Механизмы для вращения долота

 

Одна из функций бурильной колонны при вращательном бурении передача механической энергии с поверхности от бурового оборудования к породоразрушающему инструменту. 

При этом часть энергии расходуется на холостое вращение собственно бурильной колонны в стволе скважины. В общем балансе эта доля энергии увеличивается как с ростом глубины скважины, так и в еще большей степени с повышением частоты вращения инструмента. Рост частоты вращения приводит также к повышению динамических нагрузок в бурильной колонне, что неблагоприятно влияет на ее надежность.

Еще в XIX столетии высказывались идеи о том, что породоразрушающий инструмент следовало бы приводить во вращение не с поверхности, а от забойной машины, которая располагалась бы в стволе скважины непосредственно над долотом. Подвод энергии к машине можно осуществлять с поверхности различными способами.

Практическая реализация этих идей была осуществлена в СССР в 1923 г. выдающимся инж. М.А. Капелюшниковым в конструкции первого турбобура.

Забойный двигатель представляет собой скважинную машину, смонтированную в трубном корпусе небольшого диаметра и служащую для преобразования подведенной с поверхности энергии в механическую энергию вращательного движения. Она находится над долотом и присоединяется к нижнему концу бурильной колонны. Последняя, воспринимая реактивный момент от забойного двигателя, не вращается или при необходимости эпизодически кратковременно проворачивается с незначительной частотой. Использование забойного двигателя, таким образом, приводит к существенному изменению, облегчению условий работы бурильной колонны в стволе скважины.

К настоящему времени разработано несколько типов забойных двигателей. Все их можно подразделить по виду используемой энергии на следующие классы:

1 – гидравлические забойные двигатели, которые преобразуют гидравлическую энергию потока промывочной жидкости в механическую мощность вращательного движения;

2 – электрические забойные двигатели (электробуры), работающие на электроэнергии.

Забойные машины 1-го класса по принципу действия подразделяются на турбобуры и объемные двигатели.

 

Ротор в бурении

При роторном бурении долото приводится во вращение вращательным механизмом - ротором через бурильную колонну, которая при этом выполняет роль промежуточной трансмиссии.

Ротор служит также для полного или частичного поддержания на весу бурильной или обсадной колонны с помощью элеваторов или клиньев. 

Для выполнения перечисленных работ ротор должен обеспечивать необходимую частоту вращения бурильной колонны и легко менять направление вращения, грузоподъемность его должна несколько превышать вес наиболее тяжелой (бурильной или обсадной) колонны.

 

Техническая характеристика ротора Р-700

Диаметр отверстия, мм

700

Расчетная мощность привода, кВт

не менее 630

Максимальная статическая нагрузка на стол ротора, кН

200

Частота вращения стола ротора, с-1 (об/мин)

0-3,33 (0-200)

Статический крутящий момент на столе ротора, кН·м

57-65

Допускаемая скорость вращения

300

Клиньевой захват

ПКР БО-700

 

 

Габаритные размеры, м

2,25´1,43´0,75

Масса, кг

5130

Ротор может работать при четырех скоростях вращения: 60, 120, 160, 200 об/мин.

В процессе роторного бурения мощность расходуется на вращение бурильной колонны и на разрушение горной породы долотом. Рассчитать потребную мощность на осуществление перечисленных работ очень трудно, так как затрата мощности зависит от очень многих факторов: диаметра бурильной колонны и скважины, длины бурильной колонны, свойств промывочной жидкости, состояния стенок скважины, степени искривления скважины, свойств разбуриваемой породы и т.д. 

Поэтому можно сделать только ориентировочные расчеты, используя эмпирические формулы, показывающие, что на вращение бурильной колонны затрата мощности прямо пропорциональна длине колонны, квадрату диаметра бурильной колонны, плотности промывочной жидкости и частоте вращения бурильной колонны в степени, близкой к 2. Отсюда следует, что с ростом глубины скважины бесполезная затрата мощности возрастает и, следовательно, подводимая к долоту мощность уменьшается.

