Аналитика



"ПримаМедика" организует медицинский пункт на предприятиях

profosmotry.ru

± у бурильные трубы. глава расчет бурильных колонн

± У БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ. глава РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН

Из бурильных труб составляют бурильную колонну, функциональное назначение которой состоит в следующем:

передача вращения от ротора породоразрушающему инструменту (при роторном бурении);

передача неподвижному (замкнутому) столу ротора реактивного крутящего момента, который возникает при бурении скважины забойными двигателями;

создание осевой нагрузки на долото;

подача промывочного бурового раствора к забою скважины для очистки его от осколков разрушенной породы;

снабжение забойного гидравлического двигателя рабочим агентом (при бурении забойными двигателями);

обеспечение подъема керна на дневную поверхность и спуска различных приборов и инструментов в скважину;

выполнение аварийные работы в скважинах.

19.1. ВЕДУЩИЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

На верхнем конце бурильной колонны расположена ведущая труба, предназначенная для передачи вращения от привода через ротор бурового станка бурильной колонне, состоящей из бурильных труб, замков и утяжеленных бурильных труб. На нижний конец бурильной колонны навинчено долото или другой инструмент. В отличие от бурильных труб, замков и УБТ ведущая труба, как правило, имеет форму квадратного, иногда шестигранного сечения. Другие формы сечений в нефтепромысловой практике применяются редко.

Ведущая труба также предотвращает реверсивное вращение бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя (турбобура, винтобура, электробура).

В практике бурения ведущие трубы применяются сборной конструкции, состоящие из трубы, верхнего и нижнего переводников, а также цельной (неразъемной). Ведущие трубы сборной конструкции изготовляются в основном квадратного сечения, включают собственно трубу, верхний переводник ПШВ для соединения с вертлюгом и нижний переводник ПШН для присоединения к бурильной колонне.

Ведущие трубы сборной конструкции изготовляются по ТУ 14-3-126 — 73 размерами 112x112, 140x140, 155x155 мм и по ТУ 14-3-755 — 78 размерами 65x65 и 80x80 мм.

Размеры и масса ведущих труб сборной конструкции приведены в табл. 19.1 и на рис. 19.1. На концах ведущей трубы нарезается трубная коническая резьба (профиль по ГОСТ 631—75) — правая на нижнем и левая на верхнем.

На нижний конец трубы навинчивается (горячим способом на пресо-вой посадке) переводник ПШН (рис. 19.2, а), а на верхний — переводник ПШВ (рис. 19.2, б).

Услов

ный

размер

трубы,

мм

Сторона квадрата а, мм

Диаметр канала d, мм

Диаметр проточки под элеватор D1, мм

Диаметр цилиндрической проточки D2, мм

Длина

резьбы

G

(вклю

чая

сбег),

мм

Длина трубы, м, не менее

Замковая резьба переводников (ГОСТ 5286-75)

Наружный диаметр переводника, мм

Масса (теоретическая), кг

рабо

чей

части

общая

L

верхне

го

нижне

го

верхне

го

нижне

го

1 м трубы без пере-водников

переводника

верхне

го

нижне

го

По ТУ 14-3-126-73

112

112-1

74±4

114

110±0,5

95

-

13-2,5

-

-

-

-

65,6

-

-

140

140±2

85±5

141

135±0,5

105

-

14 + 2,5

-

-

-

-

106,6

-

-

155

155-3

100±5

168

150±0,5

120

-

14 + 2,5

-

-

-

-

124,3

-

-

По ТУ 14-3-755-78

65

65

32

73

63

65

9,3

10,0 + 2,5

З-76Л

З-76

95

95

27

10

9

80

80

40

89

75

75

9,3

10,0 + 2,5

З-88Л

З-88

108

108

38

12

12

Рис. 19.1. Ведущая труба сборной конструкции:

I, II - резьба замковая по ГОСТ 5286-75 соответственно правая и левая; III, IV - резьба 8 ниток х25г4 соответственно по ТУ 14-3-126-73 правая и левая

Рис. 19.2. Переводники ведущей трубы:

а - нижний; б - верхний; I -резьба замковая; II - то же, левая; III - резьба по ТУ 143-126-73; IV - то же, левая; DH - наружный диаметр переводника; L - длина переводника; d - диаметр проходного отверстия; dc - диаметр цилиндрической выточки; di - внутренний диаметр в плоскости торца; 11 - расстояние от торца до конца резьбы с полным профилем; I2 - длина конуса под резьбу

Рис. 19.3. Резьбовое соединение ведущих труб:

1 - линия, параллельная оси резьбы штанги; 2 - основная плоскость; 3 - переводник; 4 —штанга

Для защиты от износа замковой резьбы переводника ПШН между замком бурильной трубы и переводником ведущей трубы устанавливается переводник ПП.

Ведущие трубы (горячекатаные) изготовляются из стали групп прочности Д и К, переводника — из стали марки 40ХН (ГОСТ 4543 — 71).

Трубная резьба на концах ведущей трубы не стандартизирована, за исключением профиля (рис. 19.3). На теле трубы допускаются дефекты глубиной не более 18 % толщины стенки на расстоянии более 500 мм от концов, и не более 12,5 % на остальной части трубы. Точность трубной конической резьбы должна соответствовать требованиям ГОСТ 631—75. При контроле трубной резьбы резьбовым калибром-кольцом натяг (расстояние между измерительной плоскостью калибра и концом сбега резьбы трубы) должен составлять 9 + 3,175 мм. На цилиндрической поверхности каждой трубы у левой резьбы или на грани должна быть нанесена маркировка: размер трубы, номер, номер плавки, марка стали, дата выпуска, клеймо ОТК завода-изготовителя. На буровую трубы поступают с навинченными предохранительными кольцами.

Технические требования для переводников к ведущим трубам должны соответствовать ТУ 26-02-652 — 75, а требования к резьбовым соединениям - ГОСТ 631-75 и ГОСТ 5286-75.

С целью увеличения сроков эксплуатации и повышения сопротивления усталости резьбовых соединений ведущих бурильных труб их конструкции усовершенствованы: АзНИПИнефтью (трубы ТВБ) и ВНИИБТ (трубы ТВКП).

Трубы ТВБ (рис. 19.4) имеют цилиндрический блокирующий поясок, который усиливает и герметизирует коническую резьбу. Его протачивают на стандартной горячекатаной ведущей трубе квадратного сечения 112, 140 и 155 м. Переводники на трубу навинчивают в горячем состоянии после их нагрева до 400-430 °С.

Трубы ТВКП (рис. 19.5) отличаются коническими стабилизирующими поясками и переводниками. Прочность и герметичность резьбового соединения обеспечиваются трапецеидальной резьбой профиля ТТ с углом 30° (ГОСТ 631-75) и коническим стабилизирующим пояском конусностью 1:32. Поясок протачивают на стандартной горячекатаной ведущей трубе квадратного сечения за резьбой профиля ТТ. Трубы ТВКП изготавливают по ТУ 51-276-86. Переводники изготавливают из стали марки 40ХН или

Рис. 19.4. Ведущая труба с блокирующим пояском ТВБ:

1 - труба квадратного сечения; 2 - переводник

Л


. А ^ 1:32    111

\////////////\


Рис. 19.5. Ведущая труба с коническими стабилизирующими поясками ТВКП:

а - труба; б - резьбовое соединение; I - резьба замковая по ГОСТ 5286-75; II - то же, левая; III - резьба ТТ; IV - то же, левая


Рис. 19.6. Резьбовое соединение ведущих труб ТВКП:

а - переводник; б - труба; I - расчетная плоскость конических поверхностей; II - основная плоскость

40ХН2МА. Верхний переводник снабжен левой резьбой для предотвращения его самопроизвольного отвинчивания от ствола вертлюга. Размеры соединений приведены на рис. 19.6. Сборка переводник с трубой по резьбе профиля ТТ должна производиться горячим способом с нагревом переводников до температуры 380 — 450 °С. После свинчивания соединения должно быть обеспечено сопряжение торца трубы и внутреннего упорного торца переводника по всему периметру стыка упорных поверхностей. Резьбы профиля ТТ ведущей бурильной трубы контролируются резьбовыми и гладкими калибрами. В верхнем ТВВК и нижнем ТВНК переводниках кон-

тролируются внутренняя резьба профиля ТТ и коническая расточка, а также внутренняя и наружная замковые резьбы.

Промышленностью осваиваются ведущие бурильные трубы цельной конструкции квадратного и шестигранного сечений, аналогичные стандарту АНИ-7.

19.2. БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ С ВЫСАЖЕННЫМИ КОНЦАМИ И МУФТЫ К НИМ

Для увеличения толщины стенок и прочности бурильных труб в нарезанной части концы их высаживаются внутрь или наружу (ГОСТ 631 — 75). Бурильные трубы соединяются в колонну с помощью замков. На конец трубы (типов 1, 2 по ГОСТ 631 —75) навинчивается на резьбе треугольного профиля муфтовая или ниппельная часть замка. С целью упрочнения и исключения возможности усталостного разрушения трубы по трубной резьбе применяются бурильные трубы (типов 3, 4 по ГОСТ 631—75) с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками. В практике бурения их называют соответственно ТБВК и ТБНК.

Короткие трубы (6 м) с резьбой треугольного профиля соединяются между собой соединительными муфтами.

Размеры и массы труб типа 1 и муфт к ним должны соответствовать рис. 19.7 и табл. 19.2, типа 2 — рис. 19.8 и табл. 19.3, типа 3 — рис. 19.9, а и табл. 19.4, типа 4 — рис. 19.9, б и табл. 19.4.


Рис. 19.7. Трубы типа 1 с высаженными внутрь концами и муфты к ним:

а - труба; б — муфта

Рис. 19.8. Трубы типа 2 с высаженными наружу концами и муфты к ним:

а - труба; б - муфта


Рис. 19.9. Трубы с коническим стабилизирующим пояском:

а - конец трубы типа 3 с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками; б - конец трубы типа 4 с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками

Услов

ный

диаметр

трубы

Труба

Муфта

Масса, кг

Наруж

ный

диаметр

D

Толщина стенки s

Внут

ренний

диаметр

d

Высадка

Наруж

ный

диаметр

Ом

Длина

Lw

Расточка

Ширина торцовой плоскости В

1 м гладкой трубы

двух высадок (для одной трубы)

муфты

Длина до переход-ной части

l3 min, Не

менее

Длина переходной части L

Диаметр прохода

Диаметр

d0

Глубина

I0

d1

d1

60

60,3

7

46,3

90

40

32

40

80

140

63,5

3

5

9,15

1,2

~2,7

9

42,3

24

32

11,3

1,4

73

73,0

7

59,0

100

40

45

54

95

166

76,2

3

6

11,4

1,6

~4,2

9

55,0

34

43

14,2

2,4

11

51,0

28

37

16,8

2,2

89

89,0

7

75,0

100

40

60

69

108

166

92

3

6

14,2

2,4

~4,4

9

71,0

49

58

17,8

3,4

11

67,0

45

54

21,2

3,2

102

101,6

7

87,6

115

55

74

83

127

184

104,8

3

7

16,4

3,0

~7,0

8

85,6

70

79

18,5

3,4

9

83,6

66

75

20,4

3,8

10

81,6

62

71

22,4

4,0

114

114,3

7

100,3

130

55

82

91

140

204

117,5

3

7

18,5

4,6

~9,0

8

98,3

78

87

20,9

5,8

9

96,3

74

83

23,3

6,0

10

94,3

70

79

25,7

6,6

11

92,3

68

77

28,0

6,4

127

127,0

7

113,0

130

55

95

104

152

204

130,2

3

7

20,7

5,8

~10,0

8

111,0

91

100

23,5

6,4

9

109,0

87

96

26,2

7,0

10

107,0

83

92

28,9

7,6

140

139,7

8

123,7

130

55

105

114

171

215

144,5

3

8

26,0

7,0

~14,0

9

121,7

101

110

29,0

7,6

10

119,7

100

106

32,0

8,2

11

117,7

91

100

35,0

9,6

169

168,3

9

150,3

130

55

128

137

197

229

171,5

3

8

35,3

9,8

~16,7

10

145,3

124

133

39,0

10,8

П

римечания. 1. При вычислении массы плотность стали принята равной 7,85

г/см3. 2. Размер l1

(длина переходной части) является

справочным. 3. Размер d

может быть равен di. 4. По соглашению изготовителя с потребителем допускается изготовление труб с меньши-

ми толщинами стенок. 5.

Наружный диаметр конца трубы

с условным диаметром 140 мм на длине не

менее ls

min должен быть не менее

141,3 мм.

Услов

ный

диаметр

трубы

Труба

Муфта

Масса, кг

Наруж

ный

диаметр

D

Толщина стенки s

Внут

ренний

диаметр

d

Высадка

Наружный диаметр D„

Длина L„

Расточка

Ширина торцовой плоскости В

1 м гладкой трубы

двух

высадок

(для

одной

трубы)

муфты

Наружный диаметр D1

Длина до переходной части

I3 min, Не

менее

Длина переходной части h

Диаметр

d0

Глубина

к

60

60,3

7

46,3

67,46

110

65

86

140

70,6

3

5

9,15

1 ?5

~2,7

9

42,3

11,3

73

73,0

7

59,0

81,76

120

65

105

165

84,9

3

6

11,4

2,5

~4,7

9

55,0

14,2

11

51,0

16,8

89

89,0

7

75,0

97,13

120

65

118

165

100,3

3

7

14,2

3,5

~5,2

9

71,0

17,8

11

67,0

21,2

102

101,6

8

85,6

114,30

145

65

140

204

117,5

3

7

18,5

4,5

~9,0

9

83,6

20,4

10

81,6

22,4

114

114,3

8

98,3

127,00

145

65

152

204

130,2

3

7

20,9

5,0

~11,0

9

96,3

23,3

10

94,3

25,7

11

92,3

28,0

140

139,7

8

123,7

154,00

145

65

185

215

157,2

3

8

26,0

7,0

~15,0

9

121,7

29,0

10

119,7

32,0

11

117,7

35,0

Примечания. 1. При вычислении массы плотность стали принята

равной 7,85 г/см3. 2. На внутренней

полости

участка

высадки

(13 min + 14) допускается технологическая конусность до 6

мм, т.е. размер di может быть больше размера d

на 6 мм.

Условный

диаметр

трубы

Наружный диаметр трубы D

Толщина стенки s

Внутренний диаметр d

Высадка

Масса, кг

Диаметр прохода d1 (предельное отклонение ±1,5)

Наружный

диаметр

D6 min

Длина механической обработки

Lmin

Длина до переходной части lmin

Длина высадки l1

1 м гладкой трубы

Увеличение массы одной трубы вследствие высадки обоих концов

С высаженными внутрь концами

89

89,0

9

71,0

57

-

17,8

3,9

11

67,0

54

89,9

150

145

21,2

3,4

102

101,6

9

83,6

68

101,9

150

145

-

20,4

5,1

10

81,6

66

22,4

5,0

114

114,3

9

96,3

78

23,3

7,3

10

94,3

76

115,2

160

155

-

25,7

7,1

11

92,3

74

28,0

6,9

127

127,0

9

109,0

92

130,2

160

155

-

26,2

7,8

10

107,0

90

28,9

7,6

140

139,7

9

121,7

102

140,2

160

155

-

29,0

11,0

10

119,7

100

32,0

10,2

11

117,7

100

35,0

9,2

С высаженными наружу концами

73

73,0

9

55,0

52,0

85,9

150

-

155

14,2

3,7

11

51,0

48,0

16,8

89

89,0

9

71,0

68,0

101,9

150

-

155

17,8

4,5

11

67,0

64,0

21,2

102

101,6

9

83,6

80,6

115,2

160

-

165

20,4

5,7

10

81,6

78,6

22,4

114

114,3

9

96,3

93,3

23,3

10

94,3

91,3

130,2

160

-

165

25,7

7,9

11

92,3

89,3

28,0

Примечания. 1. При вычислении массы плотность стали принята равной 7,85 г/см3. 2. Размер Dq min указан для механически обработанной поверхности высаженных концов труб на длине Lmin-

Трубы типов 1, 2 изготовляются с правой и левой резьбами, трубы типов 3, 4 — с правой резьбой и по соглашению потребителя с изготовителем — с левой.

Трубы всех типов изготовляются длиной: 6,8 и 11,5 м при условном диаметре труб 60—102 мм; 11,5 м — при условном диаметре труб 114—168 мм.

В поставляемой партии допускается до 25 % труб длиной 8 м и до 8 % — длиной 6 м. С согласия потребителя допускается изготовление труб диаметром 114 мм, длиной 6 и 8 м. Длина трубы определяется расстоянием между ее торцами, а при наличии навинченной муфты — расстоянием от свободного торца муфты до последнего витка резьбы другого конца трубы.

Кривизна труб на концевых участках, равных трети длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м. Общая кривизна трубы (стрела прогиба) на середине длины трубы не должна превышать 1/2000 длины трубы. Кривизна конца трубы — частное от деления стрелы прогиба на расстояние от места измерения до ближайшего конца трубы. Длина высадки в расчет не принимается.

Примеры условных обозначений бурильных труб и муфт к ним.

Трубы В-114х9-Д ГОСТ 631—75 — труба бурильная типа 1, условный диаметр 114 мм, толщина стенки 9 мм, группа прочности Д, обычной точности.

Труба В-114х9-Д ГОСТ 631—75 — то же, повышенной точности.

Муфта В-114-Д ГОСТ 631 —75 — муфта к трубе типа 1, условный диаметр 114 мм, группа прочности Д.

Труба Н-114х9-Д ГОСТ 631—75 — труба бурильная типа 2, толщина стенки 9 мм, группа прочности Д, обычной точности.

Труба НП-П4х9-Д ГОСТ 631—75 — то же, повышенной точности.

Муфта Н-114-Д ГОСТ 631 —75 — муфта к трубе типа 2, условный диаметр 114 мм, группа прочности Д.

Труба ВК-114х9-Д ГОСТ 631 —75 —труба бурильная типа 3, далее то же.

Труба ВК-114х9-Д ГОСТ 631—75 — труба бурильная типа 4, далее то же.

Для труб и муфт с левой резьбой в условном обозначении после слов «труба» или «муфта» ставится буква Л.

На наружной и внутренней поверхностях труб и муфт не допускаются плены, раковины, закаты, расслоения, трещины и песочины.

Допускаются вырубка и зачистка указанных дефектов только вдоль оси трубы при условии, что глубина этих вырубок не выводит толщины стенки за предельные минусовые отклонения. Заварка, зачеканка или заделка дефектов не допускается.

Поверхность высаженной части трубы и место перехода ее к телу трубы не должны иметь резких уступов. На внутренней поверхности переходной части высаженных наружу концов бурильных труб типа 4 всех диаметров допускается одно пологое кольцевое незаполнение шириной не более 40 мм, причем наименьшая толщина стенки в этих местах должна быть на 2 мм больше номинальной толщины стенки данного типоразмера труб. На внутренней поверхности высаженных наружу концов труб типа 2 допускаются следы исправления дефектов и отдельные пологие незаполнения металлом глубиной до 2 — 3 мм, шириной до 20 мм и протяженностью по окружности до 25 — 50 мм (меньшие размеры для труб диаметром 60 — 102 мм, большие — для труб диаметром 114—140 мм).

Размеры профиля резьбы труб типов 1, 2 и муфт к ним (рис. 19.10) приведены ниже.

///Х///А\П=0,ШР NN>4

Рис. 19.10. Профиль резьбы бурильных труб типов 1, 2 и муфт к ним с треугольной резьбой:

1 - муфта; 2 - труба; I - линия, параллельная оси резьбы; II - линия среднего диаметра резьбы

Рис. 19.11. Резьбовое соединение бурильных труб типов 1 и 2:

а - соединение, свинченное вручную; б - соединение, свинченное на станке; I - конец сбега резьбы (последняя риска на трубе); II - линия, параллельная оси резьбы трубы; III - линия среднего диаметра резьбы. Размер P1 приведен для труб типа 2

Глубина резьбы hi, мм.

Рабочая высота профиля h, мм Радиусы закругления, мм:

0,508

0,432

0,076

i°47'24'

1:16


r

Зазор z, мм

Угол уклона ф

Конусность 2tg ф

Примечания. 1. Шаг резьбы должен измеряться параллельно оси резьбы трубы и муфты. 2. Размеры r и r1 приведены в качестве справочных для проектирования резьбонарезного инструмента.

Размеры резьбовых соединений бурильных труб типов 1 и 2 приведены на рис. 19.11.

Профиль трапецеидальной резьбы труб типов 3 и 4 и их резьбовые соединения приведены соответственно на рис. 19.12 и 19.13.

К высаженному концу труб ВК и НК предъявляются следующие требования.

Торец трубы должен быть перпендикулярен к оси резьбы. Неперпен-дикулярность не более 0,06, неплоскостность — не более 0,1 мм. Оси резьбы и конического стабилизирующего пояска должны совпадать. Допустимое отклонение от соосности не более 0,04 мм. Разностенность в плоскости торца трубы должна быть не более: 4 мм для труб диаметром 73 мм; 4,5 мм для груб диаметром 89 и 102 мм; 5 мм для остальных диаметров труб 114, 127 и 140 мм Поверхности конического стабилизирующего пояска и торца трубы должны быть гладкими, без заусенцев и других дефектов. На наружной поверхности высаженной части трубы, подвергающейся механической обработке, допускается выполнять переход с конического стабилизирующего пояска на цилиндрическую поверхность под углом не более 15 % с оси трубы. Место перехода механически обработанной поверхности трубы к необработанной поверхности наружного диаметра высадки допускается выполнять под углом не более 15° к оси трубы. Наружный диаметр высадки должен допускать прохождение гладкого калибра кольца диаметром на 2,5 мм меньше диаметра высадки.

Трубы и муфты в зависимости от групп прочности изготовляют из углеродистых (сталь марки 45) и легированных сталей марок 38ХНМ, 36Г2С, 35Г2СВ и др. Трубы групп прочности К, Е изготовляют из легированных сталей путем нормализации с отпуском или из углеродистых сталей (закалка, отпуск) группы прочности Л,

Р

15°

Рис. 19.12. Профиль трапецеидальной резьбы труб типов 3 и 4:

I


I - линия, параллельная оси резьбы трубы; II -ось резьбы трубы


Рис. 19.13. Резьбовое соединение бурильных труб типов 3, 4:

I - основная плоскость; II - расчетная плоскость конического стабилизирующего пояска; III ось резьбы

а трубы групп прочности выше Л (М, Р) — из легированных сталей (закалка — отпуск).

Трубы и муфты должны изготовляться из сталей групп прочности, приведенных в табл. 19.5.

Муфты для труб типов 1 и 2 диаметром 114 мм и менее должны изготовляться из сталей группы прочности с более высокими механическими свойствами. По соглашению изготовителей и потребителя допускается изготовление труб и муфт одной группы прочности.

Трубы диаметром более 114 мм и муфты к ним изготовляются одной группы прочности.

Таблица 19.5

Механические свойства материала труб и муфт

Показатель

Группа прочности стали

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

Временное сопротивление стп, МПа, не

637

687

735

784

882

980

1078

менее

Предел текучести стт, МПа, не менее

373

490

539

637

735

882

980

Относительное удлинение 5, %, не ме

16

12

12

12

12

12

12

нее

12

10

10

10

10

10

10

Относительное сужение после разры

40

40

40

40

40

40

40

ва ^, %, не менее

Ударная вязкость KCV, Дж/м2, не ме

39,2

39,2

39,2

39,2

39,2

29,4

29,4

нее

Примечания. 1. Трубы групп прочности Р и Т изготовляются по соглашению изго

товителя с потребителем. 2. При переводе плавок из группы прочности К в Д в маркировке

и сопроводительном документе должны быть указаны обе группы.

На каждой бурильной трубе на расстоянии 0,4 — 0,6 м от ее конца наносится маркировка клеймами: номер трубы, группа прочности, толщина стенки, наименование или товарный знак завода-изготовителя, месяц и год выпуска. Клеймо должно быть обведено светлой краской. На каждой муфте должен быть выбит товарный знак завода-изготовителя. Все клейма на каждой трубе и муфте наносятся вдоль образующей, Рядом с клеймами на каждой трубе вдоль образующей наносится маркировка устойчивой светлой краской.

19.3. ЗАМКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ С ВЫСАЖЕННЫМИ КОНЦАМИ

Замки для бурильных труб служат для соединения в колонны бурильных труб типов 1—4. Замок состоит из двух деталей — ниппеля и муфты, соединяемых конической замковой резьбой.

Замки для бурильных труб изготовляются по ГОСТ 5286 — 75 пяти типов (табл. 19.6). Замки изготовляются: правые с правой замковой резьбой и резьбой для соединения замка с трубой.

Основные размеры и масса замков должны соответствовать указанным в табл. 19.7.

Пример условного обозначения замков с нормальным проходным отверстием и наружным диаметром 108 мм с правой (ЗН-108 ГОСТ 5286 — 75) и левой (ЗН-108Л ГОСТ 5286 — 75) резьбой.

Замки изготовляются из стали марки 40ХН по ГОСТ 4553 — 71 со следующими механическими свойствами после термообработки.

Временное сопротивление разрыву Ов, МПа 882

При необходимости получения более высоких механических свойств в, От) рекомендуется использовать замки размером свыше 120 мм из стали марок 40ХМ1ФА и З8ХНЗМФА (Q = 882^1078 МПа).

