Устройство для бурения

 

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к средствам для бурения стволов глубоких скважин. Устройство содержит долото, закрепляемое на валу-роторе турбобура, корпус которого с помощью переводников на резьбе крепится к штоку пресса, корпус которого на резьбе закрепляется на бурильной колонне. При этом в турбобуре устанавливается турбина, лопаточные венцы которой имеют профиль лопаток, атакуемые поверхности которых выполнены либо плоскими, либо слабовогнутыми. Над поршнем пресса размещаются одна или несколько пружин, которые одним своим концом упираются в поршень и упор штока пресса, а другим концом - в переводник корпуса пресса. При этом надпоршневая полость пресса гидравлически связана с пространством за его корпусом с помощью окон, а подпоршневая полость с внутренней полостью штока с помощью окон. Устройство позволяет осуществлять не только автоматическое изменение осевой нагрузки на долото при проходке горизонтальных участков стволов наклонно направленных скважин, но и в случае необходимости реверсировать подачу долота, отрывая его от забоя в случае его заклинок, что в целом позволит повысить производительность бурения. 5 ил.

Настоящее изобретение относится к техническим средствам, с помощью которых осуществляется бурение стволов глубоких скважин. В более узком подразделении таких средств - изобретение относится к забойным двигателям, на нижнем конце вала которых закрепляются долота, с помощью которых осуществляется бурение - углубление забоев нефтяных и газовых скважин.

Одна из сложнейших проблем, которая возникает при бурении наклонно направленных скважин с зенитными углами, превышающими значение в 50^o и, особенно, при бурении горизонтальных участков большой протяженности таких скважин - это осуществление поступательного движения бурильного инструмента с правильным дозированием осевой нагрузки на долото. При наличии значительных сил сопротивления движению инструмента, вызываемых не только силами трения бурильной колонны о подлежащую под нее стенку скважины, но и ее "карябанием" замковыми соединениями бурильных труб, проконтролировать осевую нагрузку на долото иногда вообще не удается, из-за чего весьма часты аварии с долотами. Из-за этого приходится ограничивать либо зенитный угол, либо длину горизонтальной секции такой скважины. Между тем уже сегодня существует необходимость проходки таких скважин с длиной горизонтальной части в 1000 - 6000 метров. Подавляющее большинство таких скважин, бурящихся в России, имеет длину горизонтальной секции от 100 до 400 метров.

Настоящее изобретение имеет целью не только правильное дозирование осевой нагрузки на долото, но и автоматическую подачу забойной компоновки низа бурильной колонны в процессе бурения с осуществлением реверса инструмента в тех случаях, когда вращающего момента турбобура не хватает для стабильного вращения долота. Особое значение наше изобретение имеет для случаев использования высоко моментоемких типов алмазных долот.

Известно устройство, осуществляющее автоматическую подачу забойной - наддолотной компоновки бурильной колонны за счет гидравлического усилия на поршень пресса забойного механизма подачи (см. С. Л. Залкин, Э.И.Тагиев "Двухствольное бурение нефтяных и газовых скважин", Гостоптехиздат, Москва - 1954 г., стр. 128 - 130).

Однако подобное устройство не может быть использовано в процессе турбинного бурения наклонных и горизонтальных участков стволов скважин с применением моментоемких типов алмазных долот, так как гидравлическая нагрузка на поршень механизма существенно превышает ту, которую может воспринять вращающий момент турбобура.

Наиболее близким аналогом нашего изобретения является устройство, описанное в патенте РФ N 2046174 "Устройство для бурения".

Однако, выполненное согласно формуле изобретения указанного патента устройство для бурения не может работать в скважинах с большими зенитными и, тем более, в горизонтальных стволах, так как тяговое усилие "вниз" создается за счет веса утяжеленных труб, который (вес) с ростом зенитного угла все в большей мере реализуется не на долоте, а на подлежащей под компоновкой стенке ствола скважины.

При создании настоящего изобретения нами была поставлена задача сконструировать "Устройство для бурения", которое могло бы успешно работать в наклонно-направленных скважинах на участках, где зенитный угол превышает значение в 50^o, а также в горизонтальных - конечных частях таких скважин.

При этом было необходимо в первую очередь отказаться от использования непосредственно за турбобуром тяжелых труб, так как именно их вес (в первую очередь) является тем фактором, который в максимальной степени увеличивал силы сопротивления движению бурильной колонны в бурящемся стволе; то есть они были основной причиной аварий с долотами и прихватами и затяжками колонны.

