История развития турбинного бурения

СОДЕРЖАНИЕ

Введение ……………………………………………………………………………………….2

Изобретение турбобура ……………………………………………………………………….3

Американские разработки турбобура ………………………………………………………..3

Второй этап развития конструкции  турбобура ……………………………………………..3

30-е годы ХХ в ………………………………………………………………………………..4

40-е годы ХХ в ………………………………………………………………………………..4

50-е годы ХХ в ………………………………………………………………………………..5

60-е годы ХХ в ………………………………………………………………………………..5

70-80-е годы ХХ в …………………………………………………………………………….6

ГЗД …………………………………………………………………………………………….8

Современная конструкция  турбобура ………………………………………………………10

Послесловие …………………………………………………………………………………..11

Вывод ………………………………………………………………………………………….12

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ ТУРБИННОГО БУРЕНИЯ

Введение 

    В течение многих десятилетий применение турбинного способа составляло около 80 процентов от общего объема проходки. Известные преимущества турбинного бурения заключались в значительном росте скорости бурения по сравнению с другими способами, а также в существенной экономии затрат на дорогостоящие высокопрочные бурильные и утяжеленные трубы.    

Ещё в 70-х гг. 19 в. появились предложения по созданию забойных двигателей, то есть размещению двигателя непосредственно над буровым долотом у забоя буримой скважины. Созданием забойного двигателя занимались крупнейшие специалисты во многих странах, проектируя его на принципе получения энергии от гидравлического потока, позднее — на принципе использования электрической энергии. В 1873 американский инженер Х. Г. Кросс запатентовал инструмент с гидравлической одноступенчатой турбиной для бурения скважин. В 1883 Дж. Вестингауз (США) сконструировал турбинный забойный двигатель. Эти изобретения не были реализованы, и проблема считалась неосуществимой. В 1890 бакинский инженер К. Г. Симченко запатентовал ротационный гидравлический забойный двигатель. В начале 20 в. польский инженер Вольский сконструировал быстроударный забойный гидравлический двигатель (так называемый таран Вольского), который получил промышленное применение и явился прототипом современных забойных гидроударников.

   В начале XX века вращательный способ бурения нефтяных скважин практически полностью вытеснил распространенный в то время ударный способ. Долото, похожее на «рыбий хвост», прикреплялось на резьбе к нижней части колонны бурильных труб и приводилось во вращение с поверхности специальным устройством – ротором. Этот способ передачи мощности долоту через длинную и гибкую бурильную колонну позволил значительно увеличить скорость бурения скважин, хотя и имел очевидные недостатки, главным из которых была частая поломка труб. Примерно в то же время возникла идея установить двигатель для передачи вращения непосредственно над долотом. Активные попытки создания гидравлического забойного двигателя для вращательного привода долота при бурении скважин предпринимались как у нас в стране, так и за рубежом. Но к серьезным практическим результатам вначале они не приводили.

 

 

 

 

 

 

 

 

Изобретение турбобура     

История развития турбинного способа бурения по существу начинается с 1923 г., когда в Советском Союзе  М.А. Капелюшниковым, С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым был изобретен, изготовлен и применен на практике одноступенчатый редукторный турбобур, примененный двумя годами позже для бурения в Сураханах. Частота вращения выходного вала этого турбобура составляла от 15 до 30 об/мин (0,25-0,5 с-1). Однако для создания достаточной для бурения величины крутящего момента приходилось срабатывать в одной ступени турбины значительный перепад давления. Поэтому скорость течения бурового раствора между лопатками была очень большой и в зависимости от расхода составляла от 60 до 70 м/с. Это вызывало интенсивный эрозионный износ проточной части турбины и снижало эффективность турбобура. Низкой была также и долговечность маслонаполненного зубчатого редуктора. Наработка на отказ турбобура Капелюшникова в среднем не превышала 10 ч. Тем не менее, этот турбобур в течение десяти лет довольно успешно конкурировал с начинающим тогда развиваться роторным способом бурения.

