Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ путей повышения эффективности и эксплуатационных качеств турбобуров 9
1.1. Обзор основных этапов развития турбинного бурения 9
1.2. Анализ способов реализации режимов бурения 23
1.3. Анализ эксплуатационных качеств турбобуров 41
1.4. Обоснование технико-технологических требований к турбобурам 52
Выводы по разделу 1 67
2. Исследование энергетических характеристик и режимов работы турбобуров 69
2.1. Исследование способов формирования энергетических характеристик турбобуров 70
2.2. Исследование устойчивости и динамики работы турбобуров 88
2.3. Исследование оптимальных параметров режима турбинного бурения 101
2.4. Исследование оптимального режима бурения методом нечетких множеств 115
2.5. Разработка методических основ проектирования и выбора рациональных характеристик турбобуров 125
Выводы по разделу 2 137
3. Разработка методики и технических средств модернизации турбобуров 139
3.1. Разработка методических основ целевой модернизации турбобуров 139
3.2. Разработка высокомоментной турбины 147
3.3. Разработка стабилизированного шпинделя 162
3.4. Разработка опор шпинделей гидравлических забойных двигателей 171
Выводы по разделу 3 179
4. Целевая модернизация технологии турбинного бурения шарошечными долотами 181
4.1. Анализ особенностей технологии турбинного бурения шарошечными долотами 181
4.2. Оптимизация режимов турбинного бурения 189
4.3. Исследование и выбор рациональной характеристики турбобура 197
4.4. Проведение промысловых испытаний и внедрение 205
Выводы по разделу 4 217
5. Целевая модернизация технологии турбинного бурения алмазными долотами 219
5.1. Анализ особенностей технологии турбинного бурения алмазными долотами 219
5.2. Исследование режимов турбоалмазного бурения и параметров характеристики турбобура 229
5.3. Проведение промысловых испытаний и внедрение 241
Выводы по разделу 5 253
Обоснование экономического эффекта 255
Основные выводы 263
Список использованных источников 265
Приложения 274
- Обзор основных этапов развития турбинного бурения
- Исследование способов формирования энергетических характеристик турбобуров
- Разработка методических основ целевой модернизации турбобуров
- Анализ особенностей технологии турбинного бурения шарошечными долотами
Введение к работе
Актуальность проблемы. За 80 лет интенсивного развития и масштабного применения турбобуров в нашей стране было построено огромное количество скважин в Урало-Поволжье, Западной Сибири и других регионах, пробурена самая глубокая скважина в мире - Кольская СГ-3, а Российская Федерация стала одной из крупнейших нефтегазовых держав. В течение многих десятилетий применение турбинного способа составляло около 80 процентов от общего объема проходки. Известные преимущества турбинного бурения заключались в значительном росте скорости бурения по сравнению с другими способами, а также в существенной экономии затрат на дорогостоящие высокопрочные бурильные и утяжеленные трубы.
На сегодняшний день Россия, как и ранее Советский Союз, является единственной страной в мире, продолжающей столь широко использовать турбобуры. Однако, конструкции серийных турбобуров, которыми выполняется весь объем турбинного бурения, были разработаны около 40 лет назад и с тех пор практически не обновлялись. Между тем за последние годы произошли существенные изменения как технических, так и экономических условий, в которых работают буровые предприятия, использующие турбобуры. Появились новые более эффективные типы породоразрушающих инструментов: трехшарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорами и безопорные долота с алмазно-твердосплавными пластинами, требующие иных режимных параметров работы, чем те, которые могут обеспечить серийные турбобуры. Значительно возросли показатели надежности и долговечности низкооборотных винтовых забойных двигателей - основного конкурента турбобуров. Установившиеся в стране рыночные экономические отношения определили новые подходы и требования к проблеме использования турбобуров, когда турбобур следует рассматривать не только как техническое средство для бурения скважин, но и как промышленный товар, который необходимо реализовать на рынке. Если не учитывать эти изменени и не предпринимать соответствующие меры по техническому переоснащению турбинного бурения, то относительные объемы применения этого высокоэффективного, технологичного и прогрессивного способа бурения могут существенно сократиться.