Сущность нашего изобретения заключается в том, что устройство для бурения (состоящее из армированного поликристаллическими алмазными пластинами или натуральным алмазным сырьем долота, закрепляемого на нижнем конце вала турбобура) имеет ротор, фиксированный в корпусе-статоре турбобура с помощью осевых и радиальных подшипников, при этом профили роторных и статорных лопаточных венцов ступеней давления турбины турбобура имеют специфический вид, обеспечивающий все возрастающие углы атаки на режимах их обтекания буровым раствором, располагающихся левее значения в 2/3-3/4 от режима холостого хода. Над верхним переводником корпуса-статора турбобура прикрепляется к нему полый шток гидравлического пресса, нижняя подпоршневая полость которого гидравлически сообщена через окна в штоке с внутренней полостью штока. От пространства за корпусом пресса шток изолирован с помощью сальников, размещающихся в ниппельной гайке и верхнем переводнике пресса. Надпоршневая полость пресса через окна в его корпусе гидравлически связана с пространством, располагающемся вне его корпуса. В надпоршневом пространстве пресса размещается одна или несколько пружин, которые одним своим концом опираются на корпусные упоры, а другим - в поршень и упор штока. К верхнему переводнику пресса на резьбе крепится бурильная колонна, включающая в свой состав как облегченные, так и утяжеленные бурильные трубы. Совокупность всех этих элементов нами именуется "Устройство для бурения", которое позволяет оптимизировать процесс бурения наклонно направленных скважин с любыми зенитными углами и в том числе при проходке горизонтальных участков стволов таких скважин.

Изобретение поясняется фигурами.

На фиг.1 дается общая компоновка инструмента, включающая "Устройство для бурения" в том положении, которое имеет место при бурении наклонно направленной скважины с выводом конечного отрезка ее ствола "на горизонталь"; на фиг. 2 - профиль лопаточных венцов статорных и роторных ступеней давления турбины турбобура; на фиг. 3 в безразмерных координатах приводится энергетическая характеристика турбобура; на фиг. 4 - общий вид пресса, шток которого на резьбе крепится к верхнему переводнику корпуса-статора турбобура, а верхний переводник - к бурильной колонне; на фиг. 5 - поперечный разрез пресса по месту сочленения его штока с ниппельной гайкой.

На фиг. 1 позицией 1 обозначено алмазное долото, которое на резьбе крепится к валу-ротору 2 турбобура, корпус-статор которого, позиция 3, своим верхним переводником 4 на резьбе крепится к штоку 5, имеющего возможность осевого перемещения в корпусе 6 пресса, который своим верхним переводником 7 на резьбе крепится к бурильным трубам 8, которые в свою очередь могут прикрепляться на резьбе к секции 9 утяжеленных труб, которые (в свою очередь) закреплены в нижней части бурильной колонны 10, располагающейся в вертикальной или слабонаклонной части ствола скважины.

В корпусе-статоре 3 турбобура неподвижно фиксируются статорные ступени давления турбины, профиль лопаточных венцов которых приводится на фиг. 2. Позицией II обозначены атакуемая поверхность лопаток 12 статорных ступеней давления турбины турбобура.

На той же фиг. 2 позицией 13 обозначена атакуемая поверхность лопаток 14 роторных ступеней давления турбины, которые неподвижно зафиксированы на валу-роторе 2 турбобура.

Стрелками "C" и "P" обозначено направление "атаки"; углами " " и " " - направление отсчета угла атаки.

Подобное выполнение лопаточных венцов ступеней давления турбины обеспечивает получение необходимой для соответствующей работы устройства для бурения энергетической характеристики турбобура.

В безразмерных координатах эта характеристика приведена на фиг. 3.

Верхний переводник 4 корпуса 3 турбобура на резьбе крепится к нижнему переводнику 15 штока 5, имеющего возможность осевого перемещения в корпусе 6 пресса (см. фиг. 4). Шток пресса имеет возможность перемещаться в осевом направлении относительно корпуса 6 в шлицевом соединении ниппельной гайки 16 (см. фиг. 5). Вместо шлицевого соединения может использоваться квадратное либо шестигранное соединение штока 5 и ниппельной гайки 16.

Цилиндрическая поверхность штока 5 уплотняется в ниппельной гайке 16 с помощью уплотнительного эластичного элемента 17, который отделяет пространства за корпусом 6 пресса.

Полость, расположенная под поршнем 18, гидравлическая сообщается с внутренней полостью 19 штока 5 с помощью "окон" 20.

Пространство, расположенное над поршнем 18, гидравлически связано с пространством за корпусом 6 пресса с помощью "окон" 21. В надпоршневом пространстве размещены пружины 22, которые одним концом упираются в поршень 18 и упор 23 штока 5, а другим концом - в упор 24 корпуса 6 и соединительного переводника 25 и в упорный торец переводника 7 корпуса 6 пресса.

В переводнике 7 имеются эластичные уплотнительные элементы 26, которые уплотняют верхнюю часть штока 5, закрывая гидравлическую связь пространства, располагающегося внутри переводника 7, от пространства, расположенного над поршнем 18.