Таблица 19.6

Типы бурильных замков

Область применения

Обозначение типов


Наименование


Замок с нормальным проходным отверстием

ЗН

ЗШ

ЗУ

ЗШК

ЗУК


Замок с широким проходным отверстием

Замок с увеличенным проходным отверстием

Замок с широким проходным отверстием с конической расточкой

Замок с увеличенным проходным отверстием с конической расточкой

Для соединения труб с высаженными внутрь концами Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами

Для соединения труб с высаженными внутрь концами с коническими стабилизирующими поясками

Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами с коническими стабилизирующими поясками

Типоразмер

замка

Диаметр труб

по ГОСТ 631-75

Замковая

резьба

D

L

Масса,

кг

с высаженными внутрь концами

с высаженными наружу концами

ЗН-80

60,3

З-66

80

404

12

ЗН-95

73,0

З-76

95

431

16

ЗН-108

89,0

З-88

108

455

20

ЗН-113

89,0

З-88

113

455

23

(ЗН-140)

114,3

З-117

140

502

35

(ЗН-172)

139,7

З-140

172

560

58

(ЗН-197)

168,3

З-152

197

603

76

ЗШ-108

73,0

З-86

108

431

20

ЗШ-118

89,0

З-101

118

455

23

ЗШ-133

101,6

З-108

133

496

37

ЗШ-146

114,3

101,6

З-121

146

508

38

ЗШ-178

139,7

З-147

178

573

61

ЗШ-203

168,3

З-171

203

603

73

ЗУ-86

60,3

З-73

86

404

15

ЗУ-108

73,0

З-86

108

431

20

ЗУ-120

89,0

З-102

120

468

25

ЗУ-146

114,3

101,6

З-122

146

496

37

ЗУ-155

127,0

114,3

З-133

155

526

39

ЗУ-185

139,7

З-161

185

553

53

ЗУК-108

ТБНК-73

З-86

108

431

17

ЗШК-113

ТБВК-89

З-101

118

454

22

ЗШК-133

ТБВК-102

З-108

133

506

32

ЗШК-178

ТБВК-140

З-147

178

573

61

ЗУК-120

ТБНК-89

З-102

120

468

20

ЗУК-146

ТБВК-114

ТБНК-102

З-122

146

506

36

ЗУК-155

ТБВК-127

ТБНК-114

З-133

155

536

38

Примечания. 1. Типоразмеры замков

указанные в скобках, применять не рекомен-

дуется. 2. Обозначение замковой резьбы состоит из буквы З и целого значения большего

диаметра основания конуса ниппеля.

На наружной и внутренней поверхностях замка не должно быть трещин, волосовин, плен, раковин и расслоений. Вырубка, заварка и заделка дефектных мест не допускаются.

Поверхности упорного уступа ниппеля и упорного торца муфты должны быть гладкими, без заусенцев, забоин и других дефектов. Маркировка на этих поверхностях не допускается. Отклонения от перпендикулярности упорных торцов ниппеля и муфты к оси замковой резьбы не должны быть более 0,10 мм, а отклонения от плоскостности на ширине этих поверхностей — не более 0,07 мм.

Отклонения от перпендикулярности торцов к оси резьбы профиля ТТ не должны быть более 0,06 мм, а отклонения от плоскостности на ширине этих торцов — 0,06 мм.

Замковая резьба, резьба профиля ТТ и трубная резьба треугольного профиля должны быть гладкими, без забоин, выкрошенных ниток, заусенцев, продольных углублений вдоль образующей резьбы и других дефектов, нарушающих непрерывность, прочность и герметичность резьбы.

Несоосность осей замковой и трубной резьбы должна быть не более 0,06 мм в плоскости торца и 1,75 мм на длине 1 м. Несоосность осей конической выточки замковой резьбы и цилиндрической выточки трубной треугольной резьбы не должна быть более 0,6 мм. Несоосность осей резьбы профиля ТТ и конической расточки концов замка ЗШК, ЗУК, предназначенных для соединения с трубами, не должна быть более 0,04 мм.

На ниппелях и муфтах протачивается поясок для маркировки, а на левых замках — второй опознавательный поясок. Правые и левые ниппели и муфты замков ЗУ-120, ЗУ-155, ЗУК-120 и ЗУК-155 должны иметь опознавательную лунку. Замок ЗУК-155 заменен на ЗУК-162 (по ТУ 26-02-1026 — 86).

На ниппеле и муфте каждого замка на поясках для маркировки должна быть нанесена маркировка: товарный знак завода-изготовителя, типоразмер замка, дата выпуска (месяц, год), ГОСТ 5286 — 75.

Резьба замков, поверхности конических расточек и упорные уступы (торцы) для предохранения от коррозии покрываются смазкой по ГОСТ

9.014 — 78. Резьба и упорные торцы при транспортировке должны быть предохранены от повреждений.

Каждая партия замков, а также ниппелей и муфт сопровождается документом, удостоверяющим их соответствие ГОСТ 5286 — 75.

Для повышения износостойкости и прочности применяются высокопрочные замки ЗШК-178 с пределом текучести 980 МПа, с резьбой повышенной износостойкости МК148х7,257х1:6-ЗШК-178М (ТУ 26-02-989 — 84).

19.4. БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ С ПРИВАРЕННЫМИ ЗАМКАМИ

Трубы бурильные с приваренными замками выпускаются по ТУ 14-3-1293 — 84 и по Ту 14-3-1187 — 83. Условное обозначение труб по ТУ 14-31293-84: ПК114х8,56; ПК127х9х9,19.

Размеры, предельные отклонения, масса труб по ТУ 14-3-1293-84 должны соответствовать указанным на рис. 19.14 и в табл. 19.8.

Овальность и разностенность не должны выводить размеры труб за предельные отклонения по наружному диаметру и толщине стенки. На поверхности труб не должно быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин.

Механические свойства труб после высадки и термообработки должны соответствовать указанным в табл. 19.9.

Размеры труб по ТУ 14-3-1187-83 приведены на рис. 19.15 и в табл.

19.10.

Механические свойства труб должны соответствовать группе прочности Д. Наружная и внутренняя поверхности высаженной части труб и места перехода от высаженной части к гладкой части труб не должны иметь резких уступов и складок; переход от высаженной части к гладкой должен быть плавным по всей длине. На внутренней поверхности высаженной части труб (до приварки замков) на длине 40 мм от торца незаполнения металлом не допускаются; на длине более 40 мм допускается одно пологое неза-полнение металлом шириной не более 40 мм.

Условный наружный диаметр трубы

Наружный диаметр D

Толщина стенки s

Диаметр высадки

Теоретическая масса, кг

наружный Di

внутренний d

1 м гладкой трубы

увеличение массы трубы за счет высадки обоих концов

73

73,0

9,19

81,0

50,8

14,48

2,8

89

88,9

9,35

98,4

65,1

18,34

4,63

102

101,6

8,38

106,4

68,3

19,26

4,0

114

114,3

8,56

119,1

76,2

22,31

3,95

114

114,3

10,92

119,1

69,8

27,84

7,99

127

127,0

9,19

130,2

88,9

26,71

7,63

127

127,0

12,70

130,2

76,2

35,79

6,99

Таблица 19.9

Механические свойства металлов труб

Группа прочности

Временные сопротивления разрыву, МПа

Предел текучести, МПа, не менее

Относительное удлинение, %, не менее

Ударная вязкость, кДж/м2, не менее

Отосигельное сужение после разрыва, %, не менее

Д

655

379

16

690

50

Е

689

516

14

690

50

Л

723

655

14

690

50

м

792

723

12

690

45

р

999

930

12

690

45

Наружная поверхность высаженных концов труб перед приваркой должна подвергаться обработке с целью удаления облоя; торцы труб должны быть механически обработаны.

Трубы и замки после приварки должны быть соосны; смещение осей трубы и замка в плоскости сварного стыка не должно превышать 1,2 мм, перекос осей не должен превышать 3,0 мм на 1 м длины.

Зону сварного соединения после удаления наружного и внутреннего грата необходимо подвергать термообработке.

Грат при сварке должен быть полностью удален с наружной и внутренней поверхностей.

Требования к прямолинейности труб, проверке химического анализа и механических свойств стали, к испытанию на растяжение и сплющивание приведены в ГОСТ 631—75.

Временное сопротивление разрыву сварного соединения и твердость в

Хвостовик    Хвостовик

Условный

наружный

диаметр

Высаженная часть

трубы

Наружный

диаметр

Толщина стенки s

наружный диаметр D1

внутренний диаметр D2

длина цилиндрической части h

длина переходной части I2

длина цилиндрической части I3

114

114,3

9

123

92

30

25

30

127

127

9

135

104

30

25

30

Предельное

отклонение

±1,0 %

- 12,5 %

±1

±1

Продолжение табл. 19.10

Условный наружный диаметр

Длина готовой трубы после приварки замков L

Расчетная масса, кг

1 м гладкой трубы

увеличение массы трубы вследствие высадки концов

комплекта замков

114

127

Предельное отклонение

Примечан до 1 мм за высаж( 700 мм в количест

12 700 12 700 -900

и я. 1. Допускаетс шной частью на дл ве не более 20 % от

23,3

26,2

I увеличение нару ине 125 мм. 2. Дош заказа.

6,8

7,0

кного диаметра глс скается поставка т

51.5

62.5

дкой части трубы руб длиной 8700-

зонах сварного шва и термического влияния должны быть проверены на одной трубе из партии.

Результатом испытания считается среднеарифметическое значений, полученных при испытании трех образцов от каждого типа. Допускается снижение результатов испытаний для одного образца на 10 % ниже нормативного требования.

Замки (ниппели и муфты) для приварки к трубам по ТУ 14-3-1293-84 изготовляются по ТУ 39-10-082-84, а к трубам по ТУ 14-3-1187-83 - согласно ТУ 26-02-964-83.

Для труб групп прочности А и Е допускается изготовление замков из стали марки 40ХН с механическими свойствами по ГОСТ 5286-75. Замки к трубам по ТУ 14-3-1187-83 выпускаются по ТУ 26-02-964-83.

Требования к замковой резьбе, допускаемым отклонениям элементов, чистоте поверхности, методам контроля должны соответствовать ГОСТ 5286 - 75. Правила приемки и методы испытаний замков также должны соответствовать требованиям ГОСТ 5286-75.

Замки изготавливаются из стали марки 40ХН с механическими свойствами по ГОСТ 5286-75.

На наружной цилиндрической поверхности ниппеля и муфт допускаются местные черновины от окалины, на внутренней поверхности черно-вины допускаются местные увеличения диаметра до 3 мм и не более 1 мм на участке резьбы. Разностенность ниппеля в плоскости торца малого основания конуса замковой резьбы не должна превышать 1,5 мм для замков ЗП-114 и 2,0 мм для замков ЗП-127.

Несоосность наружной и внутренней поверхностей хвостовика муфты или ниппеля относительно наружной цилиндрической поверхности муфты или ниппеля не должна превышать 0,4 мм в плоскости торца.

На торцах хвостовиков окалина не допускается. Средний ресурс до списания 500 циклов свинчивания-развинчивания. Каждая партия замков поставляется комплектно, резьба замковая покрывается антикоррозионной смазкой (например, К-17, по ГОСТ 10877 — 76).

Партия замков сопровождается сертификатом, удостоверяющим соответствие качества замков требованиям технических условий. Замковые детали подвергаются проверке механических свойств — на растяжение и ударную вязкость. Испытание на растяжение производится по ГОСТ 10006 — 80, а испытание на ударную вязкость — по ГОСТ 9454 — 78.

Эксплуатация замков должна вестись согласно инструкции по эксплуатации. В процессе эксплуатации допускается до трех ремонтов замковой резьбы.

19.5. ЛЕГКОСПЛАВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) применяются в структурном, разведочном и эксплуатационном бурении, а также при капитальном ремонте скважин.

Выпускают ЛБТ сборной конструкции (рис. 19.16, а) гладкие и с протекторным утолщением, беззамковой конструкции, а также для компоновки низа бурильной колонны с увеличенной толщиной стенки. ЛБТ сборной конструкции гладкие и с протекторным утолщением изготовляются в соответствии с ГОСТ 23786 — 79.

ТБ — с внутренними утолщениями (рис. 19.16, б);

ТБП — с внутренними концевыми утолщениями и протекторным утолщением (рис. 19.17).

Размеры ЛБТ с внутренними концевыми утолщениями, поставляемых без резьбы, приведены в табл. 19.11.

1

Г 1

Г 1 г

J 1

////////А

////////'

У//

/////////А /у/////

1

i

У////Л

*Г?

т77

i Г

////// . '¦ ,

' i / п

///////////¦

////////////

¦// Гг

- /1 h

А-

1

—*

Рис. 19.16. Труба легкосплавная:

а - сборной конструкции; б - с внутренними утолщениями; 1 - муфта; 2 - труба; 3 — ниппель

Рис. 19.17. Труба с внутренними и наружными протекторными утолщениями

Размеры труб с внутренними концевыми утолщениями, выпускаемых с нарезанной резьбой и навинченными стальными замками, приведены в табл. 19.12, а труб с протекторным утолщением - в табл. 19.13.

По согласованию с потребителем допускается изготовление труб без резьбы и замков. Номинальная длина труб без протекторного утолщения в зависимости от диаметра приведена ниже.

ЛБТ с протекторным утолщением поставляются длиной 12 м всех диаметров. Отклонения по длине +150 мм, -200 мм. Допускается 5 % труб в партии с предельным отклонением по длине +300 мм, -350 мм.

Диаметр, мм.................... 54    64    64-110    >110

Длина, м........................... 4,5    5,3    9,0    12,0

ЛБТ изготовляются из алюминиевого сплава Д16 с химическим составом по ГОСТ 4748-74 в закаленном и естественно состаренном состоянии (Д16Т) (табл. 19.14). Механические свойства труб нормальной прочности при растяжении должны соответствовать следующим требованиям.

Таблица 19.11

Размеры (в мм) труб без резьбы с внутренними концевыми утолщениями

Наружный диаметр D

Толщина стенки концевого утолщения

Толщина стенки

Длина концевого утолщения

номиналь

ный

предельное

отклонение

номиналь

ная

предельное

отклонение

ния s1±0,1s1

00

05

Ът

+100 т2 -50

54

±0,6

+ 13

7,5

150

150

64

73

+ 1,5

-0,5

13

+ 1,5 - 1,0

8,0

200

200

90

16

+ 2,0

9,0

103

+ 1,5 - 1,0

15

- 1,0

250

250

108

25

+ 2,5 - 1,5

1000

Наружный

диаметр

D +2,0 -1,0

Толщина стенки концевого утолщения s

Толщина стенки ос

Длина концевого утолщения

номинальная

предельное

отклонение

новного сечения s1±0,1s1

,+200 1 -50

+100 ‘2 -50

114

15

+ 2,0 -1,0

10

9

1300

250

129

17

+ 2,5

- 1,5

11

15

+ 2,0 -1,0

9

147

17

20

+ 2,5 -1,5

11

13

1300

250

22

+ 2,8

15

24

-1,7

17

Наружный диаметр, мм.............................................. 54-120    >120

Временное сопротивление ств, МПа, не

менее.............................................................................. 392    421

Предел текучести От, МПа, не менее....................... 255    274

Относительное удлинение 5, %, не менее..........................12    10

Кривизна на средней трети длины трубы не должна превышать 1,5 мм на 1 м, а на остальных участках, исключая протекторное утолщение и места переходов от основного сечения трубы к утолщениям - 1,3 мм.

На наружной и внутренней поверхностях труб не допускаются раковины, трещины, расслоения, неметаллические включения, пятна коррозионного происхождения. Не допускаются плены, отслоения, пузыри, забоины, царапины, риски, задиры, вмятины, запрессовки, если глубина их залегания, определяемая контрольной зачисткой, превышает предельные отклонения по толщине стенки. Допускаются цвета побежалости, темные и белые пятна и следы технологической смазки.

На наружной поверхности протекторного утолщения и в местах переходов к нему не допускаются продольные расслоения глубиной до 2 мм, определяемые контрольной зачисткой. В месте перехода от утолщения к основному сечению трубы допускается один кольцевой пережим при условии соответствия толщины стенки и внутреннего диаметра. При этом пе-

Таблица 19.13

Размеры (в мм) труб с протекторным утолщением

Наружный диаметр

D +2D-1,0

Диаметр

протек

торного

утолще

ния

D +3,0 Dп -2,8

Толщина стенки

Длина утолщения

Длина протекторного утолщения ‘п5,0

концевого утолщения s-2'5

основного сечения S1 + 0,1S1

протекто рного утолщения s -0;25

+200 ‘1 -50

+100 ‘2 -50

129

150

11

21,5

147

172

17

23,5

1300

250

300

170

197

24,5

170

197

26,5

13

Параметр

Наружный диаметр труб, мм

64

73

90

114

129

147

190

Толщина стенки тела трубы s, мм

8

9

9

10

9

11

9

11

13

15

17

11

Площадь сечения, см2:

тела трубы

14,1

18,1

22,5

32,6

33,9

40,8

39,0

47,0

54,7

62,1

69,5

54,9

канала в теле трубы

18,1

23,7

42,7

69,4

96,6

90,0

130,6

122,7

114,9

107,4

100,2

171,9

Растягивающая нагрузка, кН:

допускаемая

390

500

650

1170

1210

1460

1070

1290

1500

1710

1910

1510

предельная

460

600

750

153

159

1920

1390

1680

1950

2170

2430

1980

Внутреннее давление, МПа:

допускаемое

55

54,2

43

38,5

30,7

37,5

27

33

39

45

50,9

28,5

предельное

71,4

70,5

60

51,5

41,5

50,5

36,5

44,5

52

59,3

66,5

38,5

Внешнее допускаемое давление,

57,5

47

50

30

20,5

29,5

14

24

32

38

42

17,5

МПа

Крутящий момент, Н-м:

допускаемый

4840

7100

12 500

21 500

26 180

30 500

34 900

40 900

46 350

51 340

55 800

56 400

предельный

5750

8450

14 900

25 500

31 100

36 250

41 500

48 650

55 150

61 000

66 350

67 100

Примечание. Предельная нагрузка допускается

в аварийной ситуации.

режим не должен выводить наружный диаметр за предельные отклонения: + 1,0 мм и —2,0 мм для труб диаметрами 54 и 64 мм; +2,5 и —5,0 мм для труб остальных диаметров.

Допускаются отслоения глубиной: от наружной поверхности не более 1,5 мм и от внутренней — не более 3,0 мм.

Длина переходных зон от концевого утолщения к основному сечению трубы должна быть не более 300 мм, а от протекторного утолщения до основного сечения трубы — не более 1800 мм.

Овальность и разностенность труб должны быть в пределах допусков по наружному диаметру и толщине стенки.

Несоосность протекторного утолщения с осью трубы предусматривается не более 7 мм.

Технические требования к замкам ЛБТ должны соответствовать ГОСТ 5286 — 75, а требования к трубной резьбе треугольного профиля — ГОСТ 631—75 (для труб 147 мм используется резьба 146-мм труб по ГОСТ 632-80).

Условное обозначение трубы из алюминиевого сплава марки Д16 в закаленном и естественно состаренном состоянии (Т), нормальной прочности, с внутренними концевыми утолщениями, диаметром 147 мм и толщиной стенки 11 мм — труба Д16Т147х11 ГОСТ 23786-79. То же, с протекторным утолщением — труба ПД16Т147х11 ГОСТ 23786 — 79.

С целью улучшения механических свойств труб используется сплав 01953Т1 с пределом текучести 490 МПа, а для работы в условиях повышенных температур — АК4Т1.

19.6. УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ СБАЛАНСИРОВАННЫЕ

ТРУБЫ УБТС-2

Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2 изготовляются по ТУ 51-774 — 77 из хромоникельмолибденовых сталей и подвергаются термообработке только по концам на длине 0,8—1,2 м. Концы труб под термообработку нагревают с помощью специальных индукторов. Канал в УБТ получают сверлением, а механическая обработка обеспечивает необходимую балансировку труб. Условное обозначение: УБТС-2-178/3-147, ТУ 51-774 — 77 (труба с наружным диаметром 178 мм и резьбой 3-147). Длина труб 6,0 м.

Условное обозначение трубы

Наружный диаметр D±1

Резьба

Внутренний диаметр d±1,5

Диаметр проточки под элеватор D1

Теоретическая масса 1 м гладкой трубы, кг

УБТС2-120

120

3-101

64

102

63,5

УБТС2-133

133

3-10864

64

115

84,0

УБТС2-146

146

3-121

68

136

103,0

УБТС2-178

178

3-147

80

168

156,0

УБТС2-203

203

3-161

80

190

214,6

УБТС2-229

229

3-171

90

195

273,4

УБТС2-254

254

3-201

100

220

336,1

УБТС2-273

273

3-201

100

220

397,9

УБТС2-299

299

3-201

100

245

489,5

Утяжеленные бурильные трубы УБТС-2 (рис. 19.18 и табл. 19.15) изготовляют диаметрами 178, 203 и 229 мм.

Соединения ниппельного и муфтового концов труб выполняются с правой замковой резьбой, по ГОСТ 5286-75, а для диаметров 254, 273 и 299 мм - с резьбой 3-201, по ГОСТ 20692-75.

Для повышения сопротивления усталости резьбовых соединений на них протачиваются зарезьбовые разгружающие канавки 3РК. Применяются обкатка роликами и другие упрочняющие методы обработки.

Кривизна канала трубы относительно ее теоретической оси в середине трубы не должна превышать следующих значений: 4,5 мм для труб диаметром 120 и 133 мм; 3,0 мм - 146 и 178 мм; 2,0 мм для труб остальных диаметров.

По типу конструкции труб ВК типа 3 (ГОСТ 631-75) разработаны конструкции труб ЛБТВК диаметрами 103, 114, 129, 140 и 147 мм. В соединении использована трубная трапецеидальная резьба профиля ТТ (ГОСТ 631-75), соответствующая диаметрам стальных бурильных труб с коническими стабилизирующими поясками; для труб ЛБТВК-147 применена резьба ТТ138х5,08х1:32.

Предел выносливости труб с резьбой треугольного профиля труб ЛБТВК-147 составляет соответственно 29-32 и 53 Н/мм2. Высокопрочные замки 3ЛК-178В (от = 980 МПа) и замки 3ЛК-178 изготовляют по ТУ 26-021001-85.

Кроме труб с навинченными замками изготовляют также трубы без-замковой конструкции, концы которых имеют значительное наружное утолщение, на которых нарезается замковая резьба. Прочность этих труб выше прочности труб сборной конструкции (табл. 19.16).

Таблица 19.16

Характеристика беззамковых труб

Диаметр трубы, мм

Масса 1 м трубы, кг

Растягивающая нагрузка, кН

Внутреннее давление, МПа

Крутящий момент, кН-м

допускае

мая

предельная

допускае

мое

предельное

допускае

мый

предельный

146

16,5

1400

1680

29,5

44,5

25

30

127

11,4

1150

1400

35

52,0

20

25

108

13,1

830

1000

40

59,5

10

13

90

6,7

600

700

52

77,0

5

6

Стальные замки навинчивают на ЛБТ на специальном стенде с приложением определенного крутящего момента. Резьбу бурильных труб и замков тщательно очищают, промывают и обезжиривают. На резьбу бурильных труб наносят соответствующую смазку на основе эпоксидной смолы с наполнителями и вручную навинчивают замковые детали, подобранные по натягам (сумма натягов резьбы замка и трубы должна составлять 22 — 25 мм). Наибольший крутящий момент на шпинделе стенда 25 кН-м. Применяется также навинчивание замков в нагретом состоянии. Замок предварительно нагревают до 380 — 400    °С; навинчивание на трубу

осуществляют при одновременном охлаждении внутренней поверхности

Допускается холодная правка труб (без подогрева) диаметром 120, 133 и 146 мм до нарезания резьбы.

Разностенность тела трубы не должна превышать 5,0 мм для труб диаметрами 120, 133 и 146 мм; 3,5 мм для труб остальных диаметров.

Разностенность на длине резьбовой части допускается не более 1 мм.

Утяжеленные бурильные трубы должны изготовляться из стали марки 38ХН3МФА, по ГОСТ 4543 — 71 со следующими механическими свойствами после термообработки.

На наружной и внутренней поверхностях труб не должно быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин и песочин. Заварка и заделка дефектных мест не допускаются. Обнаруженные дефектные места на наружной поверхности могут быть вырублены, при этом глубина вырубки не должна превышать 5 % номинальной толщины стенки, а протяженность вырубленных мест — 100 мм в продольном направлении и 25 мм в поперечном. Число вырубленных мест должно быть не более двух в разных сечениях, вырубка должна быть тщательно зачищена и иметь пологие края.

На участке менее 400 мм от конца трубы вырубка не допускается.

По наружному диаметру труб допускаются проточки отдельных мест, требуемые технологией механической обработки труб, на глубину не более 1 мм и общей протяженностью не свыше 400 мм. Проточки должны заканчиваться плавными, без подрезов, переходами.

С целью предохранения от коррозии наружные поверхности каждой трубы быть окрашены.

Упорные поверхности ниппельного и муфтового концов трубы должны быть без заусенцев, забоин и других дефектов, нарушающих плотность соединений. Не допускается наносить на них какие бы то ни было знаки маркировки.

