Геологоразведочное бурение (как и бурение эксплуатационных скважин на нефть, газ и воду) – это механическое вращательное бурение. Даже при применении ударных импульсов для разрушения породы на забое скважины, вращательное движение породоразрушающего инструмента является обязательным. Вращение в геологоразведочном бурении создается вращателем бурового станка и передается на ПРИ колонной бурильных труб. Вращение бурильной колонны является серьезной проблемой вращательного бурения: - значительные затраты мощности, пропорциональные глубине скважины и практически квадрату частоты вращения, износ и обрывы достаточно дорогих бурильных труб, возникновение вибрации при высоких оборотах, влияние на искривление оси скважины.
Изначально буровики искали возможности обеспечить вращение ПРИ без вращения бурильной колонны. В двадцатые годы прошлого века в нашей стране был разработан работоспособный забойный двигатель – турбобур.Однако турбобур, будучи гидравлическим двигателем динамического действия, мог работать только на сравнительно высоких оборотах (600 – 800 об/мин), что вызывало проблемы с износом шарошечных долот. Малогабаритные турбобуры пригодные для геологоразведочного бурения были изготовлены в восьмидесятые годы прошлого века в Китайской Народной Республике. Турбобур имел диаметр 52 мм, развивал 2600 об/мин и мощность 7,2 кВт и обеспечил бурение разведочных скважин глубиной до 880 м. с производительностью более высокой, чем обычное алмазное бурение. В нашей стране в те же годы турбобур для бурения разведочных скважин диаметром 76 мм был изготовлен и успешно испытан энтузиастом этого дела В. Большаковым. Однако дальнейшее развитие и внедрение бурения геологоразведочных скважин малогабаритными турбобурами не получило применения, по-видимому из-за дороговизны и сложности эксплуатации в геологоразведочных условиях, невозможности совмещения со снарядами ССК.
В нефтяном бурении серьезный прорыв во внедрении бурения с забойными двигателями произошел при создании забойных гидравлических винтовых двигателей. Эти двигатели объемного действия, развивают умеренную частоту вращения (150 – 300 об/мин) и большой крутящий момент и, в отличие от турбобуров, успешно работают с шарошечными долотами. Наряду с винтовыми гидравлическими двигателями для бурения нефтяных скважин, нефтяники разработали и малогабаритныевинтовые двигатели с диаметром корпуса 54 и 70 мм для разбуривания парафиновых пробок внутри нефтеподъемных труб. Размеры этих двигателей идеально подходили для геологоразведочного бурения, где наиболее распространены диаметры скважин 59 и 76 мм. Однако оказалось, что при использовании, применяемых в геологоразведке буровых насосов мощность, развиваемая этими двигателями, недостаточна для бурения на рациональных режимах. Так двигатель Д-54развивает максимальную мощность до5 кВт и максимальную частоту вращения до 500 об/мин при подаче жидкости с расходом 180 л/мин и при перепаде давления на двигателе 4,0 мПа. Учитывая гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины, такие параметры можно получить только при использовании самого мощного бурового насоса геологоразведочного бурения НБ 320/100 и при не очень большой глубине скважины. Расчет забойной мощности по формуле: Nзаб. = 10-4·β·Fос.·r∙n, где β = (μ + А·hоб), обобщенный коэффициент сопротивления, для алмазного бурения β ≈ 0.4,приFос. = 10 кН, для D=59 мм где r= 0,03, показывает:
5квт= 10-4·0,4·104·0,03·n = 0,012·n, что мощности двигателя Д-54 достаточно лишь для бурения при Fос. = 10 кН, с частотой вращения до 410 об/мин. Это значит - возможно бурение на пониженном режиме при максимально возможной гидравлической мощности насоса.
И расчеты и практика показали, что использовать забойные гидравлические двигатели для обычного геологоразведочного бурения не целесообразно и не рентабельно.
Еще при начале турбинного бурения нефтяных скважин было отмечено, что отсутствие вращения бурильной колонны, создает отличные условия для направленного бурения! Над турбобуром или другим забойным двигателем устанавливается «кривой» переходник, колонна ориентируется в нужном направлении и далее вращается долото или коронка, а колонна с кривым переходником и корпусом забойного двигателя не вращаются, повернуты в заданном направлении, куда и отбуривается ствол скважины с заданной интенсивностью.
poznayka.org
При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели , преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. Гидравлические забойные двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов. Первые из них
называют турбобурами, а вторые – винтовыми забойными двигателями. Электрические забойные двигатели получили наименование электробуров.ТУРБОБУРЫ
Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.
Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора . В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор , где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.Работа турбины характеризуется частотой вращения вала n , вращающим моментом на валу М, мощностью N, перепадом давления DР и коэфициентом полезного действия h.Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n , тем меньше М, и наоборот.В этой связи различают два режима работы турбины: тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения , и холостой, когда n достигает максимального , а М=0. В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором – совершенно снять нагрузку.Максимальное значение мощности достигается при частоте вращения турбины n = n0.Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения называется экстремальным. Все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n и, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура. Режим, при котором коэфициент полезного действия h турбины достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на оптимальном режиме , т.е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине DР минимальны.При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и h располагались близко друг к другу. Линия давления DР таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.Таким образом, при постоянном расходе бурового раствора Q параметры характеристики турбины определяются частотой вращения ее ротора n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).При изменении расхода бурового раствора Q параметры характеристики турбины изменяются совершенно по другому.Пусть при расходе бурового раствора Q1 и соответствующей этому значению частоте вращения ротора турбины n1 при оптимальном режиме турбина создает мощность N1и вращающий момент М1 , а перепад давления в турбине составляет DР1. Если расход бурового раствора увеличить до Q2 , параметры характеристики турбины изменятся следующим образом:n1 / n2 = Q1 / Q2 ;N1 / N2 = (Q1 / Q2)3М1 / М2 = (Q1 / Q2)2DР1 / DР2 = (Q1 / Q2)2Видно, что эффективность турбины значительно зависит от расхода бурового раствора Q. Однако увеличение расхода Q ограничивается допустимым давлением в скважине.Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению плотности бурового раствора r.N1 / N2 = М1 / М2 = Р1 / DР2 = r1 / r2Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности r не зависит. Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.
ГОСТ 26673-90 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.
Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 – 25% бурового раствора.Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию – шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть – к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем .Для бурения наклонно – направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры – отклонители типа ТО.Турбобур – отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал , к которому через переводник присоединяется бурильная головка . Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник . Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя – кернорвателем, вмонтированным в переводник . Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их – клапанный узел . Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.Керноприёмник подвешан на опоре , установленной между переводником к БК и распорной втулкой . Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.ВИНТОВОЙ ЗАБОЙНЫЙ ДВИГАТЕЛЬРабочим органом винтового забойного двигателя (ВЗД) является винтовая пара: статор и ротор .
Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.
Ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентричноКинематическое отношение винтовой пары 9: 10 и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.Вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой и радиальными резино – металлическими опорами . К валу шпинделя присоединяется долото . Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая . По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении – резко. Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью – экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.
Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.
Характер изменения от момента М при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым. Значения при увеличении растут почти линейно, - несколько уменьшается, а возрастает по зависимости, близкой к квадратичной.
Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом , а нижняя, воспринимающая реакцию забоя- в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него – напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.
При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия. Изгибающие нгрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения . действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.Аварии при роторном бурении происходят ,в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят ,в основном, из-за прихватов ,неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.1. Сборка двигателя
Приподнимите двигатель, установите хомут из двух половин, открутите подъемный переводник.
Проверьте рукой работу перепускного клапана.
Для проверки работы ВЗД присоедините сначала долото.
При проверке мотора с кривым переводником, сведите время прокачки к абсолютному минимуму.
Возьмите УБТ с телесистемой. Подсоедините обратный клапан и кривой пе-реводник к трубе.Установите ниппель кривого переводника в муфту ВЗД. При помощи лебедки совместите оси резьбовых соединений кривого переводника и ВЗД.
Захватите ключом корпус кривого переводника.
Потихоньку вращайте роторный стол против часовой стрелки.
После того, как резьбы будут аккуратно накручены, затяните все соединения
ключом с моментом в соответствии с рекомендациями API.
