РАЗДЕЛ 6 ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ И КЕРНООТБОРНЫЕ УСТРОЙСТВА
advertisement
РАЗДЕЛ 6 ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ И КЕРНООТБОРНЫЕ УСТРОЙСТВА (Составители: Кулябин Г.А., Грачев С.И., Овчинников В.П.) 6.1. Забойные гидравлические двигатели. Турбобуры Турбобур - это забойный двигатель, в котором кинетическая энергия потока промывочной жидкости при ее скоростном напоре и силовом воздействии на лопатки турбины преобразуется в механическую энергию вращения ротора двигателя (вала). В турбобуре применяются многоступенчатые осевые турбины лопастного типа с несколькими лопатками в каждой ступени (турбинке). Направляющим аппаратом турбинки является статор. Поток жидкости попадает в статор первой ступени и, пройдя каналы статора, поступает на лопатки ротора, оказывая силовое воздействие на них. В результате ротор стремится повернуть вал турбобура. Далее поток жидкости совершает работу во всех последующих ступенях турбины, вал турбобура приобретает суммарный крутящий момент и вращается с определенной частотой. Естественно, противоположно активному на статор турбины действует реактивный крутящий момент, который передается бурильной колонне и закручивает ее на определенный угол. Поток жидкости, пройдя турбину, через нижнюю полую часть турбобура поступает к долоту. Турбина турбобура представляет собой набор от100 до 400 турбинок (ступеней). Устройство турбобура можно рассмотреть на примере односекционного турбобура типа Т12М3, конструкция которого является одной из первых моделей, послужившей базой для конструкций почти всех современных турбобуров. Причем двигатель Т12М3, в свою очередь, является результатом многолетних разработок, начатых в 1923 г. Капелюшниковым М.А. и интенсивно продолженных в 1935-1936 гг. Шумиловым П.П. и др. Надо 317 отметить, что в США испытания многоступенчатого редукторного турбобура проводили в 1926 г. Турбобур состоит из не вращающихся и вращающихся деталей (узлов). К не вращающимся относится корпус двигателя, в котором сверху вниз в осевом направлении закреплены: распорная втулка, регулировочное кольцо, подпятники осевой опоры (верхней), статоры (100 комплектов), радиальные (средние) опоры, которые ставятся через 33 ступени турбинок и нижний переводник (ниппель), поджимающий в корпусе все указанные детали. Вращающаяся деталь – вал турбобура, на котором затеплены (снизу вверх): втулка нижней опоры, упор, на который упираются внутренние кольца роторов турбинок, втулки радиальных опор, диски и кольца осевой опоры. Сверху на валу имеется резьба. На нее наворачивается гайка и поджимает на валу названные вращающиеся с валом детали. Верхняя часть гайки коническая и разрезная. На нее надевается обжимающий колпак, закрепляемый контргайкой. В радиальном направлении вращающиеся и не вращающиеся детали имеют небольшой зазор, а осевая опора – люфт, отрегулированный на определенную величину. Таким образом, названные две группы деталей турбобура имеют степени свободы в осевом и радиальном направлении, а также вокруг оси, поэтому в общем случае выделяют статор и ротор турбины или турбобура. Так как осевая опора может быть расположена вверху турбобура, например у T12M3, то в этом случае опора сделана проточной. Статор турбобура через переводник крепится к бурильной колонне, а к нижней части вала ротора через переводник крепится долото, корпус которого совершает те же движения, что и нижняя часть вала турбобура. Когда между долотом и валом размещают калибраторы, маховики, удлинители, центраторы, амортизаторы, спецпереводники и др., характер движения долота меняется. Другие типы турбобуров, в основном, отличаются количеством секций турбин и расположением осевых опор, поэтому работу турбобура, как 318 машинного агрегата, работающего совместно со всем бурильным инструментом, можно рассматривать с применением схемы. В турбобурах применяют разные типы турбин и имеются свои конструктивные отличия. Рис. 6.1. Схема турбобура с долотом и УБТ: 1- бурильные трубы (чаще УБТ); 2 - корпус турбобура со статорами турбинрк; 3 - "статор турбобура"; 4 - роторы турбинок; 5 - вал турбобура; 6 - радиальная опора (средняя); 7 -канал для потока промывочной жидкости в нижней части вала или в шпинделе турбобура; 8 осевая опора турбобура; 9 - уплотнение; 10 - долото; Gкол,- осевое усилие от веса бурильной колонны и статора турбобура; Gr - гидравлическая нагрузка на вал турбобура; Gвp- вес вращающихся деталей (вес ротора турбобура с присоединенными к нему деталями); Тn – осевая нагрузка на осевую опору турбобура. Турбобуры выпускаются диаметром 240 мм, (215), 195, 172 и 127 мм. Разработаны конструкции турбобуров и с меньшими диаметрами для специальных работ, например, для забуривания новых стволов из обсаженных трубами скважин. Наружный диаметр турбобура выбирают из условия dT 0,9 , DД или, чтобы площадь пространства скважины за турбобуром была не менее 20 % от площади забоя скважины. С уменьшением dT увеличивается прогиб 319 турбобура в скважине, в связи с чем необходима установка центрирующих устройств. Кроме того, двигатели с малыми dT имеют малую мощность. Как отмечено выше, турбина турбобура включает несколько десятков (и сотен) отдельных турбинок, состоящих из статора и ротора. Применяются пропеллерные турбинки лопастного типа. В роторе и статоре по окружности размещено одинаковое количество (до 30) лопаток с определенным изгибом (разные σц и ma) и высотой. В этой связи турбинки часто имеют шифр, в котором указывается количество лопаток и их высота в мм, например, 24/16,5; 30/16,5; 28/16. В турбобуре А7ПЗ турбинка имеет это же обозначение. Турбинки обычно наготавливаются полностью из стали путем кокильного или точного литья. В последнем случае присваивается обозначение "ТЛ", которое входит в шифр турбобура. Лопатки турбинок отливаются отдельно или совместно с корпусом турбинки. Разработаны безободные турбинки и пластмассовые, полностью или частично. Специальная конструкция турбинок разработана для турбобуров с плавающими статорами (обод статора разрезной, имеется стопорное устройство, торцы турбинки профильные). У турбины А7ПЗ лопатки имеют поджатие с боков. Лопатки турбинок ГТ ("гидрорешетки торможения") прямые. Таким образом, турбина, являясь частью турбобура, выполняет функцию преобразователя энергии, тогда как турбобур представляет собой машинный агрегат, работающий совместно с бурильным инструментом, поэтому характеристики турбобура и турбины отличаются. Перед рассмотрением конструктивных особенностей других турбобуров следует ознакомиться с понятием "коэффициент циркулятивности" (σц) турбин. Величина σц характеризует степень искривленности лопаток ротора и статора турбинок, причем имеется ввиду, что лопатки статора и ротора загнуты одинаково. Схема расположения лопаток для разных σц приведена на рис. 6.2, где лопатки показаны в разрезе турбинки (или в развертке). 320 Рис. 6.2. Схемы лопаток турбинки При σц > 1 турбинки считаются предельными (если сильно изогнуты лопатки, то σц = ∞); турбины с σц = 1 считаются нормальноциркулятивными, а при σц < 1 - кизкоциркулятивными. Кроме того, турбинки разделяют по коэффициентам активности (mа) и реактивности (mр), которые характеризуют степень искривленности лопаток статора по отношению к лопаткам ротора. В настоящее время применяют турбинки с σц > 1 и σц = 1, в которых лопатки ротора и статора изогнуты одинаково, а поэтому для них mа = mр и перепады давления в турбине равномерно распределяются в статоре и роторе. В турбинах с σц > 1 их мощность обеспечивается, в основном, путем силового воздействия потока на лопатки ротора турбинки - это турбины с повышенными mв. Если σц > 1, то мощность турбины достигается только за счет скоростного воздействия потока на лопатки ротора. Такие турбины развивают большие частоты n и в настоящее время не применяются. Первую довольно большую группу составляют турбобуры с нормальноциркулятивными турбинами (σц = 1). Конструкция односекционных двигателей рассмотрена на примере Т12МЗ. Разработаны и конструкции 2-х секционных машин типа ТС (ТС6, ТСА, ТС5Б и др.) длиной 13-15 м с числом ступеней до 240, с проточной осевой опорой, обычно размещенной в нижней секции. Опора резинометаллическая. Корпусы секций соединяются переводниками с конической резьбой, а валы конусно-шлицевыми муфтами. Мощность таких турбобуров увеличилась. Применялись турбобуры и в 3-х, 4-х секционном исполнении. Статоры 321 закреплялись ниппелем, через который происходила значительная утечка промывочной жидкости. Для снижения утечек жидкости через турбобур осевую непроточную опору вынесли в отдельную секцию - шпиндель с полым валом. При этом увеличили угол установки лопаток турбинки с 62°-65° до 72°-75°, уменьшили толщину валов, повысили герметичность уплотнения шпинделя, применили шаровые (ШО) и амортизированные шаровые осевые опоры типа ШШО. Таким образом, появились секционные шпиндельные турбобуры типа ТСШ, которые можно применять, как в 3-х секционном (например, ЭТОШ-195), так в одно - и двухсекционном исполнении. При этом упростилась сборка и регулировка турбобуров. После унификации деталей в секциях, они стали взаимозаменяемы появился шифр ЗТСШ1. Затем применили турбинки точного литья в турбобурах типа ЗТСШ-195ТЛ. Потребляемая мощность на сопротивления в этих двигателях резко сократилась, но для увеличения их выходной мощности потребовалась подача промывочной жидкости много больше Qmin. В связи с этим выпуск таких турбобуров в последнее время ограничили. Для упрощения регулировки люфта турбобура с одновременным увеличением числа турбинок и мощности турбобура (при длине 1 секции 8 м) разработали турбобуры типа ТПС с "плавающими" статорами турбинок. Испытывались двигатели и с "плавающими" роторами. Шифр "ТПС" остался для турбобуров диаметром 172 им, а турбобурам с dr = 195 мм присвоили шифр ЗТСШ1М2-195. Высоту статора и ротора турбинки уменьшили на 9-12 мм, в результате в 3-х секциях двигателя вместо 330 турбинок стало входить до 468 ступеней. Появилась возможность получать те же величины Мв, что и с ЗТСШ195, но при меньших Q и пониженных частотах вращения вала турбобура, а при тех же Q - большие Мв. Ограничения на величину люфта турбобура в 5-10 мм здесь сняты, так как в осевом направлении статоры перемещаются свободно. Наличие шпоночного соединения исключает проворот статоров вокруг оси 322 турбобура, а силы трения при опоре статора на ротор турбинки снижены благодаря специальной конструкции торцевой поверхности турбинок. Статор турбинки разрезной, чтобы он плотней вписывался внутри корпуса двигателя, при этом стопорное устройство свободно перемещается в шпоночном пазу корпуса. В каждой секции турбобура типа ЗТСШ1М2 имеется по 4 радиальных опоры (также со шпоночным соединением). Применяются шпиндели с 12 рядной амортизирующей опорой качения типа ШШО1М и с торцевым твердосплавным уплотнением. В группу турбобуров с σц = 1 также входят двигатели: ЗТСШ2-195-01 с цельнолитными турбинками; ЗТСШ2-195-02 - с комбинированными турбинками; ЗТСША1 - 195 - для бурения алмазными долотами и др. С применением турбобуров с σц = 1 разных диаметров можно обеспечить Мв = 1500-4000 Нм и частоты n = 250-750 об/мин, т.е. по параметрам такие машинные агрегаты могут применяться для бурения в самых различных породах. Турбобуры серии "А" выпускались в 2-х и 3-х секционном исполнении. Причем, к 1976 г. в нашей стране их выпускалось до 30 % от общего числа всех турбобуров. В таких ГЗД предусмотрены турбины σц > 1, а у турбобуров типа А7ПЗ - лопатки турбинок дополнительно поджаты с боков. Обтекание лопаток потоком жидкости безударное, высокие Мв достигаются при меньших расходах Q, чем у турбин с σц = 1, соответственно можно поддерживать и более низкие n, хотя при сравнимой (для турбин с σц = 1) подаче в них жидкости, частоты n могут быть высокими. Перепад давления (Ртп) у двигателей "А" снижается при уменьшении, что облегчает контроль за их работой. Для бурения с Pт = const разработаны приставки с целью сброса жидкости в затрубное пространство; приставки можно устанавливать над турбобуром и выше, например в манифольдной линии вблизи буровых насосов. 323 Менять величину Q, можно применением буровых насосов с регулируемой подачей. Осевая и радиальные опоры таких ГЗД шаровые, причем в турбобурах А9К5Са и А7Н4С осевые опоры расположены только в нижних секциях, а у А6КЗС - в нижней и верхней секциях, независимая подвеска вала верхней секции воспринимает гидравлическую нагрузку на вал. Применяются в настоящее время турбобуры с σц > 1 со шпиндельной секцией (А6Ш, А7Ш и др.), с решетками гидроторможения (А7ГТШ, АГТШ) и с турбинами точного литья – АГТШ-195 ТЛ, АШГТШ-240 ТЛ. Заметим, что эффект, получаемый с применением решеток ГТ, можно получить установкой штуцеров над корпусом турбобура, регулированием перепада в долоте и др. путями. Применяя турбобуры серии "А" можно обеспечить довольно широкий диапазон n и Мв: n = 170-550 Об/мин, Mв = 700-3100 Нм, при относительно высоких перепадах давления в них – Ртп 6-10 МПа. В отдельную группу выделены турбобуры, в которых одновременно применяются турбинки с σц = 1 и σц > 1. Идея комбинирования турбин была выдвинута более 20 лет назад. В Тюменской области стали применять такие двигатели под названием "ТРХ" (турбобуры с "рациональной характеристикой"), с разным соотношением указанных типов турбиной. Большее число ступеней (порядка двух с половиной секций) берется от турбинок 26/16,5 или 24/18 и меньшее (от 50 до 100 шт.) турбииок А7ПЗ. Для отдельных условий бурения таким путем можно подобрать эффективный ГЗД. Для бурения с пониженными n разработано несколько конструкций ГЗД с редукторами, которые называют редукторными турбобурами. Наиболее работоспособным по времени отработки признан двигатель ТРМ-195 .