Инструмент для бурения стволов скважин

Инструмент для бурения стволов скважин

Реферат

 

Инструмент для бурения стволов скважин включает колонну бурильных и тяжелых труб, стабилизаторы, шпиндельный турбобур, корпус верхней турбинной секции которого крепится на резьбе к нижней тяжелой трубе бурильной колонны. На ниппеле корпуса шпинделя турбобура на резьбе закреплен расширитель. Бурильная колонна, тяжелые трубы, стабилизаторы, корпус турбинной секции и корпус шпинделя с закрепленным на ниппеле расширителем вращаются ротором буровой установки с относительно малой частотой. Вал шпинделя турбобура выступает за нижние породоразрушающие элементы расширителя на величину 4 - 6 м. К валу шпинделя на резьбе крепится пилотное алмазное или лопастное долото, диаметр которого составляет величину 0,45 - 0,6 от диаметра расширителя и при этом меньше диаметра корпуса шпинделя турбобура. Вал шпинделя турбобура центрируется в его корпусе с помощью роторных и статорных элементов радиальных опор, обеспечивающих радиальный люфт вала шпинделя в пределах от 2 до 5 мм. Пилотное долото вращается турбобуром с частотой на порядок более высокой, чем расширитель. Использование изобретения позволяет форсировать скорость проходки и увеличить общую проходку за рейс при сохранении строгой вертикальности ствола скважины. 3 з.п.ф-лы, 5 ил.

Настоящее изобретение относится к области технических средств, использующихся для строительства нефтяных и газовых скважин, а точнее, к инструментам, предназначенным для проходки и углубления их стволов.

Данное изобретение должно существенно улучшить технико-экономические показатели бурения на суше и в море стволов скважин диаметром от 245 мм до 660 мм, бурящихся для спуска кондукторов и технических колонн.

Бурение стволов скважин долотами диаметром 394, 445, 490, 550 и 660 мм и большими связано со все возрастающими трудностями, т.к. для поддержания экономически приемлемого уровня механических скоростей проходок при роторном способе бурения необходимо существенно увеличивать осевые нагрузки и частоту вращения инструмента.

В то же время практически невозможно использовать компоновки низа бурильной колонны, содержащие 2-3 свечи тяжелых труб диаметром 299 мм и более чем 2-3 лопастных стабилизатора с достаточно малым гарантированным диаметральным зазором.

Следствием этого становятся проблемы, связанные с искривлением стволов скважин, единственным способом борьбы с которыми является снижение до минимума осевых нагрузок на долото с соответствующей потерей суточного темпа углубления скважин.

Известны компоновки инструмента, включающие в свой состав гидравлический забойный двигатель, на валу которого крепится долото, и расширитель, закрепляющийся на нижнем конце бурильной колонны. При этом долото выступает за породоразрушающие элементы расширителя на определенную величину, см. [2] Расширитель приводится во вращение ротором буровой установки через колонну бурильных труб. Гидравлический забойный двигатель, на валу которого крепится долото, вставлен внутрь последней нижней трубы колонну бурильных труб.

Но при этом существенно уменьшается наружный диаметр забойного двигателя, что значительно ухудшает его энергетическую характеристику, а следовательно, и показатели работы пилотного долота.

Известны и широко использовались также компоновки инструмента, включающие в свой состав турбобур, корпус которого в своей верхней части присоединен на резьбе к расширителю, который закреплен на нижней трубе бурильной колонны. При этом долото закреплено на валу турбобура.

Корпус турбобура, расширитель и бурильная колонна приводятся во вращение ротором буровой установки.

Однако при этом возникла новая проблема - недобор проходок за рейс из-за преждевременного отказа долота, вращаемого валом турбобура с частотой на порядок более высокий, чем частота вращения расширителя, закрепленного на корпусе турбобура.

При бурении глин и глинистых сланцев из-за невозможности обеспечить расход раствора, достаточный для очистки шарошек расширителя, последние часто заклиниваются на опорах из-за того, что весь расширитель зарастает глинистым сальником.

С этими недостатками вынуждены были мириться, т.к. такой метод бурения обеспечивал более жесткие допуски при проходке вертикальных стволов скважин большого диаметра.

Типичный роторно-турбинный бур, являющийся дальним аналогом нашего изобретения и в течение длительного времени (более 30 лет) использовавшийся в Азербайджане, на Украине и грозненских промыслах, состоит из шарошечного долота, присоединяемого на резьбе к валу турбобура, собственно турбобура, над верхним переводником корпуса которого закрепляется на резьбе шарошечный или лопастной расширитель, лопастного стабилизатора, одной или двух тяжелых диаметром 203 и 229 мм, еще одного лопастного стабилизатора и остального комплекса тяжелых и бурильных труб.

