Новые решения в конструкции агрегатов реактивно-турбинного бурения

В процессе проектирования используются различные числовые справочные данные, которые могут быть представлены в виде таблиц, графических зависимостей и номограмм. Справочные данные хранятся в базе данных и используются на различных этапах расчетов. Кроме того, в базе данных хранятся справочные данные символьного типа, которые представляют собой, например, различные типы резцов, применяемых на струговых исполнительных органах, и др. Отдельную группу данных, находящихся в БД САПР СУ, составляют выходные данные. К этой группе относятся результаты расчетов различных вариантов силовых, режимных и конструктивных параметров для выбранных типов струговых установок. Эти данные при повторных расчетах могут быть выбраны в качестве базовых при расчете нового варианта проектируемой струговой установки с последующим изменением варьируемых параметров.

Кроме того, в БД должны храниться промежуточные данные, получаемые как результаты расчета одних прикладных модулей и одновременно являющиеся входными данными для других прикладных модулей. Промежуточные параметры составляют особую группу данных, которые необходимо сохранять в БД на протяжении всего сеанса работы с САПР СУ. База данных также должна содержать управляющие параметры для реализации сценария САПР СУ.

Для создания структуры базы данных необходима концептуальная модель данных, построение которой предполагает наличие таблицы с входными и выходными параметрами прикладных модулей САПР СУ, а также с указанием идентификаторов этих параметров. Такая таблица разработана и представлена в учебном пособии «Система автоматизированного проектирования струговых установок».

При автоматизированном проектировании данные могут вводиться как из БД, так и с внешних устройств компьютера. Причем на первом этапе в БД вводятся данные с клавиатуры компьютера, а затем движение этих данных организуется с помощью СУБД и управляющей программы САПР СУ. Обеспечение этой возможности достигается за счет выбора соответствующей структуры модулей всей САПР СУ. Для объединения компонентов САПР необходимо выбрать язык программирования, с помощью которого может быть реализована база данных и осуществлена ее связь с другими модулями программы [3].

Таким образом, взаимодействие между всеми модулями системы автоматизированного проектирования осуществляется через базу данных. Этим достигается реализация возможности многовариантного проектирования параметров струговой установки.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Горбатов В.А, Крылов А.В, Федоров Н.В. САПР систем логического управления. М., Энергоатомиздат, 1988.

2. Костин В.Н. Разработка системы автоматизированного проектирования (САПР). Часть 1. М., МГГУ, 2001.

3. Волкова Л.П, Разумов М.В., Костин В.Н. Создание САПР струговых установок на базе отраслевых методик, теоретических и экспериментальных исследований. - Сб. науч. тр. “Горный информационно-аналитический бюллетень”, № 12. - М., МГГУ, 2001.

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -----------------------------------------------------------------------------

Волкова Людмила Петровна - доцент, кандидат технических наук, Московский государственный горный университет. Костин Виталий Николаевич - доцент, кандидат технических наук, Московский государственный горный университет. Разумов Михаил Васильевич - доцент, Московский государственный горный университет.

© Ю.Н. Захаров, Ю.Н. Артемьева, 2003

УАК 622.24.054-82

Ю.Н. Захаров, Ю.Н. Артемьева НОВЫЕ РЕШЕНИЯ В КОНСТРУКЦИИ АГРЕГАТОВ РЕАКТИВНО-ТУРБИННОГО БУРЕНИЯ

педнее время в различных м и глубиной 1000 м и более. Та-

^лях промышленности ряда кие скважины необходимы для

растет потребность в водопонижения в обводненных

скважинах диаметром от 0,5 до 3 месторождениях полезных иско-

паемых, для вентиляции и вспомогательных целей на шахтах и рудниках, для бурения под кондукторы сверхглубоких нефтегазовых и разведочных скважин, для сооружения нефтяных шахт и других целей.

ВНИИБТ создал отечественный способ бурения таких скважин, основанный на использовании турбобура и получивший название реактивнотурбинного способа [1].

Разбуривание породы при РТБ производиться с помощью

забойного агрегата, состоящего из двух, трех или четырех параллельно работающих и жестко соединенных между собой турбобуров с долотами.

Нагнетаемая по трубам рабочая жидкость приводит во вращение валы турбобуров забойного агрегата с укрепленными на их концах долотами.

Агрегат вращается под действием сил реакции, в результате чего долота ограниченного размера разрушает всю площадь забоя большого диаметра.

Зона контакта долот с забоем очищается от выбуренной породы струями жидкости, выходящими из сопел долот. Вынос разбуренной породы осуществляется восходящим по стволу потоком жидкости или с помощью эрлифта при бурении стволов большого диаметра.

При работе агрегата с породой контактируют только периферийные венцы зубьев долот, что позволяет с ограниченной общей осевой нагрузкой создавать контактные напряжения, достигаемые даже при самых форсированных режимах турбинного бурения обычных скважин. Благодаря этому при бурении забойным агрегатом типа РТБ реализуется значительная мощность, и достигаются большие объемные и осевые скорости бурения скважин большого диаметра.

Небольшие осевые нагрузки, приходящиеся на каждое долото агрегата, увеличивают продолжительность работы опор шарошек, в результате чего применяемые в РТБ серийные долота более производительны и позволяют бурить в более крепких породах, чем при обычном турбинном бурении нефтяных скважин.

Крепление вспомогательных и вентиляционных скважин осуществляется сварными трубами из стального листа толщиной 10-20 мм с цементацией за-трубного пространства после спуска труб.

Опыт бурения способом РТБ показал его преимущество перед зарубежными и отечественными способами бурения скважин большого диаметра.

Главными достоинствами реактивно-турбинного способа бурения являются:

1) более низкая стоимость бурения

2) более высокая скорость бурения

3) вертикальность скважин большого диаметра

4) возможность бурения в более крепких породах.

Указанные преимущества позволяют считать, что способ РТБ представляет в настоящее время наиболее высокий уровень техники бурения скважин большого диаметра.

В последнее время, до широкого использования РТБ в строительстве водопонижающих скважин и вентиляционных стволов большого диаметра, применялось ударно-канатное и роторное бурение многошарошечными расширителями. Данный способ по своей эффективности значительно уступает реактивно-турбинному способу бурения из-за больших энергозатрат, материальных ресурсов и низкой производительности труда.

Опыт бурения водопонижающих скважин в Донецком бассейне и вентиляционных стволов на шахтах Кемерово при использовании буровых установок «Уралмаш-3Д» и Бу-75БрЭ, которые применяются и при роторном способе, показал высокую эффективность ро-торно-турбин-ного способа за счет уменьшения сроков строительства скважин, а также снижения осложнений, вызываемые геологическими причинами, и упрощением конструкции скважины, которые при роторном бурении имеют сложную многоступенчатую форму.

Опыт применения реактивно-турбинных агрегатов при строительстве водопонижающих и вентиляционных стволов и эксперименты, проводимые в процессе их бурения, показали, что увеличение эффективности использования РТБ возможно за счет использования повышенных расходов насосных агрегатов, больших осевых нагрузок и регулирования потока промывочной жидкости между

турбобурами, входящими в агрегат.

Увеличение расходов промывочной жидкости можно обеспечить за счет применения бурильных труб большого диаметра, что приведет к невозможности механизации их свинчивания и, как следствие, к увеличению сроков строительства скважины, или за счет применения специальных

струйных аппаратов, увеличивающих циркуляцию внутри скважины в пределах установки РТБ, а также применения турбобуров с падающей к тормозу характеристикой давления или с турбиной с повышенными радиальными зазорами, что позволит перераспределять поток между турбобурами в зависимости от нагрузки на долото и понизить число оборотов турбобура.

Для обоснования этих методов рассмотрим некоторые основы работы реактивнотурбинных агрегатов.

Достаточный для работы агрегата РТБ большого диаметра расход рабочей жидкости не может обеспечить скорости восходящего потока в затруб-ном пространстве ствола большого диаметра для выноса крупных кусков разбуренной породы.

Если в обычном турбинном бурении поток рабочей жидкости совмещает функции энергоносителя и транспортировщика породы, то при РТБ стволов большого диаметра эти функции несовместимы. Для очистки забоя от выбуренной породы и выноса ее на поверхность при бурении скважины большого диаметра существуют специальные приемы и средства: центральный или периодический эрлифт, эрлифт через дополнительную скважину,

аэризация потока, шламоулови-тели. Основным назначением потока рабочей жидкости при РТБ является подвод к агрегату мощности, достаточной для его устойчивой работы. Дополнительными функциями являются эффективная очистка и охлаждение рабочих частей долот.