Американские  разработки турбобура    

В 1924 г. инженером американской компании “Standard Oil” С. Шарпенбергом был создан первый многоступенчатый безредукторный турбобур. Он имел турбину осевого типа, состоящую из 20-ти ступеней, с частотой вращения от 1500 до 4500 об/мин (25-75 с-1). Однако результаты промышленных испытаний этого турбобура были отрицательными. В 1938 г. Шарпенберг повторил опыты, но также безуспешно.     

В 1927 г. американец Диль разработал и испытал турбобур, представлявший собой аналог советского турбобура Капелюшникова и др. Однако результаты опытного бурения оказались неудовлетворительными. Турбинное бурение проигрывало роторному по стоимостным показателям. С тех пор серьезных попыток создания новых конструкций турбобуров в США не предпринималось.     

В то же время, в Советском  Союзе проводились интенсивные  исследования по совершенствованию  редуктора и турбины. Однако в  начале XX века они не привели к  созданию надежной работоспособной  конструкции и к 1933 г. турбинное  бурение в нашей стране было полностью  вытеснено роторным.

Второй  этап развития конструкции турбобура    

Началом нового этапа в  развитии конструкций турбобуров явилось  создание в 1934 – 1935 гг. в Экспериментальной  конторе турбинного бурения Азнефти (ЭКТБ) талантливыми советскими инженерами П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом безредукторного турбобура с многоступенчатой турбиной. Принципы, заложенные в эту конструкцию, стали основой для дальнейшего развития турбобуростроения, а теоретические разработки и положения авторов безредукторного многоступенчатого турбобура позволили создать современную теорию турбинного бурения.     

Эти турбобуры имели 64, а  затем и 100 ступенчатую турбину  и осевую опору качения, работающую в смазке. Герметизация картера подшипника осуществлялась резиновыми сальниками. Масло подкачивалось с помощью  лубрикаторов. Однако такая конструкция  опоры турбобура оказалась недолговечной.     

Принципиально новой опорой, также созданной в ЭКТБ, явилась  многоступенчатая резинометаллическая  пята скольжения, работающая в среде  бурового раствора. Наработка турбобура  на отказ увеличилась до 50 ч и  более. Важным достижением явилась  также разработка технологии литья  ступеней осевых турбин, вначале из ковкого чугуна, а затем из стали. Благодаря этому турбобур превратился  в простую и надежную конструкцию, обладающую высокими эксплуатационными  показателями. В дальнейшем был создан целый ряд односекционных забойных машин типов Т12, Т14, Т19, имеющих  межремонтный период от 50 до 100 ч.     

Рассматривая историю  появления турбинного способа бурения  в Советском Союзе, необходимо иметь  в виду, что развитие нефтяной отрасли  в то время шло по пути резкого  наращивания скоростей бурения  при относительно слабом техническом  оснащении процесса строительства  скважин. В довоенные годы страна не располагала необходимым количеством  высокопрочных бурильных и утяжеленных  труб, а также другим оборудованием. Низкое качество бурильного инструмента  было основной причиной многочисленных аварий, что также способствовало широкому внедрению турбобуров, при  использовании которых поломки  труб практически исключались. Изобретение  тогда же способа проводки наклонно-направленных скважин турбобурами окончательно закрепило лидирующее положение  турбинного бурения в СССР.

30-е годы XXв.     

С конца 30-х годов, доля высокооборотного турбинного бурения резко увеличивается, а с середины 50-х годов оно  занимает доминирующее положение, которое  сохраняется и в настоящее  время. Низкооборотные способы и  средства бурения – роторный и  винтовой забойный двигатель, в сумме  составляют сегодня около 20 % от общего объема проходки.     

Большое влияние на конструкции  и характеристики современных турбобуров оказало появление трехшарошечных долот для бурения скважин. Основная причина этого заключалась в том, что моментоемкость трехшарошечных долот была значительно меньше, чем у безопорных долот истирающе-режущего типа, которые в то время были широко распространены. Можно утверждать, что именно сочетание турбобура с маломоментными трехшарошечными долотами, а также открытие и широкая разработка в регионе Урала и Волги большого числа нефтяных месторождений («Второе Баку»), основная часть разреза которых была представлена твердыми карбонатными породами, привели к тому, что турбинный способ стал основным при проводке скважин в СССР.     