Известно также устройство, описанное в авторском свидетельстве [1].

В этом устройстве имеется турбобур, на валу которого закреплено долото, на ниппеле корпуса турбобура закреплено второе долото, шарошки которого обрабатывают и разрушают кольцевую поверхность, расположенную практически в одной плоскости с поверхностью, разрушаемой первым долотом. При этом вал турбобура вращается против часовой стрелки, в то время как наружное долото через бурильную колонну и корпус турбобура приводится во вращение по часовой стрелке ротором буровой установки с частотой, которая, как правило, не превышает 120 об/мин. Но долото закрепленное на валу турбобура, вращается с частотой порядка 600-900 об/мин. Поэтому отказная стойкость этих долот будет кратно отличаться друг от друга, особенно если принять во внимание, что шарошки наружного долота могут выполняться с герметизированными опорами. Очевидно, что шарошки наружного долота очищаются от шлама менее эффективно, чем шарошки внутреннего.

На главный недостаток компоновки заключается в том, что стабилизация корпуса турбобура в стволе скважины осуществляется так же, как при чисто роторном бурении. То есть если скважина начнет искривляться, противодействовать этому процессу можно будет, только уменьшая осевую нагрузку, приходящуюся на оба долота, что, как мы уже отмечали, ухудшает показатели бурения.

В связи с изложенным следует признать наиболее близким аналогом нашего изобретения устройство, описанное в [2].

Задача изобретения - получение технического результата за счет создания инструмента для бурения стволов скважин, который позволяет форсировать режим бурения и существенно увеличить и механическую скорость проходки, и общую проходку за рейс при сохранении строгой вертикальности ствола скважины.

Решение поставленной задачи обеспечивается тем, что в инструменте для бурения стволов скважин, включающем в свой состав бурильную колонну, шпиндельный турбобур и пилотное долото, присоединенное на резьбе к валу шпинделя из его корпуса за нижние породоразрушающие элементы расширителя, вал шпинделя турбобура выступает из его корпуса за породоразрашующие элементы расширителя на расстояние в 4-6 м, а сам вал фиксируется в корпусе шпинделя с помощью радиальных опор, имеющих гарантированный радиальный зазор в диапазоне от 2 до 5 мм и имеет щелевое расходное уплотнение, по меньшей мере, два лопастных стабилизатора установлены как на корпусе турбобура, так и в вышерасположенных тяжелых трубах бурильной колонны, при этом корпус верхней турбинной секции на резьбе присоединен к нижней тяжелой трубе бурильной колонны, а расширитель присоединен на резьбе к ниппельной гайке корпуса шпинделя.

Способствует получению технического результата то, что диаметр пилотного долота меньше диаметра корпуса шпинделя и его величина находится в диапазоне значений от 0,45 до 0,60 от величины габаритного диаметра расширителя.

В частном случае щелевое расходное уплотнение вала шпинделя в его корпусе может быть выполнено, по меньшей мере, с одним продольным каналом на роторной втулке, закрепленной на валу шпинделя, и продольным каналом, выполненным на валу шпинделя.

Вал шпинделя турбобура в одном из частных случаев может быть соединен с валом турбинной секции с помощью квадратной или шлицевой муфты, допускающей перекос осей вала шпинделя и вала турбинной секции.

Сущность нашего изобретения состоит в том, что роторный стол буровой установки вращает бурильную колонну, к нижней тяжелой трубе которой на резьбе присоединяется турбобур. К ниппельной части корпуса шпинделя турбобура прикреплен расширитель, который может быть как шарошечным, так и лопастным. Рабочие поверхности лопастей расширителя армируются поликристаллическими алмазными пластинами или дисками. Пилотное, лопастное или алмазное долото прикрепляется на резьбе к валу шпинделя турбобура и выступает за породоразрушающие элементы расширителя на величину в 4-6 м. При этом диаметр пилотного долота равен примерно половине габаритного диаметра расширителя. Вал шпинделя турбобура подвешен на осевом подшипнике и центрируется в его корпусе с помощью радиальных опор таким образом, что ось вала шпинделя может не совпадать с осью внутренней расточки его корпуса.

Вал шпинделя турбобура соединяется с валом турбинной секции с помощью квадратной или шлицевой муфты, допускающей перекос осей вала шпинделя и вала турбинной секции. Вал турбинной секции строго центрируется относительно ее корпуса с помощью радиально-упорного подшипника и радиальных опор.

Пилотное долото вращается с частотой, на порядок превышающей частоту вращения роторного ствола буровой установки.