Весь опыт развития конструкций турбобуров свидетельствует о том, что потенциал турбинного бурения далеко не исчерпан. Одним из основных направлений дальнейшего развития и совершенствования турбинного бурения является техническая модернизация конструкций серийно выпускаемых турбобуров с целью обновления морально устаревшего парка гидротурбинных забойных двигателей. При этом необходим комплексный подход к оптимизации технологического процесса турбинного бурения и разработке конструкций и характеристик турбобуров, учитывающий физико-механические свойства горных пород, параметры проектного профиля ствола скважины, характеристики выбранных типоразмеров долот, наземного бурового оборудования и т.д. Эта модернизация должна быть направлена на удовлетворение потребностей буровых предприятий в использовании наиболее эффективных типов турбобуров при бурении скважин.
Таким образом, тема диссертационной работы посвящена научному обоснованию одного из важнейших и актуальных технико-технологических решений - целевой модернизации серийно выпускаемых турбобуров, внедрение которой позволяет провести техническое перевооружение турбинного бурения, повысить его эффективность, улучшить технико-экономические показатели строительства скважин и, тем самым, вносит существенный вклад в развитие нефтяной и газовой промышленности нашей страны.
Цель работы. Повышение эффективности турбинного способа бурения нефтяных и газовых скважин путем проведения целевой технической модернизации серийно выпускаемых конструкций турбобуров на основе впервые разработанных научно обоснованных методов и технических средств, расширяющих технологические и эксплуатационные возможности турбобуров в различных геолого-технических условиях. Основные задачи работы
1. Анализ основных направлений повышения эффективности турбинного способа бурения и эксплуатационных качеств турбобуров.
2. Исследование энергетических и эксплуатационных характеристик турбобуров.
3. Оптимизация параметров режима турбинного бурения.
4. Создание принципиально нового научно-методического подхода к комплексной модернизации техники и технологии турбинного бурения.
5. Исследование и разработка новых и усовершенствованных конструкций технических средств для модернизации турбобуров.
6. Промышленное внедрение разработанных технико-технологических решений.
Методы исследований. Методической основой выполненных исследований является комплексный подход к решению основных задач работы. При теоретических исследованиях были использованы современные математические методы, в т.ч. методы нечетких множеств. Обработка результатов экспериментальных исследований проводилась с использованием методов математической статистики. Достоверность и значимость научных положений были подтверждены результатами промысловых испытаний и внедрения разработанных технико-технологических решений при турбинном бурении нефтегазовых скважин в разных районах и геолого-технических условиях.
Научная новизна
1. В результате исследования проблемы повышения эффективности турбинного способа бурения на современном этапе, впервые научно обосновано проведение целевой технической модернизации серийных турбобуров на комплексной основе оптимизации параметров режима бурения, разработки новых технических средств и применения принципов унификации и апгрейда.
2. На основании разработанного научно-методического подхода решена задача оптимизация режимов турбинного бурения в широком диапазоне параметров путем регулирования и управления энергетическими характеристиками турбобуров.
3. В результате использования метода нечетких множеств при решении многокритериальных задач, научно обоснован выбор оптимального режима работы долота, обеспечивающего заданный критерий оптимизации.
4. Научно доказана целесообразность уменьшения гидравлической нагрузки, действующей на осевую опору турбобура и увеличения коэффициента полезного действия в рабочей зоне турбобура за счет применения несимметричных ступеней турбин.
Основные защищаемые положения
1. Концепция целевой системной модернизации техники и технологии турбинного бурения, направленная на улучшение характеристик и эксплуатационных качеств серийных турбобуров для повышения эффективности и технико-экономических показателей турбинного способа бурения.
2. Методические основы проектирования и выбора рациональных параметров характеристик турбобуров для оптимизации режимов турбинного бурения.
3. Методические основы и технико-технологические решения целевой модернизации турбинного бурения при работе с шарошечными и алмазными долотами.
4. Новые технические средства целевой модернизации серийных турбобуров: высокомоментные турбины ТВМ-195, стабилизированные шпиндели ШС-195, осевые опоры серии ПУМ.
Практическая ценность
1. Разработана и внедрена методика проектирования и выбора рациональных энергетических характеристик турбобуров, позволяющая обеспечить требуемые параметры турбобуров для заданных типоразмеров долот и режимов бурения, с использованием разных типов турбин, ступеней гидроторможения и других технических средств.