  • На условия работы ротора влияют и изменения нагрузки на долото. Так, при увеличении нагрузки возможно такое сочетание, когда величина вращающего момента, передаваемого бурильной колонной, окажется недостаточной для преодоления сопротивления, встречаемого долотом со стороны горной породы. 
  • В результате долото начинает вращаться с меньшей частотой и даже может на некоторое время оказаться в заторможенном состоянии. В бурильной колонне при этом кинетическая энергия вращения переходит в потенциальную энергию кручения, которая после достижения определенного значения преодолевает сопротивление породы, и происходит обратный процесс - превращение потенциальной энергии кручения в кинетическую энергию вращения.

Такой переход видов энергии из одного состояния в другое приводит к возникновению упругих колебаний и если их частота совпадает с частотой вынужденных колебаний колонны, возникающих вследствие неравномерной подачи долота, наступает резонанс, передающийся через ведущую трубу ротору. Последний при создании таких условий его эксплуатации испытывает большие динамические нагрузки, приводящие к интенсивным вибрациям ротора, вышки; все это сопровождается нарастанием шума в буровой, а иногда даже авариями.

Как видно, вращение бурильной колонны, необходимое при роторном бурении, приводит к значительному осложнению процесса проходки скважины. Этим и объясняется вытеснение роторного бурения в ряде районов бурением с забойными двигателями.

 


Верхний силовой привод

 

Верхний силовой привод - ВСП (интегрированный верхний привод - ИВП, силовой вертлюг) предназначен для использования в составе стандартных буровых установок с принятием на себя функций ротора, вертлюга, крюка, противовыбросовой фонтанной арматуры (далее ПФА) и частично для свинчивания труб.

ВСП предназначен для бурения нефтяных и газовых скважин как вертикальных так и наклонно-направленных, где он особенно эффективен. В соответствии с п. 2.4.1. Правил буровые установки для бурения скважин с ожидаемым содержанием в пластовом флюиде сероводорода свыше 6%, наклонно-направленных скважин с радиусом кривизны менее 30 м, горизонтальных скважин с глубиной по вертикали более 3000 м и горизонтальным положением ствола более 300 м должны оснащаться верхним силовым приводом.

Верхний силовой привод представляет из себя компактный узел, состоящий из:

- интегрированного талевого блока г/п 200 т;

- блока силового, выполняющего функции ротора и вертлюга;

- трубного манипулятора со встроенным трубным ключом;

- системы ПФА;

- гидроэлеватора;

- траверс - верхней и нижней с соединительными штангами;

- гидростанции и пульта управления.

ВСП может быть смонтирован на любую стандартную буровую установку с небольшими ее доработками на месте эксплуатации.

На вышку монтируется одна вертикальная направляющая, по которой перемещается ВСП. Реактивный момент при работе ИВП передается на основание вышки.

Преимущества ВСП:

- наращивание инструмента при бурении производится свечами длиной 25-27 м, а не "однотрубками", чем исключается два наращивания из трех - достигается значительная экономия времени;

- возможность (при необходимости) производить спуско-подъемные операции с вращением колонны труб и с циркуляцией в скважине даже при большом угле наклона, чем уменьшается вероятность прихватов;

- возможно производить контроль за траекторией скважины непосредственно в процессе бурения;

- обеспечивается позиционирование элеватора створками к верховому с точной выдачей трубы, имеется возможность дальнейшей механизации спуско-подъемных операций;

- возможность быстрого разбуривания цементных мостов без присоединения вертлюга и "квадрата" (экономия времени);

- наличие бесступенчатого стопора ориентации ствола привода при бурении забойными двигателями позволяет поддерживать постоянную ориентацию долота во всем интервале длины свечи - дает полный контроль за направлением долота при наименьшем количестве замеров;

- возможность быстрой и надежной герметизации скважины встроенной в привод ПФА - двумя шаровыми кранами в процессе бурения и спуско-подъемных операциях;

- повышена безопасность работ, т.к. при бурении вращается только труба колонны и втрое сокращено количество свинчиваний при наращивании.