Измерьте угол установки кривого переводника.
Установите ориентирующий переводник. Установите хомут из двух половинок на УБТ ниже соединения.
Отсоедините немагнитные УБТ.
Выровняйте паз втулки ориентирующего переводника с осью кривого переводника. Застопорьте его в этом положении винтами.
Подсоедините немагнитные УБТ и спускайте в скважину.2. Работа с забойным двигателем
До начала работы двигателя, забой должен быть очищен.
Медленно спускайте в открытый ствол скважины.
При высокой температуре на забое, периодически прекращайте циркуляцию.
При использовании перепускного клапана, регулярно доливайте колонну.
Будьте особенно аккуратны в призабойной зоне.
3. Подготовка к работе на забое
Удерживая колонну на весу около забоя, потихоньку промывайте забой.
Промывайте забой таким потоком, который предполагается применять в дальнейшем. Если возникнет необходимость — медленно поворачивайте колонну,
При зарезке, разгрузите колонну от напряжения момента вращения, до начала замеров.
До начала бурения, сориентируйтесь.
4. бурение с забойным двигателем
Регистрируйте давление циркуляции.
Если давление на стояке не увеличивается при увеличении нагрузки на долото, то это указывает на то, что перепускной клапан не закрыт. Приподнимите с забоя и прерывистым резким изменением давления попытайтесь заставить его закрыться.Как только долото опустится на забой и начнется бурение, крутящий момент на двигателе возрастет. Потеря давления на двигателе увеличится пропорционально моменту. Мы должны уменьшить дифференциальное давление двигателя до величины, рекомендованной для данного двигателя (примерно 26 атм. для D500 Dynadrill).Бурите, ориентируясь на показания давления, а не на нагрузку на долото (особенно в режиме «скольжения «) При бурении поддерживайте давление на стояке постоянным. Это обеспечит постоянство нагрузки на дно забоя и заданного направления (при условии что в гомогенной формации отсутствуют резкие изменения).8.СПО. Расстановка рабочих буровой бригады при СПО. Распределение обязанностей и подготовка рабочего места .СБОРКА КНБК И БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫПеред бурением скважины КНБК собирают на полу вышки. Вначале на долото навинчивают наддолотный переводник, затем соединяют УБТ и стабилизаторы. После этого КНБК спускают в скважину и подвешивают в роторе на последнем замке (на муфте) Бурильные трубы укладывают на мостках, прилегающих к буровойДля подъема каждой бурильной трубы используют малый подъемный кран, установленный на буровойКаждую трубу размещают сначала в шурфе для двухтрубки перед спуском ее в скважину
Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши помещают в шурф, пробуренный рядом с шурфом для двутрубки В под-вышечном основании дня них выполнены отверстия Оба шурфа обсаживают трубами Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши поднимают из своего шурфа и соединяют с бурильной трубой в шурфе для двухтрубки Всю компоновку затем поднимают и подают к ротору для соединения с КНБК
Бурильные трубы соединяют с верхней частью УБТ с помощью пневматического бурового ключа и специального машинного ключа с сухарями Пневматический ключ используют для первичного свинчивания, а машинный ключ — для окончательного крепления .После этого бурильную колонну спускают в скважину и включают ротор для передачи вращения бурильной колонне Ведущую трубу медленно опускают до тех пор, пока долото не достигнет забоя На поверхности это заметно по уменьшению веса бурильной колонны (или, так называемая, осевая нагрузка на долото) Нагрузку определяют по индикатору веса на пульте управления бурильщика, соединенному гидравлическим шлангом с датчиком натяжения, который, в свою очередь, соединен с креплением неподвижного конца талевого каната.
Бурильщик регулирует нагрузку на долото в соответствии с требованиями программы бурения, подготавливаемой технологическим отделом Каждый тип породы требует различных сочетаний нагрузки на долото и частоты вращения для достижения максимальной проходки. Таким образом, скважину бурят при переменной осевой нагрузке на долото, вращении и промывке Большинство ведущих труб имеет длину 12 м, что позволяет пробурить скважину на глубину 12 м, когда верхняя часть ведущей трубы достигает ротора
Затем скважину бурят при добавлении дополнительных труб в состав бурильной колонны (наращивание) Обычно сначала наращивают по одной трубе путем поднятия всей ведущей трубы над ротором После этого под верхней муфтой бурильной трубы устанавливают клинья для удерживания ее в роторе Затем ведущую трубу отсоединяют и подают к шурфу для двухтрубки, в котором ее устанавливают в муфту заранее доставленной в шурф бурильной трубы Пневматическим ключом, расположенным на дневной поверхности, сначала свинчивают трубы, а машинный ключ используют для окончательного до-крепления
Затем ведущую трубу поднимают (с помощью лебедки) и соединяют с бурильной трубой, которая удерживается в роторе. Наращенную бурильную колонну спускают в скважину и начинается снова процесс бурения. На рис. 1.8 представлена схема процесса наращивания. Процесс наращивания бурильного инструмента повторяется до тех пор, пока не износится долото или не будет достигнута проектная глубина скважины. После этого всю бурильную
Колонну извлекают из скважины.
.
Рис10 Схема наращивания бурильного инструмента.1 — спуск бурильной трубы в шурф для двухтрубки, 2 — подъем соединения с мостков (стеллажа) для труб, 3 — свинчивание вертлюга и ведущей трубы с бурильной трубой, 4 — посадка в муфту бурильной трубы; 5 — наращенная бурильная колонна го това к бурению
СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИСпуско-подъемные операции включают процесс спуска бурильной колонны в скважину и подъема ее из скважины. Бурильную колонну из скважины часто поднимают для замены долота или перед спуском обсадной колонны после достижения необходимой глубины. Спуск всей бурильной колонны осуществляют после замены долота или при расширении ствола и промывке ее буровым раствором. На рис. 11 представлена схема последовательности операций при подъеме инструмента из скважины. Процесс начинается с поднятия рабочей трубы над ротором, установки клиньев и отвинчивания ведущей трубы и вертлюга с верхнего соединения бурильной колонны и их установки в шурф под ведущую трубу.
Бурильные трубы с помощью элеватора и лебедки поднимают над полом вышки. Элеваторы для подъема бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб (НКТ) представлены на рис. 1.10, а, б, в соответственно. Элеватор представляет собой устройство типа хомута, которое защелкивается на трубе, что позволяет поднимать бурильную колонну из скважины.
Рис 11 Схема последовательности подъемных операций [2]-
1 — шурф под двухтрубку, 2 — палец, 3 — стальная балка; 4 — полати для верхового рабочегоБурильную колонну обычно извлекают комплектом из трех труб (свеча бурильных труб). Свечу бурильных труб (длиной около 28 м) поднимают над ротором и раскрепляют в замке машинными ключами и пневмораскрепителем или с помощью обратного вращения ротора. Верхнюю часть свечи принимает верховой рабочий, располагающийся на полатях, где он освобождает свечу из элеватора. Затем верхнюю часть свечи направляют за специально предназначенный для этого палец, установленный на раме для свечей (подсвечнике). До этого рабочий, работающий у ротора, подает конец свечи к подсвечнику (площадке на полу вышки), который расположен под полатями верхового рабочего. Свободные элеваторы затем опускают и закрепляют на оставшейся бурильной колонне, клинья для захвата убирают из ротора и следующую свечу бурильных труб извлекают из скважины.Этот процесс продолжается до тех пор, пока вся бурильная колонна не будет поднята из скважины и установлена в буровой вышке.При спуске последовательность та же, что и при подъеме, но в обратном порядке, т. е. трубу поднимают с подсвечника с помощью элеватора. К.НБК, включающую долото и УБТ, спускают в скважину в первую очередь.Когда скважина пробурена, опробована и закончена, свечи бурильных труб разбирают на отдельные трубы для передвижения на новую буровую.
