сти гидромониторного эффекта. Опыт бурения мягких пород долотами со специальными промывочными насадками позволил создать гидромониторные долота, которые получили широкое распространение.
Тяжелые условия работы шарошечных долот обусловливают применение для их изготовления высококачественных сталей с последующей химикотермической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей (зубьев, рабочих поверхностей цапф и шарошек).
Для повышения износостойкости зубья и тыльная часть шарошек армируются зернистым твердым сплавом из литых карбидов вольфрама.
Алмазные долота
Алмазные долота применяются при проходке очень твердых пород, а также при бурении нижних интервалов глубоких скважин, где их высокая стоимость компенсируется большой долговечностью и, следовательно, снижением затрат времени на спуско-подъемные операции. В СССР выпускались алмазные долота двух типов: спиральные – для турбинного бурения (рис. 3.8, а) и радиальные – для роторного бурения (рис. 3.8, б). Высокая эффективность работы алмазного долота обеспечивается применением для их изготовления высококачественного металла и алмазов, заделанных в рабочие поверхности долота.
Опыт проходки глубоких нефтяных и газовых скважин показал, что одно алмазное долото может пройти в твердой породе до 250–300 м при непрерывном бурении в течение 150–200 ч. Таким образом, одним алмазным долотом можно заменить более десяти шарошечных долот.
Долота для колонкового бурения
В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатационной скважины периодически отбираются породы в виде нетронутых целиков (кернов) для составления стратиграфического разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти или газа в порах проходимых пород и т. д.
Для извлечения на поверхность керна применяются специальные долота, называемые колонковыми. При бурении керн входит внутрь такого долота и в нужный момент поднимается на поверхность.
Выпускаются колонковые долота двух типов – со съемной грунтоноской и без съемной грунтоноски. При бурении колонковыми долотами без съемной грунтоноски для подъема керна на поверхность приходится поднимать всю бурильную колонну. При работе же колонковыми долотами со съемной грунтоноской последнюю при помощи специального каната, маленькой вспомогательной лебедки и ловителя извлекают на поверхность без подъема труб.
11
а |
б |
Рис. 3.8. Алмазные долота для сплошного бурения
Колонковые долота со съемной грунтоноской
Бурение колонковыми долотами со съемной грунтоноской (керноприемником) предпочтительно при больших объемах отбора керна, что имеет место при бурении опорных, параметрических и др. скважин. Колонковые долота со съемной грунтоноской выпускаются в основном для турбинного бурения. В этом случае грунтоноска монтируется в турбобуре специальной конструкции. Поэтому описание подобного долота будет дано в разделе, посвященном турбобурам.
Колонковые долота без съемной грунтоноски
На рис. 3.9 показано колонковое долото без съемной грунтоноски типа СДК-1 в сборе с четырехшарошечной бурильной головкой 1. Корпус долота 4 изготавливается из стандартной бурильной трубы. Внутри корпуса помещается несъемная грунтоноска 8, состоящая из кернодержателя 2, головки 6 с шариковым клапаном 5. Подшипник обеспечивает неподвижность грунтоноски во время вращения бурильной головки вместе с корпусом долота. Тип кернодержателя выбирается в зависимости от свойств проходимой породы. При бурении в мягких и сыпучих породах применяются кернодержатели, рычажки которых полностью
Рис. 3.9. Колонковое долото без съемной грунтоноски
12
перекрывают входное сечение керноприемной трубы (рис. 3.10, а). При бурении в породах средней твердости и в твердых устанавливаются кернодержатели, рычажки которых частично перекрывают сечение керноприемной трубы
(рис. 3.10, б).
Эти долота предназначены для роторного способа бурения, но могут быть применены и при турбинном бурении.
В процессе бурения этими долотами в центре скважины образуется столбик породы – керн, который входит через кернодержатель в грунтоноску. Для подъема грунтоноски с керном требуется поднять всю бурильную колонну и долото.
а |
б |
Рис. 3.10. Кернодержатели
13
Бурильные головки для колонкового бурения
Бурильные головки (рис. 3.11) по конструкции в основном однотипны. Состоят они из четырех соединяющихся между собой при помощи сварки лап (секций), образующих корпус головки, и шарошек, вращающихся на цапфах лап. Подшипники каждой шарошки имеют ряд роликов и два ряда шариков, из которых один ряд является одновременно замком, удерживающим шарошки от сползания с цапфы лапы.
Для обеспечения повышенной прочности и стойкости долот лапы, шарошки, шарики и ролики изготовляются из высоколегированных сталей и подвергаются специальной хи- мико-термической обработке. Зубцы и тыльная часть шарошек армируются зернистым твердым сплавом. Кроме того, кернообразующие вершины шарошек укреплены запрессованными в них стержнями из твердого сплава.