Техническая характеристика ИВП-200г, выпускаемого ВЗБТ.

Грузоподъемность, т

не более 200

Приводная мощность, кВт

275

Крутящий момент, кг*м

 

- при бурении (постоянный)

не более 3870

- при свинчивании-развинчивании (кратковременный)

не более 4640

Число оборотов ствола, мин-1

30...170 (об/мин)

Число скоростей вращения ствола

2

Приводные двигатели планетарные гидромоторы

ГВЗ-630

Рабочее давление в гидромоторах, МПа

 

- при бурении

не более 21

- кратковременное

не более 25

Рабочее давление в системе управления элементами привода, МПа

16

Рабочая высота (с интегрированным талевым блоком г/п 200 т)

6,3

Допустимый момент на стопорах ствола, кг*м

 

- бесступенчатом

1000

- 12-ти ступенчатом

3000

Размер присоединительной резьбы ствола, мм

З147

Вес (с интегрированным талевым блоком), кг

7200

Комплектность:

1. Верхний привод в сборе с интегрированным талевым блоком г/п  200 т         1

2. Гидростанция                                                1

3. Пульт управления                                           1

4. Направляющая с элементами крепления к вышке                1

5. Комплект соединительных трубопроводов и кабелей              1

6. Комплект ЗИП                                            1

 


Турбобур

Турбобур это гидравлический забойный двигатель, в котором для преобразования гидравлической энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использована многоступенчатая осевая турбина лопастного типа.

 

 Принцип действия гидравлической осевой турбины

 

Гидравлическая осевая турбина состоит из ротора и статора, образующие единичную ступень. В турбобурах применяются многоступенчатые турбины состоящие из набора последовательно расположенных единичных ступеней. Роторы турбины располагаются на валу турбобура.

Работает турбина 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 производят силовое воздействия 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 происходит 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 ступень турбины турбобура и через специальный канал подводится к долоту. Таким образом, крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу турбины.

 

Конструкция турбобура

 

Первый отечественный турбобур, созданный в 1923 г. советским инж. М.А. Капелюшниковым, имел одноступенчатую турбину. Она вращалась с высокой частотой 2000–2500 об/мин. Для снижения частоты вращения турбина была снабжена трехступенчатым планетарным редуктором, который позволял получить частоту вращения вала порядка 15–30 об/мин. Главным недостатком этого турбобура была его малая мощность.

В 1935–1936 гг. П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом была разработана принципиально новая конструкция турбобура с большим числом ступеней многоступенчатый турбобур. Он развивал достаточно высокую мощность и не нуждался в редукторе. В результате многолетних работ по усовершенствованию и доводке конструкции был создан промышленный односекционный многоступенчатый турбобур типа Т12М3, который с 1952 г. поступил в серийное производство.

Принципиальная схема односекционного многоступенчатого турбобура представлена на рис. 4.2.

 

В трубчатом корпусе 2, который присоединен к колонне бурильных труб посредством переводника 1, на валу размещены осевая опора 3, служащая для восприятия осевых нагрузок, и комплект 4 большого количества ступеней турбины (100–120 в турбобуре Ò12Ì3). Вал турбобура 5, сплошной в верхней части и полый ниже турбинок, отцентрирован двумя промежуточными резинометаллическими радиальными опорами 6. Снизу в корпус ввинчен ниппель 7, который одновременно выполняет ряд функций: закрепление опорных элементов осевой опоры и статоров в корпусе турбобура, герметизацию зазора между валом и нижней частью корпуса, центрирование нижнего конца вала.

Промывочная жидкость через переводник 1 поступает внутрь турбобура, проходит через зазор между валом и корпусом, омывает и смазывает опорные элементы резинометаллической верхней опоры, проходит последовательно через все ступени турбины и перед ниппелем по каналам поступает внутрь вала и направляется к долоту и забою скважины.

