III.    ТУРБОБУР, ЭЛЕКТРОБУР

Турбобур - забойный гидравлический двигатель для бурения глубоких скважин преимущественно на нефть и газ. Многоступенчатый турбобур - машина открытого типа, вал его вращается в радиальных и осевых резинометаллических подшипниках, смазкой и охлаждающей жидкостью для которых является циркулирующая промывочная жидкость - глинистый раствор. Для получения максимальных значений кпд лопатки турбины профилируют так, чтобы безударный режим их обтекания совпадал с максимумом мощности турбины. Выполняют турбины цельнолитыми, общее число ступеней турбины достигает 120, рабочие диаметры турбобура  для бурения глубоких и сверхглубоких скважин - 164, 172, 195, 215, 240, 280 мм, частота вращения вала турбины от 150 до 800-1000 об/мин. Рабочий момент на валу турбобура  зависит от его диаметра и составляет от 1 до 5-6 кнм (1 нм = 0,1 кгсм). С 1950 для увеличения вращающего момента на валу применяют многосекционные турбобуры,  в которых последовательно соединяются 2-3 секции турбин турбобура с общим числом ступеней 300-450.  Это позволило наряду с увеличением вращающего момента снизить частоту вращения вала турбины до 300-400 об/мин (для более эффективной работы шарошечных долот). В таких турбобурах шаровая осевая опора вынесена в специальный шпиндель, присоединяемый к нижней секции турбобура. В шпинделе имеются также радиальные опоры и сальник, позволяющий использовать гидромониторные долота.

С 1970 для дальнейшего снижения частоты вращения вала турбины в турбобуре  применяют ступени гидродинамического торможения, позволившие бурить при 150- 250 об/мин. С начала 70-х гг. внедряются турбобуры  с независимой подвеской секции и с демпфирующими устройствами, которые обладают увеличенным сроком межремонтной работы и улучшают условия работы шарошечных долот за счёт снижения вибрации бурильной колонны. Для работы с гидромониторными долотами, без дополнительного нагружения буровых насосов, начато применение турбобуров с разделённым потоком на нижней секции, который отличается тем, что перепад давлений, срабатываемый в его нижней секции, равен перепаду давлений в штуцерах гидромониторного долота. При этом нижняя секция турбобура  работает на части потока, подаваемого в скважину.

В разведочном бурении для отбора керна в полом валу трубобора размещается съёмная грунтоноска. Для бурения в условиях борьбы с кривизной ствола скважины используют трубобор с вращающимся корпусом.

В 1899 в России был запатентован электробур на канате. В 30-х гг. в США прошёл промышленные испытания электробур с якорем для восприятия реактивного момента, опускавшийся в скважину на кабеле-канате. В 1936 впервые в СССР Квитнером и Н. В. Александровым разработана конструкция электробура с редуктором, а в 1938 А. П. Островским и Н. В. Александровым создан электробур, долото которого приводится во вращение погружным электродвигателем. В 1940 в Баку электробуром пробурена первая скважина.

В 1951-52 в Башкирии при бурении нефтяной скважины по предложению А.А.Минина, А.А.Погарского и К.А.Чефранова впервые применили электробур знакопеременного вращения для гашения реактивного момента, опускаемый на гибком электрокабеле-канате. В конце 60-х гг. в СССР значительно усовершенствована конструкция электробура (повышена надёжность, улучшен токопровод).

Электробур - забойная буровая машина с погружным электродвигателем, предназначенная для бурения глубоких скважин, преимущественно на нефть и газ. Идея электробура для ударного бурения принадлежит русскому инженеру В.И.Дедову (1899). В 1938-40 в СССР А.П.Островским и Н.В.Александровым создан и применен первый в мире электробур  для вращательного бурения, спускаемый в скважину на бурильных трубах.

Электробур состоит из маслонаполненного электродвигателя и шпинделя. Мощность трёхфазного электродвигателя зависит от диаметра электробура и составляет 75-240 квт. Для увеличения вращающего момента электробура применяют редукторные вставки, монтируемые между двигателем и шпинделем и снижающие частоту вращения до 350, 220, 150, 70 об/мин. Частота вращения безредукторного электробура 455-685 об/мин. Длина электробура 12-16 м, наружный диаметр 164-290 мм.

При бурении электробур, присоединённый к низу бурильной колонны, передаёт вращение буровому долоту. Электроэнергия подводится к электробуру по кабелю, смонтированному отрезками в бурильных трубах. При свинчивании труб отрезки кабеля сращиваются специальными контактными соединениями. К кабелю электроэнергия подводится через токоприёмник, скользящие контакты которого позволяют проворачивать колонну бурильных труб. Для непрерывного контроля пространственного положения ствола скважины и технологических параметров бурения при проходке наклонно направленных и разветвлённо-горизонтальных скважин используется специальная погружная аппаратура (в т. ч. телеметрическая). При бурении электробурная очистка забоя осуществляется буровым раствором, воздухом или газом.