Резьба должна быть гладкой, без забоин, выкрошенных ниток, заусенцев и других дефектов, нарушающих непрерывность резьбы. Резьба должна быть фосфатирована.

На каждой трубе на расстоянии 0,4 м от ее ниппельного конца должна быть нанесена маркировка: товарный знак или наименование предприятия-изготовителя, условное обозначение трубы, порядковый номер трубы, марка стали, порядковый номер плавки, длина трубы, дата выпуска, клеймо ОТК завода-изготовителя. Маркировка должна быть произведена четко клеймами. Все клейма должны быть выбиты вдоль образующей трубы и обведены светлой краской.

При транспортировании наружная и внутренняя резьба труб и упорные поверхности должны быть надежно защищены предохранительными пробками и кольцами.

При навинчивании пробок и колец резьба и упорные поверхности должны быть смазаны антикоррозионной смазкой.

Каждая поставляемая партия труб должна сопровождаться документом (сертификатом), удостоверяющим соответствие их качества требованиям технических условий, в котором указываются: дата выпуска, номера плавок, порядковые номера труб (от - до для каждой плавки), наружный и внутренний диаметры, обозначения резьбы, длина труб, содержание серы и фосфора для труб каждой плавки, результаты механических испытаний металла труб.

При погрузке на автомобили трубы следует укладывать на брусья и привязывать к ним цепью с двух сторон.

Перед разгрузкой труб необходимо убедиться, что предохранительные пробки находятся на месте и затянуты.

Трубы должны храниться на стеллажах уложенными в один ряд, причем расстояние от поверхности земли должно быть не менее 0,5 м, с тем чтобы уберечь их от влаги и грязи.

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ ГОРЯЧЕКАТАНЫЕ

Утяжеленные бурильные трубы горячекатаные диаметрами 146, 278, 203, 219 и 245 мм поставляются по ТУ 14-3-385-79, а трубы (заготовки для УБТ) диаметрами 73, 89 и 108 мм по ТУ 14-3-839-79. Утяжеленные бурильные трубы изготовляются гладкими по всей длине: 146x74x8000, 178x90x12 000, 203x100x12 000, 219x112x8000 и 245x135x7000 мм. Допускается поставка труб диаметром 146 мм, длиной 6 м и диаметром 203 мм, длиной 8 м до 30 % объема заказа, а диаметром 178 мм, длиной 8 м -до 10 %.

Размеры, отклонения и масса труб приведены в табл. 19.17.

Таблица 19.17

Диаметр трубы, мм

Резьба

Отклонение по длине, м

Отклонение по кривизне, мм на 1 м длины

Минимальная толщина стенки по резьбе ниппеля, мм

Масса 1 м труб, кг

Примечание

146±4

3-121

±1

2

4

97,6

-

178±3

3-147

±1

2

7

145,4

-

203+2

3-171

±1

2

7

193,0

-

219-2

Без резьбы

По ГОСТ 8732-78

3

225,1

Рекомен

дуется

резьба

3-171

245±3

То же

По ГОСТ 8732-78

3

267,4

Рекомен

дуется

резьба

3-201

Группа проч

Временное

Предел текуче

Относительное

Относительное

Ударная вяз

ности

разрыву, МПа

сти, МПа

удлинение, %

сужение, %

кость, кДж/м2

Д

637

373

16

40

392

К

686

441

12

40

392

Допуск по толщине стенки для труб диаметрами 146, 178, 203 составляет — 12,5 %. Внутренний диаметр (канал) трубы draH контролируется шаблоном. Разностенность труб диаметрами 219 и 245 мм в одном сечении не должна превышать 10 мм.

На поверхности труб не должно быть дефектов в виде плен, трещин, закатов, расслоений. Допускаются дефекты, обусловленные условиями производства, глубина залегания которых не должна превышать 12,5 % толщины стенки. На концах труб на длине 300 мм дефекты не допускаются. Разрешается запиловка дефектных мест.

Утяжеленные бурильные трубы изготовляются из сталей групп прочности Д и К.

Механические свойства металла труб после нормализации должны соответствовать данным, приведенным в табл. 19.18.

Утяжеленные бурильные трубы горячекатаные рекомендуется применять при бурении скважин средних глубин в несложных геологических условиях.

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ С ЗАМКАМИ УБТСЗ

В некоторых случаях при бурении скважин с целью повышения износостойкости резьбы и прочности резьбового соединения, облегчения процесса ремонта применяют утяжеленные бурильные трубы с замками с коническими стабилизирующими поясками (рис. 19.19). Замок УБТСЗ изготовляется высокопрочным с механическими свойствами, по ГОСТ 5286 — 75, из стали марок 40ХН, 40ХН12МА. Изношенный замок может быть легко

15°15°

Тип

резьбы

Конус

ность

2tg ф

Элементы профиля замковой резьбы

Теоретическая высота остроугольного профиля H

Высота

профиля

hi

Рабочая

высота

профиля

h

Высота среза вершин l

Ширина среза вершин b

Радиус закругления вершин r

Зазор по вершинам z

МК

СК-90

Пр

расчете и

1

1

1

1

1

1

име

стин]

4

6

8

4

6

8

чан! гых з

0,8615

0,8640

0,8649

0,4922

0,4965

0,4980

1е. Приведены начений проф

0,5001

0,5016

0,5021

0,3431

0,3641

0,3472

ые значен иля).

0,4278

0,4290

0,4294

0,2990

0,3016

0,3025

ия необхо

0,2169

0,2173

02177

0,0966

0,0975

0,0978

димо умн

0,2507

0,2514

0,2517

0,1933

0,1950

0,1956

ожить на

0,1445

0,1449

0,1451

0,1266

0,1277

0,1281

шаг резьб

0,0724

0,0725

0,0726

0,0442

0,0446

0,0447

ы Р (при

заменен непосредственно на буровой с использованием установки, размещенной на автомобиле (трубы с замком собирают горячим способом).

ВНИИБТ разработаны конструкции УБТСЗ диаметрами 146, 178, 203 и 229 мм. Трубы соединяются с замком при помощи трапецеидальной резьбы профиля Тт. Отношение большего диаметра посадки к длине стабилизирующего пояска принято 1,1 — 1,5, а диаметра охватывающей детали (замка) к охватываемой детали (трубе) — 1,2.

Для повышения износостойкости и прочности резьбовых соединений и экономии легированных сталей применяют УБТ с приваренными высокопрочными концами. Приварка может быть выполнена дуговым методом под слоем флюса или контактной электросваркой. Резьбовые концы длиной 500—1500 мм изготовляют из легированной стали с механическими свойствами, по ГОСТ 5286 — 75, т.е. З-102 вместо З-101 и З-122 вместо З-121. При использовании такого профиля на 20 — 30 % повышаются износостойкость и прочность резьбовых соединений.

Для повышения динамической прочности и износостойкости при бурении в особо тяжелых условиях рекомендуется применять профили резьб МК и СК-90 с увеличенным шагом 7 и 8 мм, основные размеры которых приведены в табл. 19.19. Так, износостойкость резьбы МК-90 с крупным шагом 8 мм повышается на 60 — 65 %, а предел выносливости — на 25 %.

Резьбу СК-90 с углом профиля 90° рекомендуется применять в нижней части колонны при роторном способе бурения.

19.7. ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН

Переводники предназначены для соединения между собой частей бурильной колонны и присоединения ее к вертлюгу, забойному двигателю, долоту и т.д. Для бурильных колонн изготовляют переводники следующих типов: П — переходные, М — муфтовые, Н —ниппельные.

В зависимости от соотношений диаметров замковых резьб на концах переводники каждого типа могут быть различной конфигурации: цилиндрической, ступенчатой.

Переводники каждого типа и исполнения изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Размеры резьбы и требования к ее качеству должны соответствовать ГОСТ 5286 — 75 для бурильных замков.

Переводники

3амковая резьба

Габариты, мм

Соединяемая часть бурильной колонны

Муфтовый

конец

Ниппельный

конец

L

D

верхняя

нижняя

П-76/88

3-76

3-88

395

113

3Н-95

УБТ-108

П-86/66

3-86

3-66

356

108

3Ш-108

Ловильный ин

П-86/73

3-86

3-73

356

108

струмент

3У-86

П-86/76

3-86

3-76

369

108

УБТ-108

Турбобур-104

П-86/88

3-86

3-88

395

113

3Ш-108

Ловильный ин

П-88/88

3-88

3-88

395

113

3Н-108

струмент

УБТ-108

П-88/101

3-88

3-101

420

118

УБТ-108

Турбобур-127

П-88/121

3-88

3-121

500

146

3Н-113

УБТ-146

П-101/88

3-101

3-88

420

118

3Ш-118

Ловильный ин

П-101/117 П-101/121

3-101

3-101

3-117

3-121

500

497

140

146

струмент

УБТ-146

П-102/88

3-102

3-88

430

120

3У-120

Ловильный ин

П-102/101

3-102

3-101

430

120

3У-120

струмент Ловильный ин

П-102/121

3-102

3-121

496

146

струмент

УБТ-146

П-108/88

3-108

3-88

451

133

3Ш-133

Ловильный ин

П-108/101

3-108

3-101

459

133

струмент

3Ш-118

П-108/102

3-108

3-102

465

133

Ловильный ин

П-108/121

3-108

3-121

490

146

струмент

УБТ-146

П-117/121

3-117

3-121

457

146

Турбобур-127;

Долото-190; 215

П-117/147

3-117

3-147

523

178

195

3Н-140

УБТ-178

П-121/86

3-121

3-86

489

146

3Ш-146

3Ш-108, 3У-108

П-121/101

3-121

3-101

490

146

3Ш-118

П-121/102

3-121

3-102

496

146

3У-120

П-121/108

3-121

3-108

502

146

3Ш-133

П-121/121

3-121

3-121

457

146

Ведущая

3Ш-146

П-121/122

3-121

3-122

469

146

бурильная

3У-146

П-121/133

3-121

3-133

484

155

труба

3У-155

П-121/147

3-121

3-147

524

178

УБТ-146

УБТ-178

П-121/161

3-121

3-161

537

203

УБТ-203

П-122/101

3-122

3-101

490

146

3У-146

3Ш-118

П-122/102

3-122

3-102

496

146

3У-120

П-122/117

3-122

3-117

463

146

Ловильный ин

П-122/121

3-122

3-121

457

146

струмент

УБТ-146

П-122/133

3-122

3-133

484

155

Ловильный ин

П-122/147

3-122

3-147

524

178

струмент

УБТ-178

П-133/108

3-133

3-108

506

155

3У-155

3Ш-133

П-133/117

3-133

3-117

497

155

Ловильный ин

П-133/121

3-133

3-121

482

155

струмент

3Ш-146

П-133/140

3-133

3-140

510

172

Ловильный ин

П-133/147

3-133

3-147

520

178

струмент

УБТ-178

П-147/121

3-147

3-121

516

178

3Ш-178

3Ш-146

П-147/133

3-147

3-133

524

178

3У-155

П-147/140

3-147

3-140

510

178

Ловильный ин

П-147/147

3-147

3-147

517

178

Ведущая бу

струмент

3Ш-178

П-147/152

3-147

3-152

517

197

рильная труба 3Ш-178

Ловильный ин

П-147/161

3-147

3-161

517

185

3Ш-178

струмент

УБТ-203

Переводники

Замковая резьба

Габариты, мм

Соединяемая часть бурильной колонны

Муфтовый

конец

Ниппельный

конец

L

D

верхняя

нижняя

П-147/171

З-147

З-171

521

203

УБТ-178

УБТ-229

П-152/121

З-152

З-121

526

197

Турбобур-172;

195

Долото-245

П-161/147

З-161

З-147

517

185

УБТ-203

Турбобур-215

П-161/171

З-161

З-171

538

229

УБТ-203

УБТ-229

П-171/147

З-171

З-147

538

203

ЗШ-203

ЗШ-178

П-171/171

З-171

З-171

517

203

УБТ-229

Электробур-290

П-171/177

З-171

З-177

523

229

Долото-445

П-171/201

З-171

З-201

518

254

УБТ-254

Примечание. Цифры, стоящие после

названия элементов бурильной колонны (УБТ,

долото, турбобур), указывают значение их наружного диаметра в мм.

Переводники для бурильных колонн изготовляются в соответствии с требованиями ГОСТ 7360 — 82Е. Указанный стандарт предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения (табл. 19.20, 19.21 и рис. 19.20).

В условное обозначение переводников входит типоразмер переводника, а переводников с резьбами левого направления нарезки — буква Л.

Пример условного обозначения переводника типа М с резьбами 3-147/171; М-147/171 ГОСТ 7360 —82Е. То же, типа П:П-147/171 ГОСТ 7360 —82Е. То же, с резьбами левого направления нарезки: П-147/171-Л ГОСТ 7360 — 82Е.

Переводники изготовляются из стали марки 40ХН и по ГОСТ 4543 — 71 или из других никельсодержащих марок сталей со следующими механическими свойствами после термообработки.

Твердость НВ............................................................................. 285 — 341

Таблица 19.21

Переводники муфтовые и ниппельные

Переводники

Замковая резьба

Габариты, мм

Соединяемая часть бурильной колонны

Верхний конец

Нижний конец

L

D

верхняя

нижняя

М-86/88

З-86

З-88

325

113

УБТ-108

Долото-132— 187

М-108/88

З-108

З-88

366

133

УБТ-133

М-121/88

З-121

З-88

398

146

УБТ-146

М-121/117

З-121

З-117

356

146

УБТ-146

Долото-190

М-147/152

З-147

З-152

391

197

УБТ-178

Долото-245 — 295

М-171/152

З-171

З-152

400

229

УБТ-229

Долото-245 — 295

Н-147/152

З-147

З-152

550

197

ЗШ-178

Ловильный

Н-147/171

З-147

З-171

707

203

инструмент

Н-171/201

З-171

З-201

671

254

Турбобур-290

Долото-490

Рис. 19.20. Переводники для бурильных колонн ступенчатой конфигурации:

а - муфтовый; б - ниппельный; в — переходный

На наружной цилиндрической поверхности каждого переводника протачивается поясок для маркировки шириной 10 мм и глубиной 1 мм. На переводниках исполнения цилиндрической конфигурации этот поясок находится посредине цилиндрической части; на переводниках ступенчатой конфигурации — на цилиндрической поверхности большого наружного диаметра на расстоянии 20 мм от переходной фаски.

На переводниках с левыми резьбами рядом с маркировочным пояском протачивается опознавательный поясок шириной 5 и глубиной 1 мм.

19.8. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА

КОМПОНОВКИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ В КОЛОННЕ

РАСЧЕТ УТЯЖЕЛЕННЫХ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Диаметр УБТ определяют из условия обеспечения наибольшей жесткости труб при изгибе с учетом конструкции скважин и условий бурения. Длину УБТ определяют в зависимости от нагрузки на долото.

В табл. 19.22 приводятся рекомендуемые соотношения диаметров долот и УБТ согласно РД 39-2-411—80.

Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть больше жесткости сечения обсадной колонны, под которую ведется бурение. В табл. 19.23 приводятся соотношения диаметров обсадных труб и наименьших диаметров УБТ, удовлетворяющих указанному условию.

Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должно быть > 0,7. Если это отношение < 0,7, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом диаметр первой ступени должен со-

Долото


УБТ


269,9 295,3 320 349,2 > 374,6


229

203

245

219

245

229

254

229

273

254


Долото

УБТ

139,7 — 146

114

108

149,2— 161

121 — 139

114— 121

165,1 — 171,4

133— 146

121 — 133

187,3 — 200

159

146

212,7 — 228,6

178

159

244,5 — 250,8

203

178


Примечания: 1. В верхней строке приведено значение диаметра УБТ для нормальных условий бурения, в нижней — для осложненных. 2. В осложненных условиях при бурении долотами диаметром свыше 250,8 мм допускается применение УБТ ближайшего меньшего диаметра с одновременной установкой опорно-центрирующих устройств. 3. При бурении забойными двигателями диаметр нижней секции УБТ должен быть не более диаметра двигателя.

ответствовать табл. 19.23, а отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть > 0,8.

Длину комплекта УБТ I, состоящего из труб одного диаметра, определяют по формуле

10 = (1,2 - 1,25) —

(19.1)


0    9^0

где Q — нагрузка на долото, Н; q0 — масса 1 м УБТ в растворе, кг/м; g — ускорение силы тяжести.

Общий вес комплекта УБТ, состоящего из труб разных диаметров,

(q^1 + q2h + ... + qn ln )9 = (1,1-1,25)Q.

Если Q > Ркр, то на сжатом участке УБТ рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения.

Наиболее опасные для УБТ — знакопеременные изгибающие напряжения. Условие прочности для УБТ:

п2EIf < Мпр 2    <    1,5    '

(19.2)

(19.3)


2L

EIa

0 < Мпр ~ 1,5

573

где E — модуль Юнга материала труб, Н/м ; I — момент инерции сечения трубы, м2; EI — жесткость сечения труб, Н-м2; f — стрела прогиба УБТ, м;

Диаметры (мм) обсадных долот и УБТ


Таблица 19.23

Обсадная труба

УБТ

Обсадная труба

УБТ

114

108

245

203

127

121

273

203

140— 146

146

299

229

168

159

324 — 339

229

178— 194

178

351

229

219

178

377

254

L — длина полуволны, м; Мпр — предельный изгибающий момент при натурных испытаниях (данные ВНИИБТ); а0 — интенсивность искривления скважин на 10 м длины.

Расчет напряжений в УБТ следует проводить в качестве контрольного при бурении на искривленных участках. При известных значениях Мпр можно определить допускаемые величины.

РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ПРИ БУРЕНИИ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

В процессе расчета определяются либо напряжения в трубах, либо длины секций по допустимым нагрузкам.

Одноразмерная колонна для вертикальной скважины. Допускаемая глубина спуска односекционной колонны (в м)

(1)

_ ор1) _ 1,15д(От + G)(1 _ рж /Р) _ Рп^п


А _

1,15 Ч1 g(1 _Рж/Р)

(19.4)

Qр1) _ стт F1/n _ Q1/n,

где Ор1 — допускаемая растягивающая нагрузка на трубы, Н; От + G

масса УБТ и забойного двигателя, кг; рп — перепад давления в забойном двигателе и долоте, Па; Q1 — предельная нагрузка на трубу, Н; F1 — площадь поперечного сечения тела трубы, м2; рж, р — плотность соответственно бурового раствора и стали; стт — предел текучести материала труб, Н/м2; n — коэффициент запаса прочности.

Общая длина колонны 1 = 10 + 11 (10 — длина УБТ и забойного двигателя).

Для одноразмерной многосекционной колонны, составленной из труб разных толщин и групп прочности, длина первой (нижней) секции (в м)

1 _ Ор1) _ 1,15д(От + G) (1 _ рж /Р) _ РпFп

1    1,15    д(1 _рж/ р)    .    .

Длина второй секции (в м)

о*2> _ Q(1)

12 _-°р-°р-.    (19.6)

и5 ч 2 gf1 _р ж/ р)

Длина n-й секции (в м)

In _1)


Орп) _ Q

1n _—_р -,    (19.7)

1,15 4ng(1 _р ж/ р)

где q1, Ч2, —, 4n — масса 1 м труб каждой секции, кг/м; ор1), ор2), _, орл) — допускаемые растягивающие нагрузки для труб каждой секции.

Для двухразмерной многосекционной колонны, состоящей в верхней части из труб большого диаметра, длины секций I (нижней) ступени определяют по формулам (19.5) — (19.7).

Длины секций II (верхней) ступени определяют (в м) из выражений

l _ 0р

l ш+1 _


(19.8)

(19.9)


|ш+1)


0


0


и т.д.,


1,15 Яш+2 g(1 -р ж/ р)


1,15 Яш+1 g(1 -р ж/ р)


. 0(ш) - D F'

0р    рп1п


|ш+2)


где ш - число секций ступени; 0р - допускаемая нагрузка для труб последней секции I ступени, Н; 0рш+1), 0рш+2) - допускаемые нагрузки для

труб первой и второй секции II ступени, Н; F' - разность площадей проходных сечений труб нижних секций II и I ступеней колонны, м2; qm+1, Яш+2 - масса 1 м труб первой и второй секций II ступени, кг/м.

Для колонны в наклонно направленной скважине напряжение в каждой секции определяют по двум расчетным схемам:

секция находится под действием как веса расположенной ниже части колонны, так и сил сопротивления ее движению на искривленных и наклонных участках;

секция находится только под действием веса расположенной ниже части колонны (предполагается, что скважина вертикальная).

РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ПРИ БУРЕНИИ РОТОРНЫМ СПОСОБОМ

Расчет производят на статическую прочность и выносливость.

Для вертикальных скважин на выносливость рассчитывают нижние секции колонны, расположенные над УБТ на длине 200 м.

Расчет на статическую прочность ведется на совместное действие нормальных и касательных напряжений.

Одноразмерная колонна для вертикальной скважины. Подобранные трубы нижней секции рассчитывают на наружное давление (не менее 25 МПа); длины 9 (в м) одноразмерной многосекционной колонны - из условия статической прочности:

l_ 0р1)    - 1,15 0т(1 -Р ж/ Р) - Рп 1п    ;    (1910)

1    1,15 41 g(1 -Рж / р)    ;    .

0(2) - 0(1

l2 _    п    , ) и т.д.;    (19.11)

и5    я 2 gf1 - р ж/ р)

0р1) _ 01/1,04п;    0р2) _ 02/1,04n и т.д.,

где 01, 02 - предельные нагрузки для труб, Н.

Для двухразмерной многосекционной колонны, состоящей в верхней части из труб большего диаметра, длины секций I (нижней) ступени определяют по формулам (19.10), (19.11), длины секций II ступени - по формулам (19.8), (19.9), причем

ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН ПРИ БУРЕНИИ С ПЛАВУЧИХ СРЕДСТВ

Бурение скважины с плавучих средств связано с перемещениями судна под влиянием ветра, течений и других факторов. В общем случае судно может получить линейное и угловое перемещение относительно оси скважины. Судно может перемещаться в направлении как горизонтальной, так и вертикальной осей; поворот судна происходит вокруг тех же осей. Смещение судна относительно оси скважины, поворот судна, а также непосредственно влияние волн и течений на бурильную колонну приводят к возникновению в трубах, находящихся в воде, изгибающих моментов. Общий изгибающий момент

М = М1 + М2 + М3.    (19.12)

где M1 — момент от смещения судна (в горизонтальном направлении); М2 — момент от качки (поворота) судна; М3 — момент от поперечных сил волнового напора и течений.

На рис. 19.21 схематично показано положение судна и бурильной ко-


Рис. 19.21. Схема сил, действующих на бурильную колонну при бурении с плавучих средств

Скважина

Бурение забойными двигателями

Вращательное (роторное) бурение

Вертикальная Наклонно направленная

Примечание. В числи знаменателе — для осложненш

1,3/1,35

1,35/1,4

[теле — даны значения для но ых.

I,4/1,45

II,45/1,5

рмальных условий бурения, в

лонны до и после приложения указанных нагрузок. Наиболее нагружены концевые участки колонны, расположенные у устья и дна моря.

Общее напряжение в трубах с учетом изгибающих моментов

a=Q + M.    (19.13)

F W

При небольшой глубине акватории l и большой глубине скважины L(l < L/20) влиянием распределенной нагрузки веса колонны на длине l можно пренебречь. Изгибающий момент (в Н-м) при hJP/EI > 40: у устья

M = k^EIP +Д + 0 + 2Р-);    (19.14)

у дна

M = WP (Д+т+$+P}    (1915)

где P — вес колонны, H, P = Q — 0,5 Q^ l — глубина воды, м; Д — смещение судна от оси скважины, м; 0 — угол поворота судна, рад; p — давление волн и течения на колонну, Па; QSl — вес труб от устья скважины до дна акватории, Н; к — коэффициент, зависящий от характера закрепления колонны у устья, 0,75 < к < 1.

Коэффициенты запаса прочности. Коэффициенты запаса прочности при растяжении n = атр приводятся в табл. 19.24.

Для колонны, подвешенной в клиновом захвате

n > ат/а.    (19.16)

Для труб с ат < 650 МПа наименьшее значение n = 1,1, а для труб с ат > 650 МПа наименьшее значение n = 1,15.

При совместном действии нормальных и касательных напряжений

n -    ат    ,    (19.17)

^/р + °и)2 + 3т2

где аи — напряжение изгиба; т — касательное напряжение.

Запас прочности для бурильной колонны, находящейся под действием как переменных, так и постоянных напряжений, определяется из зависимости (формула А. Сарояна)

Диа

метр

трубы,

мм

Трубы по ГОСТ 631-75 с резьбой треугольного профиля

Трубы по ГОСТ 731-75 со стабилизирующим пояском ТБВК

Трубы с приваренными замками ТБПВ

Трубы из алюминиевых сплавов

Д

О ^ й

6

?1

Е

(38ХНМ)

Д

К

Е

Д

К

Д16Т

1953, К-48

50

80

60

-

-

-

-

-

-

100

-

-

-

73

75

65

-

140

140

150

-

-

50-56

-

89

75

60

-

-

120

-

-

-

-

-

102

-

-

-

-

110

120

-

-

-

-

114

70

60

80

140

110

120

100

90

43-52

-

127

-

-

-

-

100

110

100

90

-

-

140

70

60

80

-

100

110

100

90

-

-

147

-

-

-

-

-

-

-

-

36-46

40

Примечания. 1.