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

Рис. 4.2. Принципиальная схема односекционного многоступенчатого турбобура

  

Внешняя характеристика турбобура

 

Выходные параметры турбобура (мощность на валу, крутящий момент, перепад давления в турбобуре) существенно зависят от расхода промывочной жидкости Q и частоты вращения вала турбины n. Зависимость крутящего момента М, мощности на валу N, перепада давления Dр и коэффициента полезного действия h от частоты вращения n представляет собой рабочую характеристику турбины турбобура (рис. 4.3). 

Рис. 4.3. Рабочая характеристика турбины Т12М3-240

 

Внешняя характеристика турбобура отражает зависимость мощности и крутящего момента от частоты вращения вала турбобура с учетом потерь в опорах.

Поскольку при работе турбобура часть мощности затрачивается на преодоление трения в опорах, а иногда и между статорами и роторами, внешняя характеристика турбобура отличается от рабочей характеристики турбины. В резинометаллической пяте турбобура Т12М3 потери мощности на преодоление трения могут достигать значительных величин (до 15–20% энергетического ресурса турбины).

Оценивая эффективность преобразования гидравлической энергии потока в мощность на валу турбобура, следует рассматривать потери энергии трех видов: объемные, гидравлические и механические.

Объемные потери вызваны тем, что не вся промывочная жидкость, поступающая в турбобур, проходит через лопатки турбин; часть ее не участвует в преобразовании энергии. Объемные потери оцениваются объемным КПД - hо.

Гидравлические потери связаны с несовершенством аппарата самой турбины и характеризуются гидравлическим КПД - hг.

Часть механической мощности, развиваемой многоступенчатой турбиной, расходуется на преодоление внутренних сопротивлений (трение в пяте, радиальных опорах и т.п.). Эти потери мощности учитываются механическим КПД -hм.

В целом эффективность преобразования турбобуром гидравлической энергии в мощность на валу характеризуется коэффициентом полезного действия турбобура

h = hоhгhм.

Коэффициент полезного действия турбобура зависит от его конструкции и режима работы и в наиболее благоприятных условиях достигает 0,5–0,6.

 

Современные конструкции турбобуров

 Односекционные многоступенчатые турбобуры имеют ряд недостатков. Во-первых, это низкий крутящий момент и высокая частота вращения турбобура (650–800 об/мин), не способствующая рациональному использованию ресурса шарошечных долот.

Во-вторых, герметичность нижнего узла турбобура (ниппеля) недостаточно надежна и по мере износа резинового уплотнения утечки ПЖ через ниппель значительно возрастают. Ниппельные турбобуры вообще оказались непригодными для бурения гидромониторными долотами, характеризующиеся большим перепадом давления.

Увеличение крутящего момента турбобуров. Проблема увеличения крутящего момента турбобуров была решена за счет использования секционных турбобуров (турбобуры типа ТС). Секционные турбобуры состоят из двух и более последовательно соединенных между собой секций, каждая из которых собирается из примерно 100 ступеней турбин в отдельном корпусе. Соединение секций в турбобур производится непосредственно на буровой.

Устройство секционного турбобура показано на рис. 4.4. Корпуса секций снабжены переводниками, которые соединяются между собой на конических резьбах. Валы секций соединяются с помощью конусно-шлицевых муфт, состоящих из нижней 9 и верхней 10 полумуфт.

Осевая опора у секционных турбобуров общая, она, как правило, располагается в нижней секции. Конструкция резино-металлического подшипника опоры не отличается от подшипников односекционных турбобуров.

Секционные турбобуры предназначены для бурения глубоких скважин, так как обладают повышенной мощностью за счет увеличения числа ступеней турбин, работающих синхронно. Секционирование турбобуров позволило создать турбобур с высокими энергетическими показателями в малых габаритах (127 и 104,5 мм). Как правило используются трехсекционные турбобуры с осевой опорой (пятой) в нижней части нижней секции.

Устранение утечек ПЖ у выхода вала турбобура. Для борьбы с утечками в нижней части турбобура (у выхода вала) наиболее рациональным оказалось создание отдельной осевой опоры в виде шпинделя. Так появилась конструкция секционного шпиндельного турбобура 3ТСШ – одного из наиболее распространенных в настоящее время.