2. Разработаны, испытаны и внедрены новые технические средства -турбины, шпиндели, осевые опоры, позволившие модернизировать серийные турбобуры и обеспечить повышение эффективности и технико-экономических показателей турбинного бурения.
3. Целевая системная модернизация позволяет буровым предприятиям - потребителям турбобуров, расширить технологические возможности турбинного бурения, оптимизировать его режимы и повысить технико-экономические показатели строительства скважин.
4. Целевая системная модернизация позволяет научно-внедренческим, инновационным и машиностроительным предприятиям - разработчикам и производителям техники турбинного бурения, создавать новые технические средства, повышающие эффективность и технико-экономические показатели турбинного бурения.
Автор считает своим долгом почтить светлую память своего научного руководителя доктора технических наук, профессора Р.А. Иоаннесяна, который оказал значительное влияние на его становление и выбор основных направлений исследований; светлую память доктора технических наук, профессора Ю.Р. Иоанесяна, с которым автора связывала многолетняя совместная работа и совместные научные труды; светлую память доктора технических наук, профессора М.Т. Гусмана, с которым автор обсуждал многие вопросы развития турбинного бурения.
Обзор основных этапов развития турбинного бурения
В начале XX века вращательный способ бурения нефтяных скважин практически полностью вытеснил распространенный в то время ударный способ. Долото, похожее на «рыбий хвост», прикреплялось на резьбе к нижней части колонны бурильных труб и приводилось во вращение с поверхности специальным устройством - ротором. Этот способ передачи мощности долоту через длинную и гибкую бурильную колонну позволил значительно увеличить скорость бурения скважин, хотя и имел очевидные недостатки, главным из которых была частая поломка труб. Примерно тогда же время возникла идея установить двигатель для передачи крутящего момента и частоты вращения непосредственно над долотом. Активные попытки создания гидравлического забойного двигателя для вращательного привода долота при бурении скважин предпринимались в то время как у нас в стране, так и за рубежом. Но к серьезным практическим результатам они не приводили. История развития турбинного способа бурения по существу начинается с 1923 г., когда в Советском Союзе М.А. Капелюшниковым, СМ. Волохом и Н.А. Корнеевым был изобретен, изготовлен и применен на практике одноступенчатый редукторный турбобур [3, 4, 5]. Частота вращения выходного вала этого турбобура составляла от 15 до 30 об/мин (0,25-0,5 с"1). Однако для создания достаточной для бурения величины крутящего момента приходилось срабатывать в одной ступени турбины значительный перепад давления. Поэтому скорость течения бурового раствора между лопатками была очень большой и в зависимости от расхода составляла от 60 до 70 м/с. Это вызывало интенсивный эрозионный износ проточной части турбины и снижало эффективность турбобура. Низкой была также и долговечность маслонаполненного зубчатого редуктора. Наработка на отказ турбобура Капелюшникова в среднем не превышала 10 ч. Тем не менее, этот турбобур в течение десяти лет довольно успешно конкурировал с начинающим тогда развиваться роторным способом бурения.
В 1924 г. инженером американской компании "Standard Oil" С. Шарпенбергом был создан первый многоступенчатый безредукторный турбобур. Он имел турбину осевого типа, состоящую из 20-ти ступеней, с частотой вращения от 1500 до 4500 об/мин (25-75 с"1). Однако результаты промышленных испытаний этого турбобура были отрицательными. В 1938 г. Шарпенберг повторил опыты, но также безуспешно.
В 1927 г. американец Диль разработал и испытал турбобур, представлявший собой аналог советского турбобура Капелюшникова и др. Однако результаты опытного бурения оказались неудовлетворительными. Турбинное бурение проигрывало роторному по стоимостным показателям. С тех пор серьезных попыток создания новых конструкций турбобуров в США не предпринималось.
В то же время, в Советском Союзе проводились интенсивные исследования по совершенствованию редуктора и турбины. Однако в начале XX века они не привели к созданию надежной работоспособной конструкции и к 1933 г. турбинное бурение в нашей стране было полностью вытеснено роторным.
Началом нового этапа в развитии конструкций турбобуров явилось создание в 1934 - 1935 гг. в Экспериментальной конторе турбинного бурения Азнефти (ЭКТБ) талантливыми советскими инженерами П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом безредукторного турбобура с многоступенчатой турбиной. Принципы, заложенные в эту конструкцию, стали основой для дальнейшего развития турбобуростроения, а теоретические разработки и положения авторов безредукторного многоступенчатого турбобура позволили создать современную теорию турбинного бурения.
Эти турбобуры имели 64, а затем и 100 ступенчатую турбину и осевую опору качения, работающую в смазке. Герметизация картера подшипника осуществлялась резиновыми сальниками. Масло подкачивалось с помощью лубрикаторов. Однако такая конструкция опоры турбобура оказалась недолговечной.
Принципиально новой опорой, также созданной в ЭКТБ, явилась многоступенчатая резинометаллическая пята скольжения, работающая в среде бурового раствора. Наработка турбобура на отказ увеличилась до 50 ч и более. Важным достижением явилась также разработка технологии литья ступеней осевых турбин, вначале из ковкого чугуна, а затем из стали. Благодаря этому турбобур превратился в простую и надежную конструкцию, обладающую высокими эксплуатационными показателями. В дальнейшем был создан целый ряд односекционных забойных машин типов Т12, Т14, ТІ9, имеющих межремонтный период от 50 до 100 ч.
Исследование способов формирования энергетических характеристик турбобуров
Но усиленные вибрации имеют место не только при остановках турбобура. Теоретически и экспериментально установлено, что при работе турбобура происходит резкое увеличение амплитуды продольных колебаний и динамической составляющей осевой нагрузки на долото, вызывающее усиленные изменения частоты вращения вала турбобура. Как правило, это увеличение происходит тогда, когда осевая статическая нагрузка на долото становится приблизительно равной гидравлической нагрузке на вал турбобура. При этом происходит разгрузка осевой опоры турбобура. Дальнейшее увеличение осевой статической нагрузки приводит либо к ликвидации вибраций, либо к остановке забойного двигателя [32, 40, 41].
«Срыв» турбобура объясняется многими факторами, основными из которых являются: нелинейный рост момента сопротивления на долоте и в опорах турбобура при увеличении осевой нагрузки и снижении частоты вращения, низкочастотные колебания момента сопротивления из-за вибраций 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 около режима максимальной мощности. Эти режимы в большинстве случаев характеризуются и максимальным значением механической скорости проходки.
Таким образом, можно сформулировать две основные причины, вызывающие неустойчивую работу турбобура: - нелинейный рост общего момента сил сопротивления вращению вала турбобура при увеличении осевой статической нагрузки и снижении частоты вращения; колебания общего момента сил сопротивления вращению вала турбобура вследствие вибраций породоразрушающего инструмента, забойного двигателя и бурильной колонны, а также изменения моментоемкости разбуриваемых пород. Под общим моментом сил сопротивления вращению вала турбобура следует рассматривать сумму момента на долоте и момента трения в турбобуре. Нелинейный характер изменения момента на долоте от частоты вращения наблюдается у всех типов долот, причем интенсивность роста момента при снижении частоты вращения тем больше, чем выше моментоемкость горной породы и породоразрушающего инструмента, а также удельная осевая нагрузка на долото. Нелинейный рост момента на долоте при уменьшении частоты вращения, очевидно, объясняется следующими причинами. Известно, что момент на долоте расходуется в основном на разрушение породы и на фрезерование стенки скважины. Фрезерование происходит в результате скольжения заднего конуса шарошки (а часто и лапы долота) о стенку скважины. При снижении частоты вращения долота возрастает коэффициент трения скольжения стали о породу, что приводит к увеличению потребного момента. Кроме того, при снижении частоты вращения увеличивается время контакта зубьев долота с породой, а, следовательно, и их внедрение в породу, что также вызывает рост момента на долоте. Различие в темпах нелинейности момента для разных типов долот, по-видимому, связано с разной величиной скольжения этих долот. Разница в скольжении определяется не только неравной величиной смещения осей шарошек, но и неодинаковой формой забоя, которую образуют эти долота. Кроме того, у долот с большим смещением осей шарошек, углубление за оборот больше, чем у долот с меньшим смещением, причем при снижении частоты вращения, углубление за оборот у долота с большим смещением осей растет интенсивнее [42, 43]
Момент трения в турбобуре создается в результате действия сил трения в его опорах (осевой и радиальных) и в уплотнительных элементах, а также в результате межободного трения статоров и роторов турбины. Существенное влияние на момент трения оказывает кривизна корпуса и вала турбобура. Исследования момента трения резинометаллической пяты турбобура показали его нелинейный рост при снижении частоты вращения [5, 44]. При исследовании шаровой опоры такого роста не наблюдается [45].