(турбобур редукторный с маслонаполненным редуктором). Схема его показана на рис. 6.3. 324 Осевая опора а верхнем шпинделе необходима для передачи гидравлической нагрузки, действующей на вал турбинной секции, через корпус двигателя на нижнюю осевую опору, во избежание передачи Gг на редуктор 6. Это сделано с целью обеспечения нормальной работы редуктора и увеличения срока его отработки до ремонта. Применяют турбины σц > 1 и σц = 1. Редуктор двухрядный зубчатый, от промывочной жидкости защищен торцевыми сальниками. Рис. 6.3 Схема двигателя ГРМ: I - турбинная секция; II - секция промежуточной осевой опоры; Ш - редукторная секция (редуктор); IV - шпиндель; 1 - УВТ или бурильные трубы; 2 - ступени статора и ротора турбины; 3 радиальная опора; 4, 7 - осевые опоры; 5 - каналы для патока промывочной жидкости; 6 - зубчатый редуктор; 8 - долото. Меняя расход Q и передаточное отношение редуктора, обеспечивают снижение n до 60 об/мин, а крутящие моменты на валу повышают до 4000 Нм и более, т.е. по технической характеристике это достаточно эффективный ГЗД, но межремонтное время работы редукторных ГЗД в среднем остается небольшим, хоти при испытаниях получены высокие результаты, например при испытании редукторного ГЗД ТР-178. 325 Разработано несколько модификаций турбобуров типа ТН. Одна из моделей такого гидравлического забойного двигателя включает короткую турбинную секцию до 64 турбинок, секцию двигателя "Д" (ВЗД) и шпиндель с амортизированной опорой. Валы секции ВЗД и шпинделя соединяются торсионным валом для снижения биений вала шпинделя, обусловленных эксцентричным вращением вала ВЭД. Разработаны конструкции ТН, в которых снижено вредное влияние такого вращения зала секции ВЗД. С применением ТН в вышеприведенном исполнении и Q = 28 л/с получено: n=168 об/мин, Мв = 2940 Нм, с перепадом давления в нем 8,6 МПа. Для бурения скважин (шурфов) разработаны агрегаты активно-турбинного бурения – РТВ диаметром до 2600 мм и более. Агрегат состоит из 2-х или 3-х параллельно и жестко скрепленных между собой турбобуров. В верхней части турбобуры соединены между собой траверсой, через которую подается жидкость в турбобуры, а ниже траверсы турбобуры крепят полумуфтами и плитой, между которыми закрепляют грузы. Вал каждого турбобура вращается вокруг его оси, а весь агрегат под действием реактивного момента вращается вокруг своей оси (или вокруг оси скважины) в обратную сторону. При таком движении образуется плоский забой скважины и в работе по разрушению пород в основном участвуют зубцы периферийных венцов шарошек долота. Поэтому при РТВ экономичней применять специальные долота типа ДРБ, у которых отсутствуют зубцы на основных конусах шарошек. Естественно, при РТБ необходим значительно больший расход Q, чем в процессе обычного турбинного бурения. С целью изменения направления оси скважины в процессе ее углубления (в основном для увеличения зенитного угла) применяют турбинные отклонители - ТО, состоящие из турбинной и шпиндельной секций, корпусы которых соединены муфтой о перекошенной резьбой. Валы шпинделя и турбины имеют специальное соединение, предотвращающее их слом. Шпиндель у ТО укорочен. Для проводки направленно-искривленных скважин 326 разработана конструкция укороченного турбобура типа T12M3K. При отборе керна применяют специальные турбобуры с полым валом, которые в сборке о керноприемным устройством принято называть "колонковым турбодолотом" КТД (в основном КТДЗ и КТД4). Последняя модель применяется в двухсекционном исполнении для повышения мощности турбины. С целью стабилизации направления оси скважины и замеров зенитного и азимутального углов вблизи забоя разработано также несколько конструкций забойных двигателей. В одной из последних конструкций - ТВК - 240 (турбобур с вращающимся корпусом) предусмотрены вращение корпуса, турбобура и полый вал для пропуска инклинометра ближе к долоту. Инклинометр при замерах располагается в немагнитной вставке пологого вала ТВК. Часть потока промывочной жидкости, пройдя через турбину, отводится в затрубное пространство, а часть - через полый вал и долото поступает на забой скважины для очистки ее нижней части. Рассмотрены не все разновидности турбобуров, но их достаточно, чтобы запроектировать приемлемую модель для большинства условий бурения скважин. 6.1.2. Характеристика турбобуров. Характеристикой турбины называют зависимость вращающего момента на ее валу (Мв), развиваемой мощности (Nт), перепада давления в турбинках (Рт) и его КПД (ηт) от частоты вращения вала турбины при фиксированной величине расхода промывочной жидкости (Q), причем характеристика турбин с σц = 1 и σц > 1 отличаются (рис. 6.4, а-в). Параметры Мв, Рт и n измеряют в процессе стендовых исследований с прокачиванием через турбобур жидкости (обычно воды) и приложением к валу, установленному на подшипниках качения, тормозящего момента. Реперными точками или параметрами характеристик турбин являются: тормозной вращающий момент (Мт) - это величина Mв при n = 0; частота 327 холостого хода - nx , когда Мв = 0; мощность Nт max и оптимальный момент Моп = Мт/2, которые для нормальноциркулятивных турбин определяются при оптимальных частотах – nоп = nх/2, и максимальный КПД - ηт max. Для турбин с σц = 1 момент Мв линейно зависит от n, а линия Рт в рабочем режиме работы турбобура практически параллельна оси "n", поэтому характерную величину Рт не выделяют (рис. 6.4, а). Соответственно величинам ηт max, Мт, Nт max и nх выделяют оптимальный, тормозной, экстремальный режимы и режим холостого хода турбины. У ГЭД с σц = 1 максимумы ηт и Nт имеют место при n близких к nоп, поэтому обычно рассматривают только оптимальный режим работы турбин, когда M оп А м γ 1 Q 2 . С изменением расхода Q и ρ1 (γ1) меняются величины Мв, n, Рт и Nт, Для расчета этих величин в оптимальном режиме работы турбин применяют формулы пересчета: n пр n сп PT пр PT сп Q пр Q сп М пр ; ρ пр Q пр 2 ρ сп Q сп 2 М сп ; ρ пр Q пр 2 ρ сп Q сп 2 N T пр N T сп ; ρ пр Q пр 2 ρ сп Q сп 2 ; или формулы в виде n оп А n Q ; M оп А м γ1 Q 2 ; PT А p γ1 Q2 N T max А N γ1 Q3 ; , где индексы "пр" и "сп"- относятся к проектируемым (или искомым) и справочным параметрам; Аn, Аm, АN, Аp - постоянные величины для турбин по соответствующему параметру; ρ, γ - плотность и удельный вес прокачиваемой через турбобур жидкости (ранее для промывочной жидкости, подаваемой в бурильную колонну, принято ρ = ρ1, γ = γ2). Особенности технической характеристики турбин с σц > 1. У турбин с σц > 1 с увеличением Q потребляемая ею мощность растет быстрей, чем у нормальноциркулятивных турбин, поэтому с ростом Q, а следовательно и с ростом n, перепад РT в таких турбинах (рис. 6.4, б) повышается. Меняя Q можно 328 сохранить Pт = const при всех n. Когда Q ≠ const, линия моментов Мв прогнута (рис. 6.4, в) вниз, a Nт max и ηт max больше, чем при Q = const и смещены влево от nоп = nх/2. При таком режиме эксплуатации турбобуров серии "А" имеется большая возможность бурить с меньшими n, (т.е. с n<nх/2), чем с применением двигателей с σц = 1. Конечно, речь идет о случаях, когда и Q меньше, чем для турбин с σц = 1. Если Q = const, то перепад Рт снижается с уменьшением n; Мв от n зависит линейно, а максимумы Nт и ηт незначительно смещены влево относительно точки nоп = nx/2 (рис. 6.4, 6). Рис. 6.4. Техническая характеристика турбин и турбобура: а - турбины с σц = 1; б, в - турбины с σц > 1, соответственно с Q = const и Q ≠ const; г турбобура (турбина σц = 1); д - рабочая (заштрихована) зона n . 329 Характеристику турбобура определяют те же параметры, что и турбины (на рис. 6.4 г и д, показаны только Мв и Нт), но с учетом расходования Мв на сопротивления в опорах турбобура, на работу калибраторов, присоединенных к валу ГЗД и на М0. В опубликованных работах понятие "характеристика турбобура" иногда трактуется по-разному, но в основном определяется часть момента Мв (Мр), которую можно передать на забой для разрушения пород, обеспечить Мдп и преодолеть сопутствующие потери Мв или Nт. Мощность Nт расходуется на трение: в осевой (Nп*) и радиальных (Nрад) опорах турбобура, долота о стенки скважины (No), а также на работу калибраторов (Nкц), поэтому мощность, переданная на забой скважины (Nдз), определяется выражением: Nдз = Nт – (Nп* + No + Nрад + Nкц), при Nдз min = Nдп, здесь Nдп - мощность на разрушение забоя и неизбежное рассеивание части Nт в породе и бурильной колонне при рабочей частоте n = ηр (Nдп = 2 π Мдп nр). При Nдз < Nдп эффективного углубления забоя не будет. Таким образом, только часть рабочего момента Мр Мдп = Мв – Мп* - М1 = Мр – М0 – Мкц, где М1 = М0 + Мрад + Мкц, можно расходовать на поддержание «полезно» расходуемого на забое момента Мдп. Величину Мв max, при которой вал турбобура остановится, можно найти как Мв max = Моп + Мji, где Мji - крутящий (маховой) момент, расходуемый на вращение всей массы ротора турбобура (в том числе и с дополнительными маховиками на его валу), когда рабочая n (nр) минимальна, т.е. np = nmin. При n < nоп имеет место Мj < Мол , поэтому при nmin < 0,9ηоп наступает неустойчивый режим работы турбобура, после которого его вал резко останавливается. 330 Уровни nmin и "устойчивых" n зависят от модели турбобура, величины Gвр (или массы ротора с маховиком, калибраторами), от величины Тп, числа двигательных секций турбобура, состояния его опор и долота и др. Поэтому в зависимости от условий Mр = f(n) меняется. 6.1.3. Расчет параметров технической характеристики турбин Текущий крутящий момент Мв турбины определяют по формуле: Мвi = Кст · ρ1 · Гср · Q · (C1 – C2), где Кст - число ступеней турбины; Гср - средний радиус турбины; С1, С2 соответственно скорости выхода потока жидкости со статора (или входа в ротор турбины) и выхода с ротора ступени; скорости С1 и С2 в свою очередь зависят от Q, площади сечения каналов турбинки, Гср, радиальной высоты каналов, угла выхода жидкости со статора турбинки, количества лопаток турбинки и толщины лопатки. После замены С1 и С2 на соответствующую окружную скорость перемещения лопаток ротора турбинки, а затем на n (в об/мин) получают: Мв1 = Кст · ρ1 · Гср · Q · nx · (1 – n ). nx Приняв Кст · ρ1 · Гср · Q · nx = Мmax = Мт, Мвi = Мт (1 – ni ), nx где ni - может быть рабочей и оптимальной частотой вращения вала турбин - ni = nоп, а параметр Мт является максимальной величиной для турбин. Мощность турбины рассчитывается согласно выражению: Nт = 2·π·М·n, а ее максимальная величина для двигателей с σц = 1 определяется при Мв = Моп и n = nоп (n – в 1/с, Мв – в Н·м): Nт max = 2·π·Моп·nоп, Величина КПД турбины: 331 ηт Nв Nв , Nт Nn где Nв, Nn мощность, которую можно снять с вала турбобура, и подводимая к нему мощность, соответственно. Величину ηт определяют и другим методом: ηт* = ηу ηг ηм, где ηу, ηг, ηм – КПД, учитывающие утечки, гидравлические и ударные потери и потери в опорах ГЗД. Величина ηм зависит от загруженности осевой опоры и в большей степени характеризует ηт турбобура, чем ηу и ηг. Следовательно, КПД турбобура понятие относительное, т.к. этот параметр зависит от величины Тп и веса Gвр. В этой связи, кроме коэффициента передачи мощности на забой скважины (Kмз) предлагаем рассчитывать КПД способа бурения – ηсп. В процессе углубления скважин с ГЗД, у которых величины ηт меньше, часто получают бо'льшие коэффициенты Кмз и ηсп, так как последние зависят от работы всего бурильного инструмента и от количества подаваемой в скважину промывочной жидкости. В технологии бурения принято уравнение: Мв = Мс называть основным уравнением турбинного бурения. В левой части представлен крутящий момент на валу турбобура, а справа суммарный крутящий момент, который необходимо преодолеть турбобуру в процессе углубления скважины. Составляющие Мс рассчитывают, согласно выражению: Мс = Мд + М0 + Мп* + Мкц + Мрад + Мкр, где Мдп – крутящий момент, необходимый для работы долота на разрушение пород на забое скважины - Мдп Мдз, поддержание вибрации бурильного инструмента и рассеивание мощности в массиве горных пород в призабойной 332 зоне; Мо - момент на трение долота о стенки скважины и промывочную жидкость; Мп* = Мп + Ммп; Мп, Ммп - затраты момента Мв на трение в осевой опоре турбобура обусловленные, соответственно, действием осевой нагрузки на пяту турбобура (ГЗД) и молекулярным трением в паре "пята-подпятник"; Mкц вращающий момент на работу калибраторов и центраторов, закрепленных на валу ГЗД (последнее бывает редко); Мрад - момент в радиальных опорах турбобуров, которым часто пренебрегают; Мкр - сумма моментов для поддержания крутильных колебаний долота и преодоления сопротивлении, обусловленных неравномерной работой вооружения долота на забое скважины; методов расчета Мкр нет, но его величина в среднем невелика, хотя пиковые значения могут отражаться на работе долота и ГЗД (при роторном бурении величиной Мкр, видимо, нельзя пренебрегать). Величину Мс - бывает удобно записать как Мс = Мдп + М1. Также имеются затраты крутящего момента на преодоление сопротивлений при взаимодействии статора и ротора через поток жидкости в турбине (Мгт), но поскольку Мв определяют опытным путем, то Мгт автоматически входит в Мв , приводимый в справочной литературе. Момент Мдз можно рассчитывать как Мдз = Мдз = Gст · Му, где Qст - статическая часть нагрузки на забой - G3; вместо G3 ошибочно подставляют G или Gгив; My - удельный момент при работе долота на забое, который измеряют опытным путем (обычно при электробурении), или рассчитывают согласно выражению (в Н·м/кН) Му = μгп (0,55. . .0,72) · R · 103, μгп - коэффициент сопротивления при взаимодействии вооружения долота с забоем, μгп=0,40...0,05, где верхний предел для очень мягких пород, а нижний для крепких. Величину М0 находят согласно эмпирической формуле для бурения с ГЗД Мо=550·Дд, а для роторного бурения - Мо= 250·Дд (диаметр долота в м). 