 

 Снижение частоты вращения вала турбобура. Для снижения частоты вращения вала турбобура используются три конструктивных решения.

1. Применение высокоциркулятивных турбин в сочетании с перепускным клапаном. Эти турбины отличаются тем, что перепад давления в них при постоянном расходе уменьшается от режима холостого хода к тормозному. Эта особенность позволяет осуществить переменный поток через турбину с помощью перепускного клапана. Сбрасывание части жидкости через перепускной клапан при повышении давления сверх некоторого предела позволяет ограничить частоту вращения вала турбобура. Снижение перепада давления на турбине с уменьшением частоты вращения вала позволяет увеличить расход через турбины и таким образом повысить крутящий момент на валу. По этому принципу созданы высокомоментные турбобуры серии А (А6Ш, А7Ш, А9Ш и др.)

2. Создание турбобуров серии АГТ с гидродинамическим торможением. Снижение частоты вращения вала достигается использованием решеток гидроторможения. Они поглощают некоторую часть крутящего момента, развиваемого турбиной, причем эта величина тем больше, чем выше частота вращения вала турбобура. Таким образом, можно снизить частоту вращения вала на разгонном режиме, т.е. при холостом вращении. Турбобуры с решетками гидроторможения имеют следующие шифры.

Шифр

А6ГТ

А7ГТ

А9ГТ

Диаметр, мм

164

195

240

 

Частота вращения вала турбобура при максимальной мощности снижена до 250–300 об/мин.

3. Использование редуктора, снижающего частоту вращения. Существует два принципиально различных исполнения редукторов: маслонаполненный редуктор в герметизированном корпусе и редуктор открытого типа, где передачи работают в среде промывочной жидкости. Наиболее приемлемая схема редуктора многорядная планетарная передача. Редуктор-вставка РТ-195 конструкции ВНИИБТ и СКТБЭ, представляющий собой двухрядную планетарную передачу в маслозаполненном корпусе, позволил снизить частоту вращения вала турбобура при его устойчивой работе до 130–170 об/мин.

Технические характеристики турбобуров приведены в табл. 4.1.

Таблица 4.1

Техническая характеристика турбобуров в рабочем режиме

Шифр турбобура

Количество ступе ней -

Расход жидкости(вода), л/с

Частота вращения в рабочем режиме, об/мин

Момент на валу, Н.м

Мощность, кВт

Перепад давле ния, МПа

КПД

Т12М3Б-240

104

50

660

2000

135,2

4,0

0,69

3ТСШ-240

31в

32

420

2500

107,3

5,0

0,69

Т12М3Б-195

100

30

660

850

57,3

3,5

0,56

3ТСШ-195

285

22

485

1300

64,7

5,0

0,60

3ТСШ-195ТЛ

318

40

355

1750

63,2

3,0

0,55

Т12М3Е-172

121

25

625

650

41,9

3,0

0,57

3ТСШ1-172

336

20

505

1000

51,5

6,0

0,44

А9Ш(240)

210

45

420

3000

129,4

7,0

0,44

А7ГТШ(195)

232

30

320

1050

63,9

8,0

0,27

А7Ш(195)

236

30

520

1900

101,4

8,0

0,43

А6Ш(172)

212

20

475

720

35,3

4,5

0,40

 

 

Для расширения области применения турбобуров при проводке скважин созданы конструкции турбобуров специального назначения:

колонковое турбодолото (КТДЗ и КТД4) для бурения с отбором керна съемной грунтоноской. Грунтоноска размещена в полом валу турбобура и вместе  керном поднимается внутри бурильной колонны с помощью захватного приспособления (шлипса), подвешенного на конце каната. Колонковые турбодолота типа ÊÒÄ4 отличаются от предыдущей серии КТДЗ увеличенным диаметром керна:

