± у бурильные трубы. глава расчет бурильных колонн

± У БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ. глава РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН

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

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

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

создание осевой нагрузки на долото;

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

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

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

выполнение аварийные работы в скважинах.

19.1. ВЕДУЩИЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

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

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

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

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

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

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

Рис. 19.1. Ведущая труба сборной конструкции:

I, II - резьба замковая по ГОСТ 5286-75 соответственно правая и левая; III, IV - резьба 8 ниток х25_г4 соответственно по ТУ 14-3-126-73 правая и левая

Рис. 19.2. Переводники ведущей трубы:

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

Рис. 19.3. Резьбовое соединение ведущих труб:

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 19.4. Ведущая труба с блокирующим пояском ТВБ:

1 - труба квадратного сечения; 2 - переводник

Л

. А ^ 1:32    111

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

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

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

Рис. 19.6. Резьбовое соединение ведущих труб ТВКП:

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

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

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

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

19.2. БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ С ВЫСАЖЕННЫМИ КОНЦАМИ И МУФТЫ К НИМ

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

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

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

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

а - труба; б — муфта

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

а - труба; б - муфта

Рис. 19.9. Трубы с коническим стабилизирующим пояском:

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

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

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

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

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

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

Примеры условных обозначений бурильных труб и муфт к ним.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

///Х///А\П=0,ШР NN>4

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

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

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

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

Глубина резьбы hi, мм.

Рабочая высота профиля h, мм Радиусы закругления, мм:

0,508

0,432

0,076

i°47'24'

1:16

r

Зазор z, мм

Угол уклона ф

Конусность 2tg ф

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

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

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

К высаженному концу труб ВК и НК предъявляются следующие требования.

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

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

Р

15°

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

I

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 19.5

Механические свойства материала труб и муфт

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

19.3. ЗАМКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ С ВЫСАЖЕННЫМИ КОНЦАМИ

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

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

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

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

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

Временное сопротивление разрыву О_в, МПа 882

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

Таблица 19.6

Типы бурильных замков

Область применения

Обозначение типов

Наименование

Замок с нормальным проходным отверстием

ЗН

ЗШ

ЗУ

ЗШК

ЗУК

Замок с широким проходным отверстием

Замок с увеличенным проходным отверстием

Замок с широким проходным отверстием с конической расточкой

Замок с увеличенным проходным отверстием с конической расточкой

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

Для соединения труб с высаженными внутрь концами с коническими стабилизирующими поясками

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

19.4. БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ С ПРИВАРЕННЫМИ ЗАМКАМИ

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

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

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

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

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

19.10.

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

Таблица 19.9

Механические свойства металлов труб

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

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

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

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

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

Временное сопротивление разрыву сварного соединения и твердость в

Хвостовик    Хвостовик

Продолжение табл. 19.10

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

19.5. ЛЕГКОСПЛАВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

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

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

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

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

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

Рис. 19.16. Труба легкосплавная:

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

Рис. 19.17. Труба с внутренними и наружными протекторными утолщениями

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

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

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

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

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

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

Таблица 19.11

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

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

Временное сопротивление ст_в, МПа, не

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

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

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

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

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

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

Таблица 19.13

Размеры (в мм) труб с протекторным утолщением

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

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

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

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

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

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

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

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

19.6. УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ СБАЛАНСИРОВАННЫЕ

ТРУБЫ УБТС-2

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 19.16

Характеристика беззамковых труб

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

осуществляют при одновременном охлаждении внутренней поверхности

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

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

Разностенность на длине резьбовой части допускается не более 1 мм.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ ГОРЯЧЕКАТАНЫЕ

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

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

Таблица 19.17

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

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

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

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

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

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ С ЗАМКАМИ УБТСЗ

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

15°15°

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

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

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

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

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

19.7. ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 19.21

Переводники муфтовые и ниппельные

Рис. 19.20. Переводники для бурильных колонн ступенчатой конфигурации:

а - муфтовый; б - ниппельный; в — переходный

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

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

19.8. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА

КОМПОНОВКИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ В КОЛОННЕ

РАСЧЕТ УТЯЖЕЛЕННЫХ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

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

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

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

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

Долото

УБТ

269,9 295,3 320 349,2 > 374,6

229

203

245

219

245

229

254

229

273

254

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

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

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

1₀ = (1,2 - 1,25) —

(19.1)