Пределы

выносливости даны на

основании усредненных

данных

испытаний, проведенных в АзНИПИнефти, ВНИИБТ, БНИИТнефти и б. ФМИ АН УССР. 2. Предел выносливости для трубы диаметром 50 мм по ГОСТ 7909-56 приведен по данным СКБ вПо «Союзгеотехника».

(_ ч    (°-1)а _

(ст-1)а    _ р

в

(19.18)


n =


_    ,    (_-1ча _

_ a Н--_ m

а

в

где (ст-1)а - предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба (табл. 19.25); ств - предел прочности; стр - напряжение растяжения; ста -амплитуда переменных напряжений изгиба; _т - постоянное напряжение изгиба.

Запас прочности в нейтральном сечении вертикальной колонны (верхний конец сжатого участка УБТ) при стр = 0:

n =-^-1-.    (19.19)

_    , (_-1)а _

_ а +-_ т

На искривленных участках наклонно направленных и вертикальных скважин при _т = 0

(_ ч    (_-1ча _

(_-1)а    _ р

n =--.    (19.20)

У нижнего конца бурильной колонны под УБТ напряжение растяжения стр = 0, тогда

П = (С-1)А/СТа.    (19.21)

По формулам (19.18) — (19.21) коэффициент запаса прочности n > 1,5. Значения (ст-1)а для труб (см. табл. 19.25) получены при натурных испытаниях.

2 0 ПРИВОД ДОЛОТА: БУРОВЫЕ РОТОРЫ,

Г Л А В А ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

При углублении скважины порода может разрушаться долблением, сверлением или (и) истиранием (последний случай — разновидность предыдущего). Каждому из этих видов разрушения соответствуют основные методы бурения: ударное, вращательное, ударно-вращательное (практически не применяется) и дробовое (применяется редко) бурение.

Наибольшее применение получило вращательное бурение. При этом способе цилиндрический ствол формируется непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы в процессе бурения также непрерывно выносятся на поверхность циркулирующим буровым раствором (газом, газированной жидкостью). При вращательном бурении долото внедряется в породу в результате одновременного действия осевого усилия (нагрузки), направленного перпендикулярно к плоскости забоя, и окружного усилия от вращающего момента.

Различают следующие основные способы вращательного бурения:

1)    роторное бурение, при котором двигатель, приводящий во вращение долото на забое с помощью колонны бурильных труб, находится на поверхности;

2)    бурение с использованием забойного (погружного) двигателя, при котором двигатель расположен у забоя скважины, над долотом (турбобур, винтобур, электробур).

Роторное и турбинное бурение являются основными способами проводки скважин, их применяют повсеместно. Особенно широко используют турбинный способ бурения в России.

20.1. БУРОВЫЕ РОТОРЫ

Буровой ротор предназначен для выполнения следующих

функций:

вращение (вертикально перемещаемой) бурильной колонны в процессе проходки скважины роторным способом;

восприятие реактивного крутящего момента и обеспечение продольной подачи бурильной колонны при использовании забойных двигателей;

удержание бурильной или обсадной колонны труб над устьем скважины при наращивании и спускоподъемных операциях;

проворачивание инструмента при аварийных работах, встречающихся в процессах бурения и крепления скважины.

Роторы относят к числу основных механизмов буровой установки. Их различают по диаметру проходного отверстия, мощности и допускаемой статической нагрузке. По конструктивному исполнению роторы делят на неподвижные и перемещающиеся возвратно-поступательно относительно устья скважины в вертикальном направлении.

Привод ротора осуществляется посредством цепных, карданных и зубчатых передач от буровой лебедки, коробки передач либо индивидуального двигателя. В зависимости от привода роторы имеют ступенчатое, непрерывно-ступенчатое и непрерывное изменение скоростей и моментов вращения. Для восприятия реактивного крутящего момента их снабжают стопорными устройствами, устанавливаемыми на быстроходном валу либо на столе ротора. Подвижные детали смазываются разбрызгиванием и принудительным способом. Поставляют роторы в двух исполнениях — с пневматическим клиновым захватом (ПКР) для удержания труб и без него.

Конструкция ротора должна обеспечить необходимые удобства для высокопроизводительного труда и отвечать требованиям надежности и безопасного обслуживания. При этом габариты ротора должны быть ограничены площадью, отводимой для его установки на буровой площадке. Роторы, используемые в буровых установках различных классов и модификаций, должны быть максимально унифицированы по техническим параметрам и конструкции.

КОНСТРУКЦИИ БУРОВЫХ РОТОРОВ

В буровых установках для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения используют роторы, неподвижно устанавливаемые над устьем скважины. Типовая конструкция ротора (рис. 20.1) состоит из станины 9 и стола 2, приводимого во вращение от быстроходного вала 7 с помощью конических шестерни 10 и колеса 6. Межосевой угол передачи составляет 90°.

Станину ротора в большинстве случаев выполняют литой из конструкционных нелегированных сталей. Форма и ее геометрические размеры определяются конструктивными, эксплуатационными, технологическими и эстетическими требованиями. В станине имеются горизонтальная и вертикальная расточки для размещения быстроходного вала и стола ротора.

Стол 2 ротора представляет собой полую стальную отливку с наружным диском, прикрывающим вертикальную расточку станины. В верхней части он имеет квадратное углубление для разъемного вкладыша (втулки) 4. В свою очередь, вкладыши имеют квадратное углубление для зажима 5, переходящее в конус. При бурении во вкладыши вставляют квадратные либо роликовые зажимы ведущей трубы, а при спускоподъемных операциях — клинья, удерживающие колонну труб над ротором. Разъемная конструкция вкладышей и зажимов обеспечивает их установку в ротор в тех случаях, когда его отверстие занято трубой. Втулки и зажимы удерживаются в роторе с помощью поворотных защелок. Между зажимом и ведущей трубой возникает трение скольжения, вызывающее изнашивание поверхностей их контакта. При использовании роликовых зажимов ведущая труба перекатывается по роликам, установленным на подшипниках качения, и благодаря этому ее износ снижается.

Стол ротора с напрессованным коническим колесом устанавливают в вертикальной расточке станины на основной 3 и вспомогательной 12 опорах. В качестве опор используют упорно-радиальные шариковые подшипники, которые вследствие зеркального расположения и осевой затяжки способны воспринимать двусторонние осевые нагрузки.

На основную опору действуют собственный вес стола ротора и колонны труб, удерживаемый им при спускоподъемных операциях. В процессе бурения скважины бурильная колонна подвешивается к вертлюгу, и на основную опору действуют собственный вес стола и силы трения, возникающие в результате скольжения ведущей трубы относительно зажимов 5

Рис. 20.1. Буровой ротор УР-560

ротора. Подшипники и стол ротора вращаются при роторном бурении и остаются в основном неподвижными при спускоподъемных операциях и бурении забойными двигателями, если не учитывать их вращения при периодическом проворачивании бурильной колонны.

На вспомогательную опору действуют усилие от предварительного осевого натяга подшипника и случайные нагрузки от трения и ударов, возникающие при подъеме труб, долота и другого инструмента в результате их раскачивания и смещения относительно оси стола ротора. Для нормальной работы ротора важное значение имеет предварительный осевой натяг вспомогательного подшипника. Правильно выбранный натяг обеспечивает плотное прилегание шариков к беговым дорожкам, уменьшает износ поверхностей качения, повышает долговечность и нагружаемость подшипников, предупреждает вращение шариков под действием гироскопических моментов и благодаря этому снижает коэффициент трения.

Чрезмерный натяг столь же опасен, как и недостаточный, так как вызывает защемление шариков, перегрузку поверхностей качения и повышенное тепловыделение. Натяг подшипника основной опоры создается собственным весом стола ротора, а его осевое положение регулируется стальными прокладками 13, установленными под нижним кольцом основной опоры. Осевой натяг вспомогательного подшипника регулируется прокладками, которые устанавливают между нижним торцом стола ротора и фланцем 11, соединяемыми болтами.

Вследствие неизбежной несоосности центрирующих поверхностей стола и станины ротора шарики могут сместиться от оси симметрии беговых дорожек, и в результате этого нарушится правильная работа подшипников. Для устранения несоосности центрируют одно кольцо подшипника, а другое свободно перемещается по радиусу. Под действием нагрузки свободное кольцо самоцентрируется относительно шариков, и благодаря этому обеспечивается равномерное нагружение шариков, способствующее увеличению долговечности подшипника. Обычно свободное кольцо подшипника устанавливают в станине ротора.

Упорно-радиальные шариковые подшипники выбирают по диаметру проходного отверстия стола ротора. Нагрузочная способность подшипников заданного диаметра и типа зависит от их серии. В основной опоре ствола ротора используют подшипники с шариками диаметром 63,5 —

101,6 мм, а во вспомогательной опоре — подшипники более легких серий с шариками диаметром 38,1—47,6 мм. Конические роликоподшипники, обладающие по сравнению с шариковыми более высокой несущей способностью, в опорах стола ротора используют редко. Это обусловлено сравнительно высокой стоимостью и повышенной чувствительностью к перекосам, вызывающим резкое снижение срока их службы. Относительное положение основной и вспомогательной опор ротора может быть иным. Например, в роторе УР-760 вспомогательная опора устанавливается над основной.

Быстроходный вал с конической шестерней, закрепленной шпонкой, монтируют в стакане 8 и в собранном виде устанавливают в горизонтальную расточку станины. Стакан предохраняет станину от вмятин, образующихся при установке подшипников и их проворачивании под нагрузкой. Консольное расположение шестерни на быстроходном валу удобно для компоновки и сборки ротора. Однако при этом возрастают требования к жесткости вала, так как вследствие его деформации нарушается равномерное распределение контактных давлений в зацеплении шестерни и колеса, что приводит к снижению их долговечности.

С этих позиций шестерню лучше располагать между двумя опорами. Однако, учитывая удобство монтажа и ремонта, быстроходные валы во всех конструкциях роторов изготовляют с консольным расположением шестерни. При этом снижается изгибающий момент, так как шестерня максимально приближена к опоре вала. На наружном конце быстроходного вала установлена цепная звездочка 14 либо карданная муфта. Для безопасности и удобства обслуживания ротор закрывают крышкой 1.

При бурении с использованием забойных двигателей стол ротора стопорится и благодаря этому предотвращается вращение бурильной колонны под действием реактивного крутящего момента. Стопорение осуществляется фиксатором, который входит в радиальные пазы диска стола ротора.

В роторе, изображенном на рис. 20.2, на быстроходном валу установлено колесо 14 с пазами для зацепления со стопором 13, передвигающимся в направляющих втулках станины посредством рукоятки 11. Последняя соединяется с валиком 12, имеющим шестеренку, которая входит в зацепление с зубьями стопора. Шестеренка удерживает стопор от вращения, а рукоятка 11 фиксирует его крайние положения. Благодаря установке стопорного устройства на быстроходном валу крутящий момент, действующий на стопорное устройство, уменьшается. Однако коническая передача и подшипники ротора воспринимают действие реактивного момента, что приводит к снижению срока их службы.

В роторах сравнительно небольшой мощности трущиеся детали смазывают разбрызгиванием. При больших мощностях, вызывающих интенсивное тепловыделение, а также вследствие конструктивной компоновки ротора, затрудняющей смазывание подшипников и зубчатой передачи разбрызгиванием, применяют циркуляционную систему смазывания.

Подшипники быстроходного вала смазывают жидким маслом, заправляемым в стакан через заливные отверстия. Уровень масла при заправке и эксплуатации контролируют с помощью жезлового маслоуказателя 7. Для предотвращения вытекания масла наружная торцовая крышка стакана снабжена гребенчатым лабиринтным уплотнением. Внутренний торец стакана имеет крышку с отражательным диском, предохраняющим масло от загрязнения промывочным раствором и продуктами изнашивания, попадающими в смежную масляную ванну, которую используют для смазывания конической передачи и подшипников стола ротора.

В конических подшипниках ролики, действуя подобно лопастям центробежного насоса, нагнетают масло в полость между подшипником и крышкой, что приводит к дополнительной его утечке через уплотнение вала. Особенно ощутимо это проявляется в том случае, когда ролики расходятся в сторону уплотнения и оси их качения скрещиваются между подшипниками (Х-образная схема установки конических подшипников). Показанная на рис. 20.3 схема установки подшипников 5, при которой ролики сходятся в сторону уплотнения и оси их качения скрещиваются вне подшипников (О-образная схема), более предпочтительна. Для предохранения подшипников от перегрева вследствие затруднительной циркуляции масла, находящегося в карманах, образованных подшипниками и уплотнениями крышек, в нижней части стакана имеются продольные каналы а для выхода масла в масляную ванну стакана.

Центральную масляную ванну, образованную между станиной и столом ротора, заправляют жидким маслом через заливное отверстие, которое закрывают пробкой с жезловым указателем уровня масла. Для предохранения центральной масляной ванны от попадания промывочного раствора, разливаемого при спускоподъемных операциях, между станиной и столом ротора имеются кольцевые лабиринтные уплотнения. Коническая зубчатая пара и подшипники стола смазываются разбрызгиванием масла, захватываемого шестерней при вращении. В связи с этим уровень масла в центральной ванне должен быть выше нижнего контура шестерни.

Масло заменяют после бурения каждой скважины и не реже чем через 2 — 3 мес. Для слива отработанного масла в основании корпуса имеются



сливные пробки. Перед заливкой свежего масла ванну необходимо промыть керосином. В тех случаях когда вспомогательный подшипник располагается над зубчатым колесом, смазывать его разбрызгиванием затруднительно. В роторах такой конструкции для смазывания вспомогательного подшипника используют пластичное масло, заправляемое ручным насосом через пружинную масленку.

В роторе, представленном на рис. 20.2, применяют циркуляционную систему смазывания подшипников и зубчатой пары с помощью плунжерного насоса 16, приводимого от эксцентричной втулки 15 на быстроходном валу 9. Насос забирает масло из маслоотстойника А в станине ротора и по трубкам 5 через кран 17 подает его на верхний подшипник 4. Часть масла стекает на зубчатый венец и смазывает зубчатую пару, а другая часть проходит по каналам и поступает на нижний подшипник 10, с которого стекает в масляную ванну.

В роторе УР-7б0 используют стол сборной конструкции, состоящий из полой втулки 1, соединяемой с диском 3 болтами 2 с потайной головкой. Взамен стакана используют переходные гильзы 6 и 8.

Быстроходный вал 6 (см. рис. 20.3) монтируют в стакане 7 на спаренных радиально-упорных конических роликоподшипниках 5, расположенных со стороны шестерни 1, и на радиальном роликовом подшипнике 9, установленном на противоположном конце вала. Зеркальное расположение конических подшипников обеспечивает точную двустороннюю фиксацию вала, необходимую для надежной и бесшумной работы передачи. Роликовый подшипник — плавающий, он обеспечивает осевое перемещение вала при тепловой деформации.

В фиксирующей опоре внутренние кольца подшипников закреплены между заплечиком вала и маслоразбрызгивающим кольцом 4, которое упирается в торец шестерни. Наружные кольца подшипников 5 и 9 закреплены между внутренним 3 и наружным 11 фланцами стакана с помощью металлических прокладок и дистанционной втулки 8. Внутреннее кольцо роликового подшипника крепится между заплечиком вала и кольцом 10, затянутым торцовым фланцем 16 через промежуточные детали 13—15 и дистанционное кольцо 17.

Осевые зазоры подшипников регулируются дистанционным втулками 8, 14 и с помощью набора металлических прокладок 18, установленных между стаканом и его фланцами. Осевой зазор подшипников, контролируемый по осевому смещению вала относительно стакана, должен быть в пределах, устраняющих защемление и обеспечивающих равномерное распределение нагрузки между роликами.

Надежная и бесшумная работа конической пары обеспечивается при правильном контакте зубьев, достигаемом совмещением вершин начальных конусов колеса 2 и шестерни 1. Зацепление регулируют путем изменения осевого положения шестерни с помощью металлических прокладок 18, выполненных в виде полуколец с прорезями для болтов. Благодаря этому прокладки устанавливают без разработки уплотняемых деталей путем незначительного отвинчивания болтов 12, достаточного для прохода прокладок. Правильность регулировки зацепления обычно контролируют по пятну контакта зубьев. При сборке роторов пользуются менее точным, но более простым способом контроля — по плавности вращения стола ротора при проворачивании быстроходного вала усилием рук рабочего.

Роликовый зажим (рис. 20.4) состоит из корпуса 2 и откидной скобы 3.

Рис. 20.4. Роликовый зажим


Показатель

Тип ротора

Р-700

Р-950

Р-1260

Диаметр отверстия в столе ротора, мм

700

950

1260

Диаметр отверстия с переводником, мм

560

560; 700

560; 700; 950

Допускаемая статическая нагрузка на стол, кН

5000

6300

8000

Расстояние от центра до цепного колеса, мм

1353

1651

Статический крутящий момент на столе ротора, кН-м

80

120

180

Передаточное число от приводного вала до стола ротора

Приводной вал:

3,61

3,81

3,96

длина выходной части, мм

165

250

размеры шпоночного паза, мм

40x148

40x153

Подшипники приводного вала

7538

3634

Основная опора

1687/770Х

1687/1060Х

1687/1400Х

Вспомогательная опора

1688/770Х

1688/1060Х

11 689/1400Х

Размер квадратного отверстия в зажимах под ведущую трубу, мм

120, 145, 160

120, 145, 160

120, 145, 160

Масса, кг

Габаритные размеры, мм:

4760

7000

9460

высота

680

750

800

200

220

200

длина

2270

2425

2910

ширина

1545

1850

2230

Примечание. Для всех указанных типов максимальная

частота вращения стола ро-

тора равна 350 мин , выходной диаметр приводного вала — 150 мм, зубчатая передача — коническая.

Таблица 20.2

Техническая характеристика роторов буровых установок ОАО «Волгоградский завод буровой техники»

Показатель

Тип ротора

Р-560

Р-360

Диаметр отверстия в столе ротора, мм

560

360

Допускаемая статическая нагрузка, кН

2500

1250

Максимальная частота вращения стола, мин-1

250

200

Расстояние от середины цепного колеса до центра ротора, мм

900

Максимальный момент на столе ротора, кН-м

35

12,3

Число зубьев шестерни/колеса Приводной вал:

19/58

17/56

диаметр (выходной), мм

150

92

длина, м

140

165

Подшипники приводного вала

3624

3620

Основная опора

91 682/670

9168/288

Вспомогательная опора

31 688/630

7168/284

Размер квадратного отверстия в зажимах под ведущую трубу, мм Габаритные размеры, мм:

"6

83 мм

длина

2209

1393

ширина

1350

924

высота

745

560

Масса, кг

4075

1530

Примечание. Для роторов указанных типов зубчатая передача — коническая с круговым зубом.

Корпус и нижняя часть откидной скобы закрыты крышками 4 и скреплены болтами. Откидная скоба соединена с корпусом шарниром 5. Верхняя часть корпуса имеет квадратное сечение, соответствующее размерам квадратного углубления вкладышей. Нижняя часть корпуса снабжена центрирующим цилиндрическим пояском. Цапфы оси роликов 1 устанавливают в пазы квадратного сечения на вертикальных ребрах корпуса и нижней части откидной скобы. Расстояние между роликами по размеру ведущей трубы регулируют поворотом цапфы осей подшипников. На торцах цапф имеются масленки для смазывания подшипников. Технические характеристики буровых роторов приведены в табл. 20.1 и 20.2.

Роторы имеют групповой либо индивидуальный привод. При групповом приводе ротор соединяется с двигателями буровой лебедки посредством цепных передач, карданных валов и зубчатых редукторов. Индивидуальный привод применяют в электрических буровых установках, предназначенных для бурения скважин глубиной 6000 м и более. Значение крутящего момента, передаваемого ротором, контролируется датчиками, установленными на приводном валу либо в силовых передачах ротора.

ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Параметры ротора определяют исходя из конструкции скважины, компоновки бурильной колонны и требований, предъявляемых технологиями бурения и крепления скважин.

Диаметр проходного отверстия в столе ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении и креплении скважины. Для этого необходимо, чтобы диаметр проходного отверстия D в столе ротора был больше диаметра долота при бурении скважины под направление DAH:

D = DдiH + 5,

где 5 = 30^50 мм — диаметральный зазор, необходимый для свободного прохода долота.

Диаметр долот зависит от конструкции скважин. В глубоких скважинах диаметр направления обычно достаточно большой, возрастает вследствие увеличения числа промежуточных колонн. Ниже приведены наиболее распространенные диаметры направлений и долот для бурения скважины под направление:

Глубина скважины, мм........................ <3000    3000—5000    5000—8000

Диаметр направления, мм................... 325—426    426—525    525—580

Диаметр долота, мм.............................. 394—540    490—640    590—705

Из приведенных данных следует, что диаметры направлений и соответствующих им долот для рассматриваемых глубин скважин ограничиваются определенными пределами. Благодаря этому в буровых установках смежных по глубине бурения классов можно использовать роторы, имеющие одинаковый диаметр проходного отверстия, и сократить соответственно их номенклатуру. Роторы, применяемые для бурения скважин на море, имеют более широкое проходное отверстие, выбираемое по диаметру водоотделяющей колонны, связывающей подводное устьевое оборудование с буровым судном. Проходное отверстие вкладышей стола ротора должно быть достаточным для прохода бурильной колонны при спускоподъемных операциях. Исходя из наибольших диаметров (203 мм) бурильных замков (ЗШ-203) и утяжеленных бурильных труб, отверстие вкладышей стола роторов всех типоразмеров принято равным 225 мм.

Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора должна быть достаточной для удержания в неподвижном состоянии наиболее тяжелой обсадной колонны, применяемой в заданном диапазоне глубин бурения. В большинстве случаев более тяжелыми оказываются промежуточные обсадные колонны, вес которых для некоторых конструкций скважины приближается к значению допускаемой нагрузки на крюке буровой установки. В связи с этим паспортное значение допускаемой статической нагрузки на стол ротора обычно совпадает с допускаемой нагрузкой на крюке, принятой для буровых установок соответствующего класса.

Наряду с этим допускаемая статическая нагрузка Р не должна превышать статической грузоподъемности подшипника основной опоры стола ротора С0:

Gmax < Р < О),

где Gmax — сила тяжести наиболее тяжелой колонны обсадных труб, применяемой в заданном диапазоне глубин бурения.

Подшипники, применяемые в основной опоре стола буровых роторов, как указывалось ранее, подбирают по диаметру проходного отверстия (табл. 20.3). Так, упорно-радиальные шариковые подшипники, выбранные по диаметру проходного отверстия стола ротора, обеспечивают более чем 1,5-кратный запас по отношению к допускаемой статической нагрузке на стол ротора.

Частоту вращения стола ротора выбирают в соответствии с требованиями, предъявляемыми технологией бурения скважин. Наибольшая частота вращения стола ротора ограничивается критической частотой вращения буровых долот: nmax < 250 мин-1.

Опыт бурения скважин роторным способом показывает, что при дальнейшем увеличении частоты вращения ухудшаются показатели работы долот. Наряду с этим следует учитывать, что с ростом частоты вращения увеличиваются центробежные силы, вызывающие продольный изгиб бурильной колонны, вследствие которого происходят усталостные разрушения в ее резьбовых соединениях и искривление ствола скважины.

Бурение глубокозалегающих абразивных и весьма твердых пород, за-буривание и калибровку ствола скважин проводят при частоте вращения до 50 мин-1. Для периодического проворачивания бурильной колонны в целях устранения прихватов при бурении забойными двигателями, а также

Таблица 20.3

Основные размеры н ориентировочные расчетные параметры упорно-радиальных шарикоподшипников

Тип ротора

Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора Р, кН

Условное

обозначение

подшипника

Размеры подшипника, мм

Шарики

Грузоподъемность, кН

Запас

грузо-

подъем-

ности

Cc/P

Внут

ренний

диаметр

d

Наруж

ный

диаметр

D

Высота Н

Диа

метр

Dm

Число z

статическая С0

динами

ческая

С

УР-560

3200

91682/750Х

750

1000

150

76,2

29

84 200

10 300

2,63

УР-760

4000

1687/770Х

770

1000

150

76,2

31

90 000

10 600

2,25

УР-950

6300

1687/1060

1060

1280

150

63,5

48

96 700

9800

1,53

УР-1260

8000

1687/1400

1400

1630

150

63,5

62

125 000

10 900

1,56

для вращения ловильного инструмента при авариях в скважине требуется дальнейшее снижение частоты вращения стола ротора до 15 мин-1. С учетом этих требований наименьшая частота вращения стола ротора nmin = = 15 мин- .

Отношение предельных значений частоты вращения определяет диапазон ее регулирования: Rn = nmax/nmin.

На скоростную характеристику ротора существенно влияет тип используемого привода. Предпочтительным является электропривод постоянного тока, обеспечивающий бесступенчатое изменение частоты вращения стола ротора в необходимом диапазоне регулирования. При дизельном приводе и электроприводе переменного тока используют механические передачи, осуществляющие ступенчатое регулирование частоты вращения стола ротора. Число скоростей ротора должно быть достаточным для удовлетворения требований бурения. Однако при групповом приводе с буровой лебедкой ротор обычно имеет три-четыре скорости. В этом случае пользуются сменными цепными звездочками, с помощью которых число скоростей ротора может увеличиваться согласно зависимости

где z — число скоростей ротора; zK — число скоростей, передаваемых от буровой лебедки; m — число сменных цепных звездочек на приводном валу ротора.