Первые советские турбобуры  имели повышенные частоты вращения – порядка 600 – 1200 об/мин (10-20 с-1). Это позволяло получать высокие значения механических и рейсовых скоростей проходки. При бурении относительно неглубоких скважин (до 2000 м) турбинный способ обеспечивал повышенный темп углубления по сравнению с роторным и даже выигрывал у него по проходке на долото. Последнее обстоятельство объяснялось в основном низкой стойкостью трехшарошечных долот старых конструкций.

40-е годы ХХв.

    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.

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

50-е годы XXв.

    В начале 50-х гг. в связи с ростом глубин бурения стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из 2 – 3 секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции. В дальнейшем, с целью упрощения эксплуатации турбобуров, осевая опора была вынесена в отдельную секцию – шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену наиболее быстро изнашиваемого узла турбобура – его осевой опоры, непосредственно на буровой.

    Секционные шпиндельные турбобуры типа 3ТСШ1 в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами нашей страны. Они широко применяются для бурения скважин в Западной Сибири, Урало-Поволжье и других районах массового бурения. Важной особенностью конструкций этих турбобуров является принцип унификации, предусматривающий возможность использования в турбобуре турбин и опор любого типа соответствующего габаритного размера. В турбинных секциях могут быть установлены как быстроходные, так и тихоходные ступени турбин. В шпиндельных секциях резинометаллическая осевая опора скольжения может быть заменена многорядным подшипником качения.

    В конце 50-х гг. во Всесоюзном научно-исследовательском институте буровой техники – ВНИИБТ, были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или глинистых растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что в свою очередь снижало эффективность турбинного способа бурения. Особенно сильно это проявлялось в районах глубокого бурения и в скважинах с высокими забойными температурами. Турбинное бурение здесь было почти полностью вытеснено роторным.

60-е годы XXв.

    В начале 60-х гг. Р.А. Иоаннесяном, Д.Г. Малышевым, Ю.Р Иоанесяном и Б.В. Кузиным была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двустороннего действия. Турбобуры типа АШ диаметром 164, 195 и 240 мм с шаровой опорой серии 128700 в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами. Их конструкции также унифицированы с конструкциями серийных турбобуров типа ТСШ1.

    В конце 60-х гг. М.Т. Гусманом, Г.М. Никитиным, А.И. Агеевым и др. была создана амортизированная осевая шаровая опора типа ШШО, которая широко применялась в шпинделях серийных турбобуров диаметром 172 и 195 мм.

   Огромное значение для дальнейшего развития турбинного бурения имело открытие и начало массового разбуривания нефтегазовых месторождений в Западной Сибири («Третье Баку»). Геологический разрез здесь был представлен в основном мягкими и малоабразивными породами. Продуктивные пласты залегали на небольшой глубине – от 2000 до 3000 м. В связи с внедрением кустового метода разработки месторождений все скважины проектировались наклонно-направленными. Поэтому, специально для этих условий во ВНИИБТ М.Т. Гусманом, Г.М. Никитиным, В.П. Шумиловым, Б.Д. Малкиным и др. были разработаны турбобуры с высоколитражными турбинами «точного литья» 3ТСШ1-195 ТЛ, которые стали основным техническим средством, позволившим достичь наивысших скоростных показателей бурения скважин в нашей стране. Были также разработаны различные типы турбобуров – отклонителей, центраторов, стабилизаторов и другой техники для эффективной проводки наклонных скважин.

   Широкое применение турбинного способа бурения при разработке нефтегазовых месторождений Западной Сибири позволило в кратчайшие сроки построить огромное количество работающих скважин и довести добычу нефти в нашей стране до 650 млн. тонн в год. Показатели турбинного бурения также впечатляли: средняя механическая скорость проходки составляла более 50 м/ч, коммерческая скорость бурения по лучшим буровым бригадам – более 10000 м.ст/мес, проходка на одну буровую бригаду – более 100 тысяч метров в год.