⁰    9^0

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

Общий вес комплекта УБТ, состоящего из труб разных диаметров,

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

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

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

п²EIf < Мпр ²    <    1,5    '

(19.2)

(19.3)

2L

EIa

0 < ^Мпр ~ 1,5

573

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

Диаметры (мм) обсадных долот и УБТ

Таблица 19.23

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

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

РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ПРИ БУРЕНИИ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

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

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

(1)

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

А _

^1,15 Ч1 g⁽¹ _Рж^/Р⁾

(19.4)

Qр¹⁾ _ ст_т F₁/n _ Q₁/n,

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

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

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

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

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

^{1    1,15}    д⁽¹ _рж^/ р⁾    .    .

Длина второй секции (в м)

о*²> _ _Q(¹)

1₂ _-°р-°р-.    (19.6)

и⁵ ч 2 gf¹ _р ж^/ р⁾

Длина n-й секции (в м)

In _1)

Ор^п) _ Q

1n _—_р -,    (19.7)

^1,15 4ng⁽¹ _р ж^/ р⁾

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

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

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

l _ ⁰р

^l ш+1 ^_

(19.8)

(19.9)

|ш+1)

0

0

и т.д.,

^1,15 Яш+2 g^{(1 -}р ж/ р⁾

^1,15 Яш+1 g^{(1 -}р ж/ р⁾

. 0^(ш) _{- D} F'

⁰р    ^рп¹п

|ш+2)

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

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

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

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

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

РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ПРИ БУРЕНИИ РОТОРНЫМ СПОСОБОМ

Расчет производят на статическую прочность и выносливость.

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

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

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

_l_ 0р¹⁾    - 1,15 0т(1 -Р ж/ Р) - Рп 1п    _{;    (1910)}

^{1    1,15} 41 g^{(1 -}Рж / р^{)    ;}    .

₀(²) _{- 0}(1

l2 _    _п    , ₎ и т.д.;    (19.11)

и⁵    я 2 gf^{1 -} р ж/ р⁾

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

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

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

ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН ПРИ БУРЕНИИ С ПЛАВУЧИХ СРЕДСТВ

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

М = М₁ + М₂ + М₃.    (19.12)

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

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

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

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

Общее напряжение в трубах с учетом изгибающих моментов

a=^Q + ^M.    (19.13)

F W

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

M = k^EIP +^Д + 0 + 2Р-);    (19.14)

у дна

^M = W^P (Д+т+$+P}    (¹⁹¹⁵)

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

Коэффициенты запаса прочности. Коэффициенты запаса прочности при растяжении n = а_т/а_р приводятся в табл. 19.24.

Для колонны, подвешенной в клиновом захвате

n > а_т/а.    (19.16)

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

При совместном действии нормальных и касательных напряжений

n -    ^ат    ,    (19.17)

^/^(ар + °и)² + ^3т2

где а_и — напряжение изгиба; т — касательное напряжение.

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

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

₍_ _ч    (°-1)а _

(^ст-1)а    _ р

в

(19.18)

n =

_    ,    ⁽_-1^ча _

_ a ^Н--_ m

а

в

где (ст_-1)_а - предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба (табл. 19.25); ст_в - предел прочности; ст_р - напряжение растяжения; ст_а -амплитуда переменных напряжений изгиба; __т - постоянное напряжение изгиба.

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

n =-^-1^)а-.    (19.19)

_    , ⁽_-1)а _

_ а +-_ т

_в

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

₍_ _ч    ⁽_-1^ча _

⁽_-1)а    _ р

n =--.    (19.20)

_а

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

П = (С-1)А/СТа.    (19.21)

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

2 0 ПРИВОД ДОЛОТА: БУРОВЫЕ РОТОРЫ,

Г Л А В А ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

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

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

Различают следующие основные способы вращательного бурения:

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

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

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

20.1. БУРОВЫЕ РОТОРЫ

Буровой ротор предназначен для выполнения следующих

функций:

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

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

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

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

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

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

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

КОНСТРУКЦИИ БУРОВЫХ РОТОРОВ

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

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

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

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

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

Рис. 20.1. Буровой ротор УР-560

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 20.4. Роликовый зажим

Таблица 20.2

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

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

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

ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

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

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

D = Dд_iH + 5,

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

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

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

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

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

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

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

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

^Gmax < ^Р < О),

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

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

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

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

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

Таблица 20.3

Основные размеры н ориентировочные расчетные параметры упорно-радиальных шарикоподшипников

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

Отношение предельных значений частоты вращения определяет диапазон ее регулирования: R_n = n_max/n_min.