турбинный отклонитель ТО для искривления скважины в некотором интервале включает секцию турбобура и шпиндель, соединенные изогнутым переводником таким образом, что их оси располагаются под углом 0°30' 1°30'. Вращение от вала турбобура к валу шпинделя передается с помощью кулачковой муфты;

агрегат реактивно-турбинного бурения (РТБ). Система РТБ была отработана в 1950–1958 гг. для проводки скважин большого диаметра (от 394 до 2600 мм). Агрегат РТБ включает от двух до четырех турбобуров, соединенных траверсами и расположенных на одном уровне. Для повышения осевой нагрузки на турбобуры навешивают грузы. Каждый турбобур вращает долото, В результате работы шарошечных долот на забое возникает реактивный момент, который вращает весь агрегат вокруг оси скважины в обратную сторону (отсюда название реактивный). Агрегат можно приводить во вращение также и с поверхности. Если агрегат все время вращается с поверхности ротором, способ бурения называется роторно-турбинным.

В последние годы интенсивно и успешно ведутся работы по усовершенствованию конструкции турбобура с вставным ротором для бурения с раздвижными долотами, которые можно спускать на забой скважины и извлекать через колонну бурильных труб. Для использования таких долот разработана конструкция специального турбобура, у которого корпус присоединен к нижнему концу бурильной колонны, а вал с радиально-аксиальными турбинами может свободно проходить через корпус до тех пор, пока его опорный подшипник не сядет в соответствующее седло. Такой турбобур в сочетании с раздвижным долотом позволяет значительно сократить затраты времени на спуск и подъем инструмента и существенно повысить эффективность бурения глубоких скважин.

 

Объемный гидравлический двигатель

Объемный двигатель представляет собой разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования гидравлической энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован героторный винтовой механизм (отсюда второе название двигателей этого типа "винтовой").

К опытно-конструкторским разработкам объемного двигателя приступили в начале 60-х годов. В 1966–1975 гг. был проведен большой объем исследовательских, конструкторских и технологических работ по созданию промышленного типа двигателя, пригодного для бурения скважин. На их основе была разработана конструкция двигателя Д2-172 с наружным диаметром корпуса 172 мм. Созданы также объемные двигатели Д-195, Д-127 и Д-85 с наружными диаметрами корпуса соответственно 195, 127 и 85 мм.

Забойный двигатель типа Д включает две секции: двигательную и шпиндельную. Основная часть двигательной секции пара статор и ротор.

Статор изготовлен нанесением специальной резины на внутреннюю поверхность стального корпуса. Внутренняя поверхность статора имеет вид многозаходной винтовой поверхности. В двигателях правого вращения винтовая линия имеет левое направление. У двигателя Д2-172 статор имеет 10 заходов.

Ротор изготовляют из стали в виде многозаходного винта. Количество винтовых линий ротора на одну меньше, чем у статора (у ротора двигателя Ä2-172 их девять). Наружную поверхность ротора покрывают износостойким металлом (хромируют). Ротор расположен в статоре с эксцентриситетом е (рис. 4.4).

 

Рис. 4.4. Контуры сечений рабочих поверхностей статора {А) и ротора {Б) винтотого двигателя.

Заштрихованы шлюзовые камеры высокого давления

 

Вследствие разницы чисел заходов в винтовых линиях статора и ротора их контактирующие поверхности образуют ряд замкнутых полостей шлюзов между камерами высокого давления у верхнего конца ротора и пониженного давления у нижнего. Свободный ток жидкости через двигатель как бы перекрыт шлюзами, в которых действие давления жидкости приводит к появлению результирующего момента.

Вращающий момент на роторе может быть определен по формуле

М = ******.(4.12)

где ** удельный момент двигателя (безразмерная величина), который тем выше, чем больше заходов у винтовой линии и больше отношение эксцентриситета к радиусу зуба зацепления: р перепад давления в двигателе; * расчетный диаметр винтового механизма, * = 2**', * число заходов у статора: е эксцентриситет винтового механизма; * шаг ротора.