Значительной статьей расхода в затратах на бурение стволов способом РТБ является оплата за установленную мощность буровой установки, зависящую при ограниченных размерах труб, в основном от производительности насосов. Поэтому применяемые в агрегатах турбины должны обеспечивать эффективную работу забойного агрегата при ограниченных расходах потока рабочей жидкости.

Таким образом, турбины для забойных агрегатов РТБ должны обеспечивать: 1.) достаточную величину эффективной мощности; 2.) возможно больший вращающий момент на валу; 3.) ограниченный расход жидкости; 4.) возможно меньшую установленную мощность насосов; 5.) ограниченный осевой габарит турбобуров.

Эффективную мощность турбобуров забойного агрегата можно повысить, увеличив абсолютную величину подводимой к забою гидравлической мощности, однако параметры этой мощности должны быть подчинены перечисленным выше требованиям рациональных режимов бурения, определяющим повышенную проходку за рейс агрегата и сокращение стоимости бурения.

Турбобуры со струйными аппаратами, также как и турбобуры с высоколитражной турбиной или со ступенями гидродинамического торможения, относятся к низкооборотным типам забойных двигателей. В отличие от последних, турбобуры со струйными аппаратами в одинаковом числе секций обладают значительно большим вращающим моментом.

Турбобур со струйным аппаратом представляет собой агрегат, состоящий из турбобура с наклонной линией давления типа А и струйного аппарата, устанавливаемого непосредственно над турбобуром в виде приставки длиной 1 м.

Струйные аппараты по своему назначению подразделяются на аппараты клапанного и подсасывающего типов.

Tаблица 1

Глубина скважины Коэффициент передачи гидравлической мощности на забой, К

без струйного аппарата со струйным аппаратом

2000 0,50 0,52

З000 0,40 0,49

4000 0,33 0,47

6000 0,25 0,45

11300 0,15 0,40

15000 0,117 0,38

Конструктивным отличием этих аппаратов является различно исполнение их камер, а также различное соотношение диаметральных размеров проточных каналов сопла и камеры.

Струйные аппараты клапанного типа осуществляют регулирование расхода жидкости через турбину турбобура в зависимости от режима его работы. При этом по мере снижения скорости вращения вала, расход жидкости, проходящий через турбину, увеличивается и на тормозном режиме становятся равным расходу, подаваемому буровыми насосами Он. Заметим, что сброс части расхода жидкости на рабочем режиме, когда запас вращающего, момента равен приблизительно половине тормозного момента, не превышает 5-10%.

Процесс регулирования расхода жидкости, позволяющий снизить скорость вращения вала турбобура в 1,5-2 раза, практически не приводит к снижению КПД турбобура в целом, т.к. КПД струйного аппарата данного типа составляет порядка 90%, а указанный сброс части расхода жидкости сопровождается уменьшением перепада давлений в турбобуре.

Таким образом, преобразование характеристики турбобура с наклонной линией давления при автоматическом регулировании расхода жидкости через его турбину аппаратом клапанного типа идет в направлении снижения скорости вращения и перепада давлений при сохранении вращающего момента. Моментная характеристика становится прогнутой, что обуславливает повышенную устой-

чивость работы турбобура на низких оборотах [2]. Область наиболее эффективного применения турбобуров со струйными аппаратами клапанного типа характеризуется средними глубинами до 2500-3000 м, когда коэффициент передачи гидравлической мощности на забой

к _ №тт

'Г - “

N

H , где NTT и Nh, гидравлические мощности соответственно турбобура и буровых насосов, больше 0,5 [3].

С увеличением глубин бурения, КТ уменьшается до 0,4-0,1. В этом случае наиболее целесообразно применение с турбобурами струйных аппаратов подсасывающего типа.

