Привод долота

Углубление ствола скважины осуществляется посредством вра­щающегося долота при постоянно действующей на него осевой нагрузке.

Для вращения долота в одних случаях используют установленный на поверхности ротор, в других - погружной двигатель.

Рис. 4.16. Турбобур:

1. - статор;

2. - ротор;

3. - долото

Ротор (рис. 4.15) является многофункциональным оборудованием буровой установки. Он не только передает вращение долоту через веду­щую трубу и бурильную колонну, но и удерживает на весу бурильную ко­лонну, если от нее отсоединена талевая система; является опорным сто­лом при свинчивании и развинчивании бурильных труб во время спуско-подъемных операций; служит стопорным устройством для долота, свин­чиваемого с УБТ, или погружным двигателем; центрирует бурильную ко­лонну в скважине и т.д.

Рис. 4.15. Рот

213

Основными узлами ротора являются: станина 1, во внутренней по- лости которой установлен на подшипнике стол 2 с укрепленным зубчатым коническим венцом; вал 6, на внешнем конце которого установлено зуб­чатое колесо под цепную передачу, а на внутреннем - коническая шестер­ня, входящая в зацепление с коническим венцом; рифленый кожух 5, oг- раждающий вращающийся стол; вкладыши 4 для обхвата ведущей трубы, проходящей через отверстие 3.

Отверстие стола ротора без вкладышей обеспечивает прохождение через него в скважину любых технических устройств (долот, расширите­лей, центраторов и т.д.). Смазка всех трущихся деталей ротора осуществляется маслом, залитым в корпус ротора.

Ротор работает следующим образом. Вращательное движение от силовых двигателей через трансмиссионную систему при включении роторной пневматической муфты передается посредством цепной передачи на вал ротора, а последний при помощи конической зубчатой передачи вращает стол ротора в горизонтальной плоскости, который, обхватывая квадратными вкладышами ведущую трубу, вращает ее и всю бурильную колонну с долотом.

Для выполнения спускоподъемных операций вместо вкладышей в отверстие стола ротора устанавливают пневматические клинья, на кото­рые периодически при помощи зажимных сухарей с насечкой подвеши­вают бурильную колонну и отвинчивают от нее или навинчивают на нее находящуюся над ротором очередную бурильную свечу.

Турбобур (рис. 4.16) является погруженным гидравлическим дви­гателем, передающим вращение своего вала на долото непосредственно без промежуточных звеньев. Это обычно многоступенчатая турбина, каж­дая ступень которой состоит из статора, удерживаемого неподвижно кор­пусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток про- мывочного агента, попадая на изогнутые лопатки ротора турбины, создает вращающий момент, под действием которого вращается вал турбобура. Переходя из ротора в статор, поток под действием изогнутых лопаток ста­тора восстанавливает осевое направление струи и снова попадает на изо- гнутые лопатки следующего ротора. Одновременно работающие последо­вательно расположенные турбины позволяют суммировать их мощность и крутящий момент. Теоретические расчеты показывают, что для эффек­тивной работы турбобура необходимо соединить последовательно при­мерно сто турбин. При этом достигается большая мощность и еще сохра­няется достаточная для долота скорость вращения вала турбобура. Число ступеней (турбин) современных турбобуров изменяется от 25 до 350.

Основным фактором, управляющим параметрами работы турбобура, является количество прокачиваемого через него промывочного агента. Частота вращения вала, крутящий момент и мощность турбины прямо пропорциональны количеству прокачиваемой жидкости, соответственно, в первой, во второй и в третьей степени. Вращающий момент и мощность

214

турбины также прямо пропорциональны плотности прокачиваемой жид­кости, а частота вращения вала не зависит от этого фактора.

Очевидно, что вращающий момент вала тем больше, чем больше сопротивление его вращению со стороны долота (осевая нагрузка на до­лото). Но по мере увеличения осевой нагрузки уменьшается частота вра­щения вала турбобура. Поэтому зависимость между вращательным мо­ментом на долоте и его частотой вращения при турбинном бурении об­ратно пропорциональная. Это обстоятельство сужает возможность опти­мального сочетания режимных параметров бурения (нагрузки на долото, частоты его вращения, подачи промывочного агента к долоту).

Крепление скважин и разобщение пластов

До бурения скважины обосновывают и выбирают ее конструкцию. В понятие конструкции входит концентрическое расположение спущен­ных в скважину обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины спуска, высоты подъема закачанного за ними в скважину цементного рас­твора, диаметра долот, которыми бурят под каждую колонну.