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

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

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

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

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

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

N = (N„ + N)/n,

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

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

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

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

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

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

Мощность М_х._в, кВт........................... 8,8    10,9    13,6    19,1

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

Мд    ^РпЯ_Ср,

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

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

Средний радиус долота Я_ср = _О_д/3.

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

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

n = 200 - 150 —.

^Lk

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

р = 0,21 g L + 1,25.

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

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

M_max = Nn/n_mi_n,

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

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

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

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

20.2. ТУРБОБУРЫ

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

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

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

Турбобур — машина быстроходная, поэтому большое значение имеют работы, направленные на создание низкооборотных турбобуров, способных эффективно отрабатывать шарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорами типов ГНУ и ГАУ.

В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа «Stratopax». Современный турбобур должен обеспечивать:

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

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

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

постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ;

независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды;

возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления;

возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок;

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

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

гашение вибрации бурильного инструмента;

экономию приведенных затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

Понятно, что в одной конструкции все или большую часть этих требований воплотить очень сложно. В то же время в одном диаметральном габарите целесообразно иметь возможно меньшее число типов турбобуров.

В начале 1950-х годов в связи с увеличением глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двухтрех секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем, в целях упрощения эксплуатации турбобуров, осевая опора была вынесена в отдельную секцию — шпиндель. Это усовершенствование позволило заменять на буровой наиболее быстроизнашиваемый узел турбобура — его опору.

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

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

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

Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметром корпуса 164, 195 и 240 мм.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения порядка 2,5 — 5 с^—1. Это привело к созданию ряда новых направлений в конструировании турбобуров: с системой гидродинамического торможения; многосекционных;

с высокоциркулятивной турбиной и клапаном — регулятором расхода бурового раствора;

с системой демпфирования вибрации; с разделенным потоком жидкости и полым валом; с плавающей системой статора;

с тормозной приставкой гидромеханического типа; с редукторной вставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа — винтовые.

В настоящее время среди конструкторов турбобуров еще нет единого мнения о наиболее эффективном и перспективном направлении развития техники турбинного способа бурения. В целях объективной оценки новых конструкций и выбора лучшей из них для широкого внедрения в серийное производство проводятся сравнительные испытания макетных образцов новых забойных двигателей.

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

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

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

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

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

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

Рис. 20.5. Схема ступени турбины турбобура:

1 — лопатка статора; 2 — лопатка ротора

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 20.6. Многорядная осевая опора качения

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

ОДНОСЕКЦИОННЫЙ ТУРБОБУР

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

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

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

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

Рис. 20.7. Турбобур Т12МЗБ-240:

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

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

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

шпонка; 21    — ниппель;

22 — вал; 23 — переводник вала

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

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

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

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

СЕКЦИОННЫЕ ТУРБОБУРЫ

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

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

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

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

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

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

Рис. 20.8. Секционный турбобур ЗТС:

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

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

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

В шпиндельных турбобурах ЗТСШ к осевой опоре присоединяют две

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

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

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

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

Рис. 20.9. Шпиндель турбобура:

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

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

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

ВЫСОКОМОМЕНТНЫЕ ТУРБОБУРЫ С ПРЕДЕЛЬНЫМИ ТУРБИНАМИ

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

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

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

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

Рис. 20.10. Турбобур А7Н4С:

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

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

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

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

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

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

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

Турбобуры типа А7Н можно использовать также без перепускного клапана.

ВЫСОКОМОМЕНТНЫЕ ТУРБОБУРЫ С СИСТЕМОЙ ГИДРОТОРМОЖЕНИЯ

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

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

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

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

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

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

Таблица 20.6

Техническая характеристика высокомоментных турбобуров типа АГТШ