В целях более полного удовлетворения требований бурения диапазон регулирования частоты вращения стола ротора делят на средний и крайние интервалы. В среднем, сравнительно узком интервале частота вращения ротора изменяется согласно геометрическому ряду чисел, знаменатель которого меньше, чем у крайних интервалов диапазона регулирования. Благодаря этому в среднем интервале уменьшается разность между смежными частотами вращения стола ротора, что позволяет точнее согласовывать частоту вращения долота с требованиями бурения.

Для обратного вращения (реверса) достаточно одной или двух передач, обеспечивающих вращение стола с частотой 15 — 50 мин-1, необходимой для работы с трубами и ловильным инструментом, имеющими левую резьбу. При электрическом приводе вследствие реверсирования двигателей ротор имеет одинаковые частоты при прямом и обратном вращении.

В процессе проектирования привода ротора, и особенно группового привода буровой лебедки и ротора, возможны отклонения окончательно принятых значений частоты вращения стола ротора от расчетных, обусловленные конструктивными соображениями. Следует также отметить, что при дизель-гидравлическом приводе благодаря турботрансформатору частота вращения ротора изменяется по непрерывно-ступенчатой кривой.

Мощность ротора должна быть достаточной для вращения бурильной колонны, долота и разрушения забоя скважины:

N = (N„ + N)/n,

где NM — мощность на холостое вращение бурильной колонны; N — мощность на вращение долота и разбуривание забоя; п — КПД, учитывающий потери в трущихся деталях ротора.

Мощность на холостое вращение бурильной колонны (момент, передаваемый долоту, равен нулю) расходуется на преодоление сопротивления вращению, возникающего в системе бурильная колонна — скважина. Сопротивление вращению зависит от длины и диаметра бурильной колонны, плотности промывочной жидкости в скважине, трения труб о стенки скважины. Сопротивление вращению изменяется в зависимости от кривизны и состояния стенок скважины, пространственной формы бурильной колонны, вибрации, вызванной трением и центробежными силами.

С увеличением частоты вращения мощность на холостое вращение бурильной колонны возрастает в степенной зависимости. Наряду с этим на мощность холостого вращения бурильной колонны влияет ряд случайных и трудно учитываемых факторов, возникающих при бурении скважины (крутильные колебания, обвал стенок скважины, образование каверн, искривление ствола скважины, изменение пространственной формы бурильной колонны и др.).

Сложность процессов взаимодействия вращающейся колонны и скважины затрудняет вывод аналитических зависимостей для определения мощности, расходуемой на холостое вращение бурильной колонны, поэтому в практических расчетах пользуются эмпирическими формулами.

Расчеты показывают, что на каждые 1000 м бурильной колонны расход мощности на холостое вращение Мх.в (частота вращения 100 мин-1, плотность раствора 1,2 г/см3, угол искривления 3 — 5°) в зависимости от диаметра труб следующий:

Диаметр труб, мм............................................................114    127    141    168

Мощность Мх.в, кВт........................... 8,8    10,9    13,6    19,1

Мощность, расходуемая на вращение долота и разрушение забоя скважины, можно приближенно оценить по формуле

Мд    ^РпЯСр,

где ц0 — коэффициент сопротивления долота; Р — осевая нагрузка на долото, кН; n — частота вращения долота, с—1; Яср — средний радиус долота, м.

Рекомендуют следующие коэффициенты сопротивления долота: для алмазного ц0 = 0,2^0,4; твердосплавного и режущего типа ц0 = 0,4^0,8; для шарошечного ц0 = 0,2^0,4.

Средний радиус долота Яср = _Од/3.

В процессе бурения скважины происходит непрерывно-ступенчатое изменение потребляемой ротором мощности. Это обусловлено последовательным увеличением длины бурильной колонны, ступенчатым уменьшением диаметра используемых долот, а также изменением режимов бурения по мере углубления скважины. В теоретических расчетах, выполняемых при выборе мощности ротора, так же, как и при расчете бурильной колонны на прочность, осевая нагрузка на долото, частота его вращения и плотность промывочной жидкости, характеризующие режим бурения, принимаются неизменными для каждого размера долот, используемых при бурении скважины заданной конструкции. Расчетные значения указанных параметров бурения выбирают на основе эмпирических зависимостей и опытных данных, полученных при бурении скважин аналогичных конструкций.

В предварительных расчетах частоту вращения стола ротора в зависимости от текущей L и конечной Ьк глубины бурения вычисляют по эмпирической зависимости, принятой Уралмашзаводом:

Показатель

Типоразмер ротора

Р-460

Р-560

Р-700

Р-950

Р-1260

Диаметр отверстия в столе ротора, мм

460

560

700

950

1260

Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, кН

2000

3200

4000

6300

8000

Мощность ротора, кВт

180

370

440

500

540

Максимальный крутящий момент, кН-м, не более

30

50

80

120

180

Базовое расстояние, мм

1353

1353

1353

1353

1651

Условная глубина бурения, м

1600

1600—4000

3200—6500

6500— 10 000

8000— 12 500

Примечание. Для всех типоразмеров частота вращения 250 мин-1; проходной диаметр втулки ротора — 225 мм.

стола ротора не более

n = 200 - 150 —.

Lk

Плотность промывочной жидкости, учитываемая при расчете мощности, которая расходуется на холостое вращение бурильной колонны, рассчитывают по формуле, полученной Уралмашзаводом на основе статистических данных:

р = 0,21 g L + 1,25.

На основе указанных зависимостей определяют мощности, необходимые для бурения скважины под направление, кондуктор, промежуточные и эксплуатационную колонны. По наибольшему полученному значению выбирают расчетную мощность ротора.

Максимальный вращающий момент (в кН-м) определяют по мощности и минимальной частоте вращения стола ротора:

Mmax = Nn/nmin,

где N — мощность ротора, кВт; п — КПД ротора; nmin — минимальная частота вращения, мин-1.

Максимальный вращающий момент ограничивается прочностью бурильной колонны и деталей, передающих вращение столу ротора.

Базовое расстояние, измеряемое от оси ротора до первого ряда зубьев цепной звездочки на быстроходном валу ротора. используют при проектировании цепной передачи, передающей вращение от лебедки ротору.

В табл. 20.4 приведена техническая характеристика роторов, используемых при бурении скважин.

20.2. ТУРБОБУРЫ

В турбинном бурении коэфициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном.

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

В начале 1900-х годов Вольский разработал и использовал на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500 — 600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Ка-пелюшников (совместно с С.М. Волохом и Н.А. Корневым) разработал турбинный аппарат для бурения скважин, названный турбобуром Капелюш-никова. Он развивал мощность до 12 л.с. и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом. Позднее, благодаря работам ВНИИБТ, турбинное бурение получило общее признание.

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 «Stratopax». Современный турбобур должен обеспечивать:

достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на см2 площади забоя;

устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с—1 для шарошечных и 7—10 с—1 для алмазных долот; максимально возможный КПД;

срабатывание перепада давления на долоте не менее 7 МПа; наработку на отказ не менее 300 ч; долговечность не менее 2000 ч;

постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ;

независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды;

возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления;

возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок;

возможность промывки ствола скважины без вращения долота; возможность определения траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны;

стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения;

гашение вибрации бурильного инструмента;

экономию приведенных 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 в одном диаметральном габарите целесообразно иметь возможно меньшее число типов турбобуров.

В начале 1950-х годов в связи с увеличением глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двухтрех 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, в целях упрощения эксплуатации турбобуров, осевая опора была вынесена в отдельную секцию — шпиндель. Это усовершенствование позволило заменять на буровой наиболее быстроизнашиваемый узел турбобура — его опору.

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

В конце 1950-х годов во ВНИИБТ были начаты исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при небольшом перепаде давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что в свою очередь снижало эффективность турбинного способа бурения.

В начале 1960-х годов Р.А. Иоаннесяном, Д.Г. Малышевым и Ю.Р. Иоа-несяном была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двустороннего действия.

Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметром 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 порядка 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 вибрации; 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. В целях объективной оценки новых конструкций и выбора лучшей из них для широкого внедрения в серийное производство проводятся сравнительные испытания макетных образцов новых забойных двигателей.

Турбобур представляет собой забойный гидравлический двигатель, снабженный осевой опорой, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости преобразуется в механическую работу вала, к которому прикрепляют породоразрушающий инструмент. Турбобур опускают в скважину на бурильной колонне, которая по мере углубления скважины наращивается с поверхности новыми бурильными трубами. В качестве гидравлического двигателя в турбобуре применяют многоступенчатую осевую турбину.

Гидравлические двигатели, в которых используется кинетическая или скоростная энергия потока жидкости, называют турбинами. В турбинах работа совершается главным образом в результате изменения количества движения жидкости.

В турбобурах применяют многоступенчатые осевые турбины лопастного типа. На рис. 20.5 схематично изображена одна ступень турбины турбобура, состоящая из статора и ротора.

Турбина работает следующим образом. Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, т.е. жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление, указанное стрелкой А. Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.

Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки ротора под заданным углом и осуществляют силовое воздействие на ротор, в результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй ступени, где вновь происходят формирование направления движения потока жидкости и подача ее на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате жидкость под действием энергии давления, создаваемой поверхностным насосом, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к долоту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу.

В процессе работы турбины на статорах, закрепленных неподвижно в корпусе турбобура, создается реактивный момент, равный по значению, но противоположный по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается на бурильные трубы и осуществляет их закручивание на определенный угол, зависящий от жесткости и длины бурильной колонны. Источником энергии в пределах ра-


Рис. 20.5. Схема ступени турбины турбобура:

1 — лопатка статора; 2 — лопатка ротора

бочего органа турбины является скоростной напор потока жидкости, создаваемый вследствие перепада давления на входе в турбину и выходе из нее.

В процессе бурения осевая нагрузка на долото передается через турбобур, так как его обычно устанавливают непосредственно над породоразрушающим инструментом. Для восприятия и передачи осевой нагрузки турбобур снабжают специальной опорой, размещаемой в верхней или нижней части корпуса турбобура. Вал турбобура также снабжается радиальными опорами, предназначенными для центрирования вала, работающего при высоких осевых нагрузках и частотах вращения.

В качестве осевой опоры в серийных турбобурах применяют резинометаллические подшипники скольжения. Попытки использовать в качестве осевых опор стандартные упорные подшипники качения не дали положительных результатов. В 1960 г. во ВНИИБТ для турбобуров удалось разработать многорядную шаровую опору специальной конструкции.

Резинометаллический подшипник состоит из нескольких ступеней. Каждая ступень включает подпятник, закрепляемый в корпусе, и диск, сидящий на валу турбобура. Кольцо служит для защиты вала турбобура от изнашивания и для обеспечения заданного расстояния между дисками пяты. Подпятник по дисковой части облицован резиной, т.е. по верхней, нижней и внутренней цилиндрической поверхностям. Корпус подпятника имеет каналы для пропуска промывочной жидкости.

Радиальная резинометаллическая опора турбобура представляет собой корпус, внутренняя поверхность которого облицована резиной. В качестве нижней радиальной опоры используют ниппель. Резиновая обкладка ниппеля выполняет также функции сальникового уплотнения.

Работоспособность резинометаллических подшипников турбобура в абразивной среде в различных нефтяных районах страны колеблется в пределах 50—150 ч. Этим временем определяется межремонтный срок работы турбобура. Сравнительно высокая работоспособность резинометаллических подшипников турбобура объясняется тем, что твердые частицы, находящиеся в промывочной жидкости, попадая в зазор между эластичной облицовкой подпятника и стальной пятой, вдавливаются в резиновую поверхность. Вследствие этого сила прижатия твердых частиц к стальному диску определяется упругостью резины и не зависит от удельного давления между металлической и резиновой поверхностями. Износ таких трущихся поверхностей в 4 — 6 раз ниже, чем при работе двух твердых поверхностей, находящихся в абразивной среде.

Эластичная обкладка подпятников осевой опоры турбобура позволяет равномерно распределять осевую нагрузку по ступеням в пределах 0,5 —

1,0 МПа. Коэффициент трения при промывке водой в резинометаллической опоре составляет 0,04 — 0,10, в глинистом растворе — 0,06 — 0,16.

Осевая опора качения представляет собой радиально-упорный многорядный бессепараторный шарикоподшипник (рис. 20.6). Одна ступень подшипника состоит из наружного 1 и внутреннего 2 рабочих колец, между парами которых размещается шарик 3. Расстояние между рабочими кольцами определяется размерами распорных колец — наружного 4 и внутреннего 5. От попадания крупных абразивных частиц подшипник защищен сальником. Ввиду того, что бессепараторные подшипники работают в абразивной среде, большое влияние на их работоспособность оказывает правильная приработка опоры. Сначала в процессе прира-

Рис. 20.6. Многорядная осевая опора качения

в

fBl

™у///

Щу//

ботки происходит перераспределение осевой нагрузки по ступеням подшипника. Равномерное распределение нагрузки между ступенями пяты способствует более длительной нормальной работе подшипников качения.

ОДНОСЕКЦИОННЫЙ ТУРБОБУР

Серийный выпуск односекционных турбобуров типа Т12МЗ был освоен в 1952 г. Конструкция этих турбобуров первоначально отвечала требованиям повышения технико-экономических показателей бурения нефтяных и газовых скважин. Односекционные турбобуры изготовлялись диаметром 240, 212, 195 и 172 мм.

Турбобур типа Т12МЗ включает турбину, составленную из 100—120 ступеней, резинометаллическую пяту и корпусные детали. На рис. 20.7 показана наиболее совершенная конструкция турбобура типа Т12МЗБ-240. На валу 22 размещены диски ротора 13, втулка 20 нижней опоры, две втулки 14 средней опоры и упорная втулка 18. Все перечисленные детали зажаты роторной гайкой 6, для предохранения которой от самопроизвольного отвинчивания предусмотрен обжимающий колпак 5, закрепляемый контргайкой 4.

Верхняя часть гайки 6 имеет коническую форму и продольные прорези. Колпак 5 под действием контргайки внутренним конусом обжимает прорезанные участки роторной гайки 6 и прижимает ее к поверхности вала, создавая цанговый эффект. Благодаря этому осуществляется предохранение от самоотвинчивания роторной гайки 6. Упорная втулка 18 и втулка 20 нижней опоры фиксируются шпонкой 19 относительно вала 22. Внутри корпуса 3 размещаются диски статора 12, средние опоры 15, регулировочное кольцо 10, определяющее положение ротора относительно статора в собранном турбобуре, и подпятники 8. Ниппель 21 служит для закрепления в корпусе 3 системы дисков статоров, средних опор и подпятников. Роль верхнего упора выполняет торец переводника 1, который служит для соединения корпуса 3 с колонной бурильных труб. Вал 22 турбобура в нижней части имеет переводник 23 для присоединения долота или другого инструмента.

Ниппель 21 имеет цилиндрическую (турбобуры Т12МЗБ-9" и Т12МЗБ-65/8") или коническую (турбобуры Т12МЗБ-240, Т12МЗБ-8",

Рис. 20.7. Турбобур Т12МЗБ-240:

1 — переводник; 2 — втулка корпуса; 3 — корпус; 4 — контргайка; 5 — колпак; 6 — роторная гайка; 7 — диск пяты; 8 — подпятник; 9 — кольцо пяты; 10,    16    — регулировочные


кольца; 11, 17 — уплотнительные кольца; 12 — статор; 13 — ротор; 14, 20 — втулки средней и нижней опоры    соответственно;

15 — средняя опора; 18 — упорная втулка; 19    —

шпонка; 21    — ниппель;

22 — вал; 23 — переводник вала

Т12МЗБ-71/2" и Т12МЗЕ-65/8") резьбу. При использовании конической резьбы в корпусе турбобура под ниппельный конец закрепляющей детали устанавливается регулировочное кольцо 16 резьбы. Уплотнительные кольца

11, 17 предохраняют от проникновения глинистого раствора в зазор между валом и роторами.

В турбобуре типа Т12МЗ кроме подпятников с привулканизированной резиной предусмотрено применение подпятников со сменными резиновыми вкладышами. В этом случае в шифр турбобура после размера добавляют буквы СР. В турбобурах размером 195 и 172 мм используют составные турбины, имеющие металлические ступицы и пластмассовые проточные решетки. В шифр турбобура при этом добавляют букву П.

Укороченные турбобуры типа Т12МЗК изготовляют на базе односекционных турбобуров. Они отличаются значительно меньшим (30 — 60) числом ступеней турбин и опор. Укороченные турбобуры применяют для ориентированного искривления скважин при наклонно направленном бурении.

СЕКЦИОННЫЕ ТУРБОБУРЫ

Турбобуры типа ТС состоят из двух и более последовательно соединенных между собой секций, каждую из которых собирают из 100 ступеней турбин в отдельном корпусе. Секции соединяют в турбобур непосредственно на буровой. Секционные турбобуры предназначены для бурения глубоких скважин, так как обладают повышенной мощностью благодаря увеличению числа ступеней турбин, работающих синхронно. Диаметральные размеры секций аналогичны размерам односекционных турбобуров. Секционирование турбобуров позволило создать турбобур с высокими энергетическими показателями при малых габаритах (127 и 104,5 мм). Число секций в турбобурах достигает четырех.

Устройство секционного турбобура показано на рис. 20.8. Корпуса секций снабжены переводниками, которые соединены между собой посредством конической резьбы. Валы секций соединяются с помощью конусно-шлицевых муфт, состоящих из нижней 8 и верхней 7 полумуфт. Можно использовать конусную муфту без шлицевых пазов.

Осевая опора 12 у секционных турбобуров общая, и, как правило, она располагается в нижней секции. Конструкция резинометаллического подшипника опоры не отличается от конструкции подшипников односекционных турбобуров.

Конструктивное отличие нижней секции секционных турбобуров заключается в том, что корпус в верхней части снабжен переводником со специальной конической резьбой, а верхняя часть вала снабжена соединительной полумуфтой. Положение ротора относительно статоров регулируется с помощь специального кольца 13, установленного между турбиной и осевой опорой.

В корпусе секций статоры закрепляют с помощью ниппеля 17, который имеет цилиндрическую или коническую резьбу, вызывающую необходимость использования регулировочного кольца 16 для создания необходимой нагрузки на диски статора.

Средняя и верхняя секции турбобуров не имеют осевых опор, так как при использовании самостоятельных опорных элементов конструкция соединительного узла значительно усложняется. Положение ротора относительно статора в верхних секциях определяется высотой регулировочного кольца 4, которое располагается между соединительным переводником и дисками статора. Закрепление системы статоров в корпусах верхних и средних секций осуществляется с помощью конической резьбы с подбором высоты регулировочного кольца, за исключением некоторых турбобуров.

Рис. 20.8. Секционный турбобур ЗТС:

I, II, III — верхняя, средняя и нижняя секции соответственно; 1 — переводник; 2 — контргайка; 3, 10, 14 — корпуса верхней, средней и нижней секций; 4 — регулировочные кольца средней и верхней секции; 5, 11, 15 — валы верхней, средней и нижней секций; 6, 9 — верхний и нижний соединительные переводники; 7, 8 — верхняя и нижняя полумуфты; 12 — осевая опора; 13 — регулировочное кольцо нижней секции; 16 — регулировочное кольцо ниппеля; 17 — ниппель

Шпиндельный турбобур в отличие от секционного имеет осевую опору, вынесенную в отдельный узел. Эти турбобуры предназначены для бурения скважин как обычными шарошечными, так и гидромониторными долотами. Возможность бурения гидромониторными долотами обусловлена снижением утечек в зазоре между валом и ниппелем, так как в шпиндельных турбобурах осевая опора непроточная и размещается в нижней части турбобура.

Шпиндельные турбобуры изготовляют диаметром 240, 195, 185, 172 и 164 мм. Турбобуры диаметром 195 и 172 мм предназначены для бурения скважин алмазными долотами.

В шпиндельных турбобурах ЗТСШ к осевой опоре присоединяют две

или три турбинные секции. Устройство шпинделя показано на рис. 20.9.


Шпиндель включает вал 17, который размещается в корпусе 14. Вал снабжен двумя радиальными опорами 7, 13. Осевая опора 11 представляет собой набор дисков пяты 9 и резинометаллические подпятники 10. Вал шпинделя снабжается уплотнительными кольцами 8, 12.

Втулки служат в качестве регулировочных колец резьбы корпуса. Турбинная секция присоединена к шпинделю с помощью переводника 1 и нижней полумуфты 2. Затяжка деталей в корпусе осуществлена с помощью ниппеля 16, а на валу — гайкой 6, которая закрепляется с помощью колпака 5 и контргайки 4. Для присоединения долота вал снабжен в нижней части переводником 18.

Шпиндельные турбобуры ЗТСШ-71/4" ТА и ЗТСШ-61/2" ТА изготовляют с турбинами точного литья. В шифр таких турбобуров добавляют буквы ТА. Ос-

Рис. 20.9. Шпиндель турбобура:

1, 18 — переводники; 2 — нижняя полу-муфта; 3, 15 — регулировочные кольца; 4 — контргайка; 5 — колпак; 6 — гайка; 7, 13 — радиальные опоры; 8, 12 — уплотнительные кольца; 9 — пята; 10 — подпятник; 11 — осевая опора; 14 — корпус; 16 — ниппель; 17 — вал

Шифр турбобура

Тип турбины

Число

ступеней

турбины

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент при Nmax, Н-м

Частота вращения при Nmax, с 1

Перепад давления при Nmax, МПа

Длина,

м

Масса,

кг

Диа

метр,

мм

ЗТСШ 1-240

30/16,5

315

32

2648

7,4

5,5

23,3

5975

240

ЗТСШ 1-195

26/16,5

330

30

1481

6,6

3,9

25,7

4790

195

ЗТСШ1-

195ТЛ

24/18

318

40

1746

5,9

2,9

25,7

4325

195

ЗТСША-

195ТЛ

21/16,5

327

30

1961

12,1

6,5

25,9

4745

195

ЗТСШ1-172

28/16

336

25

1765

10,4

8,8

25,4

3530

172

Примечание. Nmax — максимальная мощность турбобура; плотность 1000 кг/м3 (техническая вода).

жидкости —

тальные турбобуры типа ЗТСШ могут поставляться с турбинами точного литья или с обычными турбинами, отлитыми в земляные формы.

Для повышения эффективности использования турбобуров за счет большей взаимозаменяемости как деталей, так и сборочных единиц, вплоть до секций, была проведена унификация серийных турбобуров. При этом за основу были приняты шпиндельные турбобуры ЗТСШ (табл. 20.5). Эти турбобуры можно использовать как в односекционном, так и многосекционном исполнении.

ВЫСОКОМОМЕНТНЫЕ ТУРБОБУРЫ С ПРЕДЕЛЬНЫМИ ТУРБИНАМИ

Турбобуры типов А9К5Са, А7Н4С и А6К3С предназначены для бурения глубоких вертикальных и наклонных скважин. Высокие энергетические показатели турбобуров позволяют бурить скважины не только обычными шарошечными, но и гидромониторными и алмазными долотами.

Турбобуры типа А диаметрами 240, 195 и 164 мм выпускаются Кунгур-ским машиностроительным заводом. Высокомоментные турбобуры изготовляют в двухсекционном исполнении. При бурении неглубоких скважин нижнюю секцию используют в качестве самостоятельного турбобура.

Конструкция турбобура показана на рис. 20.10. Особенностью высо-комоментных турбобуров является то, что они снабжены турбинами, состоящими из статоров 23 и роторов 24, перепад давлений на которых при постоянном расходе жидкости уменьшается от режима холостого хода к тормозному режиму. Это объясняется тем, что в высокомоментных турбобурах использованы высокоциркулятивные турбины. Постоянный перепад давления в таких турбинах обеспечивается с помощью перепускного клапана, позволяющего сбрасывать часть жидкости в затрубное пространство, минуя турбобур. В результате достигается стабильный режим работы турбины при переменном расходе жидкости. В нижней секции турбобура устанавливают 110 ступеней турбин, в верхней секции — 128 ступеней турбин типа Э43-50-31/18.

В высокомоментных турбобурах использованы шаровые опоры. Упорно-радиальная пята качения 28 расположена в нижней секции турбобура и выполнена в виде 10-рядного шарикоподшипника бессепараторной конструкции. Для защиты осевой опоры от попадания абразивных частиц турбобур снабжен торцовой парой 27, выполняющей роль сальника.

Рис. 20.10. Турбобур А7Н4С:

I, II — верхняя и нижняя секции соответственно; 1 — переводник корпуса; 2, 17 — контргайка; 3, 18 — колпак; 4 — регулировочное кольцо резьбы; 5, 19 — роторная гайка; 6, 21 — корпус; 7, 22 — средняя шаровая опора; 8, 23 — статор; 9, 24 — ротор; 10, 26 — втулка вала; 11 — регулировочное кольцо турбины; 12 — соединительный переводник; 13 — вал верхней секции; 14, 15 — верхняя и нижняя полумуфты; 16 — переводник корпуса; 20, 25 — втулка корпуса; 27 — торцовый сальник; 28 — упорно-радиальный подшипник; 29 — упорная втулка; 30 — упор; 31 — регулировочное кольцо; 32 — ниппель; 33 — вал; 34 — переводник вала

В верхней части турбобура расположены ступени турбобура, перемежающиеся с промежуточными шаровыми опорами 22, выполненными в виде однорядных шарикоподшипников бессепараторной конструкции. Число шаров в средней опоре взято с расчетом пропуска промывочной жидкости через подшипник.