333 Для расчета Mкц с одним калибратором радиусом Rк применима формула Мкц = Gрад Rк Кр, где Gрад - радиальное усилие на рабочие элементы калибратора, H; в расчетах можно принять: Gрад = 3 кН - для нового калибратора с Rк = R; Gрад = 2 кН - для изношенного с Rк = R и Gрад = 1 кН - для калибратора с Rк < R; Кр - учитывает свойства пород; Кр = 0,15…0,50 с верхним пределом для мягких пород, с нижним – для твердых; Rк - в м. Крутящий момент для работы на забое алмазного долота можно рассчитать по формуле: Мдп* ~ 0,5 · μс · G3 · R, где μс - коэффициент сопротивления в процессе резания пород алмазами, μс =0,384; G3 - в Н; R - в м. Если М2 = Мкц + Мрад + Мкр = 0, то Мв = Мс* = Мдп + Мп* + М0. Для установившегося режима работы долота и турбобура, основное уравнение турбинного бурения запишем в виде: Мв = Мдз + М1, С учетом n ) = Мдп + М1, nx Мт (1 – рабочая частота вращения вала турбобура np = nx (1 - М дп М 1 Мт ). Формула применима, когда G > R3 при условии ny min < np < np max, где ny min, np max - величины n, которые можно поддерживать сохраняя устойчивый режим работы турбобура; ny min = nx· 1 334 М оп 0,5 М JM Mт ; G В GГ М у М о np max = nx· 1 , Mт где МJM – минимальный маховой момент ротора забойного двигателя; ΔGг гидравлическое усилие, действующее снизу на бурильный инструмент. Если условие не выполняется, то следует изменить какой-либо параметр, учитывая взаимосвязь между ними, или сменить ГЗД. Вращающий кинетический момент МJ следует рассчитывать при nmin, которую в связи со сложностью расчетов находят опытным путем. Считают, что турбобур остановится при n = n0: n0 5K Д 1 G 2Ш М у t 2 G Ф m rм , 2 где Кд - коэффициент определяющей величину осевой нагрузки Gд; Кд = 1,0...1,3; m, rм - масса ротора ГЗД и радиус маховика при этом; t2 ~ 1/ny min; Gффактическая (или проектная) осевая нагрузка на долото за вычетом ΔGг. Произвольно менять m и G нельзя. Турбобур остановится и при n > nо, если критическая частота вращения его вала возникнет при n < nоп. Эту частоту предлагается определять по формуле: 6,4 Z n h δ g * n кр R CM ТД Eм γ1 , где Zn - число зубцов на периферийном венце шарошки долота; hδ - амплитуда биений при осевых зубцовых вибрациях долота; g* - ускорение свободного падения низа бурильного инструмента в условиях скважины (снижается до 0,7 g); остальные обозначения расшифрованы ранее. Когда n близка к nкр, начинается приотрыв долота от забоя, нарушается нормальный режим работы ГЗД, появляются его мгновенные перегрузки, что ускорит остановку вала двигателя. Наиболее устойчивой работа турбобура может быть при Моп и n ≠ nкр, поэтому определяют "эффективную" Gст = GЭ: 335 GЭ = Максимальная величина Gз max, М оп . Му которую может «принять» турбобур, находится по формуле: Gз max = (Моп + 0,5 МJ):Му. Рабочая нагрузка G3 для турбобура определяется согласно выражению: Gрз = М оп 0,5М J М 1 . Му Для турбобуров А7ПЗ nоп снижается до 0,42·nх, и, видимо, при этой частоте n необходимо брать Моп, хотя определенных рекомендаций в общеизвестной литературе, относительно расчетов Моп и nоп для этих двигателей нет. Таким образом наиболее эффективная эксплуатация турбобура должна осуществляться при условии ny min < np < np max и правильно запроектированном режиме бурения с соответствующим скважинным оборудованием, с наиболее эффективным турбобуром Причем, с позиции экономии энергии выгодно эксплуатировать турбобур, когда Мп* = 0, но такой режим "плавающей пяты" практически нереализуем в связи с малым люфтом турбобура и воздействием вибраций (нагрузки Gд) на пяту двигателя. В какой-то мере это возможно при двигателях типа ТПС и с применением забойного устройства подачи долота, например типа ЗМП, . иногда с РПДЭ. Поэтому надо проектировать режим углубления скважины и параметры Gr, Тп, Рт, Рд так, чтобы бурильщик осуществлял поиск наиболее эффективной Gз (no Gгив) при возможно более узком диапазоне изменения n. Экспериментальные данные о работе турбобуров типа ТС, ТС5Б и ЗТСШ показали, что nmin ≤ 0,9nx. Применение рациональных маховых масс на валу турбобуров позволяет достичь nmin < 0,8nоп. 336 6.2. Объемные забойные двигатели типа "Д". Объемные или винтовые (ВЗД) гидравлические двигатели впервые были сконструированы за рубежом на базе обращенного винтового насоса с однозаходным ротором. В нашей стране работы по созданию объемных двигателей начаты с 1966 г. В основу отечественных двигателей положена схема планетарного эксцентричного редуктора с внутренним зацеплением и винтовыми зубьями. Такие двигатели состоят из двигательной секции и шпинделя. Двигательная секция включает (рис. 6.5) статор и ротор. Статор состоит из корпуса 1, внутри которого привулканизирована эластичная обкладка 2 (например, из нетрильной резины). Число винтовых зубцов статора в отечественных машинах "Д" составляет 6...10. Ротор 3 – стальной вал с меньшим числом зубьев (на один зуб), чем в статоре. Рис. 6.5. Схема конструкции ВЗД Зубья расположены по винтовой линии левого направления. Поверхности винтов статора и ротора, пересекаясь, образуют камеры высокого и низкого давления жидкости, прокачиваемой через винтовую пару. Под действием давления жидкости внутри камер высокого давления ротор проворачивается вправо, совершая планетарное движение. Длина шагов ротора и статора относится как число зубьев ротора и статора соответственно. В связи с разным числом заходов статора и ротора вращение ротора происходит со смещением относительно оси статора на величину эксцентриситета. Для снижения 337 отрицательного влияния такого вращения ротор ШД соединяется с валом шпинделя шарнирным соединением или торсионом – гибким стальным валом. Шпиндель 5 включает амортизированную осевую опору (типа ШШО), уплотнения - торцевые сальники, специальные распорные втулки. В последнее время чаще применяют резинометаллические осевые опоры (схема шпинделя такая же, как и на рис. 6.1 и 6.3). Так как отечественные ВЗД одновременно являются объемными двигателями и редукторами, то с увеличением числа заходов винтовой пары возрастает вращающий момент и снижается частота вращения, причем передаточное число пропорционально количеству зубцов (заходов) ротора. В нашей стране разработаны ВЗД диаметром 54, 85, 127 и 195 мм в однодвухсекционном исполнении (например, ДС-195), с удлиненной рабочей парой (ДЗ-195), с полым ротором в котором расположен торсионный вал (Д2-195), ДОТ-195 - со шпинделем отклонителем Ш01-195 для изменения направления оси скважин. Причем имеется несколько моделей ВЗД диаметром 172 мм. Техническую характеристику ВЗД графически изображают по-разному; так же как и для турбобуров и в виде (N,n,P) = f (М). На рис. 6.6 приведен первый вариант характеристики ВЗД (индекс «вз» - обозначает, что параметр относится к ВЗД), Графическая интерпретация указанной зависимости принята условно (так же, как и при турбинном бурении), так как от n непосредственно эти параметры не зависят. Рис. 6.6. Техническая характеристика ВЗД Мощность Nвз определяют в виде: Nвз = Q·Pвз·ηвз. 338 Вращающий момент ВЗД находят по формуле: Мвз = Мув·Рс·Двз·Э·tр, где Мув – удельный вращающий момент объемного двигателя, причем Мув = f (Zp; г3; Э), где Zp, г3 - число заходов ротора и радиус зацепления в винтовой паре; Рс - давление в сечении по камере высокого давления; Двз - расчетный диаметр винтового механизма; Э - эксцентриситет оси ротора по отношению к оси статора; tp- шаг ротора (ниже tc- шаг статора). Частота n зависит от расхода Q и параметров ВЗД: n = Q / Vк, где Vк - объем камеры рабочего органа ВЗД; Vк = f (Fш; tc; Zp; Э; г3), где Fш - площадь сечения шлюза: Fш = f (Э; Zp; г3). Характеристику ВЗД снимают в стендовых условиях при Q = const. Величина PВ3max Имеет место, когда Мвз = Мт. Зона устойчивых рабочих n находится между точками, соответствующими максимумам КПД и Nвз, при которых отмечают оптимальный и эффективный режимы работы ВЗД. Величины Мвз, Рвз и частоты вращения вала ВЗД находят согласно интерполяционной формуле: Пi = П1 + Qi Q1 · (П2 – П1), Q 2 Q1 где Пi - значение искомого параметра при заданном (проектном) расходе Q; П1 и П2 - меньшее и большее значения параметра при табличных Q1 и Q2 соответственно. Перепад давления Рвз при Мвз = Мс (назовем его Рвм) находят как Рвм = (0,45…0,55)·Рi + Pi 0,45...0,55Pi M c , Mi или в среднем Рвм ~ 0,5·Рi· Mi Mc , Mi где Pi -табличное значение перепада Рвз, пересчитанное при Qi. 339 Разработанные конструкции ВЗД (без секционных) позволяют поддерживать частоты n = 130...500 об/мин (высокие n - для Д1-54) и Мвз=80...8000 Н·М при Tп до 100 кН и более. По мере износа рабочих поверхностей ВЗД (особенно резиновой обкладки статоров) увеличивается свободный переток жидкости из камер высокого давления в камеры пониженного давления, снижается Рвз и уменьшается Мвз, но относительно постоянный контакт по длине рабочей пары ВЗД разделяет камеры высокого и низкого давления в паре. Поэтому для заполнения бурильной колонны при СПО над двигателем ставят переливной клапан, стойкость которого еще недостаточна. Двигатели "Д" имеют длину порядка 8 м и могут применяться для бурения участков скважин с интенсивным увеличением зенитного угла. Повышенные Мвз и реальные n позволяют углублять скважину в разных (особенно в твердых и абразивных) породах с отличающимися по энергоемкости долотами. Одновременное изменение Мвз и Рвз дает возможность лучше контролировать работу долота и ВЗД. Опыт бурения с такими двигателями показал возможность повышения проходки на долото до 2 раз, но со снижением VM до 50 %, по сравнению с турбинным бурением. Лучшие показатели получают с долотами типа ИСМ или "ГНУ". При этом применимы промывочные жидкости с высоким диапазоном их параметров. Но у двигателей ВЗД пока мал межремонтный период, обусловленный недостаточной стойкостью рабочей пары, в первую очередь обкладки статоров, в связи с чем, в Пермском филиале ВНИИВТ постоянно проводилась работа по совершенствованию ВЗД. 6.3. Технические характеристики выпускаемых заводами-изготовителями забойных двигателей 6.3.1. Технические характеристики винтовых забойных двигателей для бурения и освоения скважин 340 Гидравлические забойные двигатели (секционные турбобуры, турбобурыотклонители, винтовые забойные двигатели и керноотборные устройства) производятся согласно ГОСТ 26673-85, ТУ26-02-75-72, ТУ 266-02-574-74, ТУ 26-02-809-78, ТУ 26-02-823-78, ТУ 26-02-918-81, ТУ39-989-86, ТУ39-1118-86. Винтовые забойные двигатели предназначены для бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин и для проведения ремонтно-восстановительных работ в эксплуатационных колоннах. Высокая надежность двигателей достигается строгим соблюдением технологии изготовления, и обязательными стендовыми испытаниями каждого двигателя и рабочей пары. Типоразмеры и техническая характеристика винтовых забойных двигателей приведены в таблицах 6.1. - 6.8. Рис. 6.7. Винтовой забойный двигатель: 1- клапан; 2- секция двигателя; 3- секция шпинделя; 4- торсион. Таблица 6.1. Характеристики винтовых забойных двигателей Рабочий режим Шифр двигателя Д-60 ДГ-60 ДГ-75 ДГ-76 Д-85 Д1-88 ДО1-88 ДГ-95 ДГ1-95 Д-105 Д1-105 ДГ-105М Д-106 ДО-106 ДР-106 ДГ-108 ДК-108.1 Расход жидкости л/с 2 2 3-5 3-5 4.8 4.5-7 3-5 6-10 6-10 6-12 6-10 6-10 6-12 4-12 6-12 6-12 3-6 Присоединительная резьба частота вращения вала, об/мин момент на валу кН*м перепад давления МПа к долоту к бурильной колонне 396 360 156-264 156-264 144 162-300 180-300 120-180 170-280 80-160 156-228 144-240 72-144 30-90 114-222 78-150 18-42 0.14 0.08 0,5-0,7 0,5-0,7 0.5 0.53-0.61 0.5-0.7 0.6-0.9 0.55-0.75 0.8-1.3 0.9-1.6 0.6-1 1,5-3,0 1,2-3,2 1,3-2,6 0,8-1,3 2,0-2,7 7 3.5 6-10 6-10 5.6 5.8-7 5.5-8 4-5 4.5-6 3.5-5.5 5-8 4-7 5-10 3-8 6-12 3,5-5,5 5,5-7,5 З-42 З-42 З-66 З-66 З-66 З-66 З-66 З-76 З-76 З-76 З-76 З-76 З-76 З-76 З-76 З-42 З-42 З-66 З-66 З-66 З-66 З-66 З-76 З-76 З-88 З-88 З-88 З-88 З-88 З-88 341 Длина мм Масса кг 3600 3600 3820 4610 3240 3240 2930 2640 2270 5570 3770 2355 4220 5245 5245 2565 5000 34 34 97 115 111 110 100 108 78 196 180 120 220 270 280 Продолжение таблицы 6.1. ДК-108.2 6-12 ДК-108.3 6-12 Д1-127 12-20 ДР-127 12-20 ДГ1-127 12-20 ДГР-127 12-20 Д1-145 15-20 Д-155 24-30 ДГ-155 24-30 ДРУ-172 25-35 ДОТ1-172Ш 25-35 ДВ-172 25-35 УДГС225-35 172Ш Д5-172 25-35 Д5-172М 25-35 ДГ1-172 25-35 ДГ-176М 25-35 ДР-176М 25-35 ДЗ-176 25-35 ДВ-176 25-35 Д2-195 25-35 Д5-195 25-35 ДГ-195 25-35 Д4-195 25-35 Д4-195М 25-35 ДЗ-195 25-35 ДВ-195 25-35 ДОТ-195 25-35 Д1-240 30-50 ДО-240 30-50 78-150 120-240 108-180 108-180 108-180 108-180 120-180 126-162 126-162 78-108 78-108 150-240 78-108 0,8-1,3 0,5-0,8 3-4,5 3-4,5 3-4,5 3-4,5 3-4.5 3,0-4,0 3,0-4,0 4,5-5,0 4,5-5,0 5,5-7,0 4,5-5,0 3,5-5,5 3,0-5,0 6-12 6-12 6-12 6-12 7-9 6,5-7,5 6,5-7,5 4,5-7,0 4,5-7,0 9,0-12,0 4,5-7,0 З-88 З-88 З-88 З-88 З-88 З-101 З-101 З-101 З-101 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-147 З-147 З-147 З-147 3000 3000 5800 5800 4830 4830 4670 4870 4330 5135 4955 6160 5133 90-116 90-116 120-210 90-120 90-120 90-120 150-240 90-114 90-120 90-120 108-144 108-144 90-120 150-240 90-114 72-132 72-132 5,2-7 7-9 4-5,5 7-9 7-9 9-12 5,5-7 5.2-7 7-9 7-9 6-8 8-10 9-11 5,5-7 5,2-7,0 10-14 10-14 5-7 6-9 7-9,5 6-9 6-9 8-11 8-12 5-7 6-9 6-9 8-10 9-12 8-11 8-12 4,3-6,7 6-8 6-8 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-152 З-152 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-171 З-171 З-171 З-147 З-147 З-171 З-171 З-171 З-171 З-171 5650 5830 3870 5315 5330 6440 5835 5330 6000 6870 6000 6840 6840 6375 6550 6985 7280 400 405 360 370 418 750 750 750 610 770 455 750 780 910 754 890 1030 1300 1030 1060 1135 1080 1100 1660 1860 Д- двигатели общего назначения для бурения и капитального ремонта; ДОТ- двигатели отклонители; ДР- двигатели отклонители с регулируемым механизмом искривления; ДГ- двигатели отклонители для горизонтального бурения; ДВ- двигатели с повышенной частотой вращения; ДК- многофункциональные двигатели для капитального ремонта скважин. 342 Таблица 6.2. Технические характеристики винтовых забойных двигателей диаметром 42-88 мм Параметры Д-42* Д-43 Д1-54 Д1-54М Диаметр корпуса наружный, мм Длина двигателя (без клапана), мм Масса двигателя, кг 42 740 6 43 1650 14 54 3200 35 Диаметр применяемых долот, мм 58,0 58,0 57 2230 27 59,076,0 М16х1,5 М16х1,5 Присоединительные резьбы к долоту 3-42 Присоединительные резьбы к бурильным G l-А ГОСТ G l-А ГОСТ 3-42 трубам 6357-81 6357-81 Длина шпинделя до искривления, мм Углы искривления между секциями, градус Длина активной части статора, мм 250 760 500 Заходность рабочих органов, Zp/Zcт 9/10 5/6 Расход рабочей жидкости, л/с 0,3-0,5 0,2-0,5 2 Частота вращения выходного вала на 4,1-6,9 1,9-4,8 холостом ходу, с-1 Частота вращения выходного вала в режиме 2,8-4,7 1,5-3,7 7,5 максимальной мощности, с-1 Момент силы на выходном валу в режиме 0,02-0,04 0,05-0,07 0,078 максимальной мощности, кНм Перепад давления в режиме максимальной 3,0-4,2 4,0-5,5 5,0 мощности, МПа Мощность максимальная, кВт 0,4-1,2 0,5-1,7 3,7 Максимальный эффективный КПД, % 40 Допустимая осевая нагрузка, кН 2 1 Шифр двигателя Д-55 Д-63 Д-75** Д-76 ДР-76 Д1-85 Д2-85 Д1-88 ДО1-88 76 3820 4630 97 104 1,1-4,6 55 63 3180 3300 38 55 59,076,0 76,0 3-42 3-42 (3-44) (3-44) 3-42 3-42 (3-44) (3-44) 1600 1600 5/6 3/4 1,5-2,5 1,5-3,5 0,8 1,6-2,7 4,0-9,0 4,0-6,6 5,8 1,2-2,1 2,5-6,0 3,0-5,0 2,2 0,6-0,8 0,7 0,7- 0,9 0,6-0,7 8,0-10,0 5,5 8,0- 9,0 6,0-8,0 59-76 3-42 3-42 - 0,18 0,20,34 4,4-7,0 3,0- 6,0 5,0- 8,0 10 1,5-4,5 2,0-9,0 45 40 10 20 * Двигатель имеет варианты исполнения ** Двигатели сняты с производства, характеристики приведены для сравнения Осуществляются поставки ЗИПа по всей номенклатуре двигателей 343 0,150,25 79 4240 100 83,0-98,4 1160 0-1 88 3600 3230 130 108 3235 111 97-118 98,4-120,6 3-66 3-66 3-66 3-66 1090 0-1 2000 4/5 3-5 11-25 50 10 1390 0-3 800 2995 90 - 1455 0-3 1080 1220 5/6 5-7 4,85 5,0-7,0 11-26 9,87 3,6-5,0 16-28 45 30 13-22 50 Таблица 6.3. Технические характеристики винтовых забойных двигателей диаметром 95-106 мм Параметры Диаметр корпуса наружный, мм Длина двигателя (без клапана), мм Масса двигателя, кг Диаметр применяемых долот,мм Присоединительные резьбы к долоту Присоединительные резьбы к бурильным трубам Длина шпинделя до искривления, мм Углы искривления между секциями, градус Длина активной части статора, мм Заходность рабочих органов, Zp/Zcт Расход рабочей жидкости, л/с Частота вращения выходного вала на холостом ходу, с-1 Частота вращения выходного вала в режиме максимальной мощности, с-1 Момент силы на выходном валу в режиме максимальной мощности, кНм Перепад давления в режиме максимальной мощности, МПа Мощность максимальная, кВт Максимальный эффективный КПД,% Допустимая осевая нагрузка, кН Шифр двигателя ДР- ДР- 95М* 95С* ДР-95К Д1-105 95 5450 230 112,0-123,8 3-76 3030 135 112,0123,8 3-76 3740 180 ДГ- ДГ- 105М 106 106 2355 120 2460 125 Д-106* 4240 220 120,6-151,0 3-76 (388) 3-76 (3-88) 3-76 (3-88) 3-76 (3-88) 3-88 (3-86) 3-88 (3-86) 3-88 (3-86) 1360 1384 0-3 0-2,3 3000 5/6* 6/7* 5-10 5-10 3,0-6,0 1,4-2,8 1,4-2,8 3,2-5,2 3,0-5,0 1,6-3,2 2,0-4,0 1,0-2,0 0,9-1,8 2,6-3,8 2,4-4,0 1,2-2,4 1,6-2,4 2,0-3,0 0,6-0,9 1,0-1,4 0,6-1,0 1,5-3,0 9,0-14,0 6,0-9,0 2,2-4,0 6,0-8,0 5,0-7,0 20-60 12-38 50 50 4-10 35 16-33 50 60 10-25 45 30 1500 5/6 6-10 * Двигатель имеет варианты исполнения ** Двигатели сняты с производства, характеристики приведены для сравнения 344 106 4700 255 120,6-151,0 3-76 825 (675) 0-3 1000 6/7 6-10 4240 220 106 5245 270 280 120,6-151,0 3-88 (3-86) 1670 106 5245 270 280 ДР-106М* 120,6-151,0 3-73 (376) 1050 0-3 1200 6/7 5-10 3-76 (3-73) ДО-106* 7/8* 6-12 5,010,0 12-45 45 1450 1770 0-3 2000 9/10* 4-12 0,82,3 0,51,5 1,23,2 3,08,0 4-30 35 80-100 6/7* 6-12 7/8* 6-12 1450 1770 0-3 2000 9/10* 4-12 6/7* 6-12 2,4-4,5 1,6-3,2 3,8-2,3 2,4-4,5 1,9-3,5 1,2-2,4 3,5-1,5 1,9-3,5 1,3-2,6 1,5-3,0 1,2-3,2 1,3-2,6 6,012,0 15-57 50 5,03,0-8,0 6,0-12,0 10,0 12-45 4-30 15-57 45 35 50 80-100 Осуществляются поставки ЗИПа по всей номенклатуре двигателей 1746 0-2,3 2000 7/8* 9/10* 6/7* 6-12 4-12 6-12 1,6- 0 82,4-4,5 3,2 2,3 1,20S-1 5 1,9-3,5 2,4 1,5- 1,21,3-2,6 3,0 3,2 ,03,06,010,0 8,0 12,0 12-45 4-30 15-57 45 35 50 80-100 Таблица 6.4. Технические характеристики винтовых забойных двигателей диаметром 120-127 мм Параметры ДР-120 Диаметр корпуса наружный, мм 120 Длина двигателя (без клапана),мм 6090 Масса двигателя, кг 400 Диаметр применяемых долот, мм 139,7-165,1 Присоединительные резьбы к долоту 3-88 Присоединительные резьбы к бурильным трубам 3-102 Длина шпинделя до искривления, мм 1995 Углы искривления между секциями, градус 0-3 Длина активной части статора, мм 3000 Заходность рабочих органов, Zp / Zст 6/7 Расход рабочей жидкости, л/с 10-20 -1 Частота вращения выходного вала на холостом ходу, с 2,7-5,4 Частота вращения выходного вала в режиме максимальной 2,1-4,2 мощности, с-1 Момент силы на выходном валу в режиме максимальной 2,8-4,7 мощности, кН м Перепад давления в режиме максимальной мощности, МПа 6,0-10,0 Мощность максимальная, кВт 37-125 Максимальный эффективный КПД, % 50 Допустимая осевая нагрузка, кН 100 Д1127 402 - Шифр двигателя ДРДО- ДГ1- ДГР- ДРЗ- ДЗ- ДОЗ127 127 127 127 127* 127* 127* 127 127/136 127 5800 4830 6255 405 402 360 370 450 440 139,7-165,1 139,7-165,1 3-88 3-88 3-101 (3-102) 3-102 2400 2135 1280 1545 2190 1890 0-3 0-2,5 0-2,5 0-3 0-3 0-3 2000 3000* 9/10 7/8 (Тст=800) 12-20 10-20 2,5-4,0 1,8-3,6 100 * Двигатель имеет варианты исполнения ** Двигатели сняты с производства, характеристики приведены для сравнения Осуществляются поставки ЗИПа по всей номенклатуре двигателей 345 ДГРЗ- ДГЗДЗ-127-01* 127* 127* 127/136 127 5655 6510 410 444 151,0-165,1 139,7-165,1 3-88 3-102 1590 1290 0-3 3000* 7/8 (Тст=1120) 10-20 1,3-2,6 1,8-3,0 1,3-2,5 0,9-1,8 3,0-4,5 4-5,5 4-5,5 8,0-12,0 34-85 45 9.0-11,0 33-86 50 100 6.0-9,0 23-62 50 80 80 Таблица 6.5. Технические характеристики винтовых забойных двигателей диаметром 145-176 мм Параметры Д1-145 Диаметр корпуса наружный, мм Длина двигателя (без клапана), мм Масса двигателя, кг Диаметр применяемых долот, мм Присоединительные резьбы к долоту Присоединительные резьбы к бурильным трубам Длина шпинделя до искривления, мм Углы искривления между секциями, градус Длина активной части статора, мм Заходность рабочих органов, Zp / Zcт Расход рабочей жидкости, л/с Частота вращения выходного вала на холостом ходу, с-1 Частота вращения выходного вала в режиме максимальной мощности, с-1 Момент силы на выходном валу в режиме максимальной мощности, кНм Перепад давления в режиме максимальной мощности, МПа Мощность максимальная, кВт 145 4670 418 165,1190,5 3-88 3-117 1800 7/8 15-25 2,5-4,0 2,0-3,0 3,0-5,0 7,0-9,0 ДР145 145 6545 640 165,1190,5 3-88 3-117 2352 0-3 3000 7/8 15-20 2,53,3 2.33,0 4,05,5 7,09,0 40-90 Максимальный эффективный КПД, % Допустимая осевая нагрузка, кН 45 150 120 ОШ172 ДГ1172 Д5172** Шифр двигателя Д5ДВ- ДГ- ДР- ДР1172М 176М 176М 176М 176 172 3370 4300 5220 5830 440 540 670 770 212190,5-215,9 215,9 3-117 3-147 1695 2600 0-3,0 0-1(3) 1460 1800 2400 6/7 9/10 25-35 25-35 25-35 1,33 3,5-5,0 1,83 2,5-4,0 1,53,0 4,0-5,0 - 7,0-9,5 - 60-120 150 50 215,9 ДРЗ176 ДВР4176 ДВРЗ176 176 5800 6440 7200 7700 7725 780 910 1000 1080 215,9 215,9 3-117 3-117 3-147 3-147 1515 1705 2085 2800 0-2,5 0,2-3,0 0-2,5 2400 2400 3000 3600 6/7 9/10 9/10 7/8 6/7 25-35 25-35 3,51,8-2,5 1,8-2,5 1,8-2,5 1,6-2,4 3,0-4,0 5,0 2,51,5-1,9 1,5-1,9 1,5-1,9 1,4-2,0 1,2-1,7 2,2-3,0 4,0 5,25,58.09,08,0-10,0 8,0-10,0 10,0-12,0 8,0-10,0 7,0 7,0 10,0 12,0 5,08,07,07,010,07,0-10,0 7,0-10,0 8,0-11,0 7,0 11,0 10,0 10,0 13,0 8550-80 75-120 75-120 75-120 85-150 70-130 110-180 175 40 45 50 45 200 200 * Двигатель имеет варианты исполнения ** Двигатели сняты с производства, характеристики приведены для сравнения Осуществляются поставки ЗИПа по всей номенклатуре двигателей 346 176/195 6500 5275 5330 870 685 780 ДЗ176 Таблица 6.6. Технические характеристики винтовых забойных двигателей диаметром 195-240 мм Параметры Д2ДГ Д5-195* 195** 195 Д4ДВ-195 Д4-195* 195М* Диаметр корпуса наружный, мм Длина двигателя (без клапана), мм Масса двигателя, кг Шифр двигателя ДЗ- ДЗ- ДГЗ- ДР195* 195М 195 195 ДВЗ195М Д1240** 195 5875/ 550 890 6000/ 6870 6375* 935/98 1300 2 Диаметр применяемых долот, мм 6375 1080 6375/ 6000* 1080/ 1030 6600/6975* Д1240М ДО240 ДР240 240 ДГР4240 240/270 7660 7900 8250 6985 7228 7280 8160 7840 1120/ 1135/ 1260 1180 1180 1400 1425 1660 1842 1860 2040 1800 215,9-244,5 269,9-295,3 295,3444,5 3-152 Присоединительные резьбы к долоту 3-117 3-152 Присоединительные резьбы к 3-171 (3-147) 3-171 3177 бурильным трубам Длина шпинделя до искривления, мм 2850 2750 3040 - 3040 3200 3160 3390 3160 3720 2315 Углы искривления между секциями, 00-1(2) 0-2 0-3 0-1 0-3 0-3 градус 1,5 Длина активной части статора, мм 1800 2400 3000 3600 3000 3600 Заходность рабочих органов, Zp/Zcт 9/10 6/7 7/8 7/8 9/10 6/7 7/8 7/8 Расход рабочей жидкости, л/с 25-35 25-35 30-50 30-50 Частота вращения выходного вала на 1,8-2,5 3,5-5,0 2,5-3,5 2,5-3,5 1,8-2,5 3,0-4,0 1,5-2,5 1,5-2,5 холостом ходу, с-1 Частота вращения выходного вала в 1,5-1,9 2,5-4,0 2,0-2,5 2,0-2,5 1,4-2,0 2,2-3,0 1,2-2,2 1,2-2,2 режиме максимальной мощности, с-1 Момент силы на выходном валу в 8,0режиме максимальной мощности, 5,2-7,0 8,0-10,0 5,5-7,0 6,0-8,0 10,0-12,0 8,0-10,0 10,0-14,0 12-16 10,0 кНм Перепад давления в режиме 9,010.05,2-7,0 7,0-10,0 8,0-11,0 6,0-9,0 8,0-11,0 6,0-8,0 7,0-10,0 максимальной мощности, МПа 12,0 13,0 Мощность максимальная, кВт 50-80 75-120 85-175 70-120 90-150 85-150 110-180 75-190 Максимальный эффективный КПД, % 40 45 50 45 45 45 Допустимая осевая нагрузка, кН 250 350 300 * Двигатель имеет варианты исполнения ** Двигатели сняты с производства, характеристики приведены для сравнения Осуществляются поставки ЗИПа по всей номенклатуре двигателей 347 Таблица 6.7. Винтовые забойные двигатели общего назначения компании DRILEX Характеристика Наружный диаметр, мм Общая длина, мм Вес, кг Верхняя присоединительная резьба, дюймы тип резьбы момент свинчивания, н*м Возможная замена резьбы, дюймы тип резьбы момент свинчивания, н*м Нижняя присоединительная резьба, (к долоту): дюймы тип резьбы момент свинчивания, н*м Возможная замена резьбы, дюймы тип резьбы момент свинчивания, н*м Диаметр используемых долот, дм Макс, нагрузка на долото, кг Макс, падение давления на долоте, бар Минимальный расход жидкости, л/мин Максимальный расход жидкости без роторной насадки, л/мин Максимальный расход жидкости с роторной насадкой, л/мин Число оборотов, об/мин Общее падение давления при макс, моменте, бар Диф. давление при макс, рабочем моменте, бар Максимальный рабочий момент, н*м Макс, момент заклинивания при макс. расходе жидкости, н*м Разгружающее усилие для освобождения двигателя, кг Максимально - разрешенное тяговое усилие, кг Компоновка ротора - статора Число ступеней 348 D475SS D475 D675 120 5770 305 3 1/2 IF 11200 3 1/2 Обычная 10800 3 1/2 Обычная 10800 4 1/2 Обычная 20300 6 - 7 7/8 11400 102 380 120 5770 305 3 1/2 IF 11200 3 1/2 Обычная 10800 3 1/2 Обычная 10800 4 1/2 Обычная 20300 6 - 7 7/8 11400 102 380 172 6250 830 4 1/2 IF 33900 4 1/2 Обычная 20300 4 1/2 Обычная 20300 6 5/8 Обычная 65000 7 7 /8 - 10 5/8 22680 102 757 950 950 1215 Тип двигателя D775 D825HF D950HF D950HS 195 6440 1065 4 1/2 Обычная 46000 6 5/8 Обычная 65000 6 5/8 Обычная 65000 210 7470 1445 6 5/8 Обычная 65000 5 1/2 Обычная 46000 6 5/8 Обычная 65000 240 8690 2005 7 5/8 Обычная 100000 6 5/8 Обычная 65000 7 5/8 Обычная 100000 - - - 9 7/8 - 14 3/4 29500 102 757 9 7/8 - 14 3/4 29500 102 1325 12 1/4 - 36 34000 102 2650 240 7260 1775 7 5/8 Обычная 100000 6 5/8 Обычная 65000 7 5/8 Обычная 100000 6 5/8 Обычная 65000 12 1/4 - 36 34000 102 1325 2460 2460 2840 4170 2840 1215 3032 3032 3030 5300 3785 60-165 48,3 34,5 2847 140-350 54,4-68 51,8 2000-2400 55-185 54,4-68 34,5 6100-8100 55-185 54,4-68 34,5 6100-8100 110-235 62-75,8 43,1 6800-9500 115-180 54,4-68 34,5 9800-13600 110-235 62-75,8 43,1 6800-9500 4881 3455 10169 10169 14480 19076 14480 22680 45360 7:8 2 22680 45360 5:6 3 34000 90700 9:10 2 63500 131500 9:10 2 63500 131500 5:6 2-1/2 127000 231500 7:8 2 127000 231500 5:6 2-1/2 Таблица 6.8. Винтовые забойные двигатели малого диаметра компании DRILEX Характеристика D170 D170HF D212 Наружный диаметр, мм Общая длина, мм Вес, кг Верхняя присоединительная резьба, дюймы тип резьбы момент свинчивания, н*м Возможная замена, дюймы тип резьбы момент свинчивания, н*м Возможная замена, дюймы тип резьбы момент свинчивания. н*м Нижняя присоединительная резьба (к долоту): дюймы тип резьбы момент свинчивания, н*м Возможная замена, дюймы тип резьбы момент свинчивания. н*м 43 2260 18 AR1 NC 12 540 43 2375 18 ARI NC 12 540 54 2780 34 1 1/4 Обычн. 