностью.