WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 6 |

Однако, лишившись государственной поддержки, научно техничес кий прогресс в турбинном бурении резко замедлился. Уже не разрабатыва ются и не испытываются ежегодно десятки перспективных конструкций турбобуров. После начала рыночных реформ в нашей стране ни одна из но вых конструкций турбинной техники не была освоена в серийном произ водстве. Машиностроительные заводы, производящие буровую технику, продолжают выпуск относительно дешевых серийных турбобуров и зап частей, конструкции которых были созданы в 60–70 е годы.

Турбинное бурение у нас в стране всегда считалось эффективным и экономически выгодным. Доминирующее положение турбинного бурения в основном базируется на массовом применении методов наклонно нап равленного и кустового бурения скважин; на широком использовании трехшарошечных долот с негерметизированными опорами, в основном российского производства; на отказе от использования высокопрочных, но дорогостоящих бурильных и утяжеленных труб, в основном импортного производства. Между тем техника бурения, как у нас, так и за рубежом, ин тенсивно развивается в направлении создания новых более эффективных породоразрушающих инструментов как шарошечного, так и безопорного типов, способных работать на забое длительное время. Их успешно приме няют сегодня во всем мире при роторном бурении и с низкооборотными гидравлическими забойными двигателями (ГЗД). Однако при турбинном бурении эти долота практически не применяются из за невозможности обеспечить требуемые для них параметры работы серийно выпускаемыми турбобурами. Серийные турбобуры не могут устойчиво работать при низ ких частотах вращения, а также при пониженных величинах расхода буро вого раствора. Запас крутящего момента турбобуров часто бывает недоста точным для работы с наиболее моментоемкими типами долот. Указанные недостатки серийных турбобуров не позволяют в полной мере реализовать потенциал турбинного способа.

В настоящее время при бурении скважин применяются два основ ных типа буровых долот: трехшарошечные и алмазные. В соответствии с существующей классификацией выпускаются трехшарошечные долота, предназначенные для работы при частотах вращения:

• до 600 об/мин (10 с 1) – высокооборотные долота;

• до 300 об/мин (5 с 1) – среднеоборотные долота;

• от 30 до 150 об/мин (0,52,5 с 1) – низкооборотные долота.

Низкооборотные трехшарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорами предназначены для работы в роторном буре нии и с винтовыми забойными двигателями (ВЗД). Серийные турбобуры могут эффективно работать только с высокооборотными трехшарошечны ми долотами. Среднеоборотные шарошечные долота могут применяться как с винтовыми двигателями, так и с турбобурами, оснащенными редук торными или тормозными приставками. Средний диапазон частот враще ния – 150300 об/мин (2,55,0 с 1) во многих случаях бурения является оп тимальным по максимуму рейсовой скорости и минимуму стоимости мет ра проходки. Однако его обеспечение является сегодня наиболее сложным при турбинном бурении из за неустойчивой работы турбобуров.

Перспективным типом алмазного бурового инструмента являются новые безопорные долота с алмазно твердосплавными пластинами (АТП).

Для работы с этими долотами требуются частоты вращения среднего уров ня – от 240 до 450 об/мин (47,5 с 1), что в большинстве случаев не соот ветствует рабочим частотам вращения серийных турбобуров. Кроме того, для эффективной работы долот АТП требуется крутящий момент в 1,52,раз больший, чем для работы трехшарошечных долот.

Эксплуатационные показатели серийных турбобуров являются низкими и устоявшимися за многие годы их использования. Средний межремонтный период шпиндельных секций не превышает 100 ч, турбин ных – 250 ч.

Одна из основных причин широкого распространения турбинного способа в нашей стране заключалась в том, что турбобур всегда являлся на иболее эффективным средством проводки наклонно направленных сква жин. В настоящее время объем наклонно направленного бурения в России составляет около 90% от общего объема проходки. Однако в последние годы серийные турбобуры все больше уступают свои позиции винтовым забойным двигателям. Современные винтовые двигатели обладают не только приемлемой энергетической характеристикой, обеспечивающей эффективную работу трехшарошечных долот с герметизированными мас лонаполненными опорами, но и лучше турбобура могут быть использова ны в качестве силового элемента КНБК, обладающего более компактной геометрией благодаря их короткой длине (не более 68 м) и уменьшенно му диаметру корпуса. Это позволяет применять с винтовыми двигателями импортные или отечественные системы MWD для повышения качества проводки направленных скважин. Кроме того, современные винтовые дви гатели, предназначенные для бурения наклонных и горизонтальных сква жин, оснащены всеми необходимыми приспособлениями для этих целей:

укороченными шпинделями, опорно центрирующими элементами, кор пусными шарнирами, управляемыми переводниками, позволяющими из менять угол искривления в процессе бурения. Для того чтобы турбинное бурение направленных скважин сохранило свое лидерство необходимо создание новых конструкций турбобуров, удовлетворяющих современным требованиям такого бурения.