1500 - - - - - - - - - - ARI NC 12 540 ARI NC 12 540 1 1/4 Обычн. 1500 - - - - - Диаметр используемых долот, дм 1 7/82 3/4 1000 13.6 38 83 6451435 62-76 55.2 41-52 1 7/82 3/4 1000 13.6 38 159 2 1/43 1/2 1455 13.6 114 159 2 1/43 1/2 1455 13.6 133 247 2 7/83 1/2 1455 13.6 114 159 Макс, нагрузка на долото, кг Макс, падение давления на долоте, бар Минимальный расход жидкости, л/мин Максимальный расход жидкости, л/мин Число оборотов, об/мин Общее падение давления при макс, моменте, бар Диф. давление при макс, рабочем моменте, бар Максимальный рабочий момент, н*м Макс, момент заклинивания при макс, расходе жидкости, н*м Разгружающее усилие для освобождения двигателя, кг Максимально - разрешенное тяговое усилие, кг Компоновка ротора - статора Число ступеней 349 D237 Тип двигателя D237HF D287 D287HS D350 D350HS D350HF 73 2600 62 2 3/8 Обычн. 4050 73 2360 54 2 3/8 Обычн. 4050 - - - - - - 2 3/8 Обычн. 4050 2 3/8 Обычн. 4050 - - - 2 1/44 1/2 1455 13.6 152 304 3 1/44 1/2 2722 40.8 228 475 3 1/44 1/2 2722 40.8 152 341 89 3140 109 2 3/8 Обычн. 8100 2 3/8 Обычн. 4050 2 3/8 IF 6200 2 3/8 Обычн. 4050 2 7/8 Обычн. 8100 3 7/84 3/4 3180 13.6 303 417 89 3440 123 2 3/8 Обычн. 8100 2 3/8 Обычн. 4050 2 3/8 IF 6200 2 3/8 Обычн. 4050 2 7/8 Обычн. 8100 3 7/84 3/4 3180 13.6 152 341 89 3440 123 2 7/8 Обычн. 8100 2 3/8 Обычн. 4050 2 3/8 IF 6200 2 3/8 Обычн. 4050 2 7/8 Обычн. 8100 3 7/84 3/4 3180 34 284 606 580-850 325-600 580-850 300-600 200-415 285-642 290-400 285-642 175-375 69 34.5 102 62-76 51.8 129-163 52 51.8 170 62-76 51.8 129-163 52 34.5 228 40.8-47.6 62-76 42.5-57.8 25.5 51.8 34.5 270-338 265-360 410-540 62-75.8 51.8 268-360 62-75.8 34.5 882 129 204 244 339 244 456 530-719 530-719 834 719 1763 2364 2364 3:4 4 2364 2364 5:6 2 5318 5318 5:6 3 5318 5318 5:6 3 5318 5318 5:6 3 5318 5318 5:6 2 9526 9526 7:8 1-1/2 9526 9526 7:8 3 13640 25000 9:10 2 13640 25000 7:8 3 13640 25000 5:6 2 365-700 D212HF 54 60 60 2780 2780 2877 38.5 45 46.7 1 1/4 1 1/4 1 1/4 Обычн. Обычн. Обычн. 1500 1500 4050 1 1/4 1 1/4 1 1/4 Обычн. Обычн. Обычн. 1500 1500 4050 6.3.2. Винтовой вибробур Винтовой вибробур предназначен для вращения породоразрушающего инструмента в процессе бурения и капитального ремонта скважин. Устройство обеспечивает создание на долоте крутящего момента и пульсирующей осевой нагрузки. Таблица 6.9. Техническая характеристика вибробура ВБ-106 Расход жидкости, л/с Частота вращения вала, об/с Частота пульсаций осевой силы, Гц Амплитуда пульсаций осевой силы, кН Перепад давления, Мпа Крутящий момент, кНм Наружный диаметр, мм Длина, мм 6-12 1,6-3,2 3,2-6,4 1,2-4,5 5,5-9,5 1,5-2,5 106 4240 Отличительные особенности вибробура: 1) за счет передачи на долото пульсирующей осевой нагрузки повышается механическая скорость бурения, а также снижаются силы трения бурильной колонны о стенки скважины при горизонтальном и наклонно-направленном бурении; 2) пульсации осевой силы на роторе сопровождаются пульсациями давления жидкости в бурильной колонне, которые могут быть уловлены на устье скважины и использованы для контроля частоты вращения вала двигателя. 3) при выполнении шпинделя с увеличенным осевым люфтом вибробур может иметь два режима работы: - вибрационный режим - реализуется при опоре долота на забой скважины; при этом на верхней части ротора двигателя создается пульсирующая осевая нагрузка, передающаяся на вал шпинделя и присоединенное к нему долото; 350 - безвибрационный режим - осуществляется, когда долото приподнято над забоем скважины, двигатель вращается вхолостую, а пульсации осевой силы на роторе практически отсутствуют. 6.3.3. Скрепер винтовой СВ1-5 Скрепер предназначен для очистки стенок обсадной колонны диаметром 146 мм от цементной корки, отложений гипса и парафина, а также для разбуривания цемента в обсадных колоннах. Скрепер создан на базе рабочих органов винтового забойного двигателя диаметром 88 мм. Отличительные особенности скрепера: 1) Улучшение качества очистки стенок обсадной колонны за счет интенсивного воздействия рабочими органами скрепера на весь периметр внутренней поверхности обсадной трубы. 2) Расширенные технологические возможности благодаря применению скрепера в двух вариантах: - с вращающимся ротором (для разбуривания цемента), - с вращающимся корпусом (для очистки стенок обсадной колонны). 3) Простота и малодетальность конструкции, отсутствие регулировок. Таблица 6.10. Техническая характеристика Число зубьев ротора/статора Эксцентриситет ротора, мм Диаметр наружный по центратору, мм Длина, мм Масса, кг Присоединительные резьбы ГОСТ 28487-90 Расход рабочей жидкости, л/с Частота вращения рабочего органа, с" Перепад давления в режиме макс. Мощности, МПа Максимальная мощность, кВт Допустимая осевая нагрузка, кН 351 5/6 3,5 130 1885 97 3-66 5-7 5,0-7,0 5,5-8,0 10-15 15 Характеристики винтовых забойных двигателей зарубежного производства представлены в табл. 6.9, 6.10. 6.2.4 Технические характеристики турбобуров Рис. 6.8. Турбобур: 1-переводник к бурильным трубам; 2-секция турбинная; 3-секция шпиндельная. Таблица 6.11 - Технические характеристики турбобуров Шифр двигателя Число ступеней шт 1 2 ТСЧА-104,5 212 ЗТ-105К 210 ТО-105Р 70 ТПВ-105 ТПР-105 ВРМ-105 ТРМ-105 ТСМ-105 ТШ-105Б 2 секции 3 секции ЛЗД-107 ТШ-108Б 2 секции 3 секции ТГ-124 2 секции 3 секции ТР-145Т ТПС-172 426 ТПС-172М 436 3ТСШ1-172 336 Т13С3Е-172 106 ТО-172 109 ТО2-172 110 ДО-172 ШОЗД-172 ОШ-172 - Расход жидкости л/с 3 8-9 10 12 10-15 10 4-6 10-15 10-15 10 8 5-7 10 8 12 10 12-22 25 25 25 25-28 25 28 20-30 25-35 25-35 Рабочий режим частота вращения вала, об/мин момент на валу Кн*м 4 870-978 798 228 570-680 800 30-48 165-196 570-680 5 0.15-0.2 0.3 0.9 0.15-0.2 0.25 2.2-3.0 0.6-0.8 0.15-0.2 0,2-0,25 0,2-0,25 0.6-0.84 0.2-0.25 0.2-0.25 0,45-0,6 0,45-0,6 0.5-1.0 1.6 1.65 1.8 0.6-0.7 0.65 0.8 3-4 3-4 1.5-3 1020-1140 780-900 270-380 800-900 700-800 780-840 660-720 126-220 396 390 630 630-702 670 705 150-240 80-110 80-110 352 Присоединительная резьба перепад к давления долоту МПа 6 4.4-5.4 7.1 6.1 4.5 4.0-6.0 4.7-6.8 7.1-10.2 7-7,5 7-7,5 7.0-7.5 7.0-7.5 7,5-8,5 7,5-8,5 1.8-5.0 4.8 6 8.8 2.8-3.5 3.8 3.9 3.9-7 5-7 4.5-7 7 З-76 З-76 З-76 З-76 З-76 З-76 З-76 З-76 З-76 З-76 З-76 З-76 З-76 З-88 З-88 З-88 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З- к бурильной колонне 8 З-76 З-88 З-88 З-76 З-88 З-88 З-88 З-88 З-88 З-88 З-92 З-88 З-88 З-88 З-88 З-108 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-117 Длина мм Масса кг 9 12775 13400 7600 10570 8700 4870 7200 7100 8845 12265 1470 8850 12270 9160 12940 8000 26250 18500 25400 7940 10745 9715 3400 1300 3370 10 630 590 420 530 400 250 450 590 435 606 84 435 610 930 1330 800 3325 2290 3530 1057 1500 1363 575 440 Продолжение таблицы 6.11. ЛЗД-172 5-7 ДММ-178 28-32 ТНВ-195 220 28 ТРМ-195 97 28 РМ-195 28-34 РШ3-195 28-34 ТРМ4-195 24-30 А7ГТШ-195 228/111 30 А7П3-195 328 26 3ТСШ1-195 330 30 ТО2-195 105 30 3ТСШ-195ТЛ 318 40 3ТСШ2-195 330 30 ТСШ1М1444 28 270-380 180-200 115 130 90-132 90-132 102-108 320 650/320 380 520 340 450 323 0.6-0.84 6-10 0.3 2.6 2.7-3.5 2.7-3.5 11.8-13.2 1.8 2.5 1.5 0.9 1.5 1.7 1.2 8-10 7.9 4.1 3.0-5.5 2.5-3.7 2.4-3.8 6.9 4.0 3.9 3.5 2.9 5.7 4.7 З-76 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-117 З-92 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 З-147 2600 13000 16500 18440 10.4 4.8 5.9 24950 25680 25700 10110 25700 25850 25840 800 3100 3110 1100 800 1800 4420 4788 4790 1850 4325 4325 3930 195 3Т-195К ТО-195К А6Ш-195 1сек.А7П3+ + ШО-195 Т12РТ-240 1ТСШ-240 2ТСШ-240 3ТСШ-240 ТНВ-240 РШ3-240 ТКН-240 ТВШ-240 А9ГТШ-240 ТО2-240 ТУ-240К 2Т-240К 3Т-240К ТО-240К ТВД-240М ЛЗД-240 2УКТ-172/40 *2Т-195К *2ТУ240КД 330 110 212 109 28 30 20 32 450 500 470 500/400 2.4 0.95 0.7 1.8 8.6 4.1 4.3 3.5 З-117 З-117 З-147 З-147 З-117 З-147 104 110 210 315 220 55 52 40 32 32-40 34-45 50-55 50-55 45 45 55 40 35 45 32-45 5-7 25 30 40 760 440 470 440 114-180 145-210 630-702 492-540 250 420 690 480 415 400 132-162 270-380 402 480 174 2.5 2.05 2.7 2.7 3.5-4.9 5.6-9.0 2.1-2.5 1.6-1.9 3.1 1.3 2.4 3.6 4 1.5 2.2-4.5 0.6-0.84 2 1.8 5.5 5.4 5.4 4.9 5.5 6.7 2.4-5.0 4.5-5.4 3.4-4.1 5.5 2.9 6.2 7.7 8.9 3.4 4.1-7.1 З-152 З-152 З-152 З-152 З-152 З-152 З-171 З-171 З-152 З-152 З-152 З-152 З-152 З-152 З-152 З-76 З-117 З-117 З-152 З-171 З-171 З-171 З-171 З-171 З-171 З-188 З-188 З-171 З-171 З-171 З-171 З-171 З-171 З-171 З-92 З-147 З-147 З-171 120 90 210/199 93 108 220 330 95 220 220 8.5 6.4 10.3 * - Опытные образцы с повышенными энергетическими характеристиками 2УКТ-172/40-турбобур для отбора керна Для ШОЗД-172 указана длина нижнего плеча отклонителя 353 25850 4500 10110 1774 17250 2095 7620+5700 1400+875 8210 9742 15486 23225 22000 3.9 8210 8210 23290 10170 8650 17000 23750 10170 20465 3000 26485 19590 23250 2020 1991 3983 5975 4700 1200 2017 2017 6125 2595 2320 4560 6420 2734 2712 1700 3225 5810 ТРО-127 ТР1-127 2Т-127 ТРО-178 2Т-178 ТРМ195 РШЗ195 ТРШ195 ТРОЗ195М ЗТСШ1195 ШО-195 РШ4240 ТР-240 Диаметр применяе- Длина, мых долот, мм мм Количество секций, шт. Частота Момент Расход вращения в силы в бурового рабочем тормозном раствора, режиме, режиме, л/с мин*1 Н*м МаксиПерепад мальная давления, мощность, бар кВТ Присоединительные резьбы Диапазон углов искривления, градус Тип турбины 1 2 - 1 1 1 1 21/10-120 21/10-120 24/10-120 18/18-172 36 ПО 220 40 12,6 3,5 7,3 10-12 10-12 12-14 28-32 112-135 385-462 956-1115 216-247 2450-3500 2076-2989 978-1332 7408-9676 18-26 55-75 55-75 40-53 П-18 31-53 47-71 65-100 3-88 3-88 3-88 3-147 3-88 3-88 3-88 3-117 0°-3° 0°-1,5° 0°-1,5° 0°-3° 2 - - 1 36/10-172 340 - 25-28 646-723 4165-5225 85-106 122-172 3-147 3-117 - 4621 21 - 2 26/16,5-195 220 3,69 28-34 106-126 6500-8500 32-57 31-59 3-147 3-117 - 195 212,7-215,9 17740 3218 11 - 2 21/16,5195ТЛ ПО 3,69 28-32 175-200 6890-9000 41-53 63-94 3-147 3-117 - 195 212,7-215,9 4500 800 - - 1 - - - 3,69 - - - - - - 3-117 - 195 212,7-215.9 12100 2233 1 - 1 - ПО 3,69 28-32 175-200 6890-9000 41-53 63-94 3-147 3-117 - 195 212,7-215.9 14340 2600 11 - - 1 21/16,5195ТЛ 21/16,5195ТЛ 113 3,69 28-32 175-200 7078-9245 42-54 65-96 3-147 3-117 0°-2° 195 214 25905 4790 3 - - - 1 26/16,5-195 306 30-35 400-470 75-115 л.с. 3-147 3-151 - 195 215,9 4600 875 - - - - - - - - - - - 35-50 кгс/см2 - - 3-171 3-117 1,25-1,5 4360 1080 - - 1 - - - 3,53 - - - - - - 3-152 - 240 269,9-393,7 11100 2900 1 - 1 - - 34-45 125-165 8800-15400 30-53 57-133 3-171 3-152 - 2900 1 - 1 - - 120 53 53 3,53 240 269,9-393,7 11100 37/11-240 37/11-240 А9ПЗ-ТЗ 3,53 30-32 146-156 9930-11300 69-79 Л-86 3-171 3-152 - 2400 - - - 1 1 А9ПЗ-ТЗ 42 12.46 32-40 67-83 38-64 51-100 3-171 3-152 0°-2° 1 1 1 37/11-240 37/11-240 37/11-240 100 120 240 3,53 - 36-52 36-50 34-45 160-230 451-627 426-592 13-30 34-65 61-116 59-177 67-177 112-298 3-171 3-171 3-171 3-88 3-152 3-152 3-152 3-76 0°-3° - 127 127 127 178 Масса, кг Количество Передаступеней точное турбины в число турбобуре, редуктора шт турбинных редукторных редукторношпиндельных турбинноредукторных шпиндельн ых Шифр Диаметр наружный, мм Таблица 6.12. Технические характеристики турбобуров и редукторных турбобуров 146,0-171,4 6105 146,0-171,4 9385 146,0-171,4 12285 196,9-215,9 8890 2.12,7178 16644 215,9 420 580 750 1700 2500 195 212,7-215,9 25105 240 269,9-393,7 ТРЗ-240 240 269,9-444,5 9647 1 - - ТРО-240 240 269,9-444,5 НПО 3800 1 1 1Т-240 240 269,9-393,7 9500 2500 1 - 2Т-240 240 269,9-393,7 16310 4300 2 - ТВ1-102 118-151 630+31,5 1 1 1484023300 8284-17284 2800-5400 5000-9630 200+10 *Осуществляются поставки ЗИПа по всей номенклатуре двигателей Примечание: энергетические параметры турбобуров даны при плотности бурового раствора 1,2 г/смЗ 354 к к бурильным долоту трубам Таблица 6.13. Техническая характеристика забойных двигателей-отклонителей типа ПАУЭР-ПАК (Schlumberger-Anadrill) Шифр Наружный диаметр, мм А287 А350 73 89 А475 120,6 А675 А800 А962 А1125 171,4 203,2 244,5 285,8 Число заходов ротор: статор Число витков Подача насосов, л/с Частота вращения вала, об/мин Перепад давления, МПа Крутящий момент, Н*м 5:6 4:5 7:8 1:2 4:5 4:5 7:8 1:2 4:5 4:5 7:8 1:2 4:5 4:5 7:8 1:2 3:4 3:4 5:6 3:4 3,3 5 3 3 3,5 6 2,2 4 4,8 7 3 4 3,6 5,4 3 5 4,5 6 3 3,6 1,3-5 1,9-6,9 1,9-6,9 6,3-12,6 6,3-15,8 6,3-15,8 6,3-15,8 12,6-31,5 18,9-37,8 18,9-37,8 18,9-37,8 18,9-37,8 18,9-56,7 18,9-56,7 18,9-56,7 25,2-50,4 37,8-75,6 37,8-75,6 37,8-75,6 63-94,5 120-480 98-360 48-176 225-450 105-262 150-262 56-140 200-500 150-300 150-300 86-273 210-420 75-225 75-225 48-144 200-400 133-266 133-266 67-134 120-180 3,5 5 3,4 2,7 3,5 6 2,5 3,5 4,8 7,1 3,5 3,5 3,6 5,5 3,5 4,3 4,3 5,8 3,2 3,5 276 752 928 598 1620 2890 1965 1850 4570 6800 5210 2500 6880 10880 9375 4520 9500 13330 12965 15230 63,5 136 Длина общая/ /нижнего плеча, м 3 / 0,9 4,5 / 0,9 Допустимая сжимающая осевая нагрузка, т 5 7,2 Допустимая растягивающая осевая нагрузка, т 18 31 149-178 281 5,1 / 1,3 11,3 62 213-251 794 6,5 / 1,8 22,7 102 251-375 1202 7,2 / 2,1 29,5 170 311-660 2313 8 / 2,4 34 295 445-660 2903 8,8/2,5 34 295 Диаметр скважины (долота), мм 85,9-120,7 114-152 Масса, кг Угол перекоса осей верхней и нижней секций двигателя может изменятся от 0 до 3 (12 позиций с интервалом 15 ).