Струйные аппараты подсасывающего типа обладают способностью подавать в турбобур увеличенный расход жидкости по сравнению с нагнетаемым буровыми насосами Он, за счет подсоса дополнительного количества жидкости Q0 непосредственно в призабойной зоне [2]. Данные струйные аппараты обладают КПД от 40 до 75% в зависимости от величины относи-

q _

Qo_

Qh

тельного подсоса . При

работе совместно с турбобуром с наклонной линией давления величина подсоса 00 меняется в зависимости от скорости вращения вала, т.е. струйные аппараты подсасывающего типа выполняют также и функцию регулирования.

В условиях бурения, характеризующихся коэффициентом передачи гидравлической мощности на забой меньшим 0,5, применение струйного аппарата подсасывающего типа с турбо-

бурами, помимо улучшения характеристики, позволяет существенно увеличить коэффициент передачи гидравлической мощности на забой [3].

В табл. 1 приведены данные по коэффициентам передачи гидравлической мощности на забой с использованием струйного аппарата подсасывающего типа и без него в зависимости от глубины бурения для следующих условий: бурильные

трубы - 140x8 мм, замки 3Ш, турбобур 3ТСШ71/2” (327 ступеней), долото 214 мм.

Из данных, приведенных в таблице, следует, что благодаря применению в турбобуре струйного аппарата подсасывающего типа можно существенно увеличить крутящий момент и крутизну линии момента турбобура или же, что также важно, соответственно уменьшить затраты мощности на буровых насосах.

Уменьшение коэффициента передачи гидравлической мощности, связано не только с ростом глубины бурения, но также с повышением КПД и литражно-сти турбины турбобура. Так, например, при увеличении КПД турбины в обычном турбобуре с 40 до 66,5% (в 1,66 раза) КТ уменьшается в 1,43 раза, при М • п М„

этом величина н , характеризующая эффективность передачи мощности от буровых насосов к породоразрушающему

Таблица 2

КПД турбины, % Без струйного аппарата Со струйный* аппаратом

Кт М  п Ыт Кт М  п Ыт

40 0,357 0,143 0,48 0,192

50 0,307 0,154 0,46 0,230

66,5 0,250 0,166 0,45 0,300

инструменту (коэффициент механической мощности на долото), увеличивается всего в 1,16 раза.

Как видно из табл. 2, применение струйного аппарата значительно улучшает условия передачи механической мощности на долото. Величина коэффициента передачи механической

М • п

мощности на долото т в этом случае увеличивается практически пропорционально увеличению КПД турбины турбобура.

Приведенные данные показывают, что турбины, изготовленные методом точного литья, имеющие повышенное значение КПД более эффективны при их использовании в турбобуре со струйным аппаратом.

У высоколитражных турбин, изготовленных точным литьем, при снижении частоты вращения, для сохранения постоянным крутящего момента и числа ступеней турбины, необходимо

увеличивать подаваемый расход жидкости.

При этом одновременно со снижением перепада давлений на турбобуре, увеличиваются потери давления в гидравлическом тракте скважины, что приводит вместе со снижением КТ к ухудшению буримости пород за счет роста дифференциального давления на забое. Использование струйного аппарата позволяет не только улучшить буримость пород, благодаря снижению расхода жидкости, прокачиваемой по стволу скважины, но и значительно увеличить крутящий момент на долоте.

Широкие возможности регулирования скорости вращения долота, высокий вращающий момент, позволяющий вести бурение при высоких осевых нагрузках, рациональная передача мощности от буровых насосов к забою характеризуют турбобуры со струйными аппаратами как эффективные забойные двигатели для реактивнотурбинного бурения скважин.

1. Реактивно - турбинное бурение, под ред. Г.И.Булаха, изд-во «Недра» - М.1967.

2. Иоанессян Р.А. Новые направления развития конструкций турбобуров и технологии турбинного бурения. Труды ВНИИБТ, вып. XXII, Изд-во «Недра», - М.1969.

------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

3. Врудный-Челядинов Р.А, Иоанессян Ю.Р. Некото-

рые вопросы теории применения струйных мультипликаторов расхода в турбобуре. Труды ВНИИБТ, вып. XXII, Изд-во «Недра» - М.1969.

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ

Захаров Юрий Никитович - доктор технических наук, академик МАМН, профессор, декан Горного факультета, зав. кафедрой «Техника и технология нефтегазового производства» , Московский государственный открытый университет. Артемьева Юлия Николаевны - аспирант, Московский государственный открытый университет.