Выполненные исследования позволили изучить влияние показателя а в формуле (2.2), характеризующего прогиб линии моментов на параметры «срыва» турбобура. Как показывают расчеты, с увеличением а растут значения минимально устойчивых параметров работы турбобура, т.е. турбобур с «выпуклой» моментной характеристикой «принимает» большую осевую нагрузку, но при этом имеет и наибольшее значение минимально устойчивой частоты вращения. Наименьшее значение частоты вращения при срыве имеет турбобур с прогнутой к началу M-n-координат линией зависимости М(п).
Было также исследовано влияние параметров, характеризующих физико-механические свойства горных пород, долота и турбобура на устойчивость работы последнего. В результате выполненных расчетов установлено, что с увеличением моментоемкости пары «порода - долото» уменьшаются значения частоты вращения и осевой нагрузки при срыве турбобура. Момент холостого вращения долота в стволе скважины, а также момент сил радиального трения в турбобуре оказывают существенное влияние на устойчивость работы турбобура - величина частоты вращения возрастает, а «принимаемая» осевая нагрузка - уменьшается. С увеличением тормозного момента турбины значение минимально устойчивой частоты вращения снижается, а осевая нагрузка возрастает. При увеличении частоты вращения вала турбобура на холостом режиме, увеличиваются все величины, как нагрузки, так и частоты вращения.
Анализ устойчивости работы турбобура также показал, что увеличение коэффициента динамичности приводит к росту амплитуды колебаний частоты вращения вала турбобура. Причем этот рост тем больший, чем меньше частота изменения осевой нагрузки и чем меньше момент инерции массы вала турбобура. Низкочастотные возмущения приводят к значительному увеличению амплитуды колебаний частоты вращения и даже остановке турбобура - срыву. При частотах возмущения свыше 30 Гц срыва турбобура не происходит.
Полученные теоретические результаты подтверждаются данными экспериментальных исследований. В частности, можно объяснить тот факт, что при испытаниях серийных турбобуров на стенде их можно «довести» до частот вращения 120 - 150 об/мин (2-2,5 с"1) и ниже, в то время как в промысловых условиях минимально устойчивая частота вращения у этих турбобуров соответствует 450 - 480 об/мин (7,5-8 с"1). Дело заключается в том, что в стендовых условиях имеют место только высокочастотные колебания осевой нагрузки с частотой от 200 до 400 Гц и выше, тогда как при бурении скважин из-за наличия бурильной колонны спектр колебаний осевой нагрузки расширяется, в основном в сторону уменьшения частот возмущения - до долей герца.
Таким образом, нелинейный рост общего момента сил сопротивления при снижении частоты вращения и его низкочастотные колебания из-за вибраций бурильной колонны, неравномерности подачи бурильного инструмента и частой перемежаемости физико-механических свойств разбуриваемых пород определяют зону устойчивой работы турбобура.
Разработка методических основ целевой модернизации турбобуров
Создание принципиально новых конструкций турбобуров, отвечающих современным технологическим требованиям проводки скважин в разных геолого-технических условиях, является одной из приоритетных задач научно-технического прогресса в области разработки буровой техники. Другой, не менее важной задачей является модернизация конструкций серийно выпускаемых турбобуров и обновление на этой основе всего морально устаревшего парка гидротурбинных забойных двигателей.
Следует отметить, что если раньше, при государственно-административной экономике, модернизация турбинного парка проводилась на плановой основе, то сейчас необходима новая система организации замены устаревших турбобуров, учитывающая непростые законы рынка. Буровые предприятия или их субподрядчики - сервисные турбинные предприятия, должны самостоятельно определять свои потребности в улучшении энергетических и эксплуатационных показателей турбобуров, формулировать требования к модернизированным техническим средствам и выбирать экономически выгодные технические решения. С другой стороны, разработчики и производители модернизированных технических средств турбинного бурения должны создавать новую продукцию, соответствующую технологическим требованиям и потребностям буровиков - потребителей данной продукции.