Ротор может иметь сверление - байпас для работы при повышенной подаче насосов. Осевая опора может быть уплотненной маслонаполненной (серия S) или проточной (серия М). 355 Таблица 6.14. Техническая характеристика забойных двигателей типа DYNA-DRILL MOTORS (HALLIBURTON ENERGY SERVICES) DYNA-DRILL D500 MOTORS Характеристика 5 D500 1/2 LOBE 127 5,8 413 3 1/2 3 1/2 165-200 568-757-946 335-450-560 25 10-34 576 1152 20-27-34 Наружный диаметр, мм Длина, м Вес, кг Верхняя присоединительная резьба, дюймы Нижняя присоединительная резьба,(к долоту): дюймы Диаметр используемых долот, мм Расход жидкости, л/мин Число оборотов, об/мин Диф. давление при макс. рабочем моменте, бар Диф. давление на долоте, бар Максимальный рабочий момент, н*м Макс. тормозной момент, н*м Мощность двигателя, кВт 6 /2 D500 1/2 LOBE 165,1 6 718 4 1/2 4 1/2 213-251 757-1041-1325 275-375-480 25 10-34 935 1870 27-37-47 1 Тип двигателя 7 3/4 D500 1/2 LOBE 196,85 6,2 1066 5 1/2 6 5/8 251-311 1135-1419-1704 275-345-415 25 10-34 1532 3064 45-56-67 9 5/8 D500 1/2 LOBE 244,5 7,7 1973 6 5/8 7 5/8 311-445 1514-2082-2650 215-295-375 25 10-34 2623 5246 59-81-103 12 D500 1/2 LOBE 304,8 10,1 3674 7 5/8 7 5/8 445-660 3028-3785-4542 125-157-188 25 10-34 8677 17354 113-142-171 DYNA-DRILL D1000 MOTORS Характеристика 2 3/4 D1000Н 1/2 LOBE 69,8 3,9 66 Наружный диаметр, мм Длина, м Вес, кг Верхняя присоединительная резьба, дюймы Нижняя присоединительная резьба,(к долоту): дюймы Диаметр используемых долот, мм Расход жидкости, л/мин Число оборотов, об/мин Диф. давление при макс. рабочем моменте, бар Диф. давление на долоте, бар Максимальный рабочий момент, н*м Макс. тормозной момент, н*м Мощность двигателя, кВт Walker McDonald/NW Thread Walker McDonald/NW Thread 76-118 151-227-303 790-1190-1590 62 14-69 152 304 12-19-25 356 Тип двигателя 5 D1000Н 3 7/8 D1000Н 1/2 LOBE 1/2 LOBE 98,42 127 6,9 6,2 241 499 2 7/8 3 1/2 7 2 /8 3 1/2 118-152 165-200 284-473-662 568-852-1136 320-530-745 345-520-690 52 31 14-69 14-69 617 712 1234 1424 21-34-49 26-39-52 6 1/2 D1000Н 1/2 LOBE 165,1 7,6 916 4 1/2 4 1/2 213-251 946-1230-1514 350-450-550 41 14-69 1817 3634 67-86-104 DYNA-DRILL F2000 MOTORS Характеристика 4 3/4 F2000S 5/6 LOBE 120.6 6.5 465 3 1/2 3 1/2 149-200 681-814-946 95-110-125 21 14-138 1898 3796 19-22-25 Наружный диаметр, мм Длина, м Вес, кг Верхняя присоединительная резьба, дюймы Нижняя присоединительная резьба,(к долоту): дюймы Диаметр используемых долот, мм Расход жидкости, л/мин Число оборотов, об/мин Диф. давление при макс. рабочем моменте, бар Диф. давление на долоте, бар Максимальный рабочий момент, н*м Макс. тормозной момент, н*м Мощность двигателя, кВт 4 3/4 F2000M 5/6 LOBE 120.6 6.5 499 3 1/2 3 1/2 149-200 568-757-946 150-200-240 41 14-138 2135 4271 34-45-54 Тип двигателя 4 3/4 F2000H 6 1/2 F2000S 1/2 LOBE 5/6 LOBE 120.6 165.1 7.8 6.8 499 730 3 1/2 4 1/2 3 1/2 4 1/2 149-200 213-251 568-852-1136 946-1325-1704 350-450-550 105-150-190 31 31 14-138 14-138 949 3797 2034 6644 35-45-55 42-60-76 6 3/4 F2000S 5/6 LOBE 171,45 7,3 780 4 1/2 4 1/2 213-251 946-1325-1704 95-135-170 41 14-138 5694 11388 57-81-102 6 3/4 F2000M 4/5 LOBE 171.45 7.6 916 4 1/2 4 1/2 213-251 1135-1514-1893 165-215-265 52 14-138 5084 10168 88-115-141 9 5/8 F2000M 5/6 LOBE 244.47 7.8 2272 6 5/8 6 5/8 or 7 5/8 311-660 2271-2839-3407 115-145-170 41 14-138 10539 21079 130-164-191 9 5/8 F2000H 1/2 LOBE 244.47 9.1 2272 6 5/8 6 5/8 or 7 5/8 311-445 2271-3028-3785 240-320-400 41 14-138 6236 12475 157-209-261 DYNA-DRILL F2000 MOTORS Характеристика 7 3/4 F2000S 7/8 LOBE 196.85 7 1492 5 1/2 6 5/8 251-311 1136-1704-2271 90-140-185 47 14-138 10305 18034 80-124-164 Наружный диаметр, мм Длина, м Вес, кг Верхняя присоединительная резьба, дюймы Нижняя присоединительная резьба,(к долоту): дюймы Диаметр используемых долот, мм Расход жидкости, л/мин Число оборотов, об/мин Диф. давление при макс. рабочем моменте, бар Диф. давление на долоте, бар Максимальный рабочий момент, н*м Макс. тормозной момент, н*м Мощность двигателя, кВт 7 3/4 F2000H 1/2 LOBE 196.85 8 1281 5 1/2 6 5/8 251-311 1136-1514-1893 230-320-390 41 14-138 2928 5856 71-98-118 Тип двигателя 8 1/4 F2000S 9 5/8 F2000S 5/6 LOBE 5/6 LOBE 209.55 244.47 7.5 7.8 1492 2272 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 or 7 5/8 251-311 311-660 1893-2460-3028 3028-3785-4542 115-145-180 90-120-140 41 26 14-138 14-138 8950 10575 17900 21150 110-139-173 100-133-155 Где: S - низкооборотные турбобуры, M - среднеоборотные турбобуры, H - высокооборотные турбобуры. 357 Таблица 6.15. Техническая характеристика забойных двигателей типа NAVI-DRILL ULTRA SERIES (BAKER HUGHES INTEQ) 3 1/2 Характеристика Диаметр, мм Интенсивность набора гр/30метров Расход жидкости, л/мин Число оборотов, об/мин Диференциальное давление на двигателе, МПа Рабочий момент на валу, н*м Макс диференциальное давление на двигателе, МПа Максимальный рабочий момент, н*м Мощность двигателя, кВт Длина, м M1X 89 0-40 303-606 180-365 2,9 515 5 814 20 3,6 358 M1XL 89 0-23 303-606 180-365 5,9 976 9,6 1559 37 4,5 M1X 121 0-25 379-1192 110-325 4,9 1844 7,9 2956 62 5,7 4 3/4 M1XL 121 0-9 397-1192 110-325 9,5 3525 15 5640 120 8,5 M2Р/XL 121 0-9 303-1003 180-600 11 1966 17,6 3118 122 8,5 M1X 171 0-19 1003-2498 90-220 4,4 3647 5,1 5830 134 7 6 3/4 M1XL 171 0-10 1003-2498 90-220 5,9 6847 9,5 10955 158 9,6 M2Р/XL 171 0-10 1003-2006 235-470 7,9 3593 12,8 5830 283 9,6 9 1/2 M1XL 241 0-10 2006-4012 80-165 5,9 14602 9,5 23361 252 10,7 6.3.5. Секции шпиндельные Предназначены для передачи вертикальных нагрузок с бурильного инструмента на долото в составе турбобуров и винтовых забойных двигателей. Таблица 6.16. Характеристики шпинделей Тип Диаметр Длина, наружмм ный, мм Д1-54 54 1305 Д-85 88 1880 Д1-105 106 1750 Д1-127 127 2035 172 3340 172 3995 172 3387 195 3365 195 3365 195 3365 195 3125 195 3330 195 3920 А9Ш 240 2820 А9Ш1 240 2820 ЗТСШ1172 ТПС172.20 ГПС172.70 ЗТСШ1195 ЗТСШ1195Ш ЗТСШ1195ШД ТРМ195.10 ТРМ195.20 ШШ01195 Тип осевой опоры Кол-во ступеней осевой опоры, шт. Масса, кг Применение 54x3, 175x1:16 19 Д1-54 3-66 МК76х4х1:32 67 Д-85 2x6 3-76 МК94х4х1:32 95 ДЫ05 2x6 3-88 МК112x4x1:32 134 Д1-127 25 3-117 3-147 442 12 3-117 3-147 618 25 3-117 3-147 441 25 3-117 3-171 579 ЗТСШ1-195 15 3-117 3-171 594 ЗТСШ1-195 15 3-117 3-171 580 12+15 - 3-171 600 ТРМ-195 12+15 3-117 3-171 602 ТРМ-195 12 3-117 3-171 724 12 3-152 РКТ208х6,35х1:6 671 А9Ш 15 3-152 РКТ208х6,35х1:6 685 А9Ш Шарикоподшипниковая специальная Подшипник радиальноупорный Подшипник радиальноупорный Подшипник радиальноупорный резино-металлическая пята подшипник упорный двойной резино-металлическая пята резино-металлическая пята подшипник упорнорадиальный подшипник упорнорадиальный рез.-мет.пята + подшипник уп.-рад. рез.-мет.пята + подшипник уп.-рад Присоединительные резьбы подшипник упорный двойной подшипник упорнорадиальный подшипник упорнорадиальный 359 К долоту К турбо-секции (ДВЗ) 4 3-42 2x4 ЗТСШ1172 ТПС172 ТПС172 Д1-195, Д2195 Д1-95, Д2195 Шпиндель-отклонитель ШО-195 Предназначен для бурения нефтяных и газовых скважин секционным турбобуром или двигателем винтовым забойным в интервалах изменения направления скважин по зенитному углу и азимуту, а также для забуривания новых стволов. Таблица 6.17 – Характеристики шпинделя-отклонителя ШО-195 Габаритные размеры, мм Диаметр, мм Длина, мм Угол искривления, град. Диаметр долота, мм Присоединительные резьбы - к турбобуру - к долоту Масса, кг 195 4600 1 (1,25;1,5) 215,9 3-171 3-117 875 6.4. Переводники Переводники нижние – предназначены для соединений секций шпиндельных с секциями двигательными или турбинными Таблица 6.18. Характеристики нижних переводников Обозначение Диаметр наружн., мм Длина, мм Присоединительные резьбы Масса, кг Применение Переводник нижней секции ТС5-172.2.1 172 480 З-147, МК156х5,5х1:32 35 ЗТСШ1-172, ТПС-172 65 ЗТСШ1-195, ЗТСШ1195ТЛ, ЗТСШ1-195ТЛ, ТРМ-195, ШШО1195 59,1 А9Ш, А9ГТШ, ЗТСШ1-195 Переводник нижней секции ТС6-195.1.2 195 570 З-171, РКТ177х5,08х1:16 Переводник нижней секции ЗТС5Б-240.1.1 240 520 РКТ208х6,35х1:16 РКТ218х6,35х1:16 Переводники вала - предназначены для присоединения долота к валу шпинделя. 360 Таблица 6.19. Характеристики переводников вала Обозначение Присоединительные резьбы Масса, кг к к валу долоту Диаметр наружн., мм Длина, мм 52 120 35x4x1:16ВТСп 3-42 1,2 Д1-154 80 200 3-50 3-66 5 Д-85 100 108 230 230 3-66 3-76 3-76 3-88 9 6 Д1-105 Д1-127 145 265 3-102 3-117 20,2 - 145 265 МК110х6х 1:8 3-117 20,2 145 265 3-117 3-117 20,0 175 350 3-133 3-152 33 А9Ш,А9Ш1,А9ГТШ 175 350 3-133 3-147 33 А-9Ш2 175 350 3-147 3-152 33 175 350 3-147 3-147 33 Т12МЗБ-240 172 350 3-133 3-147 30,7 КТД4С-172-190/40 Перев. наддолотный Д154 Перев. наддолотный Д-85 Перев. Д1-105 Перев. вала Д1-127 Перев. вала ПМ-3-102/3-117 Перев. вала ПМ-К110x6x1:8/3-117 Перев. вала ПМ-3-117/3-117 Перев. вала ПМ-3-133/3-152 Перев. вала ПМ-3-133/3-147 Перев. вала ПМ-3-147/3-152 Перев. вала ПМ-3-147/3-147 Перев. вала КТД4С-172-190/40 Переводники кривые регулируемые (ПКР) - Применение ЗТСШ1-172, ШШО1М-195 ТПС-172, ЗТСШ1-195, ТВ1-195 Д-195,ТПМ195,ШО1-195, ЗТСШ1195ТЛ предназначены для использования в составе двигателей винтовых забойных и турбобуров при бурении искривленных и горизонтальных скважин со ступенчатым изменением угла перекоса непосредственно на устье скважины без разъединения двигателя или турбобура. При установке переводника между шпинделем и двигательной секцией или между секциями турбобура валы последних соединяют с помощью кардана (торсиона). Таблица 6.20 – Характеристики переводников ПКР Обозначение Диаметр наружн., мм Длина, мм Диапазон измерения угла перекоса, градусы Шаг измерения угла перекоса, градусы Присоединительные резьбы Масса, кг ПКР2-172 ПКР2-195 ПКР2-240 178 200 240 1032 828 1045 0-3 0-3 0-3 0,5 0,5 0,5 МК156х5,5х1:32 РКТ177х5,08х1:16 РКТ208х6,35х1:16 93,6 117 175 361 Переводники-отклонители - предназначены для создания отклоняющих систем при бурении наклонно-направленных скважин; устанавливаются между двигательной и шпиндельной секциями. Таблица 6.21. Характеристики переводников-отклонителей Обозначение Переводник отклонитель Д1-105 Переводник кривой Д1 -127 Переводник искривленный ШО1-195 Диаметр наружн., мм Длина, мм Угол искривления, градусы Масса, кг Применение 106 310 0,75(1,0;1,5;2,0;2,5) 9,5 Д1-105 127 1070 1,5(1,0; 2,0) 38,8 Д1-127 195 440 1,0(1,5; 1,25) 34 ШО1-195 362 6.5. Электробуры Таблица 6.22. Основные характеристики электробуров Момент вращающий, Шифр Диаметр Длина Мощность Напряжение Ток, А электробура мм м номинальная номинальное рабочий Квт Кв Частота кН*м КПД, холостого вращения, номиналь- максималь- номиналь- хода при об/мин ный ный ный номинальном COS Масса, кг % напряжении Э290-12 290 14.1 240 1.75 165 121 455 5.1 11 72 0.67 5100 Э290-12Р 290 15.9 240 1.75 165 121 145 16 26 72 0.67 5700 Э250-8 250 13.2 230 1.65 160 107 675 3.32 7.5 72 0.7 3600 Э250-8Р 250 14.4 230 1.65 160 107 340 6.64 11.8 72 0.7 3800 Э250-16 250 13.2 110 1.2 156 130 335 3.2 7 56.5 0.6 3600 Э240-8 240 13.4 210 1.7 144 107 690 2.97 7.6 75 0.66 3500 Э240-8Р 240 14.8 145 1.4 112 80 230 6.15 12 74.8 0.7 3900 Э215-8М 215 13.9 175 1.55 131 95.5 680 2.5 5.5 67.5 0.66 2900 Э215-8МР 215 15.5 110 1.35 102 80 230 4.65 10.5 72 0.69 3200 Э185-8 185 12.5 125 1.25 130 93 675 1.8 3.6 67.5 0.66 2000 Э185-8Р 285 14.4 70 1.1 90 75 240 3 7 70 0.58 2300 Э170-8М 170 12.2 75 1.3 83.5 78.6 695 1.1 2.4 63.5 0.63 1800 Э170-8МР 170 13.9 45 1 59 55 220 2 4 65 0.68 2000 Э164-8М 164 12.3 75 1.3 87.5 80 685 1.1 2.4 61 0.62 1650 Э164-8МР 164 14.1 45 1 61.5 55 220 2 4 64 0.66 1900 363 6.6. Двигатели отклонители Таблица 6.23 - Размеры и энергетические параметры отклонителей типа ТО и ШО1-195 Параметры ТО-172 Диаметр, мм Длина, м Масса, кг Длина направляющей секции, м Частота вращения вала, об/мин Вращающий момент при максимальной мощности, Нм Расход жидкости, л/с Перепад давления при максимальной мощности, МПа 172 10,7 1500 2,00 670 650 25 3,8 Тип отклонителя ТО2-195 ТО2-240 195 10,1 1848 2,02 660 810 30 3,3 240 10,2 2593 2,35 660 2040 50 4,1 ШО1-195 195 4,6 875 2,48 - Примечание. Отклонитель ШО1-195 выполнен в виде шпинделя и используется в сочетании с турбобуром диаметром 195 мм. Таблица 6.24. Двигатели-отклонители серии ДГ Параметры Диаметр, мм Длина, мм -общая -верхней секции -нижней секции Диаметр долота, мм Расход жидкости, л\с Частота вращения, об\мин вращающий момент, Нм Перепад давления, МПа Угол перекоса секций (макс), рад ДГ-156 ДГ-172 ОШ-172 ДГ-176 155 172 172 176 4300 2700 1600 190,5-215,9 24-30 130-160 3500-4000 6,5-7,5 3 3870/4300* 1854 1460 190,5-215,9 24-35 150-190 3500-4000 5,8-7,8 3 2945 1555 1390 215,9 25-35 80-110 1500-3000 3,5-4,5 3,5 5325* 1570 750 215,9 25-35 90-120 7400-9800 7,2-9,7 3 Длина двигателя в сборе с кривым переводником и шарниром. а б в г д е Рис. 6.9 Основные конструктивные схемы двигателя-отклонителя: а - с одним перекосом; б - с двумя перекосами; в - с двойным изгибом шпинделя; г - с одним перекосом и подпорами; д - без перекоса с децентратором; е - с одним перекосом и корпусным шарниром. 