В СССР с помощью электробура проходится свыше 300 тыс. м скважин (свыше 2% общего объёма бурения). Использование электробура, благодаря наличию линии связи с забоем, особенно ценно для исследования режимов бурения.

IV.     НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ

Появление наклонного бурения относится к 1894, когда С.Г.Войслав провёл этим способом скважину на воду близ Брянска. Успешная проходка скважины в Бухте Ильича (Баку) по предложению Р.А.Иоаннесяна, П.П.Шумилова, Э.И.Тагиева, М.Т.Гусмана (1941) турбинным наклонно-направленным бурением положила начало внедрению наклонного турбобурения, ставшего основным методом направленного бурения в СССР и получившего применение за рубежом. Этим методом при пересечённом рельефе местности и на морских месторождениях бурят кусты до 20 скважин с одного основания). В 1938-41 в СССР разработаны основы теории непрерывного наклонного регулируемого турбинного бурения при неподвижной колонне бурильных труб. Этот метод стал основным при бурении наклонных скважин в СССР и за рубежом.

Наклонно-направленное бурение - способ проведения скважины с отклонением от вертикали по заранее заданной кривой. Наклонно-направленное бурение впервые осуществлено в СССР на Грозненских нефтепромыслах (1934). В 1972 в СССР наклонно-направленное бурение сооружено около 25% общего метража скважин на нефть. Наклонно-направленное бурение оказывается целесообразным при: сложном рельефе местности (например, при расположении залежи под дном крупного водоёма или под капитальными сооружениями); геологических условиях залегания полезных ископаемых, не позволяющих вскрыть их вертикальными скважинами; кустовом бурении или многозабойном бурении; тушении горящих нефтяных и газовых фонтанов. При геологоразведочных работах наклонно-направленное бурение осуществляется шпиндельными буровыми станками, причём скважина забуривается наклонно непосредственно с земной поверхности; при вскрытии нефтяных и газовых пластов. Наклонно-направленное бурение производится турбобурами или роторным способом (скважина с поверхности забуривается вертикально с последующим отклонением на заданной глубине в запроектированном направлении).

Отклонение скважины от вертикали при наклонно-направленном бурении (изменение зенитного угла и азимута бурения) осуществляется отклоняющими устройствами, например турбинными отклонителями. Бурение прямолинейно-наклонных участков производится с помощью бурильных устройств, включающих центрирующие и калибрующие элементы. Наибольшее отклонение от вертикали при наклонно-направленном бурение (3836 м) получено в США в заливе Кука: на остраве Сахалин отклонение составило 2453 м (1972).

V.      МНОГОЗАБОЙНОЕ БУРЕНИЕ

В 1941 Н.С.Тимофеев предложил в устойчивых породах применять так называемое многозабойное бурение.

В 1897 в Тихом океане, в районе остров Сомерленд (Калифорния, США), впервые было осуществлено бурение на море. В 1924-25 в СССР вблизи бухты Ильича на искусственно созданном островке вращательным способом была пробурена первая морская скважина, давшая нефть с глубины 461 м. В 1934 Н.С.Тимофеевым осуществлено на острове Артема в Каспийском море кустовое бурение, при котором несколько скважин бурятся с общей площадки, а в 1935 там же сооружено первое морское металлическое основание для бурения в море. С 50-х гг. 20 в. применяется бурение  для добычи нефти и газа со дна моря. Созданы эстакады, плавающие буровые установки с затапливаемыми понтонами, специальные буровые суда, разработаны методы динамической стабилизации буровых установок при бурении на больших глубинах.

Основной метод бурения на нефть и газ в СССР (1970) - турбобурами (76% метража пробуренных скважин), электробурами пройдено 1,5% метража, остальное роторным бурением. В США преимущественно распространение получило роторное бурение; в конце 60-х гг. при проведении наклонно-направленных скважин начали применяться турбобуры. В странах Западной Европы турбобуры применяются в наклонном бурении и при бурении вертикальных скважин алмазными долотами. В 60-е гг. в СССР заметно возросли скорости и глубина бурения на нефть и газ. Так, например, в Татарии скважины, бурящиеся долотом диаметром 214 мм на глубину 1800 м, проходятся в среднем за 12-14 дней, рекордный результат в этом районе 8-9 дней. За 1963-69 в СССР средняя глубина эксплуатационных нефтяных и газовых скважин возросла с 1627 до 1710 м. Самые глубокие скважины в мире - 7-8 км - пробурены в 60-е гг. (США). В СССР в районе г. Баку пробурена скважина на глубину 6,7 км и в Прикаспийской низменности (район Аралсор) на глубину 6,8 км. Эти скважины пройдены в целях разведки на нефть и газ. Работы по сверхглубокому бурению для изучения коры и верхней мантии Земли ведутся по международной программе "Верхняя мантия Земли". В СССР по этой программе намечено пробурить в 5 районах ряд скважин глубиной до 15 км. Первая такая скважина начата бурением на Балтийском щите в 1970. Эта скважина проходится методом турбинного бурения.