Рис12 элеваторы для труб
1 2 3 4 5 6 7 8topuch.ru
Изобретение относится к области буровой, а именно к винтовым забойным двигателям для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на участках искривления и стабилизации направления ствола скважины. Забойный двигатель содержит героторный механизм, включающий статор 4 и ротор 5, шпиндель, содержащий в своем составе подшипниковый узел с радиальными 16 и осевой 15 опорами вращения, вал 6 и корпус 1 шпинделя, приводной вал 8 и переводники. Корпус 1 шпинделя в нижней части сопряжен с долотным переводником 3, а в верхней части корпуса шпинделя, на его внутренней поверхности, выполнена упругоэластичная обкладка 2, охватывающая статор. Корпус статора 5 совместно с упругоэластичной обкладкой 2 корпуса шпинделя составляют радиальную опору вращения. Внизу статор 4 соединен с валом шпинделя с закрепленным на нем подшипниковым узлом, а вверху с переводником 7 для соединения с бурильной колонной. Ротор 5 и долотный переводник 3 кинематически соединены приводным валом 8, размещенным во внутренней полости вала 6 шпинделя. Обеспечивает повышение точности проводки ствола скважины, улучшение очистки ствола скважины в призабойной зоне, снижение вероятности прихвата двигателя и извлечение всей компоновки вместе с бурильной колонной в случае разрушения вала шпинделя на кольцевом бурту переводника для соединения с бурильной колонной. 3 з.п. ф-лы, 1 ил. 
Изобретение относится к области буровой техники и, в частности, к винтовым забойным двигателям (ВЗД) для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на участках искривления и стабилизации направления ствола скважины.
Для осуществления бурения таких скважин известны различные забойные двигатели и устройства к ним. Например, дополнительный привод для вращения двигателя или бурового става.
Известен винтовой забойный двигатель (Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. С.357-359), состоящий из двух последовательно соединенных двигателей. Для привода бурового инструмента в данной компоновке используется двигатель-отклонитель с искривлением между его секциями, а второй двигатель-вращатель, присоединенный к корпусу двигателя-отклонителя, периодически включается при бурении на участках стабилизации профиля скважины.
Двигатель-вращатель периодически приводится в действие включением распределителя потока, который изменяет направление потока промывочной жидкости, при этом промывочная жидкость проходит как через рабочие органы двигателя-вращателя, так и двигателя-отклонителя. Рабочие органы двигателя-вращателя выполнены с правым направлением, а двигатель-отклонитель имеет рабочие органы с левым направлением винтовых зубьев ротора и статора, что обеспечивает вращение всей компоновки из двух двигателей, а также выходного вала двигателя-отклонителя в одном направлении. В этом случае забойная компоновка из двух двигателей позволяет повысить частоту вращения бурового инструмента и точность проводки ствола скважины в заданном направлении (режим стабилизации). При работающем двигателе-отклонителе (без вращения его двигателем-вращателем) бурение осуществляется в режиме набора кривизны.
Недостатком этой забойной компоновки, состоящей из двигателя-отклонителя и двигателя-вращателя, является значительная длина верхнего плеча отклоняющей компоновки от места искривления между секциями двигателя-отклонителя до соединения верхнего переводника двигателя-вращателя с бурильными трубами. Это обстоятельство не позволяет производить бурение ствола скважины с набором кривизны более 5° на 10 метров проходки.
Недостатком забойной компоновки в составе двух последовательно соединенных винтовых забойных двигателей является также то, что при вращении искривленной забойной компоновки увеличенной длины в стволе скважины ее наружные составные части испытывают сложные предельно допустимые деформации под действием осевой силы, изгибающего и крутящего моментов. Это приводит в процессе эксплуатации известного винтового забойного двигателя к усталостному разрушению наружных вращающихся деталей, создавая вероятность аварийной ситуации при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
Кроме того, недостатком такой забойной компоновки является то, что в шпинделе двигателя-вращателя применяемая система уплотнений в подвижных сопряжениях, работающих в абразивной среде при высоких давлениях, имеет низкую долговечность, в результате чего утечки промывочной жидкости через уплотнения возрастают, а давление значительно снижается, и двигатель теряет нагрузочную способность. Необходимость установки уплотнений в зоне радиальных опор шпинделя вызвана тем, что при подаче промывочной жидкости для вращения всей забойной компоновки в процессе бурения требуется создать на героторном механизме двигателя-вращателя дифференциальный перепад давления не менее 4-5 МПа.
Давление, которое необходимо создать для эффективной работы забойной компоновки на входе героторного механизма двигателя-вращателя и в зоне уплотнений при бурении, будет составлять 8,5-10,5 МПа. Долговечность уплотнений для подвижных соединений винтовых забойных двигателей, работающих при больших перепадах давления промывочной жидкости в условиях вибраций и больших осевых знакопеременных нагрузках, будет недостаточна.
Приведенные выше недостатки забойной компоновки, состоящей из двух последовательно соединенных винтовых забойных двигателей, не позволяют оптимизировать параметры процесса бурения ствола скважины с интенсивностью набора кривизны более 5° на 10 метров проходки, производить корректировку ствола скважины по заданному профилю и обеспечить работоспособность забойной компоновки с высокой степенью надежности.
Известно устройство и способ вращения участка бурильной колонны, в котором нижняя секция приводится во вращение верхней секцией (US, патент 6.446.737, Е21В 4/00). Нижняя секция включает забойный двигатель и буровой инструмент. Вращатель верхней секции располагается в пределах бурильной колонны для того, чтобы вращать нижнюю секцию. Верхняя и нижняя секции устройства могут быть соединены гибкой или шарнирной насосно-компрессорными трубами.
При вращении нижней секции бурильной колонны в стволе скважины снижается усилие, необходимое для продвижения бурильной колонны, и улучшаются условия промывки горизонтального ствола скважины от выбуренной породы.
Недостатком данного устройства, забойного двигателя и вращателя в комбинации с гибкими или шарнирными насосно-компрессорными трубами (НКТ) является увеличенная длина всей компоновки, что, в свою очередь, исключает возможность использования его для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин по заданной траектории с интенсивностью набора кривизны более 5° на 10 метров проходки.
Известен винтовой забойный двигатель для приведения в действие инструмента при бурении скважин, связанного с бурильной колонной (US, патент 4.011.917 Е21В 4/02), содержащий героторный механизм с геликоидальным зацеплением зубьев статора и ротора, верхний и нижний радиальные подшипники, упорный подшипник, установленный на валу шпинделя и в наружном корпусе для обеспечения возможности вращения статора в этом корпусе, верхний переводник и приводной вал, удерживающий ротор от проворота в статоре, но позволяющий ротору совершать колебательные движения.
Героторный механизм винтового забойного двигателя имеет в своем составе ротор и статор с правым направлением винтовых зубьев.
Кроме того, винтовой забойный двигатель имеет нижний вал, установленный в нижнем радиальном подшипнике, размещенном в наружном корпусе. Нижний вал соединен с вращающимся статором и долотным переводником.
В винтовом забойном двигателе имеется верхнее и нижнее уплотнения для герметизации полости, образованной между наружным корпусом и вращающимся статором с присоединенными к нему деталями, в которой может находиться промывочная жидкость или вязкая смазка для смазывания трущихся поверхностей.
При герметичном верхнем уплотнении промывочная жидкость под давлением поступает по внутреннему каналу вала шпинделя к героторному механизму, обеспечивая вращение статора.
Недостатком известного изобретения является низкая надежность верхнего уплотнения, не способного длительное время сохранять герметичность при высоком давлении промывочной жидкости в полости над героторным механизмом для его работы в условиях интенсивных вибраций вала шпинделя, сопряженного с вращающимся статором.
С увеличением утечек промывочной жидкости через верхнее уплотнение и при этом с уменьшением давления в полости над героторным механизмом произойдет снижение оборотов и нагрузочной способности двигателя.
Недостатком изобретения является также отсутствие устройства, предотвращающего оставление на забое скважины долота и статора в случае разрушения нижнего вала или корпуса статора.
Кроме того, недостатком изобретения является то, что вращающийся статор и вал шпинделя размещены в нижнем и верхнем радиальных подшипниках без достаточного базирования, следовательно, возникающие при работе героторного механизма поперечные колебания и радиальные нагрузки от усилий резания на долоте приведут к интенсивному износу рабочих поверхностей радиальных подшипников с образованием увеличенного радиального зазора. В процессе бурения скважины под действием радиальных нагрузок темп набора кривизны скважины с использованием компоновки, состоящей из винтового забойного двигателя и изогнутого переводника, по мере увеличения радиального зазора в нижнем радиальном подшипнике постепенно уменьшается. Это приведет к изменению первоначальных геометрических параметров компоновки низа бурильной колонны и, следовательно, к отклонениям от расчетной траектории ствола скважины при бурении.