Положение роторов относительно статоров в нижней секции регулируется с помощью кольца 31, а в верхней секции — с помощью кольца 11. Статоры крепятся в корпусах с помощью переводников с конической резьбой, с соответствующим подбором высоты регулировочных колец 4 и 31.

Корпуса соединены между собой с помощью соединительных переводников 16 и 12, а валы секций — конусно-шлицевых муфт, состоящих из нижней 15 и верхней 14 полумуфт.

Высокомоментные турбобуры типа А7Н снабжают приставкой, в которой размещены перепускной или редукционный клапаны (рис. 20.11). Клапанная приставка состоит из корпуса 6 и переводника 10, снабженных замковыми резьбами для присоединения в разъеме бурильной колонны. В переводнике размещен обратный клапан, состоящий из седла 7, поршня 8 и пружины 9, и гнездо, в котором устанавливается корпус 1 перепускного клапана с помощью хвостовика 5. Перепускной клапан имеет седло 2, к которому прижимается втулка 3, снабженная пружиной 4. Перепускной клапан представляет собой многоступенчатую конструкцию; в каждой ступени срабатывается 0,5 — 0,6 МПа. При увеличении числа клапанов срабатываемое давление пропорционально возрастает. Например, если общий перепад давления должно быть 5,0 — 6,0 МПа, то клапан собирают из 10 секций.

Редукционный клапан устанавливают непосредственно над турбобуром или в любом другом разъеме бурильной колонны. Клапан может быть размещен непосредственно в манифольде бурового насоса.

Клапанную приставку без редукционного клапана можно использовать при бурении турбобурами других типов для облегчения заполнения инструмента промывочной жидкостью и уменьшения зашламования турбобура, а также для ускорения продавливания и выравнивания раствора. В этом случае клапанную приставку устанавливают непосредственно над турбобуром или на удалении нескольких свечей. Перед началом бурения в бурильные трубы сбрасывают хвостовик-заглушку, который, опускаясь в седло клапанной приставки, перекрывает дренажное отверстие.

Турбобуры типа А7Н можно использовать также без перепускного клапана.

ВЫСОКОМОМЕНТНЫЕ ТУРБОБУРЫ С СИСТЕМОЙ ГИДРОТОРМОЖЕНИЯ

Турбобуры типа АГТШ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но их можно применять и при алмазном бурении. Машиностроительные заводы Минхиммаша выпускают турбобуры АГТШ с диаметром корпуса 164, 195 и 240 мм (табл. 20.6).

Турбобуры состоят из трех секций и шпинделя. Две турбинные секции содержат многоступенчатую высокоциркулятивную турбину. В третьей устанавливают ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ состоят из статора и ротора, конструкция лопаток венцов которых обеспечивает безударное обтекание жидкостью на тормозном режиме. При вращении такого ротора возникает крутящий момент, противоположный моменту, развиваемому турбиной турбобура. Значение тормозящего момента пропорционально частоте вращения вала.

В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный шарикоподшипник серии 128000. В качестве уплотнения вала используют круглые резиновые кольца ПРУ.

Многосекционные турбобуры. Существующая технология турбинного бурения в большинстве случаев основана на применении серийных турбобуров АГТШ или ЗТСШ1 в том виде, в каком они поставляются машиностроительными заводами. Энергетические характеристики этих турбобуров, как правило, не удовлетворяют оптимальным параметрам отработки шарошечных долот и гидравлической программе бурения. Особенно это относится к применению новых шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами (ГНУ и ГАУ), а также к использованию одного бурового насоса при бурении скважины.

В целях снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяют многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Серийные турбобуры, собранные из пяти — шести турбинных секций, позволяют эффективно отрабатывать высокопроизводительные долота при пониженных расходах бурового раствора, а также предоставляют технологам значительно более широкие возможности для выбора оптимальных параметров режима бурения.

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

Таблица 20.6

Техническая характеристика высокомоментных турбобуров типа АГТШ

Шифр

турбобу

ра

Тип турбины

Число ступеней

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент при Nmax, Н-м

Частота вращения при Nmax, с 1

Перепад давления при Nmax, МПа

Длина,

м

Масса,

кг

Диа

метр,

мм

турби

ны

ГТ

А9ГТШ

А9К5Са

210

99

45

3060

4,9

5,5

23,3

6165

240

А7ГТШ

А7Н4С

228

114

30

1814

6,0

6,9

24,9

4425

195

А6ГТШ

А6К3С

240

75

20

779

6,9

4,5

24,5

2960

164

Примечание. Плотность жидкости

- 1000 кг/м3.

По всей конструктивной схеме многосекционный турбобур не отличается от серийного. Однако увеличение числа турбинных секций предъявляет более высокие требования к надежности работы шпинделя турбобура. Он должен быть не только более надежным, но и более долговечным, чем применяемые в настоящее время шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД, которыми в скором времени будут оснащаться серийно выпускаемые турбобуры.

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 составляет 2000 — 4000 ч.

Формирование энергетической характеристики многосекционного турбобура может осуществляться несколькими путями: использованием турбин разных типов, их сочетанием со ступенями ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.

В табл. 20.7 приведена техническая характеристика современных многосекционных турбобуров, собираемых из серийно выпускаемых машин 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 породоразрушающими инструментами. Этот путь представляется наиболее простым и надежным, однако требует более квалифицированного подхода к сборке и регулированию турбинных секций. С целью упростить эти операции и сделать секции взаимозаменяемыми разработана конструкция турбобура с независимой подвеской.

Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упорный шарикоподшипник. Корпуса секций соединяют между собой с помощью конической резьбы. Валы, соединенные квадратными полумуфтами, 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 определяется только износом подшипников, установленных в турбинных секциях. Поскольку осевая нагрузка на эти подшипники действует только с одной стороны и практически не имеет динамической составляющей, то этот износ легко прогнозируется. При сборке ротор турбины устанавливают в крайнее верхнее положение относительно статора, что позволяет увеличить время

Таблица 20.7

Техническая характеристика многосекционных турбобуров

Тип сборки турбобура

Число

турбин

ных

секций

Число ступеней

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент при

-Nmax, Н-м

Частота вращения при

Nmax, с

Перепад давления при Nmax, МПа

Длина турбобура, м

Диа

метр

турбо

бура,

мм

турби

ны

ГТ

5А9ГТШ

5

315

210

32

2221

3,4

6,2

42

240

6А7ГТШ

6

348

348

26

1893

4,3

10,4

49

195

6ТСШ1-195ТЛ

6

636

30

1742

4,4

3,4

49

195

5А6Ш

5

630

-

18

1575

8,1

9,8

40

164

Примечание. Плотность жидкости — 1000 кг/м3.

работы упорного подшипника секции. По данным промысловых испытаний, наработка турбинной секции на отказ укладывается в диапазон 120 — 350 ч.

Следует отметить, что упорный подшипник шпинделя работает в тяжелых условиях. Действующая на него реакция забоя скважины переменна по значению и частотам возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному изнашиванию этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может составлять порядка 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 изнашивание опоры не сопровождается расколом отдельных ее элементов (обоймы, шаров).

Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80 — 90 ступеней.

Ниже приведена характеристика трехсекционного турбобура А7ГТШМ (при плотности жидкости 1000 кг/м3):

Число ступеней:

Турбобуры с «плавающим» статором обладают теми же преимуществами, что и турбобуры с независимой подвеской секций. Однако в отличие от первых осевая опора шпинделя имеет повышенную гидравлическую нагрузку.

Каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения в осевом направлении и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз корпуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой и пяту для соответствующего статора, которые не имеют проставочных дистанционных колец.

Такое исполнение ступени турбины позволяет, с одной стороны, до максимума увеличить средний диаметр турбины, а с другой — до минимума сократить осевой люфт в ступени. Тем самым в корпусе стандартной длины удается разместить ступени турбин, число которых в 1,4 раза больше, чем у серийных турбобуров. Недостатком этой конструкции является свободный выход бурового раствора на внутреннюю поверхность корпуса турбинной секции.

Отсутствие взаимосвязи между осевыми зазорами турбины и осевой опоры шпинделя позволяет исключить из практики турбинного бурения торцовый износ лопаточных венцов турбин и повысить межремонтный период работы шпинделей.

Турбобур состоит из трех турбинных секций и шпинделя с двумя вариантами осевой опоры: подшипник ТТТТТТО-172 (538920) и резинометаллическая пята ПУ-172.

Турбобуры с диаметром корпуса 172 мм с плавающими статором прошли промышленные испытания в Главтюменнефтегазгеологии. Средняя наработка турбобура на отказ (по шпинделю) составила 210 ч. Межремонтный период турбинных секций — более 500 ч.

В табл. 20.8 приведена техническая характеристика турбобуров с диаметром корпуса 172 мм — ТПС-172 и 195 мм — ЗТСШ1М1-195.

Турбобур с полым валом, разработанный во ВНИИБТ, предназначен

Тип турбобура

Число ступеней турбины

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент при Nmax, Н-м

Частота вращения при

Nmax, с

Перепад давления при Nmax, МПа

ТПС-172

435

25

2100

7,5

6,57

ЗТСШ1М1-195

435

30

2875

6,85

5,97

Примечание. Плотность жидкости — 1000 кг/м3.

для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами в сложных горно-геологических условиях. Турбобур состоит из турбинных секций и шпинделя. В зависимости от условий эксплуатации возможно использование от трех до шести турбинных секций для обеспечения требуемой характеристики турбобура.

Турбинные секции состоят из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на четырех резинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и валом установлено около 100 ступеней турбины. Концы вала оборудованы конусно-шлицевыми полумуфтами, внутри которых имеются уплотнительные элементы, предотвращающие утечку бурового раствора из полости вала к турбине. При сборке турбинных секций соблюдаются заданные размеры вылета и утопания полумуфт для обеспечения необходимого положения роторов относительно статоров.

Шпиндель турбобура состоит из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на резинометаллических радиальных опорах и упорнорадиальном шариковом подшипнике серии 128000. При необходимости нижний конец корпуса шпинделя можно оборудовать стабилизатором, при этом на нижний конец вала устанавливают удлинитель, который центрируется внутри стабилизатора резинометаллической радиальной опорой.

При сборке турбинных секций предусмотрена возможность установки стабилизаторов между турбинными секциями или между турбинной секцией и шпинделем. Для этого на нижнем переводнике турбинной секции на резьбе закрепляют стабилизатор, а на нижнем конец вала — удлинитель соответствующей длины так, чтобы не изменять ранее отрегулированные присоединительные размеры утопания и вылетов полумуфт.

Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуществлять следующие операции:

поддерживать в насадках долота перепад давлений в 6 — 9 МПа без дополнительного нагружения буровых насосов;

определять пространственное положение ствола скважины в непосредственной близости от долота без подъема бурильной колонны на дневную поверхность;

на основании проведенных измерений корректировать осевую нагрузку на долото для управления процессом набора, сброса или стабилизации угла искривления ствола скважины;

прокачивать через полость валов, минуя турбину, разного рода наполнители;

спускать в аварийных случаях в полость вала приборы для определения места прихвата П0-50 по ТУ 39-020 — 75 и торпеды, например ТШ-35, ТШ-43, ТШ-50 по ТУ 25-04-2726 — 75, ТУ 25-04-2702 — 75 или ТДТТТ-25-1, ТДТТТ-50-2 по ТУ 39/5-137 — 73 и ТУ 39/5-138 — 73;

Шифр турбобура

Число ступеней турбины

Расход жидкости через турбину, л/с

Крутящий момент при Nmax, Н-м

Частота

вращения

при Nmax, с—1

Перепад давления при Nmax, МПа

Диаметр долота, мм

ТПВ 240

552

30

2800

5,7

6,7

311; 295,3;

269,9

А7ПВ

588

22

1600

4,9

4,9

215,9; 212,2

ТПВ/178

552

17

1200

7,6

10

215,9; 212,2

Примечание. Плотность жидкости — 1000 кг/м3.

Таблица 20.10

Техническая характеристика турбобура с редуктором-вставкой

Тип турбинной секции

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент, Н-м

Перепад давления при Nmax, МПа

предельный

при Nmax

ЗТСША-195ТЛ

24

4826

2413

2,7

ЗТСШ1-195

40

4806

2403

3,6

А7ТШ

30

3650

1825

3

Примечание

. Плотность жидкости — 1000 кг/м3.

продавливать буровой раствор и выравнивать его свойства через полый вал с последующим сбросом гидромониторного узла (такая операция позволяет во много раз сократить время для проведения указанных работ).

В табл. 20.9 дана техническая характеристика турбобуров с полым валом.

Турбобур с редуктором-вставкой типа РМ предназначен для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опорами при технологически необходимом расходе бурового раствора и уменьшенном, по сравнению с другими гидравлическими двигателями, перепаде давления.

Маслонаполненный редуктор-вставку применяют в сочетании с турбинными секциями и шпинделем серийно выпускаемых турбобуров. Редуктор-вставку устанавливают между шпинделем и турбинными секциями, он имеет планетарную передачу и систему маслозащиты передачи и опор.

Планетарная передача двухрядная, зубчатая, с косозубым зацеплением Новикова. Система маслозащиты имеет уплотнения торцового типа. Выходной вал с помощью шлицевой муфты соединен с валом шпинделя, а входной вал с помощью полумуфты — с турбинными секциями.

Редуктор-вставка является автономным узлом, который можно заменить непосредственно на буровой. Техническая характеристика турбобура с редуктором-вставкой и турбинами разных типов дана в табл. 20.10 (турбинная секция во всех случаях одна).

При испытаниях турбобуров средняя наработка на отказ маслонаполненного редуктора составила 100—115 ч, а при бурении скважин с высокими забойными температурами (свыше 150 °С) — около 40 ч.

ШПИНДЕЛЬ С ЛАБИРИНТНЫМ ДИСКОВЫМ УПЛОТНЕНИЕМ

В настоящее время нашли промышленное применение и подготовлены для серийного производства шпиндели типа ШФД с лабиринтным

дисковым уплотнением. Они предназначены для использования с турбинными секциями серийных турбобуров при частотах вращения вала до 25 с-1. Эти шпиндели обеспечивают увеличение наработки на отказ и межремонтного периода турбобура в 1,5-2,5 раза по сравнению с шпинделями серийно выпускаемых конструкций. Увеличение наработки на отказ достигается благодаря частичной изоляции картера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердую абразивную фазу. Такая изоляция обеспечивается оборудованием верхней части вала шпинделя расходным лабиринтным уплотнением и установкой между лабиринтным уплотнением и уплотнениями картера осевой опоры дренажной втулки, отверстия которой сообщаются с пространством скважины.

Уплотнители картера осевой опоры, выполненные из эластичного материала, укреплены на валу и контактируют с цементированным металлическим диском, который закреплен в корпусе; при этом число пар уплотнитель — диск равно восьми.

Для соединения с турбинными секциями, расположенными выше, вал шпинделя оборудован в верхней части конусно-шлицевой полумуфтой, которая одновременно служит для сжатия пакета деталей, набранных на валу. Для центрирования вала использованы резинометаллические радиальные опоры: одна из них установлена между полумуфтой и лабиринтным уплотнением, две другие — в нижней части вала. Лабиринтное уплотнение, состоящее из набора парных дисков ротора и статора, рассчитано на работу с перепадом давлений в насадках долота до 7 МПа. В картере осевой опоры между двумя блоками уплотнителей установлен упорно-радиальный шариковый подшипник серии 128000.

По результатам сравнительных испытаний, проведенных в ПО «Куй-бышевнефть», шпиндель ШФД -195 имеет наибольшую наработку на отказ — 183 ч — среди всех негерметизированных конструкций новых шпинделей турбобуров, разработанных ВНИИБТ. Конструктивная характеристика шпинделей приведена ниже:

Шифр шпинделя.......................................................................... ШФД-240    ШФД-195

ГЕРМЕТИЗИРОВАННЫЙ МАСЛОНАПОЛНЕННЫЙ ШПИНДЕЛЬ

В настоящее время также нашли промышленное применение и подготовлены для серийного производства герметизированные маслонаполненные шпиндели типа ШГД. Эти шпиндели предназначены для использования с турбинными секциями серийных турбобуров при частотах вращения вала до 15 с—1. Они обеспечивают увеличение наработки на отказ и межремонтного периода турбобура в 2 — 4 раза по сравнению со шпинделями серийно выпускаемых турбобуров.

Увеличение наработки на отказ в шпинделях ШГД достигается полной герметизацией картера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердую абразивную фазу; при этом картер осевой опоры заполнен смазочным материалом. Надежная герметизация картера осевой опоры обеспечивается тем, что на герметизацию уплотнения не действует перепад давлений, получаемый в насадках долота. Это стало возможным при использовании расходного лабиринтного уплотнения, аналогичного применяемому в шпинделях ШФД. Лабиринтное уплотнение установлено в верхней части вала над герметизирующими элементами. Раствор, прошедший через лабиринтное уплотнение, сбрасывается в затрубное пространство через отверстия в корпусе, расположенные над герметизирующими элементами. Эти элементы, выполненные из эластичного материала, закреплены на валу и контактируют с цементированным металлическим диском, закрепленным в корпусе.

Вал центрируется относительно корпуса тремя резинометаллическими радиальными опорами, одна из которых установлена в верхней части вала, две другие — в нижней. Полумуфта закрепляется на валу малоконусной резьбой с внутренним упорным торцом. Одновременно она своим наружным торцом сжимает пакет деталей, набранных на валу. С турбинными секциями, расположенными выше, полумуфта скрепляется конусношлицевым соединением, имеющим такие же присоединительные размеры, как и полумуфта серийно выпускаемого турбобура. Лабиринтное уплотнение состоит из набора парных дисков ротора и статора. Оно рассчитано на работу с перепадом давлений в насадках долота до 7 МПа. Для предотвращения попадания шлама в лабиринтные диски следует поддерживать перепад давлений в насадках долота не менее 2 МПа.

Герметизирующие уплотнители установлены над картером осевой опоры и под ним и объединены для удобства монтажа и демонтажа в отдельные блоки. По принятой классификации герметизирующие элементы состоят из двух частей: одна из них установлена в среде бурового раствора, другая — в среде смазочного материала. При этом между этими частями образуется буферная зона, которая через регулирующий клапан соединена с картером осевой опоры.

Назначение клапана комплексное:

поддержание заданного начального давления смазочного материала (СМ) в картере осевой опоры как во время заправки, так и в процессе работы, когда происходит увеличение объема СМ вследствие его разогрева;

создание встречного движения СМ буровому раствору в пределах буферной зоны между двумя уплотнителями и продавливание смазочного материала между торцами уплотнителя и антифрикциона;

возможность секционирования герметизирующих элементов с одновременным исключением воздушных пробок между герметизирующими элементами благодаря перетоку СМ через клапан;

равномерное распределение давления по всем образованным буферным зонам;

вывод остатков воздуха при заправке шпинделей СМ.

Клапан установлен в диске, закрепляемом в корпусе.

Наряду с шариковым подшипником типа 128700 по ТУ 37.006.042 — 81 предусмотрено использовать опору скольжения.

В качестве смазки очного материала применяют индустриальное масло нигрол.

Конструкция шпинделя допускает дозаправку или полную замену СМ на буровой, для чего верхняя и нижняя части картера имеют заправочные втулки.

В настоящее время ведутся работы по использованию смазочных материалов, обладающих высокоэффективными тормозящими свойствами. С внедрением таких СМ применение герметизированных шпинделей станет еще более эффективным, так как тормозное устройство станет наиболее компактным из всех известных.

В результате сравнительных испытаний новых шпинделей турбобуров конструкция шпинделя ШГД-195 признана наиболее надежной и долговечной. Его средняя наработка на отказ составила 294 ч.

Ниже приведена конструктивная характеристика шпинделей ШГД:

Шифр шпинделя.......................................................................... ШГД-240    ШГД-195

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБИНЫ

Турбина современного турбобура является многоступенчатой, осевого типа и состоит из системы статоров и системы роторов. Как правило, система статоров связана с корпусом, а система роторов — с валом турбобура.

При постоянном значении расхода бурового раствора через турбину развиваемый ею крутящий момент М определяют по формуле Эйлера

М = Qpr(C1UC2U)z,    (20.1)

где Q — объемный расход жидкости; р — плотность жидкости; r — средний радиус турбины; C1u, C2u — проекции абсолютной скорости потока жидкости, протекающего соответственно через статор и ротор, на направление окружной скорости турбины; z — число ступеней турбины. Эффективный перепад давления на турбине

рэ = pu2z,    (20.2)

где и — окружная скорость турбины на среднем диаметре.

Развиваемый турбиной крутящий момент зависит от режима ее работы, т.е. от частоты вращения ротора турбины. Для большинства современных турбин эта зависимость линейна и определяется уравнением где Мт — тормозной (предельный) крутящий момент; n — частота вращения; пх — частота вращения на холостом режиме (предельная).

Совокупность зависимостей крутящего момента, перепада давления, мощности и коэффициента полезного действия (КПД) от частоты вращения называется энергетической характеристикой турбины. Турбина турбобура обладает сериесной характеристикой. Однако это не означает, что работа турбобура может осуществляться на всех режимах от холостого до тормозного. Известно, что при увеличении осевой нагрузки частота вращения вала турбобура сначала уменьшается, затем турбобур начинает работать неустойчиво, а потом резко останавливается — «срывается».

«Срыв» турбобура объясняется многими факторами, основными из которых являются нелинейный рост момента сопротивления на долоте и в пяте турбобура при увеличении осевой нагрузки и снижении частоты вращения, низкочастотные колебания момента сопротивления вследствие вибрации и неравномерной подачи бурильного инструмента, перемежаемость разбуриваемых горных пород по твердости. Все эти факторы приводят к тому, что устойчивая работа турбобура возможна только с определенным, как правило, не менее чем двукратным запасом крутящего момента, т.е. на режимах, располагающихся правее от режима максимальной мощности.

Эти режимы в большинстве случаев характеризуются также и максимальным значением механической скорости проходки, поэтому условно режим максимальной мощности можно считать рабочим режимом турбобура.

Чем глубже забой скважины, чем больше искривлен ее ствол, чем более моментоемкое долото используется при бурении, тем выше вибрация бурильного инструмента. Кроме того, чем больше перемежаемость горных пород, тем ближе к холостому режиму должен располагаться рекомендуемый рабочий режим турбобура и тем соответственно ниже должна быть холостая частота его вращения.

Для расчета характеристики турбины можно использовать преобразованные формулы, определяющие крутящий момент, и перепад давления на режиме максимальной мощности:

M = 2п Q р г2 nz;

(20.4)


л 2    2    rz

p = 4 п р г —, п

(20.5)


где р — перепад давления на турбине; п — максимальный КПД.

При перерасчете показателей характеристики турбины на другие значения расхода, плотности жидкости и числа ее ступеней следует пользоваться выражениями

п ~ Q; M ~ Q2; p ~ Q2; N ~ Q3; пп ~ Q; пп ~ р; M ~ р; p ~ р; N ~ р; пп ~ р; nn ~ z; M ~ z; p ~ z; N ~ z; nin ~ z,

(20.6)


где N — мощность турбины.

Турбины турбобуров изготовляют из низколегированной стали преимущественно цельнолитыми в земляные формы и составными, когда лопаточный венец выплавляют методом точного литья по моделям. Впускают

Основные показатели стендовых энергетических характеристик серийных и опытных турбин турбобуров

Тип турбины

Диаметр

турбобура,

мм

Расход

раствора,

л/с

Тормозной момент, Н-м

Частота холостого вращения, с — 1

Перепад давления, МПа

Максимальный КПД, %

рабочий

макси

мальный

30/16,5-240

240

40

24,58

17,3

0,0262

0,0262

63,8

А9К5Са

22,02

14,0

0,0252

0,0324

40,4

26/16,5-196

8,07

13,9

0,0113

0,0113

55,3

А7Н4С

12,59

18,5

0,0287

0,0363

40,5

24/18-195ТЛ

4,74

8,2

0,0048

0,0048

47,4

24/18-195ТПК

195

28

5,63

8,1

0,0057

0,0057

42,3

А7П3

16,77

18,3

0,0320

0,0363

38,2

А7П36К

17,69

19,8

0,0259

0,0296

52,8

21/16,5-195АТЛ

16,32

23,2

0,0263

0,0341

70,6

ТД-195АТЛ

16,92

29,2

0,0395

0,0433

65,6

Т195К

9,50

13,8

0,0139

0,0139

50,8

28/16-172

172

24

8,22

20,5

0,0239

0,0239

44,2

А6К3С

164

20

6,22

18,1

0,0191

0,0232

39,8

Примечание. Число ступеней —

1; плотность бурового раствора — 1000 кг/м3 (тех-

ническая вода).

также лопаточные венцы, изготовленные из пластмассы. Стойкость пластмассовых венцов, как правило, намного ниже стойкости стальных.

Характеристики турбин определяют экспериментально при испытаниях на специальном турбинном стенде (табл. 20.11).

ВНЕШНЯЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОБУРА

Эта характеристика представляет собой графическую зависимость момента и мощности от скорости вращения вала турбины с учетом потерь энергии в осевой опоре. В отличие от стендовой внешняя характеристика позволяет оценить энергетические параметры, непосредственно затрачиваемые турбобуром на процесс разрушения горной породы долотом. Внешнюю характеристику можно получить теоретически или на стенде, дополнительно оборудованном специальными устройствами, позволяющими осуществлять процесс бурения в лабораторных условиях.

Нагрузка Р на осевую опору определяется тремя величинами:

P = T + G — R,    (20.7)

где T — гидравлическая сила, возникающая под действием перепада давления на подвижные элементы турбобура; G — вес подвижных деталей турбобура, включая долото; R — реакция забоя, равная по значению осевой нагрузке на долото.

Гидравлическую силу приближенно можно определить по формуле

"D™

T «-^(Apп + Дpт + Дpд),    (20.8)

где Дpп, Дpт, Дpд — перепад давления соответственно в пяте, турбине и долоте; Оср — осредненный диаметральный размер для серийного турбобура.

Величина в скобках представляет собой общий перепад давления в турбобуре и долоте Дpт.д, поэтому можно записать

Значение Артд определяют опытным путем. Эти данные также можно найти в справочной литературе. В современных многосекционных турбобурах осевая гидравлическая сила достигает 120—150 кН.

В результате действия суммарных осевых сил в опоре возникает момент сопротивления, на преодоление которого затрачивается часть энергии турбины турбобура. Момент сил трения в пяте

Мп = P Ц Гп,

(20.10)


где Р — осевая нагрузка на пяту; ц — коэффициент трения в пяте; гп = = R - R^/R - R^) — приведенный радиус трения (RH и Rв — наружный и внутренний радиусы трущихся поверхностей).

Коэффициент трения резинометаллической пяты зависит от большого числа факторов. Наиболее существенное влияние оказывают удельная нагрузка на трущихся поверхностях, скорость скольжения, качество и количество промывочной жидкости, конструктивное исполнение элементов осевой опоры.

Трение в пяте представляет собой значительную величину. По мере увеличения удельной нагрузки до 0,6 — 0,8 МПа коэффициент трения снижается до минимума, затем вновь возрастает. Фактическая удельная нагрузка в момент запуска турбобура составляет 0,8— 1,2 МПа. Коэффициент трения зависит также от скорости скольжения. Значение коэффициента максимально при страгивании пяты. Этим объясняются затруднения при пуске турбобура.

Внешнюю характеристику турбобура строят с учетом потерь энергии в осевой опоре турбобура. Силы трения в радиальных опорах ввиду их незначительности обычно не учитывают:

Мд = М — Мп,

(20.11)


где Мд — крутящий момент, передаваемый на долото; M — вращающий момент турбины; Мп — момент сопротивления в осевой опоре (пяте).

Момент, развиваемый турбиной, в зависимости от скорости вращения вала представляет собой прямую линию:

Мт = ^^max(1    —    n/nmax).

(20.12)


Момент сопротивления в пяте можно выразить следующим образом:

Мп = ± (T + GR^ Гп.

(20.13)


Знак перед скобкой зависит от соотношения величин (T + G) и R. Если (T + G) > R, нагрузка на подпятники действует сверху. В этом случае берется знак « + ». Знак « —» соответствует условию (T + G) < R, когда загружена нижняя поверхность резиновой обкладки подпятника осевой опоры. Равенство (T + G) = R соответствует плавающему режиму работы осевой опоры турбины. При использовании полного выражения (T + G — R) можно в расчетах брать модуль числовых значений, заключенных в скобки.

Рабочий момент турбобура для турбины с известными экстремальными параметрами

Выражение (20.14) можно использовать для построения характеристики турбобура при известной закономерности изменения частоты вращения вала в зависимости от осевой нагрузки на долото. Связь между этими параметрами выражается через моментоемкость долота. Лабораторные и промысловые эксперименты показывают, что момент на долоте можно приближенно выразить формулой

Mд = Mw R,    (20.15)

где Mw — удельный момент.

Тогда

R = Mд/ Mw    (20.16)

Считая, что Mр = MN и вводя выражение (20.16) в уравнение (20.14), связывают осевую нагрузку на долото с частотой вращения вала турбобура. Взаимосвязь обусловлена тем, что момент сопротивления долота, соответствующий заданной осевой нагрузке, вводится в формулу (20.17), которая выражает функциональную зависимость рабочего момента от частоты вращения вала. При таком решении рабочий момент в любой точке характеристики отражает не фактический момент сопротивления долота, а частоту, при которой это сопротивление преодолевается валом турбобура.

В результате преобразований

M р =


(20.17)


р    1    ±^VM уд


M max |1 --^1 + (T + G) Ц Гп


Введя обозначение

получают

(20.19)

Mmax | 1 --Л- I + (T + G) Ц Гп


Мощность турбобура, реализуемую на долоте, определяют из условия

(20.20)

max |    n

max

M 11 --^- I + (T + G) ц Гп

-КТ    и г    -КТ    п n

N = Mo; N =—ш

р    30    т


На рис. 20.12 кривые 1 и 2, построенные по формулам (2.19) и (2.20), представляют собой внешнюю характеристику турбобура. Характеристика турбины Mn и Nn показаны линиями 3 и 4. Характеристика момента турбобура представлена двумя прямыми АС и СВ, пересекающимися в точке С. Линия СВ относится к случаю, когда R < (T + G) — знак « — », линия АС соответствует условию R > (T + G) — знак « + ». Точка С представляет собой случай, когда R = Т + G. Это условие соответствует моменту работы турбобура при разгруженной пяте.

Наклон отрезков АС и СВ зависит от значения ш. Коэффициент ш > 0, когда Mw > ц гп. В этом случае линия СВ наклонена влево от вертикали, так как удельный момент на долоте больше удельного момента трения в пяте и


повышение нагрузки на долото вызывает общее повышение загруженности вала турбобура. Когда удельный момент на долоте меньше удельного момента сопротивления пяты, повышение нагрузки на долото вызывает снижение момента сопротивления вала турбобура (линия С'В). Этому случаю соответствует условие у < 0. При у = да линия С"В вертикальна. Тогда изменение нагрузки до точки С" не влияет на загруженность вала турбобура.

После прохождения точки С нагрузки в пяте суммируются, поэтому при повышении нагрузки на долото в любом случае нагрузка на вал турбобура возрастает. Однако в зависимости от значения у угол наклона линий АС различный.

Точка В соответствует положению, когда турбобур оторван от забоя и на осевую опору действуют только гидравлическая нагрузка и вес роторной части турбобура. Частоту вращения в точке В называют разгонным числом оборотов турбобура. Разгонное число пр при постоянных T и G зависит от коэффициента трения в резинометаллической паре осевой опоры. При повышении коэффициента трения разгонное число смещается влево, т.е. частота вращения вала при пуске снижается.

Площади, заключенные между линиями АСВ и линией 3 (см. рис. 20.12), пропорциональны затратам энергии в осевой опоре турбобура в случае применения резинометаллической пяты. Применение пяты качения существенно снижает непроизводительные затраты энергии в осевой опоре, так как коэффициент трения качения в 5 — 6 раз меньше коэффициента трения скольжения, имеющего место в резинометаллическом подшипнике.

Положение точки С на линии 3 зависит также от коэффициента у. Рост значения у, а следовательно, и удельного момента сопротивления забоя приводит к перемещению точки разгружения пяты по линии момента турбины к тормозному режиму. Высокие удельные моменты на долоте наблюдаются при бурении мягких пород. В твердых породах удельный момент на долото ниже, поэтому точка С смещается в зону высоких скоростей. Это условие менее благоприятно с точки зрения рациональности режима отработки долота. Поэтому для перемещения разгонного числа и соответственно точки С в зону низких скоростей необходимо применять при бурении долота, обладающие относительно высокой удельной моментоем-костью. Смещение возможно также при использовании маховика, устанавливаемого между валом турбобура и долотом. В этом случае разгонное число перемещается в сторону тормозного режима вследствие увеличения нагрузки на осевую опору и, как следствие, повышения момента сопротивления пяты.

Конечная цель расчетов заключается в определении числа ступеней турбины и ступеней ГТ (если это необходимо), обеспечивающих необходимые значения крутящего момента и частоты вращения при заданных расходах и плотности бурового раствора. Разумеется, это число следует округлять для того, чтобы оно соответствовало целому числу турбинных секций.

Расчет характеристики турбобура целесообразно вести для нескольких вариантов использования имеющихся турбин и ступеней ГТ. Затем выбирают вариант, который обеспечивает заданные параметры характеристики при меньшем перепаде давления на турбобуре, или вариант, который дает возможность обходиться меньшим числом турбинных секций.

20.3. ВИНТОВЫЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

ИСТОРИЯ СОЗДАНИЯ ВИНТОВЫХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ

Начиная с 1940-х годов в СССР помимо ротора основным техническим средством для бурения нефтяных и газовых скважин являлся многоступенчатый турбобур.

Благодаря широкому распространению турбинного способа бурения ускоренно разбуривались нефтегазоносные площади Урало-Поволжья и Западной Сибири, были получены высокие темпы роста добычи нефти и газа.

Однако с увеличением средних глубин скважин и по мере совершенствования породоразрушающего инструмента и технологии роторного способа бурения, в отечественной нефтяной промышленности с каждым годом росла тенденция отставания технико-экономических показателей бурения.

Несмотря на определенное совершенствование техники и технологии турбинного бурения, показатели работы долот на протяжении ряда лет улучшались весьма незначительно. Хотя в 1970-е годы началось разбурива-ние месторождений Западной Сибири, отличающихся благоприятными геологическими условиями (мягкие породы, относительно неглубокие скважины), средняя проходка за рейс по эксплуатационному бурению была в 3 — 4 раза меньше аналогичного показателя в нефтяной промышленности США. Так, в 1981 — 1982 гг. средняя проходка за долбление в США составила 350 м, в то время как в СССР этот показатель не превышал 90 м.

Перед специалистами и организаторами бурения в нашей стране встал вопрос о создании погружной техники для низкооборотного бурения, так как, несмотря на определенные успехи роторного бурения глубоких скважин в ряде районов (Северный Кавказ, Западная Украина и др.), технически, экономически и психологически нефтяная промышленность не была готова к развитию роторного бурения. За многие годы государственной поддержки турбинного бурения техника роторного бурения существенно отстала от мирового уровня, не имелось бурильных труб и буровых установок высокого технического уровня.

Таким образом, определился доминирующий способ бурения на базе низкооборотных забойных двигателей.

Решение проблемы создания забойного гидравлического двигателя с характеристиками, отвечающими требованиям новых конструкций долот, было найдено в переходе от динамических машин, какими являются турбобуры, к объемным.

Первым работоспособным, нашедшим промышленное применение, оказался гидродвигатель, представляющий собой обращенный насос Муа-но246, относящийся к планетарно-роторному типу гидромашин.

Работы по созданию опытных образцов винтовых забойных двигателей (В3Д) начались в США и СССР в середине 1960-х годов.

Американские специалисты фирмы «Smith Tool» разработали В3Д (на 3ападе их называют РДМ — positive displacement motors) для наклонно направленного бурения как альтернативу турбобурам, а в нашей стране, родине турбинного бурения, — как техническое средство для привода низкооборотных долот.

Многолетние поисковые научно-исследовательские работы во ВНИИБТ по совершенствованию забойных гидравлических двигателей привели в 1966 г. к появлению предложенного М.Т. Гусманом, С.С. Нико-маровым, Н.Д. Деркачем, Ю.В. 3ахаровым и В.Н. Меньшениным нового типа В3Д, рабочие органы которого впервые в мировой практике выполнены на базе многозаходного винтового героторного механизма, выполняющего функцию планетарного редуктора.

В последующие годы во ВНИИБТ и его Пермском филиале Д.Ф. Бал-денко, Ю.В. Вадецким, М.Т. Гусманом, Ю.В. 3ахаровым, А.М. Кочневым, С.С. Никомаровым и другими исследователями были созданы основы теории рабочего процесса, конструирования и технологии изготовления, разработана технология бурения винтовыми двигателями.

В результате многолетнего опыта бурения с использованием гидравлических забойных двигателей (турбобуров и В3Д) сложился комплекс технических требований к современному забойному двигателю.

1.    Характеристики двигателя должны обеспечивать:

высокий уровень крутящего момента (3 кН-м и более) для долот диаметрами 215—243 мм;

частоту вращения выходного вала в диапазоне 100 — 200 мин — 1 для шарошечных долот и 500 — 800 мин — 1 для алмазных долот;

высокий КПД двигателя для эффективного использования гидравлической мощности насосов;

пропорциональную зависимость между расходом бурового раствора и частотой вращения, а также между крутящим моментом и перепадом давления в целях эффективного управления режимом бурения.

2.    Рабочие элементы и другие узлы двигателя должны быть выполнены в износо- и термостойком исполнении, обеспечивающем использование бурового раствора любой плотности и вязкости, в том числе с содержанием тампонирующих материалов.

3.    Конструктивная компоновка двигателя и проектные запасы прочности его узлов должны обеспечивать:

стойкость двигателя, достаточную для стабильной работы с современными шарошечными и алмазными долотами;

возможность искривления корпуса двигателя при наклонно направленном бурении;

возможность установки на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин.

4.    Диаметральные и осевые размеры двигателя должны обеспечивать: проведение буровых работ долотами разного диаметра, включая малогабаритные;

эффективную проводку наклонно направленных и горизонтальных скважин;

использование стандартного ловильного инструмента.

Анализ конструкций и характеристик забойных гидравлических двигателей различного типа показывает, что ни один из них не отвечает в полной мере всем перечисленным требованиям; в большей степени указанным требованиям соответствуют ВЗД с многозаходными рабочими элементами.

ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ВЗД

Винтовые двигатели относят к объемным роторным гидравлическим машинам.

Согласно общей теории винтовых роторных гидравлических машин элементами рабочих органов (РО) являются:

статор двигателя с полостями, примыкающими по концам к камерам высокого и низкого давления;

ротор-винт, носящий название ведущего, через который крутящий момент передается исполнительному механизму;

замыкатели-винты, носящие название ведомыгх, назначение которых уплотнять двигатель, т.е. препятствовать перетеканию жидкости из камеры высокого давления в камеру низкого давления.

Объемные двигатели характеризуются тремя основными признаками: наличие рабочих камер, которые периодически сообщаются со входом или выходом машины; при этом жидкость наполняет каждую камеру или выталкивается из нее;

изменение давления в рабочей камере от начального до конечного — постепенно вследствие изменения объема камеры или скачкообразно вследствие сообщения камеры с выходом;

несущественная зависимость усилий на рабочих органах двигателя от скорости движения жидкости в камерах.

В одновинтовых гидромашинах используют механизмы, в которых замыкатель образуется лишь двумя деталями, находящимися в постоянном взаимодействии, — статором и ротором.

Упрощенная схема двигателя показана на рис. 20.13.

При циркуляции жидкости через РО в результате действия перепада давления на роторе двигателя вырабатывается крутящий момент, причем винтовые поверхности РО, взаимно замыкаясь, разобщают область высокого давления и область низкого давления. Следовательно, по принципу действия винтовые двигатели аналогичны поршневым, у которых имеется вин-

Рис. 20.13. Упрощенная схема двигателя:

v    1 — корпус; 2 — ротор; 3 — вал; 4 — осевые подшипники; 5

П    радиальный подшипник; 6 — долото

L

тообразный поршень, непрерывно перемещающийся в цилиндре вдоль оси двигателя.

Для создания в РО двигателя полостей, теоретически разобщенных с областями высокого и низкого давлений (шлюзов), необходимо и достаточно выполнение четырех условий (рис. 20.14):

1)    число зубьев z1 наружного элемента (статора) должно быть на единицу больше числа зубьев z2 внутреннего элемента (ротора):

z1 = z2 + 1;    (20.21)

2)    отношение шагов винтовых поверхностей наружного элемента (статора) Т и внутреннего элемента (ротора) t должно быть пропорционально отношению числа зубьев:

T/t = z1/z2;    (20.22)

3)    длина РО L должна быть не менее шага винтовой поверхности наружного элемента:

L > T;    (20.23)

4)    профили зубьев наружного и внутреннего элементов должны быть взаимоогибаемы и находиться в нерпрерывном контакте между собой в любой фазе зацепления.

КИНЕМАТИЧЕСКИЕ ОТНОШЕНИЯ ВИНТОВЫХ ГИДРОМАШИН

Отличительным параметром винтовой гидромашины (ВГМ), во многом определяющим ее выходные характеристики, является число зубьев РО, называемое кинематическим отношением i:

Кратность действия, зависящая от кинематического отношения РО, равна числу заходов z2 внутреннего элемента и определяет рабочий объем ВГМ:

V = z2 S T,    (20.25)

где S — площадь «живого» сечения РО.

Кратность действия является основным параметром ВЗД, что наглядно иллюстрируется теоретическими кривыми (рис. 20.15), полученными во ВНИИБТ в 1972 г. и в дальнейшем повсеместно используемыми при обосновании выбора РО ВЗД.

Отечественные ВЗД имеют многозаходные РО. Зарубежные компании производят двигатели как с однозаходным ротором, так и с многозаходны-ми РО.

ДВИГАТЕЛИ УНИВЕРСАЛЬНОГО ПРИМЕНЕНИЯ

Отечественные двигатели этой модификации охватывают диапазон наружных диаметров от 127 до 240 мм и предназначены для привода долот диаметром 139,7 — 295,3 мм (табл. 20.12).

Отечественные двигатели создавали на основе многолетнего опыта конструирования турбобуров, в них использовали апробированные конструкции опорных узлов шпиндельной секции, резьбовых соединений, элементов соединения валов и др. Второе поколение двигателей начали разрабатывать в 1980-х годах.

Следует отметить, что специфические узлы и детали двигателей (рабочие органы, соединение ротора и выходного вала, переливной клапан) не имеют аналогов, их разрабатывали по результатам проведенных теоретических и экспериментальных исследований.

Выпускаемые в России и за рубежом ВЗД выполняют по единой схеме: они имеют неподвижный статор и планетарно-вращающийся ротор.

На рис. 20.16 показано устройство двигателя модели ДЗ-172 в продольном и поперечном разрезах. Это типичная конструкция двигателя. Двигатель состоит из двух секций: силовой и шпиндельной. Конусные детали секций соединяются между собой замковыми резьбами, а валы — с помощью конусных, конусно-шлицевых или резьбовых соединений. Третий узел двигателя — переливной клапан, как правило, размещается в автономном переводнике непосредственно над двигателем или между трубами бурильной колонны.

Таблица 20.12

Винтовые забойные двигатели для бурения скважин и капитального ремонта

Обозначение двигателя

Диаметр,

мм

Длина,

мм

Шаг статора, мм

Число

шагов

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент, Н-м

Частота вращения, с — 1

Перепад

давления,

МПа

Д1-54

54

1890

222

1,0 — 2,5

70— 110

3,0 — 7,5

4,5 — 5,5

Д1-88

88

3225

390

4,5 — 7,0

800 — 950

2,7 — 5,0

5,8 — 7,0

Д1-127

127

5800

650

2

15 — 20

2200 — 3000

3,3 — 4,3

5,5 — 8,5

Д3-172

172

6880

Д2-195

195

6550

850

5

3

5

2

3100 — 3700

3

1

8

СО

9

1

9

Д1-240

240

7570

880

3

3

О

1

5

о

10 000— 14 000

2

1

2

6,0 — 8,0

Силовая секция включает статор 2, ротор 3, соединение ротора и выходного вала 1, корпусные переводники 4, 5.

Шпиндельная секция состоит из корпуса 6, вала 9 с осевыми 8 и радиальными 7 опорами, наддолотного переводника 10.

ДВИГАТЕЛИ ДЛЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОГО И ГОРИЗОНТАЛЬНОГО БУРЕНИЯ

Эта серия представлена двигателями с наружным диаметром от 60 до 172 мм и предназначена для бурения наклонно направленных (с большой интенсивностью искривления) и горизонтальных скважин.

Обладая рядом конструктивных особенностей и рациональным критерием эффективности M/n, двигатели этой серии, в отличие от турбобуров, эффективно используются в различных технологиях наклонно направленного и горизонтального бурения, в том числе при зарезке и бурении вторых (дополнительных) стволов через окно в эксплуатационной колонне.

При использовании ВЗД в горизонтальном бурении реализуются их преимущества по сравнению с турбобурами, в частности меньшая зависимость от диаметра, а также повышенный удельный момент двигателя. Это позволяет сконструировать силовую секцию длиной 1-2 м с наружным диаметром, существенно меньшим, чем у турбобура для аналогичных целей.

В результате проведенных в 1990-х годах НИОКР ВНИИБТ создана новая серия забойных двигателей типа ДГ диаметром 60-172 мм (табл. 20.13) для проводки новых горизонтальных скважин и бурения дополнительных стволов.

При проектировании двигателей этой серии использовали 25-летний опыт конструирования ВЗД общего назначения и в то же время учитывали требования технологии горизонтального бурения.

Таблица 20.13

Винтовые забойные двигатели для бурения горизонтальных скважин, дополнительных стволов и капитального ремонта

Обозначение

двигателя

Диа

метр,

мм

Длина, мм

Шаг статора, мм

Число

шагов

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент, Н-м

Частота вращения, с-1

Перепад

давления,

МПа

общая

ниж

него

плеча

Д48

48

1850

-

200

0,5- 1,5

60-80

4,1 - 6,7

4,0- 5,0

ДГ60

60

2550

1350

225

3

1-2

70- 100

3,0-6,0

4,5- 5,5

Д95

2855

2

600-900

4,5- 6,0

Д295

-

630

3

6- 10

800- 1200

2,0- 3,3

6,0- 9,0

Д595

95

3580

945

900- 1400

1,3- 2,2

ДГ95

2680

530

630

2

600-900

2,0- 3,3

4,5- 6,0

Д108

2930

800- 1300

3,5- 5,5

Д2108

-

640

3

1200- 1800

1,3- 2,5

5,0- 7,5

Д5108

3690

880

6- 12

1300- 1900

0,8- 1,6

ДГ108

108

2600

620

640

2

800- 1300

1,3- 2,5

3,

5

1

5,

5

I

5000

975

1,5

3-6

2000-2700

0,3-0,65

5,5- 7,5

ДК-108

II

-

640

6- 12

800- 1300

1,3- 2,5

3,5- 5,5

III

3000

625

2

500-800

1,9- 3,8

3,0- 5,0

ДГ155

155

4330

1600

680

3

24-30

3500-4000

2,2- 2,7

6,5- 7,5

Основные особенности двигателей серии ДГ:

уменьшенная длина, достигаемая сокращением как силовой, так и шпиндельной секций, при этом силовая секция, как правило, выполняется двухшаговой, что обеспечивает необходимую мощность и ресурс РО;

уменьшенный наружный диаметр (108 против 120 мм; 155 против 172 мм), что при сохранении оптимальных характеристик ВЗД обеспечивает надежную проходимость двигателя с опорно-центрирующими элементами в стволе скважины и улучшенную гидродинамическую ситуацию в затрубном пространстве;

многообразие механизмов искривления корпуса (жесткий искривленный переводник, регулируемый переводник, корпусные шарниры с одной или двумя степенями свободы), что позволяет использовать различные технологии проводки скважин;

возможность размещения на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов;

усовершенствованное соединение ротора и вала шпинделя, гарантирующее надежную работу с большим углами перекоса.

ЭЛЕМЕНТЫ КОНСТРУКЦИЙ ДВИГАТЕЛЕЙ И ИХ КОМПОНОВОК

Рабочие элементы. Несмотря на многообразие типоразмеров винтовых двигателей, их рабочие органы имеют общие особенности: РО выполняют по одной кинематической схеме — неподвижный статор и находящийся внутри него планетарно-движущийся ротор.

Направление винтовой поверхности РО — левое, что обеспечивает заворачивание реактивным моментом корпусных резьб ВЗД и резьб бурильных труб.

В зависимости о заданных характеристик двигателя РО выполняют одно- и многозаходным роторами.

Роторы изготовляют из коррозионно-стойкой или легированной стали с износостойким покрытием, а обкладку статора — из эластомера (преимущественно резины), обладающего сопротивляемостью абразивному изнашиванию и работоспособностью в среде бурового раствора.

В отечественных двигателях первого поколения (Д1-172, Д2-172, Д2-172М), выпускаемых в 1970-х годах, РО имели незначительную длину, не превышающую 1 — 1,5 шага винтовой поверхности статора.

В двигателях второго поколения, выпускаемых с начала 1980-х годов, длина РО составляет 2 — 3 шага статора.

Наиболее перспективна монолитная конструкция РО, обеспечивающая простоту и малодетальность машин.

Рабочие органы ВЗД комплектуются с натягом, который зависит от диаметральных и осевых размеров РО, свойств промывочной жидкости и материала обкладки статора. Натяг существенно влияет на характеристики и долговечность двигателя.

Шпиндель. Все отечественные винтовые двигатели, начиная с первых образцов, выпускают в шпиндельном исполнении.

Под термином «шпиндель» подразумевают автономный узел двигателя с выходным валом с осевыми и радиальными подшипниками.