Успешному решению задачи модернизации серийных турбобуров способствует существующая унификация их конструкций. Известно, что каждый серийный секционный турбобур состоит двух групп деталей: - несменные детали - длинномерные корпуса и валы турбинных и шпиндельных секций, имеющие резьбовые соединения по концам; - сменные детали - ступени турбины (статор-ротор), опоры осевые и радиальные, уплотнительные элементы, как правило, не имеющие резьбовых соединений и устанавливающиеся на вал и в корпус. В процессе работы турбобура происходит интенсивный износ всех сменных деталей. Основными причинами этого являются режим усиленного гидромеханического трения в опорах и уплотнительных элементах, а также эрозионное воздействие высоконапорных струй агрессивного бурового раствора, часто содержащего абразивные частицы. Длинномерные детали турбобура меньше подвержены воздействию указанных факторов. Здесь основным видом износа, как правило, является нарушение и разрушение резьбовых соединений из-за частого свинчивания. Некачественное изготовление каких-нибудь деталей турбобура также является одной из основных причин износа и преждевременного выхода из строя забойного двигателя. Практика турбинного бурения показывает, что срок службы длинномерных деталей турбобура на порядок превышает срок службы сменных деталей. Так, например, корпуса и валы турбинных секций турбобуров типа ЗТСШ1-195 или А7ГТШ могут работать от 1000 до 2000 ч с минимальным количеством ремонтов их резьбовых соединений. В то же время, осевые опоры шпинделя (как шаровые, так и резинометаллические) служат не более 100 ч, радиальные опоры - не более 200 ч, а ступени турбин - около 500 ч. Эти показатели могут быть еще ниже, если происходят аварийные внеплановые ситуации, как например, зашламование турбин из-за неудовлетворительно работающей системы очистки буровых растворов. Или т.н. просадка статоров на роторы из-за образования слишком большого осевого люфта (зазора) в осевой опоре шпинделя турбобура. Важным качеством серийно выпускаемых турбобуров является унификация основных размеров их длинномерных деталей у всех типов турбобуров одного номинального (габаритного) ряда. Это означает, что сменные детали у любого типа серийного турбобура могут быть заменены на аналогичные детали другого типа серийного турбобура. Это также означает, что у серийно выпускаемых унифицированных турбобуров имеется реальная возможность улучшения их энергетических и эксплуатационных показателей за счет правильно организованной системы обновления и модернизации существующего парка турбобуров, как, например, система апгрейд, применяемая при модернизации персональных компьютеров (ПК) и другой высокоточной техники. Английское слово Апгрейд (Upgrade) обозначает улучшение, модернизацию, повышение технического уровня оборудования или программного продукта. Точно так же, как морально устаревший ПК может быть переоборудован в новую улучшенную версию, современный серийный турбобур может быть модернизирован путем замены его основных сменных деталей на новые. При этом модернизированному турбобуру можно придать качественно иную энергетическую характеристику и повысить его показатели надежности и долговечности. Следует отметить, что никакой апгрейд не заменит необходимости создания новых конструкций турбобуров и принципиально новых типов гидравлических забойных двигателей для бурения скважин. Однако система апгрейда предоставляет буровому предприятию непосредственную возможность улучшить эксплуатационные характеристики собственного парка турбобуров без больших капитальных затрат. Системная модернизация предусматривает регулярное повышение технического уровня парка используемых серийных турбобуров, улучшение их энергетических и эксплуатационных характеристик. Применение прогрессивной системы апгрейда позволяет существенно расширить технологические возможности турбобура и повысить технико-экономические показатели турбинного способа бурения. Технология апгрейда турбобура должна базироваться на следующих основных требованиях к сменным деталям и узлам. 1. Конструкции новых сменных деталей турбобура должны предусматривать унификацию габаритных и установочных размеров с заменяемыми деталями. 2. Новые детали должны иметь большую износостойкость, чем заменяемые. 3. Параметры энергетической характеристики новой турбины должны обеспечивать оптимальные или близкие к ним параметры режима бурения для заданных геолого-технических условий. 4. Энергетическая характеристика новой турбины не должна увеличивать потребную гидравлическую мощность буровых насосов при бурении скважины. 5. Новые ступени статора и ротора на должны ухудшить эксплуатационные характеристики турбобура.