Эти недостатки снижают эффективность применения известного изобретения с использованием над двигателем изогнутого переводника при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин по заданному профилю ствола скважины и не исключается возможность аварии в скважине в случае разрушения нижнего вала или корпуса статора.
Техническая задача, на решение которой направлено изобретение, состоит в повышении надежности, эффективности при бурении и долговечности винтового забойного двигателя, оптимизации процесса бурения с целью проводки ствола скважины на искривленных и горизонтальных участках в соответствии с заданным профилем, также в существенном улучшении очистки ствола от выбуренной породы в призабойной зоне и исключения вероятности прихвата двигателя в скважине путем создания короткого винтового забойного двигателя, в котором ротор непосредственно соединен через приводной вал с долотным переводником, установленным на корпусе шпинделя, что позволило осуществить одновременное их вращение в стволе скважины относительно бурильной колонны.
Оптимизация процесса бурения с целью проводки ствола скважины на искривленных и горизонтальных участках в соответствии с заданным профилем обеспечивается также путем размещения на долотном переводнике и муфте опорно-центрирующих или режущих элементов при их одновременном вращении с буровым инструментом.
Надежность также обеспечивается оснащением двигателя устройством для удержания в корпусе шпинделя, статора или вала шпинделя в случае их разрушения при аварийном подъеме двигателя из скважины.
Повышение эффективности и надежности обеспечивается также размещением в верхней части корпуса шпинделя упругоэластичной обкладки, охватывающей статор, с образованием радиальной опоры вращения увеличенной длины, воспринимающей изгибающий момент от работы бурового инструмента при бурении наклонно-направленных скважин, а также поперечные колебания, возникающие при обкатке ротора по статору, и являющейся ограничителем потока промывочной жидкости через подшипниковый узел. Радиальная опора вращения фактически выполняет функцию дросселя с заданным гидравлическим сопротивлением, создавая необходимый перепад давления на соплах долота, и является ограничителем потока промывочной жидкости через подшипниковый узел, включающий радиальную и осевую опоры.
Технический результат достигается тем, что в винтовом забойном двигателе для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин, содержащем героторный механизм, включающий статор и ротор, шпиндель, содержащий в своем составе подшипниковый узел с радиальными и осевой опорами вращения, вал и корпус шпинделя, приводной вал и переводники, согласно изобретению корпус шпинделя в нижней части сопряжен с долотным переводником, а в верхней части корпуса шпинделя, на его внутренней поверхности, выполнена упругоэластичная обкладка, охватывающая статор, причем корпус статора совместно с упругоэластичной обкладкой корпуса шпинделя составляют радиальную опору вращения, при этом внизу статор соединен с валом шпинделя с закрепленным на нем подшипниковым узлом, а вверху с переводником для соединения с бурильной колонной, кроме того, ротор и долотный переводник кинематически соединены приводным валом, размещенным во внутренней полости вала шпинделя.
Кроме того, длина упругоэластичной обкладки на внутренней поверхности корпуса шпинделя соизмерима с длиной эластичной обкладки статора.
Кроме того, на переводнике для соединения с бурильной колонной и на муфте, установленной в верхней части корпуса шпинделя и охватывающей переводник для соединения с бурильной колонной, выполнены кольцевые бурты, причем кольцевой бурт на наружной поверхности переводника для соединения с бурильной колонной расположен ниже, чем кольцевой бурт, выполненный на внутренней поверхности муфты, кроме того, при соприкосновении упорных торцов кольцевых буртов муфта и корпус шпинделя с установленными на нем деталями фиксируются в осевом направлении относительно переводника для соединения с бурильной колонной.
Кроме того, на долотном переводнике установлен сменный центратор, а муфта выполнена с опорно-центрирующими ребрами.
Установка на корпусе шпинделя в нижней части долотного переводника и передача вращающего момента на долотный переводник позволяет осуществить их одновременное вращение в стволе скважины, что обеспечивает проводку ствола скважины в соответствии с заданной траекторией, то есть повышается точность проводки.
В винтовом забойном двигателе для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин в отличие от прототипа в верхней части корпуса шпинделя, на его внутренней поверхности выполнена упругоэластичная обкладка увеличенной длины, охватывающая статор, что позволяет повысить надежность и ресурс радиальных опор двигателя при восприятии изгибающего момента, возникающего от усилий резания на долоте, что обеспечивает повышение эффективности при бурении.
Рабочие органы винтового забойного двигателя для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин достаточно выполнить с левым направлением винтовых зубьев на роторе и статоре, так как предложенная конструкция обеспечивает вращение долота при левом направлении нарезки по часовой стрелке.
Кроме того, соединение статора с переводником для соединения с бурильной колонной обеспечивает передачу нагрузки с бурильной колонны через осевую опору на корпус шпинделя и долото без воздействия этой силы на участок вала шпинделя в его слабом сечении. Таким образом, не требуется проверки вала шпинделя на устойчивость, а также применение уплотнений для герметизации полости повышенного давления над героторным механизмом в связи с отсутствием в этой зоне подвижных сопряжении между деталями.
Размещение во внутренней полости вала шпинделя приводного вала, кинематически связывающего ротор с долотным переводником, позволяет уменьшить длину винтового забойного двигателя и передачу момента силы с ротора на долотный переводник.
При поступлении промывочной жидкости от насоса в героторный механизм ротор под действием неуравновешенных гидравлических сил проворачивается внутри обкладки статора, совершая планетарное движение, которое при помощи приводного вала преобразуется в соосное со статором вращение долотного переводника и соединенного с ним корпуса шпинделя на радиальных опорах вращения.
Кроме того, применение винтового забойного двигателя с вращающимся корпусом, долотным переводником и буровым инструментом позволяет оптимизировать процесс бурения при проводке наклонно-направленных и горизонтальных скважин и снизить вероятность прихвата буровой компоновки в связи с улучшением очистки участка скважины в призабойной зоне от выбуренной породы.
Использование в ВЗД упругоэластичной обкладки на внутренней поверхности корпуса шпинделя длиной, соизмеримой с длиной эластичной обкладки статора, позволяет разместить статор в корпусе шпинделя, создав радиальную опору вращения увеличенной длины по сравнению с прототипом, способную воспринимать изгибающий момент от работы бурового инструмента, а также поперечные колебания, возникающие при обкатке ротора по статору. Увеличение длины радиальной опоры вращения приводит к снижению удельных нагрузок на упругоэластичную прокладку корпуса шпинделя.
Кроме того, при увеличенной длине радиальной опоры вращения образуется щелевое гидравлическое сопротивление потоку промывочной жидкости, что существенно сокращает утечки ее через зазор между рабочими поверхностями упругоэластичной обкладки корпуса шпинделя и корпуса статора. Таким образом, промывочная жидкость, пройдя героторный механизм, может поступать только к долоту под высоким давлением и через его сопла вытекать струями, очищая забой от выбуренной породы с высокой эффективностью.
На переводнике для соединения с бурильной колонной и на муфте, установленной в верхней части корпуса шпинделя и охватывающей этот переводник, выполнены кольцевые бурты, которые обеспечивают надежное удержание долотного переводника, корпуса шпинделя с установленными на нем деталями на кольцевом бурте переводника для соединения с бурильной колонной в случае разрушения вала шпинделя в месте установки осевой опоры (подшипникового узла) в процессе бурения или при больших растягивающих нагрузках, связанных с ликвидацией прихвата низа бурильной колонны в скважине, что также обеспечивает высокую эффективность работ по ликвидации аварийной ситуации при бурении скважины.
Кроме того, если в процессе бурения произойдет отворот гайки, установленной на валу шпинделя для закрепления обойм подшипникового узла или разрушение корпуса статора, то даже в этом случае обеспечено надежное удержание долотного переводника, корпуса шпинделя с установленными на нем деталями и муфты на кольцевом бурту переводника для соединения с бурильной колонной при подъеме винтового забойного двигателя из скважины. Таким образом, в случае разрушения вала, корпуса статора или отворота гайки предлагаемая конструкция двигателя в отличие от прототипа позволяет избежать того, что двигатель останется в скважине при подъеме.