Конструкция скважины - это совокупность элементов крепи гор­ной выработки с поперечными размерами, несоразмерно малыми с ее глу­биной и протяженностью, обеспечивающая при современном техническом и технологическом вооружении безаварийное, с учетом охраны недр, эко­номичное строительство герметичного пространственно-устойчивого ка­нала между флюидонасыщенными пластами и остальной частью вскрыто­го геологического разреза, а также дневной поверхностью, эксплуати­рующегося в заданных режимах и времени в зависимости от назначения: изучение геологического разреза, разведка и оценка газонефтеводоностности отложений, добыча продукции, поддержание пластовых давлений, наблюдение за режимом эксплуатации месторождения и др.

На рис. 4.17, а представлен профиль ствола скважины, а на рис. 4.17, б графически изображена рабочая схема ее конструкции, на которой вверху над каждым рядом обсадных колонн пишется диаметр (в мм), а внизу - расположение в заколонном пространстве цементного раствора обозначается штриховкой, выше которой отмечается высота его подъема; иногда приводится номер долота.

Каждая колонна, спускаемая в скважину, имеет свое назначение и название. Первая, самая короткая, называется направлением, она устанав­ливается до начала бурения и предохраняет устье скважин от размыва фунта циркулирующим буровым раствором. Вторая колонна, служащая для перекрытия неустойчивых верхних пород и водоносных горизонтов, называется кондуктором. Низ кондуктора, как и низ всех спускаемых по­сле него колонн, заканчивается короткой утолщенной трубой, называемой башмаком.

215

Рис. 4.17. Конструкция скважины

При бурении скважин в условиях многолетнемерзлых пород направ­ление и кондуктор выбирают с учетом предупреждения растепления пород. Для предупреждения или устранения осложнений, возникающих или воз­можных при бурении, спускают промежуточные колонны. Их может быть несколько. Последняя колонна, предназначаемая для эксплуатации продук­тивного горизонта, называется эксплуатационной. При подсчете числа ко­лонн, спущенных в скважину, направление и кондуктор не учитываются.

Колонна, перекрывающая некоторый интервал без выхода к устью скважины, называется хвостовиком (потайной колонной). Хвостовики часто применяют при креплении глубоких скважин.

Иногда обсадные колонны спускают частями - секциями. Процесс спуска обсадной колонны в таком случае называется секционным, а ко­лонна - секционной.

При бурении глубоких скважин в сложных геологических услови­ях применяют многоколонные конструкции. Нередко выход долота из-под промежуточных колонн достигает 1500 м и более. В этих условиях в об­саженной скважине проводят большой объем буровых работ; значительно изнашиваются обсадные и бурильные трубы, уменьшается срок их служ­бы. Для уменьшения износа применяют протекторные кольца. Протектор состоит из двух взаимозаменяемых резиновых оболочек, армированных металлическим каркасом, соединенных друг с другом при помощи клино­вых соединительных штырей. Металлический каркас по поверхности об­мазывается специальным клеем при обрезинивании. Конструкция протек­тора обеспечивает его самозаклинивание на бурильной трубе. Протекторы

216

легко устанавливаются на бурильной трубе как над ротором во время спускоподъемных операций, так и на мостках буровой.

Для цементирования нефтяных и газовых скважин с целью разоб­щения пластов используют цементный раствор - смесь вяжущих материа­лов (цементов), затворенных определенным количеством воды, часто с добавками химических реагентов. В связи с тем, что появились растворы, твердая фаза которых представлена не только портландцементом (а ино­гда и не включает последнего), более правильно называть их тампонажными растворами. Тампонажным растворам можно дать более общую формулировку: это раствор, получаемый после затворения тампонажного цемента водой (или иной жидкостью), обработанной химическими добав­ками (или без них) для повышения качества раствора. Тампонажным це­ментом называется продукт, состоящий из одного или нескольких вяжу­щих (портландцемента, шлака, извести, органических материалов и т.д.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака или др.) или орга­нических (хлопковых очесов, отходов целлюлозного производства и пр.) добавок, позволяющих после затворения водой или иной жидкостью по­лучить раствор, а затем камень обусловленного качества.

Успех цементировочных работ определяется техникой и техноло­гией проведения процессов цементирования, качеством подготовительных работ, тампонажного материала и полнотой замещения бурового раствора тампонажным.