Для нормальной работы двигателя необходимо соблюдать определенное соотношение между шагом ротора * и шагом статора *:

где *-* и *, соответственно число зубьев ротора и статора.

Частота вращения ротора и вала двигателя может определяться по формуле

                                                                                                                  (4.13)

где *** удельная частота вращения выходного вала (безразмерная величина).

Величина Лд обратно пропорциональна количеству заходов винтовой линии ротора *^. Это позволяет, увеличивая число заходов *„ получать частоту вращения порядка 100–200 об/мин.

Для уменьшения утечек в двигателе длину ротора принимают равной двум шагам винтовой линии.

Конструктивное исполнение двигателя Д2-172 представлено на рис. 4.5.

Поскольку ротор в двигателе перемещается с эксцентриситетом, вращающий момент с ротора на вал шпинделя передается двухшарнирным карданным соединением. Шпиндель имеет осевую многорядную опору, радиальную металлорезиновую опору и сальниковое уплотнение для снижения утечек через опоры шпинделя.

При расходе промывочной жидкости 23–36 л/с и перепаде давления 4–6 МПа двигатель Д2-172М развивает мощность 33–91,9 кВт при частоте вращения вала 115–220 об/мин. На рис. 4.6 представлена характеристика двигателя Ä2-172.

Таким образом, объемный двигатель имеет вполне приемлемую для работы породоразрушающего инструмента характеристику, и в первую очередь для шарошечных долот. Он имеет невысокие разгонные частоты и обладает большой нагрузочной способностью.

Рис. 4.5. Конструкция винтового двигателя Д2-172:

1 – переводник; 2 - корпус двигательной секции; 3 – статор; 4 – ротор; 5 – карданный вал; 6 – корпус шпинделя; 7 – торцовый сальник; 8 – многорядный радиально-упорный подшипник; 9 – радиальная резинометалли-ческая опора; 10 – вал шпинделя

 

Рис. 4.6. Рабочая характеристика винтового двигателя Д2-172 при О = 20 л/с

М. Ар, кН-м мпа

1** 150 п, ìíí''

 

Наиболее быстро изнашивается рабочая пара двигателя: при работе на воде средняя продолжительность работы пары составляет около 100 ч, на глинистом растворе, по данным отработки в Пермской области, – 50–904. По мере износа контактирующих поверхностей статора и ротора характеристика двигателя ухудшается. Поэтому одна из главных проблем повышение износостойкости статора и ротора.

Одним из возможных путей повышения энергетических параметров объемного двигателя является создание многосекционного варианта.

По своей характеристике объемный винтовой двигательвесьма перспективная забойная машина и после усовершенствования и повышения ресурса работы, по-видимому, получит широкое применение в глубоком бурении.

Электробур

Наряду с гидравлическими машинами разрабатываются и электрические электробуры. Электробурэто 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 опытно-конструкторские работы позволили значительно модернизировать электробур по сравнению с первыми образцами: была создана безредук-торная 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 налажено с 1956 г.

В СССР до 1960 г. с помощью электробура было пройдено около 500 тыс. м скважин на нефть и газ. В настоящее время в ряде районов страны этим способом ежегодно бурят 200– 250 тыс. м. Хотя указанный объем многократно уступает объему турбинного бурения в нашей стране, принципиальная схема канализации электрической энергии к забою скважины и использование погружного электрического двигателя для привода долота имеют ряд неоспоримых преимуществ, однако конструктивные трудности, невысокие эксплуатационно-технические показатели и высокая стоимость машины на данном этапе пока сдерживают применение этого вида техники в бурении.

Размерный ряд электробуров предусматривает их выпуск с наружным диаметром корпуса 164, 170, 185, 215, 240, 250 и 290 мм. Наиболее распространен электробур диаметром 170мм. В обозначении электробура первое число его наружный диаметр, второе число полюсов обмотки статора (например, Э215-10). Может добавляться буква "М", обозначающая модернизированную модель, и "Р" для редукторных турбобуров. Обозначение электродвигателя содержит сведения о наружном диаметре корпуса, общей длине магнитопровода с длиной немагнитопроводных пакетов и о числе полюсов. Например, маркировка МАЛ 1-17–658/6 расшифровывается следующим образом: МАЛ– 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. 4.7).