Наиболее перспективным конструкторским направлением повыше ния эффективности турбинного бурения сегодня является разработка ре дукторов для турбобуров. Использование механического редуктора как средства регулирования характеристик турбобуров наиболее энергетичес ки выгодно и целесообразно. Проводимые в Пермском филиале ВНИИБТ и ЗАО "Нефтегазтехника" на протяжении многих лет научно исследова тельские и опытно конструкторские работы, позволили создать промыш ленную конструкцию редуктора, способного к длительной работе в усло виях высоких динамических и статических нагрузок. Развитие других направлений в конструировании турбобуров позволит создать новые кон курентоспособные забойные двигатели, с помощью которых турбинный способ бурения сможет не только сохранить, но и существенно расширить области эффективного использования, как в России, так и за рубежом.

Не менее актуальной сегодня является задача технической модерни зации существующего парка серийных турбобуров с целью расширения их технологических возможностей применительно к изменяющимся требова ниям проводки скважин в различных горно геологических условиях. Раз работанные в диссертационной работе методика, технические средства и технология целевой системной модернизации серийных турбобуров позво ляют значительно повысить их эксплуатационные качества и эффектив ность турбинного способа бурения.

Во втором разделе приводятся результаты исследований характе ристик серийных турбобуров. Энергетическая характеристика турбобура представляет собой совокупность зависимостей крутящего момента M, пе репада давления Р, мощности N и коэффициента полезного действия от частоты вращения n, характеризующих режим работы забойного двигате ля, при заданных значениях расхода Q и плотности бурового раствора.

Энергетические характеристики турбин и турбобуров определялись расчетным путем и экспериментально на специальных стендах. Были опре делены также величины энергетических потерь: крутящего момента, в ре зультате трения в осевой и радиальных опорах шпинделя и турбинных сек ций, в уплотнительных элементах вала шпинделя, между ободами и ступи цами турбин, а также в результате эрозионного и механического износа проточной части турбины; и перепада давления при протекании бурового раствора в переходах между секциями и в полумуфте шпинделя. Установ лено, что суммарное влияние этих факторов может привести к значитель ному, до 30%, расхождению между экспериментальными и расчетными параметрами характеристики турбобура.

Турбина турбобура обладает т.н. "мягкой" моментной характеристи кой. Однако на практике это не означает, что бурение турбобуром может осуществляться на всех режимах от холостого до тормозного. При увеличе нии крутящего момента, частота вращения вала турбобура вначале умень шается, затем возрастает амплитуда колебаний частоты вращения, турбобур начинает неустойчиво работать, а потом резко останавливается – "срывает ся". Частота вращения при этом, как правило, бывает не ниже 0,4nx.

Исследованиями установлено, что "срыв" турбобура объясняется многими факторами, основными из которых являются: нелинейный рост мо мента сопротивления на долоте и в опорах турбобура при увеличении осевой нагрузки и снижении частоты вращения; низкочастотные колебания момен та сопротивления из за вибраций и неравномерной подачи бурильного инструмента; перемежаемость разбуриваемых горных пород по твердости.

Эти факторы приводят к тому, что устойчивая работа турбобура возможна только с определенным, как правило, не менее чем двукратным запасом кру тящего момента, т.е. на режимах, располагающихся около режима макси мальной мощности. Эти режимы в большинстве случаев бурения характери зуются и максимальным значением механической скорости проходки.

Анализ устойчивости работы турбобура также показал, что увеличе ние коэффициента динамичности осевой нагрузки на долото 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 воз мущения приводят к значительному увеличению амплитуды колебаний частоты вращения и даже к остановке турбобура. При частотах возмуще ния свыше 30 Гц "срыва" турбобура не происходит.

Уменьшение динамической составляющей осевой нагрузки на доло то в определенных пределах является эффективным способом повышения показателей турбинного бурения. При этом необходимо учитывать, что на личие люфта в осевой опоре является одним из основных факторов, опре деляющих повышенные вибрации и неустойчивую работу турбобура. Наи более значительное увеличение динамических нагрузок происходит в зоне статической разгрузки осевой опоры турбобура, т.е. при примерном равен стве реакции забоя скважины и суммы гидравлической силы от перепада давления и веса ротора и вала. Упорный подшипник находится при этом в состоянии расстыковки, что способствует интенсификации взаимных осе вых перемещений вала и корпуса и, как следствие, увеличению динамичес кой составляющей осевой нагрузки на долото и уровня продольных вибра ций бурильной колонны.

Неустойчивость работы турбобура не позволяет реализовать низко оборотные режимы в турбинном бурении из за того, что все серийные турбобуры работают в правой зоне кривой мощности. И это отклонение вправо от расчетного рабочего режима (0,5nx) тем больше, чем глубже забой скважины, чем больше отход ствола от вертикали и чем меньше за пас крутящего момента турбобура. Все это приводит к сужению рабочей зоны частот вращения турбобура, а реальные режимы турбинного бурения в ряде случаев соответствуют частотам вращения 600800 об/мин (1013,3 с 1). Это необходимо учитывать при оптимизации процесса тур бинного бурения.

Исследованию вопросов оптимизации параметров режима турбин ного бурения посвящены работы Иоаннесяна Р.А., Гусмана М.Т., Иоанеся на Ю.Р., Булаха Г.И., Гельфгата Я.А., Байдюка Б.В., Симонянца Л.Е., Куля бина Г.А., Орлова А.В., Васильева Ю.С., Абрамсона М.Г., Потапова Ю.Ф., Бревдо Г.Д., Наумова Ю.М., Бронзова А.С., Фингерита М.А. и др. Процесс бурения скважин представляет собой сложную многофакторную систему.

Оптимизация процесса бурения имеет целью приведение этой системы в наилучшее (оптимальное) состояние для повышения эффективности буре ния. Ввиду сложности системы, обычно приходится упрощать задачу опти мизации и сводить ее главным образом к оптимизации основных парамет ров режима бурения: расхода бурового раствора Q, осевой нагрузки на долото G, частоты вращения долота n. Общим недостатком существующих методик оптимизации является их зависимость от априорного выбора спо соба бурения. При роторном способе выбор расхода бурового раствора, осевой нагрузки на долото и частоты вращения производится независимо друг от друга, и, как правило, обеспечивает оптимальное сочетание этих па раметров. В случае турбинного бурения, "оптимальные" параметры опре деляются принятым типом турбобура. При этом энергетическая характе ристика турбобура считается неизменной и поэтому далеко не всегда соот ветствует действительно оптимальному режиму бурения.

Принципиальной особенностью нового подхода к оптимизации ре жимов турбинного бурения является возможность применения методов и средств управления и регулирования (изменения) энергетических ха рактеристик турбобуров для оптимизации процесса углубления. В работе проанализированы основные способы и средства управления характерис тиками турбобуров с целью обеспечения рациональных параметров режи ма бурения: редуктор, турбовинтовой двигатель, ступени гидродинамичес кого торможения ГТ, использование в одном турбобуре двух и более типов турбин, многосекционные турбинные сборки. Установлено, что при их пра вильном использовании энергетическая характеристика турбобура может регулироваться в широком диапазоне изменения рабочих параметров. Это расширяет зону рабочих режимов турбобура и является положительной качественной характеристикой забойного привода долота.

В диссертационном исследовании разработана методика проектиро вания и выбора рациональных энергетических характеристик турбобуров для оптимизации режимов турбинного бурения. При проектировании ха рактеристик турбобуров для конкретных геолого технических условий бу рения определяются типы и количество ступеней турбин, редукторные и тормозные устройства, если это необходимо и целесообразно, обеспечиваю щие заданные значения крутящего момента и частоты вращения, при изве стных величинах расхода и плотности бурового раствора. Цель выбора ра циональной характеристики состоит в том, чтобы из всех возможных вари антов определить тот, который обеспечивает заданные параметры при мень шем перепаде давления на турбобуре и позволяет обходиться минималь ным количеством турбинных секций. Во всех случаях выбор рационально го варианта характеристики целесообразно подтверждать технико эконо мическим анализом результатов опытного бурения.

Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 6 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»