Выпускаются бурильные головки диаметром от 97 до 346 мм типов М, С, Т и К, что обеспечивает бурение с отбором керна в скважинах разно-
го диаметра при прохождении Рис. 3.11. Бурильная головка СДК-1 пород различной твердости.
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
Бурильная колонна (рис. 3.12) состоит из ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных бурильных труб 13. Верхняя часть бурильной колонны, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 при помощи верхнего переводника 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 через нижний переводник ведущей трубы 5, предохранительный переводник 6 и муфту бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 соединяются друг с другом при помощи бурильных замков, состоящих из двух деталей (муфты бурильного замка 7 и ниппеля бурильного замка 9), или при помощи соединительных муфт 10. Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) непосредственно свинчиваются друг с другом без применения каких-либо соединительных элементов. Верхние УБТ присоединяются к бурильной трубе через пе-
14
реводник 11. К нижним УБТ 13 через переводник 14 привинчивается долото (при роторном способе бурения) или забойный двигатель с долотом (при турбинном бурении и при бурении с электробуром).
Бурильная колонна предназначена для следующих целей:
1.передачи вращения от ротора к долоту (при роторном бурении);
2.подвода промывочной жидкости: к турбобуру (при турбинном бурении), к долоту и забою скважины (при всех способах бурения);
3.монтажа отдельных секций токопровода (при бурении с электробуром);
4.создания нагрузки на долото;
5.подъема и спуска долота, турбобура, электробура;
6.проведения вспомогательных работ (расширение и промывка скважины, ловильные работы, проверка глубины
скважины и т. д.).
Условия работы бурильной колонны при роторном способе и при бурении с забойными двигателями различны. При роторном способе бурильная колонна, передающая вращение от ротора к долоту и осевую нагрузку на долото, испытывает целый ряд нагрузок.
Когда бурильная колонна не касается забоя скважины и не вращается, она подвержена только растягивающим усилиям, которые достигают максимума у вертлюга. В процессе бурения скважины верхняя часть бурильной колонны растянута, а нижняя, опирающаяся на забой, – сжата.
Таким образом, бурильная колонна при бурении одновременно подвержена действию растягивающих и сжимающих усилий. При этом она всегда имеет сече-
Рис. 3.12. Схема бурильной колонны ние, в котором отсутствуют растягивающие и сжимающие усилия, а следователь-
но, и напряжения от действия этих сил. Кроме напряжений растяжения и сжа-
15
тия при передаче вращающего момента от ротора к долоту в бурильной колонне возникают напряжения кручения, которые достигают максимума у устья скважины, а также изгибающие напряжения от действия центробежных сил, увеличивающиеся от устья к забою скважины.
Одновременное действие на бурильную колонну всех перечисленных сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения. В результате часто случаются аварии с бурильными трубами, бурильными замками и другими элементами колонны.
При бурении скважины с забойным двигателем (турбобуром или электробуром) условия работы бурильной колонны значительно облегчаются. Она в этом случае не вращается и поэтому испытывает только растягивающие и сжимающие нагрузки, а также реактивный момент забойного двигателя. Последний имеет незначительную величину, в практических расчетах им можно пренебречь.
Таким образом, бурение с забойными двигателями в значительной степени снизило требования к бурильной колонне. Стало возможным применение для бурильной колонны труб с меньшей толщиной стенок, что сократило расход металла, а следовательно, и уменьшило ее стоимость. Число аварий с бурильной колонной при любых условиях ее работы с забойными двигателями всегда во много раз меньше, чем при роторном бурении. Рассмотрим основные элементы бурильной колонны.
В е д у щ а я т р у б а может иметь квадратное, шестигранное и восьмигранное сечение. На территории СНГ получили распространение ведущие трубы квадратного сечения («квадраты»). Вращающий момент от ротора передается ведущей трубе через вкладыши, вставляемые в ротор. Для каждого размера ведущей трубы применяются соответствующие вкладыши, позволяющие ей свободно перемещаться вдоль оси скважины.
Б у р и л ь н ы е т р у б ы выпускаются следующих конструкций: а) с высаженными внутрь концами (рис. 3.13, а); б) с высаженными наружу концами (рис. 3.13, б); в) с приваренными соединительными концами.