Установка на долотном переводнике сменного центратора, калибратора или стабилизатора, а также выполнение муфты с опорно-центрирующими ребрами при их одновременном вращении с буровым инструментом обеспечивает точность проводки ствола скважины по заданной траектории.
Кроме того, винтовой забойный двигатель для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин используется в компоновке с шарнирным переводником или регулируемым и изогнутым переводниками, допускающими угловой перекос между осями винтового забойного двигателя и бурильной колонной, что также позволяет расширить область применения двигателя и оптимизировать процесс бурения участков изменения направления ствола скважины.
Согласно изобретению в винтовом забойном двигателе для осуществления его работы подвод промывочной жидкости под давлением производится непосредственно к героторному механизму, при этом не требуется применение уплотнительных устройств для подшипникового узла с высокой степенью герметичности, что упрощает конструкцию шпинделя. В прототипе же подшипниковый узел расположен в зоне повышенного давления выше героторного механизма с установкой целой системы уплотнений. Таким образом, в предлагаемой конструкции подшипниковый узел расположен в другой зоне, под героторным механизмом. Это обусловлено тем, что подшипниковый узел расположен в зоне, через которую поток промывочной жидкости существенно ограничен, так как над подшипниковым узлом установлен радиальный подшипник вращения, имеющий большое гидравлическое сопротивление и пропускающий только такое количество промывочной жидкости, которое необходимо для смазки трущихся поверхностей подшипникового узла и радиального подшипника вращения. Это также в совокупности с другими признаками изобретения приводит к повышению эффективности процесса бурения за счет создания на соплах долота при истечении промывочной жидкости под большим давлением гидромониторного эффекта с очисткой вооружения (алмаза, пластинки, зубков) долота и забоя от выбуренной породы.
На чертеже показан продольный разрез винтового забойного двигателя для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин.
Винтовой забойный двигатель для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин содержит корпус 1 шпинделя с упругоэластичной обкладкой 2, выполненной в его верхней части, а в нижней части к корпусу 1 шпинделя присоединен долотный переводник 3. В упругоэластичной обкладке 2 корпуса 1 шпинделя размещен героторный механизм, включающий статор 4 и установленный внутри статора 4 ротор 5. К статору 4 внизу присоединен вал 6 шпинделя, а вверху переводник 7 для соединения с бурильной колонной. Ротор 5 соединен с долотным переводником 3 приводным валом 8, который размещен во внутренней полости вала 6 шпинделя. Корпус 1 шпинделя с упругоэластичной обкладкой 2 и размещенный внутри этой обкладки статор 4 образуют радиальную опору вращения с увеличенной площадью контактирующих поверхностей при оптимальном зазоре в этом сопряжении. Упругоэластичная обкладка 2, приклеенная на внутренней поверхности корпуса 1 шпинделя, выполнена длиной, соизмеримой с длиной эластичной обкладки 9 статора 4, которые расположены без смещения одна относительно другой.
В верхней части корпуса 1 шпинделя установлена муфта 10, охватывающая переводник 7 для соединения с бурильной колонной. При этом на переводнике 7 для соединения с бурильной колонной выполнен кольцевой бурт 11, а на муфте 10 имеется кольцевой бурт 12. Долотный переводник 3 соединен при помощи резьбового соединения со сменным центратором 13. Муфта 10 выполнена с ребрами 14, предназначенными для центрирования верхней части корпуса 1 шпинделя в скважине. Вал 6 шпинделя размещен в подшипниковом узле, содержащем осевую опору вращения 15 и радиальную опору вращения 16. Подшипниковый узел на валу 6 шпинделя закреплен гайкой 17, а в корпусе 1 шпинделя долотным переводником 3.
Работа винтового забойного двигателя для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин.
На буровой установке винтовой забойный двигатель в сборе с шарнирным или регулируемым переводником и установленным долотом присоединяется к нижней бурильной трубе. Вся компоновка на бурильных трубах спускается в ствол бурящейся скважины до забоя. При подаче буровым насосом промывочной жидкости по трубам к винтовому забойному двигателю ротор героторного механизма обкатывается по зубьям эластичной обкладки статора под действием неуравновешенных гидравлических сил. Планетарное движение ротора преобразуется при помощи приводного вала во вращательное движение присоединенных к нему долотного переводника, корпуса шпинделя и муфты. Вращение долотного переводника, корпуса шпинделя и муфты по часовой стрелке обеспечивается при левом направлении винтовых зубьев статора и ротора. При подводе промывочной жидкости к героторному механизму возникающая на роторе осевая сила посредством приводного вала передается на долотный переводник, корпус шпинделя и воспринимается подшипниковым узлом, закрепленным на валу шпинделя. Промывочная жидкость, пройдя винтовые камеры героторного механизма, поступает через внутренний канал вала шпинделя и проточные каналы в долотном переводнике к долоту. Для создания на соплах долота необходимого перепада давления с целью повышения скорости истечения потока промывочной жидкости через сопла радиальная опора вращения винтового забойного двигателя выполнена увеличенной длины с минимальным зазором в сопряжении цилиндрических рабочих поверхностей. Щелевое гидравлическое сопротивление, образованное между внутренней поверхностью упругоэластичной обкладки корпуса шпинделя и наружной поверхностью корпуса статора, позволяет создать давление на входе в сопла долота до 7-9 МПа, что достаточно для создания гидромониторного эффекта при истечении промывочной жидкости через сопла и эффективной очистки забоя от выбуренной породы.
Предлагаемая конструкция винтового забойного двигателя для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин, когда осуществляется одновременное вращение долота с долотным переводником и сменным центратором, корпуса шпинделя и муфты относительно бурильной колонны, позволит повысить точность проводки ствола скважины на искривленных и горизонтальных участках, обеспечить улучшение очистки ствола скважины в призабойной зоне, снизить вероятность прихвата винтового забойного двигателя в скважине и извлечь всю компоновку вместе с бурильной колонной из скважины в случае разрушения вала шпинделя на кольцевом бурту переводника для соединения с бурильной колонной.
1. Винтовой забойный двигатель для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин, содержащий героторный механизм, включающий статор и ротор, шпиндель, содержащий в своем составе подшипниковый узел с радиальными и осевой опорами вращения, вал и корпус шпинделя, приводной вал и переводники, отличающийся тем, что корпус шпинделя в нижней части сопряжен с долотным переводником, а в верхней части корпуса шпинделя, на его внутренней поверхности, выполнена упругоэластичная обкладка, охватывающая статор, причем корпус статора совместно с упругоэластичной обкладкой корпуса шпинделя составляют радиальную опору вращения, при этом внизу статор соединен с валом шпинделя с закрепленным на нем подшипниковым узлом, а вверху с переводником для соединения с бурильной колонной, кроме того, ротор и долотный переводник кинематически соединены приводным валом, размещенным во внутренней полости вала шпинделя.
2. Винтовой забойный двигатель для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин по п.1, отличающийся тем, что длина упругоэластичной обкладки на внутренней поверхности корпуса шпинделя соизмерима с длиной эластичной обкладки статора.
3. Винтовой забойный двигатель для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин по п.1, отличающийся тем, что на переводнике для соединения с бурильной колонной и на муфте, установленной в верхней части корпуса шпинделя и охватывающей переводник для соединения с бурильной колонной, выполнены кольцевые бурты, причем кольцевой бурт на наружной поверхности переводника для соединения с бурильной колонной расположен ниже, чем кольцевой бурт, выполненный на внутренней поверхности муфты, кроме того, при соприкосновении упорных торцов кольцевых буртов муфта и корпус шпинделя с установленными на нем деталями фиксируются в осевом направлении относительно переводника для соединения с бурильной колонной.