Анализ особенностей технологии турбинного бурения шарошечными долотами
Трехшарошечное долото, изобретенное в начале XX века, сыграло решающую роль в развитии и распространении турбинного способа бурения у нас в стране. Относительно низкая энергоемкость трехшарошечных долот позволила полноценно использовать мощность и крутящий момент турбобура и обеспечить высокоскоростные показатели турбинного бурения.
В первых конструкциях трехшарошечных долот был реализован принцип «чистого качения» шарошек по забою скважины. Разрушение горной породы происходило в результате дробящего действия зубьев одноконусных шарошек, вращающихся под действием приложенного крутящего момента на цапфах с открытыми (негерметизированными) подшипниками. Эта конструкция долота требовала минимальной величины крутящего момента. Дальнейшее совершенствование вооружения трехшарошечных долот привело к появлению многоконусных шарошек, применению смещения их осей, реализации скалывающего эффекта разрушения горных пород на забое, использованию самоочищающего расположения шарошек, усложнению формы зубьев и твердосплавных штырей. Для повышения эффективности процесса бурения широко применялись усиления заднего конуса шарошек, наплавки на лапы долота, стабилизирующие элементы корпуса долота и др. Большой прогресс был достигнут при создании герметизированных маслонаполненных опор качения и скольжения трехшарошечных долот. Все эти усовершенствования привели к появлению в мировой и отечественной практике бурения нефтегазовых скважин высокопроизводительных суперэффективных буровых долот трехшарошечного типа, многократно отличающихся по качественным характеристикам от своего первого прототипа.
Современные трехшарошечные долота являются намного более моментоемкими, чем их аналоги, производимые 30-50 лет назад. Замеры, проведенные при исследовании характеристик турбобуров с помощью индикатора частоты вращения ИЧТ в промысловых условиях показывают, что удельный момент долот с герметизированными опорами увеличивается в 1,25 - 1,5 раза по сравнению с «открытыми» долотами. Современные трехшарошечные долота работают при гораздо меньших частотах вращения. Потребные значения частоты вращения снижаются в 2 - 4,5 раза. Важным обстоятельством является и значительное повышение стоимости новых долот. Однако такое существенное изменение требований к параметрам режима работы новых типов буровых долот, не сопровождалось соответствующим изменением характеристик забойного привода -турбобуров. Их эксплуатационные качества остаются на уровне 70 - 80 годов прошлого столетия. Тем не менее, серийные турбобуры сегодня являются наиболее адекватным видом привода современных трехшарошечных долот с негерметизированными опорами. Использование методов и технических средств модернизации турбобуров, рассмотренных в настоящей работе, позволяет повысить их экономическую эффективность.
Рассмотрим вопрос применения турбобуров с трехшарошечными долотами. В практике бурения нередки случаи, когда с одним типом гидравлического забойного двигателя могут применяться разнотипные долота одного габаритного размера. Из формулы (2.19), определяющей стоимость метра проходки См видно, что стоимость (цена долота) b оказывает существенное влияние на величину См. При выборе рационального типа породоразрушающего инструмента цена долота является одним из главных факторов, определяющих стратегию оптимизации параметров режима бурения и, соответственно, адекватную характеристику турбобура.
Так как каждый тип вооружения долота должен соответствовать определенной категории горных пород, то изменяемым фактором при выборе рационального типа породоразрушающего инструмента при идентичности физико-механических свойств пород является тип его опоры. Анализируя спецификацию современных шарошечных долот, можно установить определенную связь между типом опоры и ценой долота. Долота с негерметизированными опорами являются самыми дешевыми, а с маслонаполненными герметизированными опорами скольжения - наиболее дорогими.
Однако эффективность процесса бурения зависит не столько от цены долота, сколько от соотношения цены и показателей его работы. Поэтому для того, чтобы сделать вывод о целесообразности применения того или иного типа долота необходимо определить условия, при которых возможен переход от использования одного типа долота к другому. Принимая допущение, что стоимости метра проходки в обоих случаях равны, после преобразования выражения (2.19) получим формулу, по которой можно определить минимально необходимую проходку на долото заменяющего типа.