При необходимости в большинстве случаев шпиндель можно отсоединить без демонтажа силовой секции и на буровой.

Шпиндели отечественных ВЗД выполняют немаслонаполненными. Все узлы трения смазываются и охлаждаются буровым раствором. Отказ от использования маслонаполненных и герметизированных шпинделей объясняется как традиционным подходом конструирования забойных двигателей, так и практической целесообразностью иметь гидромашину, обладающую примерно равным ресурсом отдельных узлов.

Шпиндель — один из главных узлов двигателя. Он передает осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент, воспринимает реакцию забоя и гидравлическую осевую нагрузку, действующую в РО, а также радиальные нагрузки от долот и шарнирного соединения (гибкого вала).

В ряде случаев при использовании породоразрушающих инструментов с насадками (гидромониторное бурение) шпиндель должен выполнять функции уплотнения выходного вала, позволяя создавать необходимый перепад давления в насадках долота.

Наиболее распространенная конструкция шпинделя включает монолитный полый вал, соединенный посредством наддолотного переводника в нижней части с долотом, а с помощью муфты в верхней части — с шарниром.

Для восприятия осевых нагрузок устанавливают многорядные радиально-упорные и упорные подшипники. Они сохраняют работоспособность при выработке зазора (люфта) до 5 — 7 мм.

В отечественных двигателях используют радиально-упорные подшипники качения:

с коническими дорожками качения (серия 128700) — в двигателях с наружными диаметрами 105, 108, 195 и 240 мм;

с тороидными дорожками качения (серия 296000) — в двигателях с наружными диаметрами 85, 88 и 127 мм;

с тороидными дорожками качения и резиновым компенсатором типа ТТТТТТО (серия 538900) — в двигателях некоторых модификаций с диаметром 172 мм;

с комбинированными дорожками качения — в двигателях Д-48, Д1-54, ДГ-95, ДГ-108. Для увеличения нагрузочной способности при одновременном упрощении конструкции тороидные дорожки для шаров этих опор расположены непосредственно на валу.

Детали подшипников качения выполняют из специальной подшипниковой стали 55СМА или 55СМА5ФА (ТУ 14-1-3189 — 81) с пределом текучести стт = 1100 МПа и ударной вязкостью а = 800 кДж/м2. Твердость колец, контактирующих с шарами, составляет 45 — 47 HRC, а самих шаров — 58 — 62 HRC.

В некоторых моделях ВЗД применяют непроточные многорядные подшипники скольжения (подпятник — диск). Выбор типа осевых подшипников зависит от условий эксплуатации ВЗД.

Многолетние стендовые и промысловые испытания подтвердили преимущества упорных подшипников скольжения при эксплуатации двигателей в абразивной среде и при высоких нагрузках. Недостаток подшипников скольжения — повышенные механические потери, особенно при невысоких частотах вращения.

В подпятниках используют резину марки ИРП-1226, а рабочие поверхности контактирующих с ними дисков выполняют из цементируемой стали, закаленной до твердости 45 — 48 HRC.

Радиальные подшипники шпинделя в большинстве случаев представлены парой трения скольжения резина — металл. Неподвижный элемент выполняют в виде резинометаллической детали, эластичная рабочая поверхность которой имеет профильные канавки. Ответная деталь — металлическая, ее рабочая поверхность подвержена упрочнению.

В двигателях для наклонно направленного и горизонтального бурения радиальные подшипники выполняют в виде пары трения металл — металл. Однако ввиду повышенных радиальных нагрузок, присущих ВЗД этого класса (вследствие действия на долото отклоняющей силы), этот узел является одним из самых недолговечных, определяющих межремонтный период двигателя в целом.

Соединение ротора и вала шпинделя — один из основных узлов двигателя, определяющий долговечность и надежность гидромашины в целом.

Механизм, соединяющий планетарно-движущийся ротор с концен-трично вращающимся валом, работает в тяжелых условиях. Помимо передачи крутящего момента и осевой силы этот узел должен воспринимать сложную систему сил в РО, характеризующуюся непостоянной ориентацией ротора.

В отличие от известных в технике соединений, передающих вращение между двумя несоосными концентрическими вращающимися валами, рассматриваемое соединение в ВЗД является связующим звеном с ротором, совершающим планетарное движение, причем за один оборот выходного вала ротор поворачивается вокруг своей оси, совершая соответственное число циклов переменных напряжений. Эти обстоятельства предопределяют повышенные требования к циклической прочности соединения, особенно при использовании многозаходных ВЗД.

Своеобразные условия работы соединения и невозможность переноса из других отраслей техники готового технического решения предопределили многообразие компоновок этого узла. Принципиально можно использовать четыре типа соединений на базе:

1)    деформации одного или нескольких элементов конструкции;

2)    обеспечения свободы перемещения ротора благодаря введению элементов с относительно большим зазором;

3)    шарнирных соединений;

4)    гибкого вала (торсиона).

Первый и второй тип соединения ввиду существенных удельных нагрузок в ВЗД не нашли применения.

Шарнирные соединения ВЗД прошли эволюцию от пальцевых шарниров (аналогичных автомобильным) до специальных конструкций, наиболее приспособленных для передачи динамических осевой нагрузки и крутящего момента.

В первом поколении отечественных ВЗД применяли двухшарнирные соединения зубчатого типа с центральным шаром. Их использовали для передачи крутящих моментов до 7000 кН-м при частоте вращения до 200 мин — 1. Эксцентриситет соединения доходил до 5 мм.

Шарнирные соединения ВЗД работают, как правило, в среде абразивных жидкостей, поэтому надежная герметизация шарниров является одним из основных направлений повышения их работоспособности. Проблема герметизации осложняется тем, что полости, которые требуется изолировать, вращаются вокруг смещенных осей в условиях вибрации и значи-

тельного гидростатического давления. Герметизирующие элементы должны быть гибкими и прочными при циклической нагрузке, а устройство для герметизации в целом простым и надежным.

Сначала в шарнирах использовали простейшие резиновые уплотнения, в дальнейшем стали применять уплотнения сильфонного и манжетного типов (рис. 20.17).

Гибкие валы. Существенный шаг, оказавший влияние на подходы к конструированию ВЗД в целом, был сделан в середине 1970-х годов, когда ВНИИБТ выполнил комплекс научно-исследовательских работ и впервые в практике проектирования ВЗД предложил конструкцию гибкого вала, защищенную патентами СССР и других стран.

К началу 1990-х годов в большинстве типоразмеров ВЗД, выпускаемых в России, для соединения ротора и выходного вала стали применяться гибкие валы. В двигателях с наружным диаметром 88 мм и более гибкий вал размещают в расточке ротора, а в малогабаритных двигателях — ниже ротора.

В большинстве случаев гибкий вал ВЗД представляет собой металлический стержень круглого сечения с утолщенными концами, на которых выполнены присоединительные элементы: гладкий конус или коническая резьба. Иногда гибкий вал изготовляют полым — со сквозным цилиндрическим каналом для подвода рабочей жидкости высокого давления непосредственно к долоту. Для повышения циклической прочности в месте перехода от заделки к рабочей части вала имеется конус с углом 5— 15° или галтель с отношением радиуса галтели к диаметру вала в пределах 0,1—0,2 (рис. 20.18).

Преимущества использования гибких валов заключаются в простоте конструкции и высокой технологичности, большом сроке службы, соизмеримым с ресурсом корпусных деталей двигателя, а также в возможности реализации различных компоновок двигателей.

Опыт эксплуатации двигателей в наклонно направленном и горизонтальном бурении выявил недостаточную стойкость гибких валов при углах перекоса секций более 1°30'. В связи с этим в последних конструкциях двигатели типа ДГ стали оснащать шарнирно-торсионными соединениями.

ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЗД

Характеристики необходимы для выбора оптимальных параметров режима бурения и поддержания их в процессе долбления, а также для определения путей дальнейшего совершенствования конструкций ВЗД и технологии бурения с их использованием.

В последнее время внимание к характеристикам ВЗД все более повышается. Это связано с внедрением регулируемых приводов буровых насосов, для эффективного использования которых знание характеристик гидромашины становится непременным условием; распространением новых технологий (наклонно направленное и горизонтальное бурение, бурение с использованием непрерывных труб), особенно чувствительных к изменению режимов работы ВЗД.

В общем случае различают статические и динамические характеристики ВЗД.

Статические характеристики отражают зависимости между переменными гидродвигателя в установившихся режимах. Эти характеристики можно условно классифицировать как стендовые и нагрузочные. Стендовые характеристики (как функции от крутящего момента) определяют в лаборатории (рис. 20.19).

Динамические характеристики определяют соответствующие зависимости в неустановившихся режимах и обусловливаются инерционностью происходящих процессов. К динамическим относят и пусковые характеристики гидродвигателя.

Расход жидкости Q является одним из параметров режима бурения. Чаще всего возможный диапазон изменения Q определяется технологией бурения скважины, и его задают конструктору ВЗД вместе с другими исходными данными.

Стендовые испытания ВЗД разных типоразмеров показывают, что с увеличением расхода повышаются как тормозной момент и перепад давления, так и мощность, крутящий момент, частота вращения и перепад давления в экстремальном режиме. КПД гидродвигателя при увеличении Q в допустимом диапазоне изменяется незначительно.

Нижний предел расхода жидкости ограничивается нагрузочной способностью или устойчивостью работы двигателя. Верхний предел допустимого расхода жидкости определяют три фактора:

высокие инерционные нагрузки при увеличении частоты вращения;

КПД двигателя п: при заданном натяге после достижения определенного значения расхода жидкости происходит снижение объемного п. Это объясняется тем, что с увеличением частоты вращения и перепада давления по линии контакта образуется односторонний зазор, приводящий к разгерметизации РО и росту утечек. Кроме того, с увеличением расхода растут и гидравлические потери в двигателе;

износ РО вследствие повышенных контактных напряжений и скоростей скольжения в рабочей паре, а также скорости жидкости в каналах РО.

Если ограничения по расходу не удовлетворяют требованиям гидравлической программы бурения, используют способ разделения потока жидкости через полый ротор двигателя с помощью регулятора расхода.

20.4. ТУРБОВИНТОВЫЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

В последние годы отечественный парк забойных гидравлических двигателей пополнился новым представителем — турбовинтовым двигателем (ТВД).

Впервые схема турбовинтового агрегата была предложена в 1970 г. авторским коллективом ВНИИБТ в составе М.Т. Гусмана, Д.Ф. Балденко, А.М. Кочнева и С.С. Никомарова.

ТВД органично сочетают высокую стойкость, свойственную турбобурам, и оптимальную энергетическую характеристику (высокий уровень отношения M/n при незначительном падении частоты вращения при нагрузке двигателя), характерную для ВЗД.

Турбовинтовой двигатель можно отнести к редукторным турбобурам, в котором винтовая пара выполняет функции не только редуктора, но и стабилизирующего элемента при перегрузках долота.

Несмотря на большую металлоемкость и сложность конструкции, эти двигатели в ряде случаев успешно конкурируют с ВЗД, прежде всего вследствие их существенно большего ресурса, что особенно привлекательно при использовании современных высокопроизводительных долот.

Двигательные секции ТВД конструктивно выполняют в двух вариантах: с винтовой парой, монтируемой над турбинной секцией или между

турбинной и шпиндельной секциями. В первом варианте упрощается конструкция двигателя — проектируют лишь один узел соединения планетарного ротора. Второй вариант менее предпочтителен, так как требует двух узлов соединения ротора.

20.5. ЭЛЕКТРОБУРЫ

Наряду с гидравлическими в бурении используют и электрические машины — электробуры.

Электробур — это электрическая забойная машина, своеобразный электродвигатель, смонтированный в трубном корпусе малого диаметра и предназначенный для привода долота на забое скважины.

Современный электробур представляет собой, как правило, асинхронный маслонаполненный двигатель с короткозамкнутым ротором.

Конструкция промышленного электробура была разработана в СССР в 1937—1940 гг. группой инженеров (А.П. Островский, Н.В. Александров, Ф.Н. Фоменко, А.Л. Ильский, Н.Г. Григорян и др.). Последующие опытноконструкторские работы позволили значительно модернизировать электробур по сравнению с первыми образцами: была создана безредукторная машина, мощность на валу электробура была увеличена в 2 — 3 раза (от 70 до 120 — 230 кВт) и наряду с этим уменьшен наружный диаметр. Серийное производство электробуров в СССР было налажено с 1956 г.

В настоящее время в ряде районов страны этим способом ежегодно бурят 200 — 250 тыс. м пород. Хотя указанный объем многократно уступает объему турбинного бурения в нашей стране, принципиальная схема подачи электрической энергии к забою скважины и использование погружного электрического двигателя для привода долота имеют неоспоримые преимущества. Однако конструктивные трудности, невысокие эксплуатационно-технические показатели и большая стоимость машины на данном этапе пока сдерживают применение этого вида техники в бурении.

Размерный ряд электробуров предусматривает их выпуск с наружными диаметрами корпуса 164, 170, 185, 215, 240, 250 и 290 мм. Более распространен электробур диаметром 170 мм. В обозначении электробура первое число — его наружный диаметр, второе — число полюсов обмотки статора (например, Э215-10). Могут добавляться буквы «М», обозначающая модернизированную модель, и «Р» — для редукторных электробуров. Обозначение электродвигателя содержит сведения о наружном диаметре корпуса, общей длине магнитопровода с длиной немагнитопроводных пакетов и о числе полюсов. Например, маркировка МАП1-17-658/6 расшифровывается следующим образом: МАП — мотор асинхронный погружной; 1 — для электробура; 17 — наружный диаметр корпуса в см; 658 — общая длина магнитопровода и немагнитных пакетов статора в см; 6 — число полюсов.

Выпускаемый промышленностью электробур включает трехфазный асинхронный маслонаполненный двигатель А и маслонаполненный шпиндель Б на подшипниках качения (рис. 20.20).

В трубном корпусе электробура размещены пакеты магнитопроводной стали статора 6; они разделены пакетами немагнитопроводной стали в местах расположения радиальных шариковых опор ротора. Пакеты ротора 7 с алюминиевой обмоткой насажены на полом валу 5 двигателя. Ротор расположен в статоре с зазором 0,5 —0,6 мм на сторону. Полость двигателя за-

полнена сухим изоляционным маслом. От внешней среды полость двигателя изолирована верхним 4 и нижним 8 сальниками. В сальники подается машинное масло. Для компенсации утечек масла через сальники и поддержания некоторого избыточного давления внутри двигателя, препятствующего попаданию промывочной жидкости внутрь, в верхней части электробура в лубрикаторной головке размещены лубрикаторы сальника 2 и двигателя 3. Внутри верхнего переводника проходит кабельный ввод от контактного стержня 1 до обмотки статора. Для восприятия веса вала в нижней его части над нижним сальником установлен упорный шариковый подшипник.

Снизу к двигателю присоединен шпиндель. В шпинделе находится многорядная осевая опора на шариковых подшипниках 10. Полый вал центрируется в корпусе с помощью роликовых и шариковых подшипников. Вал шпинделя соединен с валом двигателя посредством соединительной зубчатой муфты 9; в месте соединения валов находится шарнирное уплотнение для изоляции внутреннего пространства от промывочной жидкости, поступающей к забою по внутреннему каналу в валу двигателя и шпинделя. Осевые нагрузки на породоразрушающий инструмент полностью воспринимаются осевой опорой шпинделя и на вал двигателя не передаются. В нижней части шпинделя помещено сальниковое уплотнение 12. Шпиндель заполнен густым машинным маслом и оснащен лубрикатором 11, который создает избыточное давление за счет усилия сжатой пружины, давящей на поршень. Под поршнем находится резерв масла, восполняющий его потери из шпинделя.

На рис. 20.21 приведена типичная конструкция электробура.

Асинхронные двигатели для электробуров имеют жесткую характеристику, т.е. диапазон изменения их частоты вращения довольно ограничен. Ее изменение зависит от скольжения ротора отно-I I I    сительно    поля статора:

п = лп(1 - S),

где п — частота вращения ротора двигателя; пп = 60 f/p — частота вращения магнитного поля статора (f — частота тока; p = 6, 8, 10 — число пар полюсов); S — скольжение (при нормальной нагрузке скольжение S = 8* *12 %).

Вращающий момент (Н-м) асинхронного двигателя электробура может быть подсчитан по формуле

Рис. 20.21. Конструкция электробура:

1 — контактный стержень; 2 — переводник; 3 — резиновая диафрагма компенсатора двигателя; 4, 30 — поршень компенсатора двигателя и шпинделя соответственно; 5, 31 — пружина; 6 — цилиндр компенсатора; 7 — соединительный корпус двигателя; 8, 19 — верхний и нижний сальники двигателя; 9 — верхний клапан двигателя; 10, 17 — верхняя и нижняя части обмотки статора; 11 — вал двигателя; 12 — пакет магнитопроводной стали статора; 13 — корпус статора; 14 — промежуточный пакет статора из немагнитного материала; 15, 18 — промежуточный и нижний подшипники двигателя; 16 — секция ротора двигателя; 20 — клапан; 21 — нижний соединительный корпус; 22 — корпус шпинделя; 23 — втулка; 24 — зубчатая муфта; 25 — клапан; 26, 32 — верхний и нижний радиальные подшипники; 27 — упорный подшипник; 28, 29 — наружная и внутренняя обоймы распределителя осевой нагрузки; 33 — пробка; 34 — сальник шпинделя; 35 — вал шпинделя; 36 — переводник на долото

2nf [(R1 + c1R2 /S) + (x1 + c1x2) ]

где m1 — число фаз обмотки статора; U1 — напряжение на зажимах двигателя, В; R2 — приведенное омическое сопротивление ротора, Ом; R1 — омическое сопротивление фазы обмотки статора, Ом; х1 — индуктивное сопротивление обмотки статора, Ом; х 2 — приведенное индуктивное сопротивление ротора, Ом; с1 — коэффициент, зависящий от напряжения на клеммах двигателя.

Как следует из формулы, вращающий момент двигателя прямо пропорционален квадрату напряжения на его входе. Снижение напряжения приводит к заметному падению вращающего момента. В связи с этим необходимо учитывать потери напряжения в токоподводе от поверхности к двигателю, а падение напряжения при кратковременных перегрузках двигателя рекомендуется компенсировать некоторым повышением напряжения на входе двигателя на 5—10 % номинального значения. Номинальное напряжение на клеммах электробуров составляет 1000 — 1200 В в зависимости от типа двигателя.

Характер зависимости вращающего момента двигателя МАП1Д-25-617/10 от частоты вращения вала двигателя приведен на рис. 20.22. На графике вращающего момента правая ветвь от точки максимума является областью устойчивой работы (рабочая область), левая — областью неустойчивой работы. При пуске двигателя заметно снижается вращающий момент (зона провала) в процессе выхода на режим. В зоне провала вращающий момент может снизиться до 60 % номинального. Но так как двигатель пускают с малой нагрузкой, а маховой момент вращающихся деталей и инструмента мал, то даже при уменьшенном моменте двигатель быстро увеличивает частоту вращения вала.

КПД двигателя при номинальной нагрузке составляет 66 — 68 %. Поскольку механические потери в шпинделе на опорах качения сравнительно невелики, характеристику электробура можно принимать по характеристике двигателя.

К забойному двигателю электроэнергия подводится по секционированному кабелю, помещенному внутри бурильной колонны. Токоподвод может осуществляться по трех- или двухжильному кабелю. В последнем случае в качестве третьего провода используют бурильную колонну. Эта система питания носит название «два провода — земля» (сокращенно ДПЗ).


Система ДПЗ позволяет увеличить площадь сечения проходного канала в бурильной колонне и таким образом способствует снижению потерь напора при циркуляции промывочной жидкости по бурильной колонне.

Каждую кабельную секцию разме-

Рис. 20.22. Характеристика двигателя МАП1Д-25-617/10

щают в отдельной бурильной трубе, и ее концы закрепляют в трубе на опорах с втулками, обеспечивающими некоторое свободное проворачивание кабеля при соединении труб. Секции соединяются в единую цепочку с помощью контактных элементов — контактного стержня на верхнем конце и контактной муфты на нижнем. Контактный стержень защищен от механических повреждений защитным стаканом. Соединение контактных элементов происходит автоматически при свинчивании бурильных труб, при этом контактный стержень входит в муфту с натягом, обеспечивающим герметичность соединения от проникновения бурового раствора.

Для монтирования секций электрокабеля используют специальные бурильные трубы типа ЭБШ с гладкопроходным сечением. Их выпускают диаметрами 140 и 114 мм с высаженными наружу концами. Трубы изготовляют из стали групп прочности Д и Е.

Кабельный подвод электробура — одно из наиболее слабых звеньев системы. Вследствие загрязнения и недостаточной герметичности соединений секций омическое сопротивление изоляции снижается. Если при спуске инструмента наблюдается резкое падение сопротивления (начальное сопротивление собственно электробура 50 МОм), то спуск инструмента прекращают и выбраковывают трубы с низким сопротивлением в изоляции кабеля. В процессе работы в соединениях с недостаточной герметичностью происходят пробои. Пробои и разрывы электрической цепи могут происходить также вследствие поломки медных контактов в муфте и излома кабеля в местах его сращивания с контактными соединениями.

Для бурения с электробуром буровую установку оснащают дополнительным электрооборудованием: распределительным устройством высокого напряжения, трансформатором, станцией управления электробуром. На пульте бурильщика устанавливают дополнительные электрические контрольные приборы (вольтметр, амперметр) для контроля нагрузки электробура, кнопки управления контактной системой, подающей напряжение на электробур, органы управления режимом работы автоматического регулятора. Автоматический регулятор управляет подачей инструмента в зависимости от загрузки двигателя и буримости горных пород.

Обладая всеми достоинствами, присущими забойным двигателям (облегчение условий работы бурильной колонны, существенное снижение износа бурильных труб в скважине, исключение затрат мощности на их холостое вращение и т.п.), электробур имеет преимущества по сравнению с гидравлическими забойными машинами:

режим работы электробура не зависит от расхода промывочной жидкости, который в данном случае можно выбирать только по условию полной и своевременной очистки забоя от шлама;

режим работы электробура практически не зависит от свойств циркулирующего бурового раствора, что позволяет применять его при использовании утяжеленных растворов, газообразных агентов и при продувке;

токоподвод с поверхности к электробуру является каналом связи, позволяющим использовать забойные системы контроля режима работы породоразрушающего инструмента и непрерывно следить за направлением ствола скважины;

при работе с электробуром открывается возможность автоматизировать процесс бурения по данным забойных датчиков для оптимального использования мощности двигателя;

поскольку электробур представляет собой маслонаполненный двига-

Тип электробура

Длина,

м

Номи

наль

ная

мощ

ность,

кВт

Номи

нальное

напря

жение,

В

Сила тока, А

Частота

враще

ния

вала,

мин-1

Вращающий момент, Н-м

КПД,

%

cos ф

Масса,

т

рабочего хода

холо

стого

хода

при

номи

нальном

напря

жении

номи

наль

ный

макси-

маль

ный

Э290-12

14,02

240

1750

165

121

455

510

1100

72,0

0,67

5,1

Э250-8

13,0

230

1650

160

107

675

332

750

72,0

0,7

3,6

Э240-8

13,4

210

1700

144

107

690

297

760

75,0

0,66

3,5

Э215-8М

13,93

175

1550

131

95,5

680

250

550

72,0

0,69

2,9

Э185-8

12,5

125

1250

130

93

676

180

360

67,5

0,66

2,05

Э170-8М

12,145

75

1300

83,6

78,6

695

110

240

63,5

0,63

1,8

Э164-8М

12,305

75

1300

87,5

80,0

685

110

240

61,0

0,625

1,65

Таблица 20.15

Технические данные электробуров с редукторами-вставками

Тип электробура

Длина, м

Номи

нальная

мощ

ность,

кВт

Номинальное напряжение, В

Сила номинального рабочего тока, А

Частота вращения вала, мин-1

Вращающий момент, Н-м

Масса,

т

Переда

точное

число

редук

тора-

вставки

номи

нальный

макси

мальный

Э290-12Р

15,92

240

1750

165

145

1600

2600

5,7

3,15

Э240-8Р

14,78

145

1400

112

230

615

1200

3,9

Э215-8МР

15,545

110

1350

102

230

465

1050

3,2

3,0

Э215-8Р

14,445

150

1250

144

220

666

1020

3,0

Э185-8Р

14,4

70

1100

90

240

300

700

2,3

2,92

Э170-8Р

12,925

930

63

1,8

Э170-8МР

13,93

45

1000

59

220

200

400

2,00

3,13

Э164-8Р

13,186

930

65

1,8

Э164-8МР

14,09

1000

61,5

1,9

тель, все детали которого работают в среде, изолированной от бурового раствора, он меньше подвержен абразивному изнашиванию и его рабочая характеристика остается практически неизменной в течение всего срока работы.

К недостаткам электробура относятся: высокая стоимость забойного двигателя, опасность потери дорогостоящей машины в результате прихвата в скважине, ограниченный срок межремонтной работы вследствие недостаточной износостойкости уплотнительных сальников электробура и недостаточной надежности системы токоподвода.

Перспективы развития буровых работ с применением электробуров связаны с существенным повышением ресурса до 200 ч и более.

В табл. 20.14 и 20.15 приведены характеристики электробуров.

21 устьевое оборудование глава бурящихся скважин  »
Библиотека »