1 - долото; 2 - шпиндель; 3 - искривленный переводник; 4 - секция двигателя; 5 - переводник; 6 - дополнительный искривленный переводник; 7 - центратор; 8шпиндель с двойным изгибом; 9- подпора; 10-децентратор; 11 -телеметрическая система; 12 – корпусный шарнир 364 Таблица 6.25. Двигатели-отклонители ДГ (60 -127 мм) Параметры ДГ-60 ДГ-96 Диаметр, мм 60 88 95 Длина, мм -общая 2300 1350 3570 2120 2640 2110 -верхней секции 950 1450 530 -нижней секции Диаметр долота, мм 76 112 120,6 Расход жидкости, л\с 1-2 5-7 6-10 Частота вращения, об\мин 180-360 180-300 120-200 вращающий момент, Нм 70-100 400-600 600-900 Перепад давления, МПа 4,5-5,5 5,8-7,0 4,5-6,0 Угол перекоса секций 1,5 5 4,0 (макс), рад Д"-103 108 ДГ-127 127 2565 1970 620 5385 3765 1620 139,7-151 6-12 80-160 800-1300 3,5-5,5 139,7-158 15-20 200-250 2200-3000 5,5-8,5 4,0 3 Таблица 6.26. Техническая характеристика механизмов искривления с одним углом перекоса Техническая характеристика Тип механизма искривления угол наружный диаметр, длина МИ, масса МИ, кг искривления, ° мм мм МИ-164-1В5 МИ-164-1.5В5 МИ-190-1В5 МИ-190-1.5В5 МИ-240-1В5 МИ-240-1.5В5 МИ-240-2В5 1 1,5 1 1,5 1 1.5 2 164 164 185 185 240 240 240 915 915 855 855 920 920 920 84 84 98 98 160 160 160 Таблица 6.27.Техническая характеристика механизмов искривления с двумя углами перекоса Техническая характеристика Угол искривления Тип механизма искривления МИ-127-1-1В5 МИ-127-1-1.585 МИ-164-1-1В5 МИ-164-1-1.5В5 МИ-164-1-2В5 МИ-190-1-1В5 МИ-190-1-1.5В5 МИ-190-1-2В5 МИ-240-1-1В5 МИ-240-1-1.5В5 МИ-240-1-2В5 Со Со стороны стороны двигателя шпинделя 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1,5 1 1,5 2 1 1,5 2 1 1,5 2 365 Наружный диаметр корпуса, мм Длина МИ, мм Масса МИ, мм 127 127 164 164 164 185 185 185 240 240 240 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 110 110 262 262 262 290 290 290 350 350 350 6.7. Центрирующие (межсекционные) вставки (ЦВ) Предназначены для стабилизации зенитного угла и азимута (разработка Варьеганнефтегаз) 3-я секция Центрирующие вставки (ЦВ) предназначены для стабилизации зенитного и азимутального углов при бурении d3 наклонно - направленных скважин. 2-я секция На турбобурах 195мм ЦВ могут устанавливаться между первой и второй, между второй и третьей секциями и одновременно между секциями. На вставке имеется кольцевая проточка, на которой d2 проклеймен размер диаметра вставки. 1-я секция При сборке турбобура необходимо выполнить условие: d1 d2 d3 Шп-195 СТК где: d1 - диаметр центратора на ШП - 195 СТК d2 - диаметр ЦВ между первой и второй секциями d3 - диаметр ЦВ между второй и третьей секциями. d1 При сборке турбобура с ЦВ не требуется его дополнительная регулировка. После наворота ЦВ проверка регулировки турбобура производится по стандартной схеме. 6.8. Способ контроля сборки шпиндельного турбобура в условиях буровой (Авторы: Плодухин Ю.П., Богданов В.Л., Щавелев Н.Л., Орликовский А.Н., Авт. свидетельство № 1042049) Одним из способов контроля на буровой отработки шпиндельных турбобуров является контроль по износу шпиндельной секции, люфт которой не должен превышать 6 мм. Указанная технология контроля отработки не позволяет предупредить момент соприкосновения ротора со статором 366 турбобура, в результате чего, отказ турбобура или снижение его приемистости к осевой нагрузке. Для увеличения ресурса работы турбинных и шпиндельных секций предлагается способ инструментального контроля качества сборки турбобура с помощью глубиномера или двух мерных линеек. Определяются и записываются в вахтовый журнал: люфт собранного турбобура (см. рис.6.3.), т.е. смещение вала турбобура относительно корпуса, который должен быть в пределах 12-16 мм. После спуска собранных турбинных секций на устье замеряется расстояние соприкосновения ротора со статором Кс (рис.6.4), затем при сочленении шпиндельной секции с турбинными определяется подъем вала Кш (рис.6.5), разница Кс - Кш дает рабочий подъем Кр вала, т.е. определяет расстояние между роторной и статорной системами в процессе бурения. Сочленение турбобура с новой шпиндельной секцией (после ремонта) должно дать подъем вала Кр до 101 мм. После очередного долбления, необходимо производить контрольный замер расстояния Кш и определять рабочий подъем вала Кр, допускается отработка шпиндельной секции при обеспечении подъема вала турбобура до Кр = Кс - Кш = 2 мм, т.е. производить замену шпиндельной секции при зазоре м/у роторной и статорной системами в 2 мм, что обеспечит сохранение турбинных секций и повысит ресурс работы шпиндельной секции, одновременно позволит в условиях буровой проверить качество сборки турбобура и исключить спуск в скважину некачественно собранного турбобура. В процессе эксплуатации турбобура дополнительно контролируется люфт шпинделя согласно инструкции. ПРАВИЛА контроля качества сборки и отработки турбобура 3ТСШ-195 1. Произвести сборку турбинных секций. 2. Замерить люфт турбобура (см. рис. 6.10). 3. Опустить три турбинных секции в скважину (рис. 6.11). 367 Замерить при помощи линеек расстояние соприкосновения ротора со статором – Кс. 4. Поднять из скважины три турбинных секции. Навернуть шпиндельную. 5. Опустить турбобур со шпинделем в скважину (рис. 6.12). Замерить при помощи линеек расстояние до вала – Кш. 6. Определить фактический подъем вала Кр Кр=Кс - Кш (при новом шпинделе Кр должен быть до 101 мм). 7. Определять Кр при каждой смене долота. 8. Менять шпиндель при Кр=Кс - Кш=2 мм. где: Кс - расстояние соприкосновения ротора со статором Кш - расстояние до вала при навернутом шпинделе Кр - фактический подъем вала Кр=Кс - Кш (при новом шпинделе Кр должен быть до 101 мм) линейка Кс Кш Кр ротор ротор ротор Люфт турбобура 12 - 16 мм Рис. 6.10. Рис. 6.11. 368 Рис. 6.12. 6.9. Отбор керна 6.9.1. Керноприемные устройства Для бурения, с отбором керна, выпускаются керноприемные устройства, применяемые при различных по физико-механическим свойствам горных породах и условиях бурения: - серия "Недра" - для не осложненных условий бурения скважин; серия "Кембрий" для условий бурения в рыхлых слабосцементированных и трещиноватых горных породах; - серия "Силур" - для бурения в осложненных осыпями и обвалами условий. Предлагаемые керноприемные устройства имеют преимущества по сравнению с зарубежными аналогами. Существенным преимуществом является конструкция регулировочной головки. Требуемый зазор, между башмаком кернорвателя и бурильной головки достигается без извлечения керноприемника и его подвески, что экономит время вспомогательных работ на буровой и повышает безопасность труда персонала. Корпус и керноприемник, изготовлены из цельнотянутых легированных стальных труб. Специальная обработка корпуса снижает интенсивность износа и повышает срок службы соединений. Конструкция узла подшипников подвески предотвращает вращения керноприемника. Керноприемные устройства «Недра», «Силур», «Кембрий» могут использоваться в одно и многосекционной сборке. Все устройства могут использоваться на различных глубинах, при любых реальных температурах и режимах бурения. С устройствами может быть поставлен любой набор кернорвателей. Таблица 6.28 – Характеристики керноприемных устройств Диаметр Наружный Диаметр Длина Длина Серия керноприемного бурильной Диаметр Кол-во керна, устройства, керноприема, устройства головки, корпуса, секций мм м мм мм мм *УКР-114/52 "Силур" 139,7 114 52 8595 6860 1 *УКР-122/67 139,7 122 67 7190 6150 1 "Кембрий" **УКР-127/67 127 67 7530 6290 1 "Кембрий" *УКР-138/67 "Недра" 158,7 138 67 15943 13719 2 187,3 и *УКР-164/80 "Недра" 164 80 15635 14300 2 212,7 *УКР-164/80 164 80 8180 7300 1 (односекционное) *УКР-172/100 187,3 и 172 100 15900 14315 2 "Кембрий" 212,7 *УКР-172/80-100 172 80-100 15825 14000 2 169,9 и *УКР-203/100 "Недра" 203 100 16210 14835 2 295,3 369 Продолжение таблицы 6.28. *УКР-240/100 "Недра" СКУ2-172/100 «Кембрий 2-172» СКУ1-138/67 «Недра» СКУ1-122/52 «Недра» УКР-146/80 "Силур" УКР-185/100 «Тенгиз» 169,9 и 295,3 139,7 187,34 и 212,7 212,7 240 100 16290 14835 2 172 100 16130 14315 2 138 122 67 52 15943 18190 13775 16200 2 2 146 80 8937 6664 1 185 100 15727 14200 2 6.9.2. Керноотборные устройства Выпуск керноотборных устройств также начат в г.Тюмень на НПП "СибБурМаш" (таблица 6.29), где КИМ - базовый керноотборный снаряд, КИМ2 - двухсекционный керноотборный снаряд, КИК - керноотборный снаряд с кальматирующим переводником. Таблица 6.29. Характеристики керноотборных устройств НПП "СибБурМаш" КИМ КИМ КИМ2 КИМ КИМ2 КИК КИК Обозначение 127/52 172/80 172/80 195/100 195/100 172/80 195/100 Диаметр бурголовки, мм 139.7 187.3 187.3 212.7 212.7 187.3 212.7 Диаметр керна, мм 52 80 80 100 100 80 100 Длина снаряда, м 6 8 15 8 15 8 8 Масса, кг 300 800 1500 1000 1800 800 1000 В последнее время в керноприемных снарядах в обратном клапане вместо шара 50,8 мм могут быть клапаны-эжекторы, которые служат для создания местной обратной циркуляции промывочной жидкости во внутренней полости керноприемника. Клапан-эжектор особенно эффективен при отборе керна в слабосцементированных и трещиноватых породах. Во «ВНИИГИС» и НПП «АЗИМУТ» разработаны сверлящие керноотборники, предназначенные для отбора керна из стенок необсаженных нефтегазовых скважин. Таблица 6.30. Характеристики сверлящих керноотборников Техническая характеристика Диаметр исследуемых скважин, мм Максимальное число образцов, отбираемое за спуск, шт Размер образцов: длина, мм диаметр, мм Максимальна температура среды, град Максимальное давление в скважине, МПа Диаметр керноотборника, мм Длина керноотборника, мм 370 СКАТ СКТ-3М КС140-130 190-240 12 до 50 22 до 180 до 100 145 2200 190-240 12 до 50 22-24 до 150 до 100 145 2200 190-240 10 90-120 16-22 140 2600 6.9.3. Факторы, определяющие вынос керна Причины, приводящие к разрушению керна в процессе бурения и подъема инструмента, можно разделить на природные, технологические и технические. 1. К природным факторам относятся механические свойства пород, геолого - петро- графическая характеристика, химический состав породообразующих минералов и условия залегания пород. С ростом прочностных свойств горных пород вынос керна, как правило, повышается. Отрицательно влияет на вынос керна высокая проницаемость пород, так как это способствует проникновению бурового раствора и его фильтрата в породы, каналы и микротрещины породы, что оказывает расклинивающее действие и ослабляет породу. Трещиноватые самозаклиниваются и слоистые в породы керноприемной разрушаются трубе, от вибраций, ухудшая условия кернообразования и работу бурильной головки. Частое чередование пород различной прочности ухудшает условия кернообразования. Происходит преимущественное разрушение менее прочных пропластков, обычно представляющих наибольший интерес с точки зрения продуктивности. Отрицательно влияет на вынос керна и повышение абразивности пород, так как при этом увеличивается неблагоприятно износ сказывается на колонкового инструмента. кернообразовании Особенно быстрый износ кернообразующих элементов бурильной головки, при котором происходит увеличение диаметра керна, что затрудняет проход его в керноприемную трубу. Существенной с точки зрения выноса керна является глубина залегания пород, что связано с усложнением технологии бурения с ростом затрат времени на механическое бурение. Температура является основным фактором, определяющим вынос керна при бурении в многолетнемерзлых породах, содержащих включения льда. В этих условиях получение полноценного керна возможно лишь при промывке жидкостью или продувке газом, имеющими отрицательную температуру. 371 В породах, содержащих растворимые в воде соли, определяющее значение для выхода керна имеет растворимость этих солей в буровых растворах. 