 Принципиальная схема электробура

 

В трубном корпусе электробура помещены 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 двигателя 5. Ротор расположен в статоре с зазором 0,5–0,6 мм на сторону. Внутренняя полость двигателя заполнена сухим изоляционным маслом' От внешней среды внутренняя 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 двигателя 3 и сальника 2. 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 присоединяется 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 породораз-рушающий инструмент полностью воспринимаются осевой опорой шпинделя и на вал двигателя не передаются. В нижней части шпинделя помещено сальниковое уплотнение 12. Шпиндель заполняется густым машинным маслом и оснащен лубрикатором **. Избыточное давление лубрикатор создает за счет усилия сжатой пружины, которая давит на поршень. Под поршнем находится резерв масла, восполняющий его потери из шпинделя.

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

п = п„(1 - *). (4.14)

где п частота вращения ротора двигателя; Ид частота вращения магнитного поля статора, л„ = 60//р, / – частота тока; р число пар полюсов (двигатели выпускают 10-, 8- и 6-полюсными); * – скольжение, при нормальной нагрузке скольжение * =• 8-"-12 %.

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

200 т МО вЮ п^т'" 2^^+с,^+(х,+с,^ (4.15)

где т, число фаз обмотки статора; *, напряжение на зажимах двигателя, В; *, приведенное омическое сопротивление ротора, 0м; *?, омическое сопротивление фазы обмотки статора, 0м; х, индуктивное сопротивление обмотки статора, 0м; х;' приведенное индуктивное сопротивление ротора, 0м; * коэффициент, зависящий от напряжения на клеммах двигателя.

Как следует из формулы (4.15), вращающий момент двигателя прямо пропорционален квадрату напряжения на вводе двигателя. 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 вводе двигателя на 5–10% от номинального. 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. 4.8.

 

Рис. 4.8. Характеристика двигателя МАП1Д-25-в17/10

 

На графике вращающего момента правая ветвь от точки максимума является областью устойчивой работы (рабочая область), левая область неустойчивой работы. При запуске двигателя заметно снижается вращающий момент (зона провала) в процессе набора оборотов. В зоне провала вращающий момент может падать до 60% от номинального. Но так как двигатель запускают с малой нагрузкой, а маховой момент вращающихся деталей и инструмента мал, даже при уменьшенном моменте двигатель быстро увеличивает частоту вращения вала.

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

Электроэнергия к забойному двигателю подводится по секционированному кабелю, помещенному внутри бурильной колонны.

Токоподвод может осуществляться по трех- или двухжильному кабелю. В последнем случае в качестве третьего провода используется бурильная колонна. 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 помещают в отдельной бурильной трубе, и ее концы закрепляют в трубе на опорах с втулками, обеспечивающими некоторое свободное проворачивание кабеля при соединении труб. Секции соединяют 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 некоторым натягом, обеспечивающим герметичность соединения от проникновения бурового раствора.

Для монтирования секций электрокабеля используют специальные бурильные трубы типа ЭБШ с гладкопроходным сечением. Они выпускаются диаметром 140 и 114 мм с выса-женными 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 (первоначальное сопротивление самого 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 осуществления 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 неоспоримые 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 циркуляционного агента; это позволяет применять его при использовании утяжеленных растворов, газообразных агентов и продувки;
  • 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 двигатель, все детали которого работают в среде, изолированной от бурового раствора, он меньше подвержен абразивному износу и его рабочая характеристика остается практически неизменной в течение всего срока работы.

К недостаткам электробура относятся: высокая стоимость забойного двигателя, опасность потери дорогостоящей машины вследствие 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 работы электробура с системой токоподвода до 200 ч и более, улучшением его выходных характеристик, позволяющих поддерживать оптимальный режим работы породоразрушающего инструмента.

 

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога