Курсовая работа (т): Расчет конструкции скважины

рис.1.4.2 Турбобур, в котором продольные смазочные канавки расположены по винтовой линии, идущей сверху вниз с наклоном в сторону вращения турбобура.

Фирма «Зальцгиттер» (Германия) выпускает турбобуры по российским чертежам, приобретенным с лицензией в 1957 г. Она выпускает одинарные турбобуры для твёрдых пород, секционные турбобуры с высоким крутящим моментом для пород средней твердости и мягких, укороченные турбобуры для наклонно-направленного бурения. Характеристики этих турбобуров приведены в таблице 1.4.1

Табл.1.4.1

Для получения при наклонном бурении сравнительно большого угла отклонения скважины от вертикали в корпусе или на валу забойного двигателя можно осуществлять один или несколько изгибов (патент № 1273706, Германия). Этот изгиб может быть в различных местах: например, в месте соединения секций или вблизи места соединения секции, или в середине секции, или в месте присоединения секции к узлу осевых опор, расположенном в нижней секции забойного двигателя (рис.1.4.3). Изгиб вала осуществляется различными способами: например, при помощи двух прямых патрубков, соединенных срезанными под необходимым углом концами; или с помощью резьбы с незначительной конусностью, выполненной на соответствующих концах секций, причем ось наружной резьбы полностью совпадает с осью соответствующего корпуса, а ось внутренней резьбы другого корпуса перпендикулярна фронтальной поверхности своего корпуса и образует с осью корпуса требуемый угол; или муфтовыми или зубчатыми соединениями, которые расположены соосно соответствующим корпусам.

Рис.1.4.3 Турбобур, используемый для получения большого угла отклонения  скважины от вертикали.

а - общий вид; б - первый вариант разреза турбобура в месте соединения; в - второй вариант

Одной из разновидностей турбобура является турбобур Фрэнка Уитла.

Лабораторные и промысловые испытания этого турбобура проводились в Англии в течение 18 месяцев. Турбобур испытывался на действующих промыслах, и глубина проходки доходила до 500 м. Новым двигателем было пробурено свыше 1500 м. Автор указывает, что срок службы долота с этим турбобуром можно сравнить со сроком службы долота при обычном роторном бурении. Данные, подтверждающие это при бурении глубоких скважин, не приводятся.

Этот турбобур (рис.1.4.4) работает в комбинации с гидравлическим ясом, нагружающим долото. Редуктор, расположенный в верхней части турбобура, наполнен маслом и изолирован от промывочной жидкости. Запасная емкость для смазки выполнена из эластичного материала.

рис.1.4.4 Турбобур Ф. Уитла (Англия).

а - турбобур: 1- направление потока глинистого раствора; 2 - масляный насос; 3 - фильтр масляного насоса на приёме; 4 - редуктор; 5, 8, 10 - уплотнения: 6 - высокооборотный вал; 7 - лубрикатор из эластичного материала; 9 - упорный подшипник; 11 - шарошечное долото; б - яс: 12 - масло от насоса под высоким давлением; 13 - поршень14 - обратный поток масла под низким давлением; 15 - устройство для восприятия реактивного момента; 16 - труба, связанная с поршнем ясса; 17 - лубрикатор из эластичного материала; 18 - всасывающее устройство насоса с фильтром; в - общий вид турбобура с ясом.

Основной упорный подшипник с коническими роликами расположен под турбиной и также заполнен маслом. Для этой системы имеется отдельный масляный резервуар. Масло находится под давлением промывочной жидкости у входа в турбину.

Турбина двухроторная и имеет пять ступеней.

Шпиндель турбобура вращается при 500 об/мин и связан с валом турбины через двухступенчатую планетарную геликоидальную передачу, установленную над турбиной.

Чтобы повысить эффективность бурения при помощи турбобура и улучшить условия работы опоры турбобура, Ф. Уитл предлагает устройство (патент №1140911.Е.21в), которое обеспечивает автоматическую регулировку прохождения рабочего раствора в зависимости от нагрузки на долото или через турбину, если долото нагружено (рис.1.4.5,а), или через обводный канал, минуя лопатки турбины, прямо к долоту, когда долото не нагружено (рис.1.4.5,б).

Рис.1.4.5 Турбобур с автоматическим регулированием прохождения рабочего раствора.

Движение потока жидкости регулируется при помощи системы специальных телескопических деталей и клапанной системы.

В США фирма «Дрессер Индастриз» специально для бурения сверхглубокой скважины по проекту Мохол разработала двухсекционный шпиндельный колонковый турбобур со съемной грунтоноской. Диаметр турбобура 216мм, диаметр долот251мм. Секции имеют соответственно 78 и 77ступеней. Для быстрого свинчивания секций между ними установлены шлицевые муфты (рис.1.4.6)

рис.1.4.6 Турбобур для бурения сверхглубокой скважины по проекту Мохол.

- кабель; 2 - переводник с УБТ; 3 - радиальный подшипник; 4 - блок инструментов;5 - статор, ротор; 6 - механическая защёлка; 7 - комплект упорных подшипников; 8 - грунтоноска; 9 - радиальный подшипник; 10 - наружное уплотнение; 11- наддолотный переводник; 12 шлицевое соединение; 13 - головка колонкового долота.

Для увеличения долговечности опор при их изготовлении использован пластик «Витон». При бурении вал турбобура развивает скорость до 900 об/мин.

Съемную грунтоноску спускают на многожильном кабеле, оставляемом в трубах в процессе бурения. Над грунтоноской длиной 12-18 м расположен контейнер с датчиками для непрерывного измерения в процессе бурения ряда показателей. Сигналы от датчиков и их питание передается по кабелю. Угол наклона скважины измеряют маятниковым прибором с потенциометром. Скорость вращения вала турбобура измеряют при помощи расположенных в роторе восьми порошковых магнитов, которые при вращении возбуждают замеряемые на поверхности импульсы напряжений в специальной катушке.

Аналогичная система служит для обнаружения предельного износа опор турбобура. Магниты этой системы вступают в действие только при определенной степени износа опорных дисков, в которые они вмонтированы. Дифференциальный датчик позволяет измерять перепад давлений промывочной жидкости в турбобуре. Поступление керна контролируется посредством системы, состоящей из линейного преобразователя напряжения и связанной с его чувствительным элементом цепочкой, свободно свисающей в колонковой трубе. По мере вхождения керна в колонковую трубу он своим верхним концом принимает на себя часть веса цепочки, что фиксируется чувствительным элементом. При подъеме грунтоноски натяжением кабеля 450 кГ раскрывают механизм фиксации грунтоноски.

Компания «Истмен Ойл Уэлл Сервей Ко» (США) широко использует турбобур «Дрессер» для наклонно-направленного бурения. При этом турбобур и долото присоединяются к немагнитным УБТ при помощи короткого изогнутого переводника. Установлено, что наилучший результат обеспечивает установка короткого переводника с углом 2° непосредственно над турбобуром. После набора турбобуром необходимой кривизны бурят роторным способом.

Применявшийся с 218 мм долотами 52-ступенчатый турбобур диаметром 168 мм имел длину 9 м. Расход глинистого раствора составлял 34,7-37,8 л/сек, давление на насосах 84 кГ/см2.

В последнее время после шестилетних исследований компания «Истмен Ойл Уэлл Сервей Ко» выпустила и испытала новый турбобур своей конструкции. Этот турбобур представляет собой 76-ступенчатую аксиальную безободную турбину со сменным опорным узлом, расположенным в отдельном блоке.

Турбобур этой компании первоначально использовался только для наклонно-направленного бурения. Однако применение этого турбобура с алмазными долотами при бурении вертикальных скважин также дало положительные результаты.

Турбобур имеет две основные секции: турбину и опору. Лопатки ротора и статора имеют одинаковый профиль (рис.1.4.7).

Рис.1.4.7 Турбобур фирмы «Истмен Ойл Уэлл Сервей Ко»

Процесс производства турбин позволяет получить исключительно гладкую поверхность лопаток и высокую сопротивляемость эрозийному действию бурового раствора.

Опорный узел турбобура имеет 12 ступеней резинометаллических подпятников, которые при износе легко могут заменяться прямо на буровой. Подпятники выполнены непроточными, а диски пяты монтируются на полый вал. Первые испытания конструкции опоры показали увеличение скорости проходки.

При наклонно-направленном бурении отклоняющаяся сила создаётся переводником, имеющим замковые резьбы с перекосом до 3º.

В настоящее время особенно на промыслах западной части Канады находит применение новый забойный гидравлический двигатель «Дина-Дрилл» (рис.1.4.8).

Работа по его созданию была начата компанией «Смит Тул Ко» в 1955г., и с тех пор он постоянно совершенствуется. Двигатель «Дина-Дрилл» основан на использовании относительно низкой приводной мощности насоса и может работать как на растворе, так и на воздухе.

рис. 1.4.8 Внешний вид забойного гидравлического двигателя «Дина-Дрилл».

- немагнитный регистрирующий прибор; 2 - ориентирующий(кривой)переводник; 3 - двигатель; 4 - Вращающийся наддолотный переводник; 5 - долото полного диаметра.

Первый экспериментальный спуск двигателя «Дина-Дрилл» был произведён в 1992 г. Первоначально он испытывался как установка для бурения прямых скважин, но впоследствии был признан инструментом для использования в наклонном бурении.

В 1993г. Общее число работ с данным инструментом составляло 43, за 1994 г. -500, а в 1995г. - до 75 спусков в месяц.

Двигатель «Дина-Дрилл» состоит из трёхступенчатого винтового двигателя типа «Mojno» (рис.1.4.9 ) длиной 3,3 м. Ротор двигателя обрезинен. Вал двигателя вращается с небольшим эксцентриситетом.

рис.1.4.9 Двигатель «Дина-Дрилл» в разрезе с указанием составляющих его элементов.

- клапан обводной линии; 2 - трёхступенчатый двигатель; 3 - присоединительная штанга; 4 - опорный и приводной валы; 5 - Вращающийся наддолотный переводник.

.5 Породоразрушающий инструмент

Классификация породоразрушающего инструмента

Долото буровое, основной элемент бурового инструмента для механического разрушения горной породы на забое скважины в процессе её проходки. Буровое долото закрепляют в конце бурильной колонны, которая передаёт ему осевое и окружное усилие, создаваемое буровой установкой (в случае ударного бурения буровое долото подвешивается на канате и наносит удары по забою скважины за счёт энергии свободного падения).

Рис.1.5.1. Шарошечные долота.

Шарошечными долотами осуществляется свыше 90% объёма бурения на нефть и газ. Впервые долота с коническими шарошками было изобретено в США (1909). Шарошечное долото (или колонковая бурильная головка) состоит из одной, двух, трёх и более конических, сферических или цилиндрических шарошек, смонтированных на подшипниках качения или скольжения или же их комбинации на цапфах секций долот (рис.1.5.1). На наружной поверхности шарошки имеют породоразрушающие элементы - фрезерованные зубья или запрессованные (запаянные) твёрдосплавные зубки или комбинации зубьев и зубков. Для повышения износостойкости фрезерованные зубья армируются твёрдым сплавом. Геометрическая форма и параметры породоразрушающих элементов (высота и длина зубьев, угол заострения и притупления их вершин, частота расположения зубьев на каждом венце шарошек) для различных долот различны и зависят от физических свойств горных пород. Зубья на конусах шарошек, как правило, имеют клиновидную форму; твёрдосплавные зубки - клиновидную или полусферическую рабочие поверхности.

В зависимости от конструкции опор долота могут применяться для различных частот вращения. Долота с герметизированными опорами (рис.1.5.3) используются при частотах вращения 80-300 об/мин. Для высокооборотного бурения разработаны трехшарошечные долота с открытыми опорами (рис.1.5.2), позволяющие использовать их при частотах 300 - 600 об/мин.

Рис. 1.5.2. Трехшарошечное долото с открытой опорой шарошки

Рис.1.5.3. Трехшарошечное долото с герметизированной опорой.

Импрегнированные долота.

Нередко бурение твердых и абразивных песчаников с помощью долот с резцами из поликристаллического алмаза или трехшарошечных долот бывает нерентабельным. Импрегнированные долота (рис.1.5.4) напротив идеально подходят для бурения абразивных пород благодаря самозатачивающимся резцам. В импрегнированных долотах используются острые мелкозернистые алмазы, импрегнированные непосредственно в прочную матрицу из карбида вольфрама.