4. Винтовой забойный двигатель для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин по п.1, отличающийся тем, что на долотном переводнике установлен сменный центратор, а муфта выполнена с опорно-центрирующими ребрами.
www.freepatent.ru
Изобретение относится к области буровой, а именно к винтовым забойным двигателям для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на участках искривления и стабилизации направления ствола скважины. Забойный двигатель содержит героторный механизм, включающий статор 4 и ротор 5, шпиндель, содержащий в своем составе подшипниковый узел с радиальными 16 и осевой 15 опорами вращения, вал 6 и корпус 1 шпинделя, приводной вал 8 и переводники. Корпус 1 шпинделя в нижней части сопряжен с долотным переводником 3, а в верхней части корпуса шпинделя, на его внутренней поверхности, выполнена упругоэластичная обкладка 2, охватывающая статор. Корпус статора 5 совместно с упругоэластичной обкладкой 2 корпуса шпинделя составляют радиальную опору вращения. Внизу статор 4 соединен с валом шпинделя с закрепленным на нем подшипниковым узлом, а вверху с переводником 7 для соединения с бурильной колонной. Ротор 5 и долотный переводник 3 кинематически соединены приводным валом 8, размещенным во внутренней полости вала 6 шпинделя. Обеспечивает повышение точности проводки ствола скважины, улучшение очистки ствола скважины в призабойной зоне, снижение вероятности прихвата двигателя и извлечение всей компоновки вместе с бурильной колонной в случае разрушения вала шпинделя на кольцевом бурту переводника для соединения с бурильной колонной. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к области буровой техники и, в частности, к винтовым забойным двигателям (ВЗД) для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на участках искривления и стабилизации направления ствола скважины.
Для осуществления бурения таких скважин известны различные забойные двигатели и устройства к ним. Например, дополнительный привод для вращения двигателя или бурового става.
Известен винтовой забойный двигатель (Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. С.357-359), состоящий из двух последовательно соединенных двигателей. Для привода бурового инструмента в данной компоновке используется двигатель-отклонитель с искривлением между его секциями, а второй двигатель-вращатель, присоединенный к корпусу двигателя-отклонителя, периодически включается при бурении на участках стабилизации профиля скважины.
Двигатель-вращатель периодически приводится в действие включением распределителя потока, который изменяет направление потока промывочной жидкости, при этом промывочная жидкость проходит как через рабочие органы двигателя-вращателя, так и двигателя-отклонителя. Рабочие органы двигателя-вращателя выполнены с правым направлением, а двигатель-отклонитель имеет рабочие органы с левым направлением винтовых зубьев ротора и статора, что обеспечивает вращение всей компоновки из двух двигателей, а также выходного вала двигателя-отклонителя в одном направлении. В этом случае забойная компоновка из двух двигателей позволяет повысить частоту вращения бурового инструмента и точность проводки ствола скважины в заданном направлении (режим стабилизации). При работающем двигателе-отклонителе (без вращения его двигателем-вращателем) бурение осуществляется в режиме набора кривизны.
Недостатком этой забойной компоновки, состоящей из двигателя-отклонителя и двигателя-вращателя, является значительная длина верхнего плеча отклоняющей компоновки от места искривления между секциями двигателя-отклонителя до соединения верхнего переводника двигателя-вращателя с бурильными трубами. Это обстоятельство не позволяет производить бурение ствола скважины с набором кривизны более 5° на 10 метров проходки.
Недостатком забойной компоновки в составе двух последовательно соединенных винтовых забойных двигателей является также то, что при вращении искривленной забойной компоновки увеличенной длины в стволе скважины ее наружные составные части испытывают сложные предельно допустимые деформации под действием осевой силы, изгибающего и крутящего моментов. Это приводит в процессе эксплуатации известного винтового забойного двигателя к усталостному разрушению наружных вращающихся деталей, создавая вероятность аварийной ситуации при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
Кроме того, недостатком такой забойной компоновки является то, что в шпинделе двигателя-вращателя применяемая система уплотнений в подвижных сопряжениях, работающих в абразивной среде при высоких давлениях, имеет низкую долговечность, в результате чего утечки промывочной жидкости через уплотнения возрастают, а давление значительно снижается, и двигатель теряет нагрузочную способность. Необходимость установки уплотнений в зоне радиальных опор шпинделя вызвана тем, что при подаче промывочной жидкости для вращения всей забойной компоновки в процессе бурения требуется создать на героторном механизме двигателя-вращателя дифференциальный перепад давления не менее 4-5 МПа.
Давление, которое необходимо создать для эффективной работы забойной компоновки на входе героторного механизма двигателя-вращателя и в зоне уплотнений при бурении, будет составлять 8,5-10,5 МПа. Долговечность уплотнений для подвижных соединений винтовых забойных двигателей, работающих при больших перепадах давления промывочной жидкости в условиях вибраций и больших осевых знакопеременных нагрузках, будет недостаточна.
Приведенные выше недостатки забойной компоновки, состоящей из двух последовательно соединенных винтовых забойных двигателей, не позволяют оптимизировать параметры процесса бурения ствола скважины с интенсивностью набора кривизны более 5° на 10 метров проходки, производить корректировку ствола скважины по заданному профилю и обеспечить работоспособность забойной компоновки с высокой степенью надежности.
Известно устройство и способ вращения участка бурильной колонны, в котором нижняя секция приводится во вращение верхней секцией (US, патент 6.446.737, Е21В 4/00). Нижняя секция включает забойный двигатель и буровой инструмент. Вращатель верхней секции располагается в пределах бурильной колонны для того, чтобы вращать нижнюю секцию. Верхняя и нижняя секции устройства могут быть соединены гибкой или шарнирной насосно-компрессорными трубами.
При вращении нижней секции бурильной колонны в стволе скважины снижается усилие, необходимое для продвижения бурильной колонны, и улучшаются условия промывки горизонтального ствола скважины от выбуренной породы.
Недостатком данного устройства, забойного двигателя и вращателя в комбинации с гибкими или шарнирными насосно-компрессорными трубами (НКТ) является увеличенная длина всей компоновки, что, в свою очередь, исключает возможность использования его для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин по заданной траектории с интенсивностью набора кривизны более 5° на 10 метров проходки.
Известен винтовой забойный двигатель для приведения в действие инструмента при бурении скважин, связанного с бурильной колонной (US, патент 4.011.917 Е21В 4/02), содержащий героторный механизм с геликоидальным зацеплением зубьев статора и ротора, верхний и нижний радиальные подшипники, упорный подшипник, установленный на валу шпинделя и в наружном корпусе для обеспечения возможности вращения статора в этом корпусе, верхний переводник и приводной вал, удерживающий ротор от проворота в статоре, но позволяющий ротору совершать колебательные движения.
Героторный механизм винтового забойного двигателя имеет в своем составе ротор и статор с правым направлением винтовых зубьев.
Кроме того, винтовой забойный двигатель имеет нижний вал, установленный в нижнем радиальном подшипнике, размещенном в наружном корпусе. Нижний вал соединен с вращающимся статором и долотным переводником.
В винтовом забойном двигателе имеется верхнее и нижнее уплотнения для герметизации полости, образованной между наружным корпусом и вращающимся статором с присоединенными к нему деталями, в которой может находиться промывочная жидкость или вязкая смазка для смазывания трущихся поверхностей.
При герметичном верхнем уплотнении промывочная жидкость под давлением поступает по внутреннему каналу вала шпинделя к героторному механизму, обеспечивая вращение статора.
Недостатком известного изобретения является низкая надежность верхнего уплотнения, не способного длительное время сохранять герметичность при высоком давлении промывочной жидкости в полости над героторным механизмом для его работы в условиях интенсивных вибраций вала шпинделя, сопряженного с вращающимся статором.
С увеличением утечек промывочной жидкости через верхнее уплотнение и при этом с уменьшением давления в полости над героторным механизмом произойдет снижение оборотов и нагрузочной способности двигателя.
Недостатком изобретения является также отсутствие устройства, предотвращающего оставление на забое скважины долота и статора в случае разрушения нижнего вала или корпуса статора.
Кроме того, недостатком изобретения является то, что вращающийся статор и вал шпинделя размещены в нижнем и верхнем радиальных подшипниках без достаточного базирования, следовательно, возникающие при работе героторного механизма поперечные колебания и радиальные нагрузки от усилий резания на долоте приведут к интенсивному износу рабочих поверхностей радиальных подшипников с образованием увеличенного радиального зазора. В процессе бурения скважины под действием радиальных нагрузок темп набора кривизны скважины с использованием компоновки, состоящей из винтового забойного двигателя и изогнутого переводника, по мере увеличения радиального зазора в нижнем радиальном подшипнике постепенно уменьшается. Это приведет к изменению первоначальных геометрических параметров компоновки низа бурильной колонны и, следовательно, к отклонениям от расчетной траектории ствола скважины при бурении.
