Особенности технологии бурения турбобурами.

Для непрерывного контроля за одним из основных пара­метров турбобура — частотой вращения его вала в процессе бурения скважин рекомендуется использовать турботахометр.

Рассмотрим некоторые причины неудовлетворительной ра­боты турбобура. Снижение давления в нагнетательном трубо­проводе вызывается уменьшением количества жидкости, посту­пающей в турбобур. Причиной этого могут быть:

1. неисправность буровых насосов (нарушение герметично­сти поршней, уплотнений клапанов, засасывание насосом воз­духа, засорение приемной сетки, уменьшение числа ходов на­соса и т. д.);

2. утечки в резьбовых соединениях бурильных труб и пере­водников.

Для проверки герметичности колонны бурильных труб сле­дует при их подъеме через каждые пять-шесть свечей прокачи­вать буровой раствор. Повышение давления при прокачивании указывает на течь в одной из свечей, поднятой в последней партии. Если в трубах течи не обнаруживается, то проверяют турбобур (возможны течи в переводнике турбобура). Резкое внезапное падение давления (почти до нуля) показывает, что произошла авария с переводником турбобура, срыв резьбы зам­ков или труб.

Давление чаще всего повышается потому, что засорены ка­налы турбины турбобура. Для предотвращения этого при бу­рении и опробовании турбобуров устанавливают фильтры.

Когда буровой раствор загрязнен, частицы шлама после прекращения циркуляции выпадают из бурового раствора и осаждаются на турбине. Если при включении насоса полностью закрыть пусковую задвижку, то шлам (выбуренная порода) забьет турбобур. Полностью закрывать задвижку следует после промывки в течение 5—10 мин. Аналогичное засорение турбины шламом произойдет, если во время бурения после выключения насоса сразу открыть пусковую задвижку. При этом возникает обратная циркуляция и осаждающийся на забой шлам засасы­вается в турбобур. Особенно часто встречается это явление при использовании воды в качестве промывочной жидкости. Для избежания засорения турбобура необходима тщательная про­мывка перед остановкой насосов. Очень часто бывают случаи, когда давление в нагнетательной линии не падает, а турбобур «не принимает» нагрузку.

Причиной этого может быть заклинивание шарошек долота, большая сработка опор долота, неисправность турбобура. Чтобы выяснить причину ненормальной работы турбобура, под­нимают бурильную колонну,

Турбины турбобура выходят из строя главным образом вследствие механического износа наружных, внутренних и тор­цовых поверхностей. Предупреждение износа турбин — одно из важнейших условий обеспечения эффективной работы турбо­бура.

После каждого рейса при подъеме турбобура необходимо проверять его осевой люфт. Для этого вал турбобура опирают на стол ротора и у торца ниппеля на валу наносят риску, за­тем турбобур приподнимают и на валу точно так же наносят вторую риску. По расстоянию между рисками определяют осе­вой люфт. Осевой люфт после каждого рейса необходимо за­носить в суточный рапорт и передавать по вахте. Допустимая величина осевого люфта неодинакова для турбобуров различ­ных типов (от 3 до 8 мм).

Не более чем через каждые два рейса в зависимости от ус­ловий бурения необходимо проверять и подкреплять машин­ными ключами резьбы ниппеля и переводника.