При этом на пилотное долото всегда приходится осевая нагрузка значительно меньше той, что воспринимается расширителем. Корпус турбобура (шпинделя и турбинной секции) стабилизируется в скважине с помощью спиральных лопастных стабилизаторов, устанавливаемых как на корпусе турбобура, так и в вышерасположенных тяжелых трубах. Если ствол скважины имеет тенденцию к отходу от вертикали, тяжелый и длинный вал шпинделя и пилотное долото под действием маятникового эффекта и гироскопического момента стремятся вернуть пилотную часть ствола относительного малого диаметра к вертикали. Таким образом, пилотное долото становится элементом, стабилизирующим положение бурящегося ствола "по линии отвеса".

Уплотнение вала шпинделя в его корпусе имеет следующую конструктивную особенность. Поскольку для промывки относительно небольшого по площади забоя пилотного ствола требуется только часть расхода промывочной жидкости, отрабатываемого в турбине турбобура, другая его часть сбрасывается через специальные продольные каналы уплотнения и вала шпинделя на рабочей поверхности расширителя и разрушаемую ими кольцевую поверхность верхнего забоя. Так как вал шпинделя имеет высокую частоту вращения, 2-3 продольных канала на валу шпинделя обеспечат интенсивную "закрутку" всего восходящего потока глинистого раствора в районе кольцевой полки верхнего забоя. Это позволяет эффективно очищать рабочие поверхности расширителя и верхний забой от выбуренной породы. Эффект "закрученного" потока позволяет успешно бороться с образованием сальников на расширителях при проходке стволов скважин в пластичных глинах.

Изобретение поясняется чертежами.

На фиг. 1 показана верхняя часть инструмента, на фиг. 2 - средняя часть, на фиг. 3 - нижняя часть, на фиг. 4 показано сечение А-А на фиг. 2, на фиг. 5 - сечение Б-Б на фиг. 2.

Инструмент для бурения стволов скважин содержит тяжелые трубы 1, устанавливаемые над корпусом турбобура. По меньшей мере два лопастных спиральных стабилизатора 2 установлены как на корпусе турбобура, так и в вышерасположенных тяжелых трубах 1 бурильной колонны.

Вал 4 турбинной секции фиксируется в осевом направлении с помощью радиально-упорного подшипника 5, в радиальном - с помощью радиальных опор 6.

В корпусе 3 турбинной секции с помощью верхнего резьбового переводника 7 и нижнего соединительного переводника 8 сжимаются в осевом направлении и неподвижно крепятся статоры 9 турбины турбобура, статорные обоймы 10 радиальных опор 6 и статорные обоймы 11 радиально упорного подшипника 5. На валу 4 турбинной секции неподвижно крепятся с помощью натяжной гайки 12 роторы 13 турбины, роторные обоймы 14 радиальных опор 6 и роторные обоймы 15 подшипников 5. Над подшипником 5 установлен фонарь 16, через окна 17 которого промывочная жидкость попадает в отверстия 18 и внутреннюю полость 19 вала 4. В нижней части вала 4 на резьбе закреплена полумуфта 20 квадратного сечения (фиг. 2), соединяющаяся с ответной полумуфтой 21 вала 22 шпинделя с возможностью обеспечения перекоса оси вала 22 относительно оси вала 4.

Корпус 23 шпинделя с помощью верхнего переводника 24 соединяется с переводником 8 турбинной секции. В корпусе 23 шпинделя с помощью резьбового соединительного переводника 24 и нижнего резьбового ниппеля 25 неподвижно закреплены статорные элементы 26 радиальных опор вала 22 шпинделя турбобура и статорные обоймы 27 осевого подшипника вала 22. В корпусе 23 шпинделя неподвижно закреплена корпусная втулка 28 щелевого расходного уплотнения вала шпинделя турбобура (фиг. 3).

К нижней резьбе ниппеля 25 крепится лопастной алмазный или шарошечный расширитель 29, который и образует ствол скважины необходимого диаметра.

На валу 22 шпинделя с помощью полумуфты 21 квадратного сечения неподвижно крепятся роторные элементы 30 радиальных опор им роторные элементы 31 осевого подшипника вала. На валу шпинделя закреплена роторная втулка 32 уплотнения вала. На втулке 32 и вала 22 шпинделя имеются от одного до пяти продольных каналов 33 (фиг. 3), через которые часть расхода промывочной жидкости с высокой скоростью направляется на рабочие элементы расширителя 29 и разрушаемую им поверхность верхнего кольцевого забоя.