Эти недостатки снижают эффективность применения известного изобретения с использованием над двигателем изогнутого переводника при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин по заданному профилю ствола скважины и не исключается возможность аварии в скважине в случае разрушения нижнего вала или корпуса статора.
Техническая задача, на решение которой направлено изобретение, состоит в повышении надежности, эффективности при бурении и долговечности винтового забойного двигателя, оптимизации процесса бурения с целью проводки ствола скважины на искривленных и горизонтальных участках в соответствии с заданным профилем, также в существенном улучшении очистки ствола от выбуренной породы в призабойной зоне и исключения вероятности прихвата двигателя в скважине путем создания короткого винтового забойного двигателя, в котором ротор непосредственно соединен через приводной вал с долотным переводником, установленным на корпусе шпинделя, что позволило осуществить одновременное их вращение в стволе скважины относительно бурильной колонны.
Оптимизация процесса бурения с целью проводки ствола скважины на искривленных и горизонтальных участках в соответствии с заданным профилем обеспечивается также путем размещения на долотном переводнике и муфте опорно-центрирующих или режущих элементов при их одновременном вращении с буровым инструментом.
Надежность также обеспечивается оснащением двигателя устройством для удержания в корпусе шпинделя, статора или вала шпинделя в случае их разрушения при аварийном подъеме двигателя из скважины.
Повышение эффективности и надежности обеспечивается также размещением в верхней части корпуса шпинделя упругоэластичной обкладки, охватывающей статор, с образованием радиальной опоры вращения увеличенной длины, воспринимающей изгибающий момент от работы бурового инструмента при бурении наклонно-направленных скважин, а также поперечные колебания, возникающие при обкатке ротора по статору, и являющейся ограничителем потока промывочной жидкости через подшипниковый узел. Радиальная опора вращения фактически выполняет функцию дросселя с заданным гидравлическим сопротивлением, создавая необходимый перепад давления на соплах долота, и является ограничителем потока промывочной жидкости через подшипниковый узел, включающий радиальную и осевую опоры.
Технический результат достигается тем, что в винтовом забойном двигателе для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин, содержащем героторный механизм, включающий статор и ротор, шпиндель, содержащий в своем составе подшипниковый узел с радиальными и осевой опорами вращения, вал и корпус шпинделя, приводной вал и переводники, согласно изобретению корпус шпинделя в нижней части сопряжен с долотным переводником, а в верхней части корпуса шпинделя, на его внутренней поверхности, выполнена упругоэластичная обкладка, охватывающая статор, причем корпус статора совместно с упругоэластичной обкладкой корпуса шпинделя составляют радиальную опору вращения, при этом внизу статор соединен с валом шпинделя с закрепленным на нем подшипниковым узлом, а вверху с переводником для соединения с бурильной колонной, кроме того, ротор и долотный переводник кинематически соединены приводным валом, размещенным во внутренней полости вала шпинделя.
Кроме того, длина упругоэластичной обкладки на внутренней поверхности корпуса шпинделя соизмерима с длиной эластичной обкладки статора.
Кроме того, на переводнике для соединения с бурильной колонной и на муфте, установленной в верхней части корпуса шпинделя и охватывающей переводник для соединения с бурильной колонной, выполнены кольцевые бурты, причем кольцевой бурт на наружной поверхности переводника для соединения с бурильной колонной расположен ниже, чем кольцевой бурт, выполненный на внутренней поверхности муфты, кроме того, при соприкосновении упорных торцов кольцевых буртов муфта и корпус шпинделя с установленными на нем деталями фиксируются в осевом направлении относительно переводника для соединения с бурильной колонной.
Кроме того, на долотном переводнике установлен сменный центратор, а муфта выполнена с опорно-центрирующими ребрами.
Установка на корпусе шпинделя в нижней части долотного переводника и передача вращающего момента на долотный переводник позволяет осуществить их одновременное вращение в стволе скважины, что обеспечивает проводку ствола скважины в соответствии с заданной траекторией, то есть повышается точность проводки.
В винтовом забойном двигателе для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин в отличие от прототипа в верхней части корпуса шпинделя, на его внутренней поверхности выполнена упругоэластичная обкладка увеличенной длины, охватывающая статор, что позволяет повысить надежность и ресурс радиальных опор двигателя при восприятии изгибающего момента, возникающего от усилий резания на долоте, что обеспечивает повышение эффективности при бурении.
Рабочие органы винтового забойного двигателя для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин достаточно выполнить с левым направлением винтовых зубьев на роторе и статоре, так как предложенная конструкция обеспечивает вращение долота при левом направлении нарезки по часовой стрелке.
Кроме того, соединение статора с переводником для соединения с бурильной колонной обеспечивает передачу нагрузки с бурильной колонны через осевую опору на корпус шпинделя и долото без воздействия этой силы на участок вала шпинделя в его слабом сечении. Таким образом, не требуется проверки вала шпинделя на устойчивость, а также применение уплотнений для герметизации полости повышенного давления над героторным механизмом в связи с отсутствием в этой зоне подвижных сопряжении между деталями.
Размещение во внутренней полости вала шпинделя приводного вала, кинематически связывающего ротор с долотным переводником, позволяет уменьшить длину винтового забойного двигателя и передачу момента силы с ротора на долотный переводник.
При поступлении промывочной жидкости от насоса в героторный механизм ротор под действием неуравновешенных гидравлических сил проворачивается внутри обкладки статора, совершая планетарное движение, которое при помощи приводного вала преобразуется в соосное со статором вращение долотного переводника и соединенного с ним корпуса шпинделя на радиальных опорах вращения.
Кроме того, применение винтового забойного двигателя с вращающимся корпусом, долотным переводником и буровым инструментом позволяет оптимизировать процесс бурения при проводке наклонно-направленных и горизонтальных скважин и снизить вероятность прихвата буровой компоновки в связи с улучшением очистки участка скважины в призабойной зоне от выбуренной породы.
Использование в ВЗД упругоэластичной обкладки на внутренней поверхности корпуса шпинделя длиной, соизмеримой с длиной эластичной обкладки статора, позволяет разместить статор в корпусе шпинделя, создав радиальную опору вращения увеличенной длины по сравнению с прототипом, способную воспринимать изгибающий момент от работы бурового инструмента, а также поперечные колебания, возникающие при обкатке ротора по статору. Увеличение длины радиальной опоры вращения приводит к снижению удельных нагрузок на упругоэластичную прокладку корпуса шпинделя.
Кроме того, при увеличенной длине радиальной опоры вращения образуется щелевое гидравлическое сопротивление потоку промывочной жидкости, что существенно сокращает утечки ее через зазор между рабочими поверхностями упругоэластичной обкладки корпуса шпинделя и корпуса статора. Таким образом, промывочная жидкость, пройдя героторный механизм, может поступать только к долоту под высоким давлением и через его сопла вытекать струями, очищая забой от выбуренной породы с высокой эффективностью.
На переводнике для соединения с бурильной колонной и на муфте, установленной в верхней части корпуса шпинделя и охватывающей этот переводник, выполнены кольцевые бурты, которые обеспечивают надежное удержание долотного переводника, корпуса шпинделя с установленными на нем деталями на кольцевом бурте переводника для соединения с бурильной колонной в случае разрушения вала шпинделя в месте установки осевой опоры (подшипникового узла) в процессе бурения или при больших растягивающих нагрузках, связанных с ликвидацией прихвата низа бурильной колонны в скважине, что также обеспечивает высокую эффективность работ по ликвидации аварийной ситуации при бурении скважины.