При сборке пресса в корпусе 6 с помощью соединительного переводника 25 и ниппельной гайки 16 пружины 22 "заряжаются" на распорное усилие, не превышающее 10% от предельно достижимого; при этом выбирается не более 10% от возможного осевого хода пружин.

Работа устройства для бурения в горизонтальной части ствола скважины.

Устройство для бурения с алмазным долотом 1, прикрепленным на резьбе к валу-ротору 2 турбобура, подсоединяется на резьбе к нижней трубе сборки бурильных труб 8, которая в свою очередь прикрепляется на резьбе к секции 9 утяжеленных труб, которые в свою очередь крепятся к нижней трубе бурильной колонны 10. Вся эта последовательно соединяемая компоновка бурильной колонны спускается в бурящийся ствол скважины и весом секции 9 утяжеленных труб подается в горизонтальную часть ствола бурящейся скважины.

Понятно, что чем меньше вес сборки 8 бурильных труб, тем свободнее "ходит" инструмент в горизонтальной части ствола скважины. Поэтому эту часть бурильной колонны целесообразно комплектовать бурильными трубами из легких сплавов.

Долото 1 не доводится до фактического забоя и отстоит от него на 5 - 12 метров.

На верхнюю трубу секции 10 бурильных труб наворачивается ведущая труба или патрубок-переводник верхнего привода буровой установки; включаются насосы; поршень 18 пресса переводит шток 5 в положение "холостой ход", при этом пружина 22 позволяет поршню 18 пресса втянуть шток 5 в корпус 6 на величину в 100 - 300 мм. Бурильщик подает бурильный инструмент медленно и плавно к забою скважины и долото 1 без нагрузки "трогает" забой.

5 - 15 минут бурение осуществляется без нагрузки на долото - долото прирабатывается к забою скважины.

Затем бурильщик резко подает инструмент "к забою" на величину примерно в 300 мм.

Эта подача сопровождается дополнительным сжатием пружины 22, что с одной стороны ведет к росту нагрузки на долото, а, следовательно, к росту реализуемого на долоте вращающего момента и, как следствие, росту перепада давления на турбине турбобура (см. фиг. 3). Поршень 18 пресса увеличивает усилие сжатия пружины 22 до тех пор, пока нагрузка на шток 5 пресса (а следовательно, и на долото 1) не придет в соответствие с вращающим моментом, реализуемом на долоте. Дальнейшее бурение осуществляется за счет разжимания пружины 22 до тех пор, пока не будет выбран весь ее ход. После чего бурильщику следует снова подать инструмент "к забою" на величину порядка 300 мм. Момент, когда пружина 22 выбирает свой ход, фиксируется на манометре буровой установки, так как уменьшение вращающего момента, реализуемого на долоте, сопровождается ростом частоты его вращения, а следовательно, уменьшается перепад давлений в турбине турбобура. В случае внезапных заклинок долота в стволе скважины или при переходе долота из пропластка с относительно немоментоемкой породой в пропласток с более моментоемкой породой, шток 5 пресса автоматически отреверсирует турбобур, оттянув его от забоя. Бурильщик, следя за режимом работы турбобура по давлению на манометре буровой установки, может осуществлять непрерывную подачу инструмента. В этом случае поршень 18 пресса автоматически осуществляет более тонкое регулирование вращающего момента, которым загружается долото 1. Так, как процесс бурения забоя скважины и, особенно при использовании алмазных долот, сопровождается резкими колебаниями реализуемого на долоте вращающего момента, подпружиненный поршень 18 пресса устройства для бурения осуществляет также функцию амортизатора, а при относительно небольшом диаметре окон 21 в корпусе 6 и функцию гидродемпфера, что продлевает отказной срок службы узлов и деталей, а также и долота 1 устройства для бурения.

Формула изобретения

Устройство для бурения, включающее долото, закрепленное на валу-роторе, который зафиксирован в корпусе-статоре турбобура с помощью осевых и радиальных подшипников, турбину, ступени давления которой имеют лопаточные венцы, профиль лопаток которых имеет атакуемую поверхность, выполняемую плоской или слабо вогнутой, пресс со штоком, имеющим внутреннюю полость, гидравлически сообщенную с подпоршневой полостью пресса, надпоршневая полость которого гидравлически связана с пространством за корпусом пресса, присоединенным переводником к нижней трубе колонны бурильных труб, отличающееся тем, что шток пресса соединен с корпусом-статором турбобура, а в надпоршневой полости пресса размещены одна или несколько пружин, одна из которых одним концом упирается в поршень пресса, другим - в упор его корпуса, а вторая пружина размещена между упором на штоке пресса и упорным торцом переводника.

РИСУНКИ

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