Рис. 3.13. Бурильная труба:
а – с высаженными внутрь концами; б – с высаженными наружу концами; I – труба; II – муфта
16
Бурильные трубы с высаженными внутрь концами имеют конусную мелкую трубную резьбу. Высадка внутрь на концах трубы уменьшает ее внутренний диаметр. Соединяются такие трубы при помощи замков (рис. 3.14, а) или муфт (рис. 3.14, б). Трубы данной конструкции в настоящее время весьма распространены. Выпускаются они длиной 6; 8 и 11,5 м с наружным диаметром 60, 73, 89 и 102 мм. Трубы диаметром 114, 127, 140 и 168 мм выпускаются длиной
11,5 м.
б
Рис. 3.14. Соединение бурильных труб с высаженными внутрь концами:
а – бурильным замком; б – соединительной муфтой
Бурильные трубы с высаженными наружу концами имеют такую же резьбу,
как и трубы с высаженными внутрь концами. Высадка наружу позволяет иметь одинаковый внутренний диаметр по всей длине трубы, что резко улучшает гидравлическую характеристику этих труб по сравнению с трубами с высаженными внутрь концами, так как значительно снижаются потери на преодоление сопротивлений при прохождении промывочной жидкости по бурильной колонне.
Рассматриваемые трубы соединяются также при помощи соединительных муфт или бурильными замками. Они имеют такую же длину, что и трубы с высаженными внутрь концами. Заводы выпускают трубы диаметром 60, 73, 89, 102, 114 и 140 мм.
Сначала эти трубы предназначались для бурения скважин электробуром. При этом способе бурения требуется наличие в трубах широкого и одинакового по всей длине циркуляционного канала, обеспечивающего монтаж токоподвода
ипрохождение промывочной жидкости. Однако опыт показал целесообразность применения этих труб при турбинном способе бурения.
Впроцессе спуска и подъема бурильной колонны нецелесообразно свинчивать
иразвинчивать все трубы, имеющиеся в колонне. Гораздо быстрее осуществля-
17
ются спуско-подъемные операции при отвинчивании или навинчивании сразу нескольких труб. Комплект таких труб, называемый свечой, может иметь разную длину, зависящую от высоты применяемой вышки.
Наиболее распространенной в глубоком бурении является вышка высотой 41 м, позволяющая иметь свечи длиной около 25 м. Бурильные трубы изготовляются длиной 6, 8 и 11,5 м. Поэтому свеча может быть собрана из четырех 6-метровых труб, трех 8-метровых труб или из двух труб длиной 11,5 м.
При сборке свечи из четырех 6-метровых бурильных труб две пары труб соединяются при помощи муфт (см. рис. 3.14, б), а так называемые двухтрубки – с использованием бурильных замков (рис. 3.14, а).
При сборке свечи из трех 8-метровых бурильных труб применяют две соединительные муфты или одну соединительную муфту и один бурильный замок. Две бурильные трубы длиной 11,5 м соединяют при помощи бурильных замков. Собранные свечи свинчивают также с
использованием бурильных замков.
Для соединения бурильных труб с высаженными внутрь концами: имеются два типа замков:
1) ЗШ – с диаметром проходного сечения, близким к диаметру проходного сечения высаженных концов бурильных труб;
ниппель |
2) ЗН – с диаметром проходного сечения, значительно |
|
|
меньшим диаметра проходного сечения высаженных кон- |
|
цов бурильных труб. |
|
Сужение проходного сечения в бурильных замках ЗН |
|
значительно увеличивает потери давления при циркуля- |
|
ции промывочной жидкости. Поэтому они мало приме- |
|
няются при роторном способе бурения и совершенно не |
|
применяются в турбинном бурении. |
|
Для соединения бурильных труб с высаженными нару- |
|
жу концами созданы бурильные замки с увеличенным про- |
|
ходным сечением (типа ЗУ), обеспечивающие нормальные |
|
условия проходки скважин при турбинном бурении и при |
|
бурении с электробуром. |
|
Каждый из трех рассмотренных типов бурильных зам- |
|
ков имеет свои размеры, однако внешне они очень похо- |
|
жи друг на друга (рис. 3.15). |
муфта |
Ниппель и муфта бурильного замка соединяются друг |
|
с другом при помощи конической крупной замковой резь- |
|
бы, а присоединение этих деталей к бурильным трубам |
|
осуществляется посредством мелкой трубной резьбы. |
|
Крупная замковая резьба со значительной конусностью |
|
позволяет многократно свинчивать и развинчивать свечи с |
Рис. 3.15. Бурильный |
незначительной затратой времени. Применение замков |
замок |
для соединения бурильных труб не только ускоряет спус- |
|
ко-подъемные операции, но и предотвращает бурильные |
|
18 |
трубы от преждевременного износа: при наличии замкового соединения ключами захватываются не бурильные трубы, а ниппель и муфта замка. Поэтому бурильные замки изготовляют из более качественного металла. Соединение труб бурильными замками наряду с положительными особенностями имеет и принципиальные недостатки.
1.Для свинчивания двух труб применяется не одно, а три резьбовых соединения, что уменьшает прочность бурильной колонны и, несмотря на применение высококачественной графитной смазки для резьб, снижает герметичность каждого соединения.
2.Наилучшая герметичность резьбового соединения достигается в том случае, когда в конце свинчивания одна деталь упирается в другую (упорное соединение). Такое соединение надежно в работе даже при значительном перепаде давления в трубах и в затрубном пространстве. Рассмотренные выше конструкции бурильных труб и бурильных замков позволяют после свинчивания двух труб иметь из трех соединений лишь одно упорное, образуемое при свинчивании деталей замка друг с другом за счет упора торца муфты в заплечики ниппеля. Два других соединения являются безупорными, так как при свинчивании ниппеля и муфты замка с бурильными трубами соединяемые детали не прижимаются друг к другу. Герметичность в этих резьбовых соединениях обеспечивается только зацеплением резьб
ихорошей смазкой.
Бурильные замки типа ЗШ и особенно типа ЗН, имеющие уменьшенный внутренний диаметр по сравнению с внутренним диаметром бурильных труб, делают необходимым применение более мощных буровых насосов в связи с возникновением во время циркуляции промывочной жидкости значительного перепада давления в соединениях. Уменьшение проходного сечения в соединениях весьма нежелательно также при применении колонковых долот со съемной грунтоноской, а также при использовании различных приборов, спускаемых в бурильную колонну.
Бурильные трубы с приваренными соединительными концами, имеющие оди-
наковый внутренний диаметр по всей длине, предназначены для всех видов вращательного бурения. Они изготовляются путем приварки на специальных машинах соединительных концов к трубным заготовкам.
Утяжеленные бурильные трубы устанавливаются над долотом (турбобуром, электробуром) в целях увеличения жесткости нижней части бурильной колонны и создания необходимой нагрузки на долото.
Легкосплавные бурильные трубы. Увеличение глубин скважин заставило изыскивать пути уменьшения веса бурильной колонны. Стальные трубы стали заменять бурильными трубами из алюминиевых и других легких сплавов, что позволило уменьшить вес бурильных колонн примерно в два раза.
Переводники служат для соединения элементов бурильной колонны, имеющих различные типы и размеры резьб.
19
ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ Турбобуры
Всоздании забойного турбинного двигателя приоритет принадлежит отечественным ученым и инженерам. Первый в мире проект забойного гидравлического двигателя был разработан в 1890 г. бакинским инженером К. Г. Симченко. В 1923 г. в Баку М. А. Капелюшниковым был создан турбобур, который представлял собой одноступенчатую осевую турбину мощностью 10–12 л. с. и имел многоярусный планетарный редуктор. Вследствие недостаточной мощности и несовершенства конструкции турбобур Капелюшникова не нашел применения.
В1934–1935 гг. был создан работоспособный многоступенчатый турбобур конструкции П. П. Шумилова, Р. А. Иоаннесяна, И. Э. Тагиева и М. Т. Гусмана. Преимущества этой модели турбобура заключаются в следующем: 1) снижена скорость движения потока рабочей жидкости, что резко повысило мощность и моторесурс турбины, 2) снижено число оборотов ротора турбины, что исключило необходимость в редукторе – уязвимом месте турбобура Капелюшникова. После некоторого усовершенствования конструкции турбобуров, шарошечных долот и буровых насосов турбинное бурение в ряде случаев доказало свое преимущество перед роторным и получило широкое применение во многих районах.
Турбобур представляет собой забойный гидравлический двигатель, преобразующий гидравлическую энергию потока промывочной жидкости в механиче-
Рис. 3.16. Принцип действия
турбины турбобура
1 – вал; 2 – лопатка статора; 3 – статор; 4 – ротор; 5 – лопатка ротора; 6 – корпус
скую энергию вращения вала. Движущим узлом турбобура является многоступенчатая турбина осевого типа, состоящая из нескольких десятков одинаковых до конструкции элементов. Каждая ступень турбины состоит из неподвижного направляющего колеса (статора) и насаженного на вал вращающегося рабочего колеса (ротора), кольцевые каналы которых разделены радиальными криволинейными перегородками (лопатками) на отдельные полости (рис. 3.16). Поток жидкости, двигаясь по криволинейным каналам турбины, изменяет свое направление, что обусловливает появление реактивных сил А и В, действующих на лопатках ротора и статора в разные стороны. Силы А, суммируясь по всем ступеням турбины, создают вращающий момент на валу турбобура, а силы В создают реактивный момент, воспринимаемый неподвижной бурильной колонной через корпус турбобура.
20