2. К технологическим факторам относятся режим бурения, равномерность подачи инструмента и проходка за рейс, компоновка низа бурильной колонны, подготовка скважины к отбору керна. С увеличением нагрузки на долото процент выноса керна как при роторном, так и при турбинном способе бурения долотами различных диаметров вначале возрастает, а затем имеет тенденцию к снижению. Уменьшение процента выноса керна при превышении предельной нагрузки объясняется продольным изгибом колонкового снаряда и работой забойного двигателя на режиме, характеризую-щимися вибрациями. Максимальный вынос керна, составляющий для серийных колонковых снарядов 80 - 90 % , достигается в зависимости от диаметра бурильных головок при нагрузках 5 - 10 тонн и оборотах вала 100 - 200 об/мин. Значительное влияние на вынос керна, особенно в слабосцементированных породах, оказывает количество и качество бурового раствора. Увеличение подачи бурового раствора Q выше определенных значений вызывает резкое снижение выноса керна как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Для обеспечения максимального выноса керна, расход бурового раствора плотностью 1.1-1.3 г/см3 должен быть в пределах 15 - 26 л/сек, плотностью более 1.3 г/см3 - от 10 до 20 л/сек Повышение вязкости и уменьшение водоотдачи способствуют повышению выноса керна. По данным УфHИИ, повышение вязкости бурового раствора с 35 сек до 90 сек по СВП - 5 позволяет увеличить вынос керна из песчаников на 10 - 20 %. В твердых водоустойчивых породах водоотдача бурового раствора не оказывает влияния на вынос керна. Для остальных пород увеличение водоотдачи снижает вынос керна. Поэтому для обеспечения максимального выноса керна необходимо применять буровые растворы средней вязкости с низкой водоотдачей. 372 3. К техническим факторам в первую очередь следует отнести конструкцию колонкового снаряда в целом, конструкцию бурильной головки, кернорвателей и качество их изготовления. Существенным недостатком применяемых колонковых снарядов и бурильных головок является выбуривание керна малого диаметра. Установлено, что прочность керна примерно пропорциональна кубу его диаметра. Диаметр керна должен быть увязан с диаметром скважины. С увеличением диаметра скважины D1 необходимо увеличивать и диаметр керна d1. По данным УфHИИ коэффициент кернообразования Y, являющийся главной харак-теристикой колонкового снаряда, должен быть не менее 0.40 где d1-диаметр керна D1-диаметр скважины Hе менее важной характеристикой является коэффициент керноприема U. Этот коэффициент должен быть не менее 0.7. где d1-диаметр керна h1-расстояние от забоя до места входа керна в корпус рвателей или в грунтоноску. Очень важно предохранить керн от механических воздействий в керноприемной трубе. При отборе керна в породах с низким его выносом необходимо устранить вертикальные и горизонтальные колебания бурового инструмента. Это достигается большой жесткостью колонкового снаряда, хорошим центрированием его за счет применения толстостенных труб и центраторов. 373 Наилучшим породах, кернообразованием, обладают головки особенно в слабоцементированных режуще-истирающего типа, армированные алмазами или твердыми сплавами. Предпочтение следует отдать головкам, рабочая часть которых имеет форму полукупола, полукупола с опережающим кольцом, и ступенчатым головкам, которые в процессе работы самоцентрируются и тем самым уменьшают вибрации в радиальном направлении. Для большей гарантии выноса керна в неизвестном разрезе в колонковом инструменте желательно иметь двойной ряд рвателей, для твердых и мягких пород, и специальный керно-держатель, чтобы гарантировать не только отрыв, но и удержание керна в керноприемной трубе. Таким образом, к колонковым снарядам предъявляются следующие требования: - обеспечение достаточной прочности керна за счет максимально возможного увеличения его диаметра; - предохранение керна от размывающего действия потока бурового раствора как в месте кернообразования, так и в колонковой трубе; - устранение вращения колонковой трубы и продольного ее изгиба; - устранение продольных и поперечных колебаний в процессе отбора керна; - обеспечение надежности отрыва и удержание керна в колонковой трубе при подъеме инструмента; Как показывает практика, несоблюдение хотя бы одного из этих условий резко снижает процент выноса керна. 6.9.4. Подготовительные работы к отбору керна 1. Перед работами по отбору керна забой скважины должен быть очищен от металла и шлама. Очищают забой скважины специальным шламоуловителем и магнитным фрезом. Очистка считается достаточной, если при последнем рейсе, предшествующем бурению с отбором керна, в шламоуловителе не 374 обнаружены металлические или твердосплавные обломки и куски шлама, а также поднятое из скважины долото не имеет поломок и выпадения зубков. 2. Суженные части ствола необходимо проработать долотом для сплошного бурения полного диаметра или специальным расширителем. 3. Бурильная колонна должна включать УБТ, на 25-30% превышающие по весу максимально ожидаемую осевую нагрузку на бурильную головку. 4. До начала бурения с отбором керна параметры всего объема промывочной жидкости должны быть приведены в строгое соответствие с требованиями ГТН. 5. Доставленный на буровую колонковый снаряд подвергается наружному осмотру. Производится профилактическая разборка, проверяется правильность и качество сбор-ки. Ревизия керноприемного устройства заключается в визуальном осмотре целостности присоединительных резьб, корпуса устройства, его переводников, керноприемных труб (корпус и трубы не должны иметь вмятин, глубоких рисок и искривлений). Ревизия компоновок кернорвателей заключается в визуальном осмотре целостности отдельных их узлов, присоединительных резьб. Проверяется возможность сборки различных компоновок: совмещенный цангово- рычажковый, одного рычажкового или одного цангового. Ревизия рычажкового кернорвателя - проверка свободного проворачивания его в месте его установки в различных компоновках, поднятия рычажков в вертикальное положение под действием небольшого усилия пальца руки человека и возвращения в горизонтальное положение под действием своих пружин, свободного прохождения через кернорватель цилиндра 82 мм. Ревизия цангового кернорвателя - проверка наличия релитовой наплавки внутренней поверхности цанги против наружных выступов, равномерности наплавки и свободного прохождения через кернорватель цилиндра 76 мм. Ревизия шаровой подвески заключается в визуальном осмотре целостности отдельных ее узлов и деталей, а также в проверке свободного вращения вала 375 относительно корпуса, наличия стопорения вала подвески. Осевой люфт не должен превышать 6 мм. Ревизия двустороннего седла дренажного клапана заключается в визуальном осмотре седла, которое не должно иметь раковин, промоин и других механических повреждений наружной цилиндрической и посадочных конических поверхностей седла Особое внимание обращается на то, чтобы башмак клапана-эжектора (или шар 50.8 мм плотно прилегал к посадочным поверхностям седла). Ревизия клапана-эжектора заключается в визуальном осмотре целостности отдельных его узлов, присоединительных резьб, сварных швов. Особое внимание обращается на наличие и целостность конуса гидромониторной насадки и уплотнительного кольца, а также шарика и его конического посадочного седла, установленных в башмаке клапана-эжектора, наружная коническая поверхность башмака не должна иметь раковин, промоин и других механических повреждений. Регулирование колонкового снаряда заключается в установке надлежащего выхода колонковой трубы из корпуса снаряда, обеспечении легкости ее вращения и правильности установки кернорвателей. 6.9.5. Регулировка керноприемного устройства От правильной регулировки высоты подъема керноприемной трубки (в дальнейшем грунтоноски) по отношению к бурильной головке во многом зависит вынос керна. Регулировка заключается в следующем: 1. Установить регулировочную гайку в крайнее верхнее положение на винте регулировочной головки. Затем опустить грунтоноску в корпус керноприемного устройства до ее полной посадки на бурильную головку. 2. Навернуть регулировочную гайку на винт головки до упора ее в посадочный торец корпуса керноприемного устройства. Зафиксировать это положение. 376 3. Приподнять грунтоноску и довернуть регулировочную гайку из расчета 1/2 или 2/3 оборота на одну секцию керноприемного устройства от зафиксированного положение. 4. Опустить грунтоноску. Застопорить винт головки, опустив фиксатор и введя его шпонки в прорези регулировочной гайки, совместив для этого прорези регулировочной гайки и винта. 5. Проверить уплотняющие резиновые кольца на предохранительном колпаке. 6. Навернуть верхний переводник, закрепить его. 7. Если бурение будет осуществляться турбобуром, то необходимо перед наворотом верхнего переводника в грунтоноску сверху кинуть шар от обратного клапана. Если бурение роторное, то шар или клапан - эжектор можно кинуть в колонну бурильных труб после спуска керноприемного устройства на забой и промывки. 8. Приступить к спуску керноприемного устройства в скважину. 6.9.6. Общие рекомендации 1. Запрещается спуск керноотборного инструмента в скважину непосредственно после ее длительного простоя (более 12 часов). Ствол скважины необходимо проработать компоновкой с долотом для сплошного бурения, а призабойную часть ствола ( 1-2 м ) необходимо проработать при максимально возможной производительности. 2. Бурение начинать с нагрузкой 1 - 2 тонны, постепенно увеличивая ее после проходки 20-30 см до рекомендуемой величины. 3. Отрыв бурильной головки от забоя в процессе бурения не желателен 4. Подача инструмента должна быть плавной. 5. При заклинивании инструмента или его осевой вибрации подача должна быть прекращена. Если указанные явления не прекратятся или возобновятся при продолжении подачи, то долото необходимо поднять. 377 6. Проходка не должна превышать полезной длины колонковой трубы. 7. При переходе из мягких пород в более твердые нагрузку на долото увеличивать постепенно. 8. При переходе из твердых пород в более мягкие (рыхлые) необходимо снизить подачу бурового раствора. 9. После окончания долбления перед отрывом долота от забоя необходимо с промывкой вращать инструмент до снятия осевой нагрузки на бурильную головку (для роторной компоновки). Если отбор керна производят турбобуром, то вращать компоновку не обязательно, но нагрузку на долото все равно необходимо выбрать. 10. Отрыв керна производить с минимальной скоростью, не прекращая циркуляции. Для гарантии отрыва и удержания керна следует провести 2 - 3 раза подъем и спуск компоновки на забой без вращения (с осевой нагрузкой, на 2 - 3 тс превышающей нагрузку при бурении и на длину 0.5 - 1 м, превышающей длину «пружины» инструмента). При больших диаметрах керна, отобранного в крепких породах, после натяга в 1.5-2 тонны необходимо инструмент провернуть ротором. 11. Подъем инструмента производить плавно и без толчков. 12. Запрещается отворачивать инструмент ротором. 6.9.7. Возможные неполадки в процессе бурения и рекомендуемые меры их устранения Неполадки в процессе работы 1. «Срывается» шпонка фиксатора, вывинчивается винт регулировочной подвески. 2. В момент подъема керноприемника из корпуса керноприемного устройства, происходит разъем между двумя половинами шаровой подвески. 3. После подъема шар дренажного клапана (клапан - инжектор) извлекается с трудом, так как над ним осадок крупного шлама. 378 Рекомендуемые меры по их устранению Проверить свободу вращения шаровой подвески. Произвести ревизию шаровой подвески или заменить её на новую. Улучшить очистку промывочной жид-кости, поставить фильтр под «квадрат», уменьшить шар до диаметра 31,875 мм, а отверстие клапана до 26 мм. 4. Керн заклинен шламом и обломками а) Проверить свободное вращение шаро-вой породы в рычажковом кернорвателе. подвески б) Проверить свободное вращение и осе-вой люфт рычажкового кернор-вателя в собранной компоновке в) При сборке керноприемного устрой-ства перед навинчиванием верхнего переводника вывернуть винт регулиро-вочной головки еще на полоборота. 5. Керн заклинен в керноприемной трубе. а) Произвести ревизию керноприемной трубы, клапана-эжектора, шаровой подвески или заменить их на новые. б) Увеличить подачу насоса при бурении для увеличения эжекционного эффекта. 6. В кернорвателях и нижней части Увеличить подачу насоса и время промывки керноприемной трубы вместо керна плот-ный забоя скважины перед бурением с отбором осадок из крупного шлама, обломков породы керна. и твердой фазы промывочной жидкости. 7. При извлечении части керна из трубы Увеличить подачу насоса и время промывки извлекается осадок из шлама, обломков забоя скважины перед бурением с отбором породы и твердой фазы промывочной керна. жидкости. а) Увеличить подачу насоса и время 8. Керн заклинен и «прижжен» в керно- промывки забоя скважины перед бурением с приемном отверстии бурильной головки. отбором керна. б) Увеличить зазор между башмаком, кернорвателем и его посадочным местом в расточке бурильной головки. 9. Появились колебания бурильной колонны в Уменьшить осевую нагрузку и увеличить процессе бурения с отбором керна частоту вращения на бурильную головку «не более 25-50 %. Если колебания не прекращаются - поднять инструмент. 10. Резко уменьшился процент выноса керна а) Произвести полную ревизию керноприемного снаряда. б) Уменьшить подачу насоса до рекомендуемых минимальных значений в) Обработать буровой раствор до параметров, указанных в ГТН г) Нормализовать забой скважины. 11. Керн, извлекаемый из трубы, сильно а) Произвести ревизию шаровой подвески перемят и разрушен или имеет другие или заменить её на новую. нарушения структуры. б) Увеличить подачу насоса при бурении для увеличения эжекционного эффекта. 379