Кроме того, если в процессе бурения произойдет отворот гайки, установленной на валу шпинделя для закрепления обойм подшипникового узла или разрушение корпуса статора, то даже в этом случае обеспечено надежное удержание долотного переводника, корпуса шпинделя с установленными на нем деталями и муфты на кольцевом бурту переводника для соединения с бурильной колонной при подъеме винтового забойного двигателя из скважины. Таким образом, в случае разрушения вала, корпуса статора или отворота гайки предлагаемая конструкция двигателя в отличие от прототипа позволяет избежать того, что двигатель останется в скважине при подъеме.
Установка на долотном переводнике сменного центратора, калибратора или стабилизатора, а также выполнение муфты с опорно-центрирующими ребрами при их одновременном вращении с буровым инструментом обеспечивает точность проводки ствола скважины по заданной траектории.
Кроме того, винтовой забойный двигатель для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин используется в компоновке с шарнирным переводником или регулируемым и изогнутым переводниками, допускающими угловой перекос между осями винтового забойного двигателя и бурильной колонной, что также позволяет расширить область применения двигателя и оптимизировать процесс бурения участков изменения направления ствола скважины.
Согласно изобретению в винтовом забойном двигателе для осуществления его работы подвод промывочной жидкости под давлением производится непосредственно к героторному механизму, при этом не требуется применение уплотнительных устройств для подшипникового узла с высокой степенью герметичности, что упрощает конструкцию шпинделя. В прототипе же подшипниковый узел расположен в зоне повышенного давления выше героторного механизма с установкой целой системы уплотнений. Таким образом, в предлагаемой конструкции подшипниковый узел расположен в другой зоне, под героторным механизмом. Это обусловлено тем, что подшипниковый узел расположен в зоне, через которую поток промывочной жидкости существенно ограничен, так как над подшипниковым узлом установлен радиальный подшипник вращения, имеющий большое гидравлическое сопротивление и пропускающий только такое количество промывочной жидкости, которое необходимо для смазки трущихся поверхностей подшипникового узла и радиального подшипника вращения. Это также в совокупности с другими признаками изобретения приводит к повышению эффективности процесса бурения за счет создания на соплах долота при истечении промывочной жидкости под большим давлением гидромониторного эффекта с очисткой вооружения (алмаза, пластинки, зубков) долота и забоя от выбуренной породы.
На чертеже показан продольный разрез винтового забойного двигателя для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин.
Винтовой забойный двигатель для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин содержит корпус 1 шпинделя с упругоэластичной обкладкой 2, выполненной в его верхней части, а в нижней части к корпусу 1 шпинделя присоединен долотный переводник 3. В упругоэластичной обкладке 2 корпуса 1 шпинделя размещен героторный механизм, включающий статор 4 и установленный внутри статора 4 ротор 5. К статору 4 внизу присоединен вал 6 шпинделя, а вверху переводник 7 для соединения с бурильной колонной. Ротор 5 соединен с долотным переводником 3 приводным валом 8, который размещен во внутренней полости вала 6 шпинделя. Корпус 1 шпинделя с упругоэластичной обкладкой 2 и размещенный внутри этой обкладки статор 4 образуют радиальную опору вращения с увеличенной площадью контактирующих поверхностей при оптимальном зазоре в этом сопряжении. Упругоэластичная обкладка 2, приклеенная на внутренней поверхности корпуса 1 шпинделя, выполнена длиной, соизмеримой с длиной эластичной обкладки 9 статора 4, которые расположены без смещения одна относительно другой.
В верхней части корпуса 1 шпинделя установлена муфта 10, охватывающая переводник 7 для соединения с бурильной колонной. При этом на переводнике 7 для соединения с бурильной колонной выполнен кольцевой бурт 11, а на муфте 10 имеется кольцевой бурт 12. Долотный переводник 3 соединен при помощи резьбового соединения со сменным центратором 13. Муфта 10 выполнена с ребрами 14, предназначенными для центрирования верхней части корпуса 1 шпинделя в скважине. Вал 6 шпинделя размещен в подшипниковом узле, содержащем осевую опору вращения 15 и радиальную опору вращения 16. Подшипниковый узел на валу 6 шпинделя закреплен гайкой 17, а в корпусе 1 шпинделя долотным переводником 3.
Работа винтового забойного двигателя для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин.
На буровой установке винтовой забойный двигатель в сборе с шарнирным или регулируемым переводником и установленным долотом присоединяется к нижней бурильной трубе. Вся компоновка на бурильных трубах спускается в ствол бурящейся скважины до забоя. При подаче буровым насосом промывочной жидкости по трубам к винтовому забойному двигателю ротор героторного механизма обкатывается по зубьям эластичной обкладки статора под действием неуравновешенных гидравлических сил. Планетарное движение ротора преобразуется при помощи приводного вала во вращательное движение присоединенных к нему долотного переводника, корпуса шпинделя и муфты. Вращение долотного переводника, корпуса шпинделя и муфты по часовой стрелке обеспечивается при левом направлении винтовых зубьев статора и ротора. При подводе промывочной жидкости к героторному механизму возникающая на роторе осевая сила посредством приводного вала передается на долотный переводник, корпус шпинделя и воспринимается подшипниковым узлом, закрепленным на валу шпинделя. Промывочная жидкость, пройдя винтовые камеры героторного механизма, поступает через внутренний канал вала шпинделя и проточные каналы в долотном переводнике к долоту. Для создания на соплах долота необходимого перепада давления с целью повышения скорости истечения потока промывочной жидкости через сопла радиальная опора вращения винтового забойного двигателя выполнена увеличенной длины с минимальным зазором в сопряжении цилиндрических рабочих поверхностей. Щелевое гидравлическое сопротивление, образованное между внутренней поверхностью упругоэластичной обкладки корпуса шпинделя и наружной поверхностью корпуса статора, позволяет создать давление на входе в сопла долота до 7-9 МПа, что достаточно для создания гидромониторного эффекта при истечении промывочной жидкости через сопла и эффективной очистки забоя от выбуренной породы.
Предлагаемая конструкция винтового забойного двигателя для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин, когда осуществляется одновременное вращение долота с долотным переводником и сменным центратором, корпуса шпинделя и муфты относительно бурильной колонны, позволит повысить точность проводки ствола скважины на искривленных и горизонтальных участках, обеспечить улучшение очистки ствола скважины в призабойной зоне, снизить вероятность прихвата винтового забойного двигателя в скважине и извлечь всю компоновку вместе с бурильной колонной из скважины в случае разрушения вала шпинделя на кольцевом бурту переводника для соединения с бурильной колонной.
1. Винтовой забойный двигатель для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин, содержащий героторный механизм, включающий статор и ротор, шпиндель, содержащий в своем составе подшипниковый узел с радиальными и осевой опорами вращения, вал и корпус шпинделя, приводной вал и переводники, отличающийся тем, что корпус шпинделя в нижней части сопряжен с долотным переводником, а в верхней части корпуса шпинделя, на его внутренней поверхности, выполнена упругоэластичная обкладка, охватывающая статор, причем корпус статора совместно с упругоэластичной обкладкой корпуса шпинделя составляют радиальную опору вращения, при этом внизу статор соединен с валом шпинделя с закрепленным на нем подшипниковым узлом, а вверху с переводником для соединения с бурильной колонной, кроме того, ротор и долотный переводник кинематически соединены приводным валом, размещенным во внутренней полости вала шпинделя.
2. Винтовой забойный двигатель для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин по п.1, отличающийся тем, что длина упругоэластичной обкладки на внутренней поверхности корпуса шпинделя соизмерима с длиной эластичной обкладки статора.
3. Винтовой забойный двигатель для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин по п.1, отличающийся тем, что на переводнике для соединения с бурильной колонной и на муфте, установленной в верхней части корпуса шпинделя и охватывающей переводник для соединения с бурильной колонной, выполнены кольцевые бурты, причем кольцевой бурт на наружной поверхности переводника для соединения с бурильной колонной расположен ниже, чем кольцевой бурт, выполненный на внутренней поверхности муфты, кроме того, при соприкосновении упорных торцов кольцевых буртов муфта и корпус шпинделя с установленными на нем деталями фиксируются в осевом направлении относительно переводника для соединения с бурильной колонной.
4. Винтовой забойный двигатель для наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин по п.1, отличающийся тем, что на долотном переводнике установлен сменный центратор, а муфта выполнена с опорно-центрирующими ребрами.
www.findpatent.ru