Особенностью фиксации положения вала 22 в корпусе 23, осуществляемой с помощью осевого подшипника и радиальных опор, является то, что все гарантированные конструктивные зазоры между их статорными и роторными элементами позволяют валу 22 занимать положение пол углом к валу 4 турбинной секции, жестко зацентрированному в корпусе 3. Размер гарантированных радиальных зазоров должен располагаться в диапазоне от 2 мм до 5 мм.

Нижний конец вала 22 шпинделя выступает за породоразрушающие элементы расширителя 29 на размер в 4-6 метров.

К нижнему резьбовому концу вала 22 крепится пилотное долото 34, преимущественно алмазное, но могут использоваться и лопастные, и шарошечные долота. Рабочие поверхности долот могут быть армированы поликристаллическими алмазными пластинами или дисками.

Нижний выступающий из корпуса 23 конец вала 22 шпинделя имеет максимально возможный диаметр, который может быть меньше габаритного диаметра пилотного долота 34 на 20-40 мм.

Габаритный диаметр пилотного долота 34, как правило, укладывается в диапазон значений от 0,45 до 0,60 от диаметра расширителя 29. Необходимо иметь в виду, что эффективность настоящего изобретения увеличивается с увеличением диаметра турбобура, который всегда больше диаметра пилотного долота.

Инструмент для бурения стволов скважин работает следующим образом. Собранный, согласно описанию, инструмент спускается на бурильной колонне в скважину и останавливается на расстоянии в 6-10 м над забоем пилотного ствола.

При этом вал 22 шпинделя турбобура вместе с долотом 34 стремится занять положение отвеса.

Гарантированные зазоры в радиальных опорах и осевом подшипнике этому не препятствуют.

Затем включаются насосы и вил турбобура начинает вращаться с высокой частотой, вращая пилотное долото 34. Гироскопический момент массивного вала 22 шпинделя турбобура дополнительно стремится привести вал к положению отвеса.

Затем с относительно небольшой частотой, как правило от 45 до 90 об/мин, ротором буровой установки начинают вращать бурильную колонну и соответственно корпус турбобура и подсоединенный к ниппелю 25 расширитель 29. После этого осуществляется плавный подход к забою и начинается бурение. Так как на пилотном долоте 34 реализуется мощность, в 10-20 раз большая мощности, реализуемой на расширителе 29, большая часть осевой нагрузки приходится на расширитель 29, а долото 34, закрепленное на валу 22 шпинделя турбобура, сохраняет положение отвеса, не давая стволу скважины отклоняться от вертикали. Случайным поперечным силам, кратковременно воздействующим на пилотное долото, противодействует гироскопический момент быстро вращающегося вала турбобура.

Поднимающийся от пилотного долота поток промывочной жидкости в зоне породозазрушающих элементов расширителя сталкивается с той частью расхода, которая сбрасывается на кольцевую полку верхнего забоя через вращающиеся продольные каналы 33 щелевого расходного уплотнения вала 22 шпинделя.

При этом встречные потоки не только до предела турбулизуют раствор в зоне работы расширителя, но и активно закручивают его вокруг оси ствола скважины. Данное обстоятельство позволяет успешно бороться с образованием на расширителе сальников при проходке пластичных глинистых пород.

Формула изобретения

1. Инструмент для бурения стволов скважин, включающий в свой состав бурильную колонну, шпиндельный турбобур и пилотное долото, присоединенное на резьбе к валу шпинделя, выступающему из его корпуса за нижние породоразрушающие элементы расширителя, отличающийся тем, что вал шпинделя турбобура выступает из его корпуса за породоразрушающие элементы расширителя на расстояние в 4 - 6 м, а сам вал фиксируется в корпусе шпинделя с помощью радиальных опор, имеющих гарантированный радиальный зазор в диапазоне 2 - 5 мм и имеет щелевое расходное уплотнение, по меньшей мере два лопастных стабилизатора установлены как на корпусе турбобура, так и в выше расположенных тяжелых трубах бурильной колонны, при этом корпус верхней турбинной секции на резьбе присоединен к нижней тяжелой трубе бурильной колонны, а расширитель присоединен на резьбе к ниппельной гайке корпуса шпинделя.

2. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что диаметр пилотного долота меньше диаметра корпуса шпинделя и его величина находится в диапазоне значений 0,45 - 0,60 от величины габаритного диаметра расширителя.

3. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что щелевое расходное уплотнение вала шпинделя в его корпусе выполнено по меньшей мере с одним продольным каналом на роторной втулке, закрепленной на валу шпинделя, и продольным каналом, выполненным на валу шпинделя.

4. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что вал шпинделя турбобура соединен с валом турбинной секции с помощью квадратной или шлицевой муфты, допускающей перекос осей вала шпинделя и вала турбинной секции.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5