Основное направление совершенствования бурения на нефть и газ в СССР - создание конструкций турбобуров, обеспечивающих увеличение проходки скважины на рейс долота (полное время работы долота в скважине до его подъёма на поверхность). В 1970 созданы безредукторные турбобуры, позволяющие осуществить оптимизацию режимов бурения шарошечными долотами в диапазоне наиболее эффективных оборотов (от 150 до 400 в мин) и использовать долота с перепадом давлений в насадках до 10 Мн/м2(100 атм) вместо 1-1,5 Мн/м2(10-15 атм). Создаются турбобуры с высокой частотой вращения (800-100 об/мин) для бурения алмазными долотами, обеспечивающими при глубоком бурении  многократное увеличение проходки и механической скорости бурения за рейс. Разрабатываются новые конструкции низа бурильной колонны, позволяющие бурить в сложных геологических условиях с минимальным искривлением ствола скважины. Ведутся работы по химической обработке промывочных растворов для облегчения и повышения безопасности процесса бурения. Конструируются турбины с наклонной линией давления, которые позволяют получить информацию о режиме работы турбобура на забое скважины и автоматизировать процесс бурения.

VI.     ПОИСКИ И РАЗВЕДКА ТВЁРДЫХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

Развитие разведочного бурения связано с изобретением швейцарского часовщиком Г.Лешо алмазного бура (1862), который состоял из стального полого цилиндра, армированного алмазами и укрепленного на полой металлической штанге (по ней в забой подавалась промывочная вода). Первая работоспособная буровая установка с алмазным инструментом создана французским инженером Перретом и привлекла внимание на Всемирной выставке в Париже (1867), что послужило началом распространения алмазного бурения в Европе и Америке. В 1850 в России был заложен ряд разведочных скважин на каменный уголь.

В 1871 и 1872 около Бахмута и Славянска пробурены первые разведочные скважины в России на каменную соль глубиной 90 и 120 м. Совершенствование разведочного бурения в России в конце 19 в. связано с именем Войслава, который в 1885 изобрёл, а в 1897 получил патент на бур для ручного бурения скважин большого диаметра. Бур Войслава имел расширитель, позволяющий увеличивать диаметр скважин, глубина которых достигла 22 м. В 1898 Войслав совместно с Л.Кулешом получил патент на оригинальный станок для алмазного бурения и в том же году разработал новый способ вставки алмазов в коронку, позволивший применять мелкие алмазы. В 1899 в Америке инженером Дейвисом предложено дробовое бурение.  В период 1-й мировой войны для бурения  начинают применять по предложению немецкого инженера Ломана твёрдые сплавы (так называемый воломит). Позднее эти сплавы применялись при бурении  разведочных скважин в районе Курской магнитной аномалии (1923).

Коренные изменения в технике бурения  произошли в России после Великой Октябрьской революции. С 1923 в СССР внедряется бурение  с применением твёрдых сплавов, а также дробовое бурение  (1924-25); изготовление отечественных твёрдых сплавов началось в 1929. В 1927 В.М Крейтером и Б.И.Воздвиженским при колонковом бурении  была успешно применена дробь. В 1925-26 на Сормовском заводе налажено производство ударно-канатных станков типа "Кийстон" для разведки на золото (позднее типа "Эмпайр"). Несколько лет спустя Н.И.Куличихиным разработаны первые отечественные станки (УА-75-150) ударно-канатного бурения.  В 1928-1929 развернулось производство буровых станков колонкового вращательного бурения  на Ижорском заводе (Ленинград), им. Воровского (Свердловск) и др. В то время для колонкового бурения  на глубине до 500 м в основном применялись станки КА-300 и КА-500. В послевоенные годы (начиная с 1947) было проведено коренное переоборудование технических средств геологоразведочной службы: усовершенствованы бурильные, обсадные и колонковые трубы; созданы новые станки с рычажно-дифференциальной подачей (ЗИВ-75, ЗИВ-150); разработаны новые конструкции многоскоростных станков с гидравлической подачей (ЗИФ-300, ЗИФ-650, ЗИФ-1200, ВИТР-2000 и др.), обеспечивающие бурение скважин на глубине 300-2000 м; создан ряд самоходных буровых установок; разработаны средства автоматизации и механизации трудоёмких процессов и новые конструкции породо-разрушающего инструмента.

Страницы: 1, 2, 3