Режим бурения турбинным турбинным способом.

В турбинном бурении энергия, предназначенная для разрушения породы, подводится к забою потоком бурового раствора. Генератором гидравлической энергии являются буровые насосы, преобразующие механическую энергию привода в гидравлическую энергию потока бурового раствора. Часть энергии потока теряется на преодоление гидравлических сопротивлений в нагнета­тельной линии, бурильных трубах, замках, долоте и затрубном пространстве. Оставшаяся часть энергии используется в турбине турбобура для преобразования в механическую энергию, которая затрачивается на процесс бурения.

П. П. Шумилов показал, что наибольшую гидравлическую мощность на турбине турбобура при неизменном максимальном давлении на выкиде буровых насосов можно получить при условии

рт = pо

где р_т— перепад давления в турбобуре; pо — давление на выкиде буровых насосов.

Так как в процессе бурения скважины гидравлические сопротивления в бурильных трубах, замках и кольцевом пространстве беспрерывно возрастают, то для обеспечения равенства (необходимо было бы по мере углубления скважины непрерывно снижать подачу насосов и соответственно изменять характеристику турбобуров таким образом, чтобы перепад давления на турбине, несмотря на уменьшение расхода жидкости, протекающей через нее, остался постоянным).

Практически характеристики турбобура можно изменять только ступенчато, применяя на различных участках скважины турбобуры неодинаковых типов. Подача буровых насосов регулируется также только ступенчато путем смены цилиндровых втулок. Основная задача проектирования режима турбинного бурения как раз и заключается в установлении режима работы буровых насосов, подборе типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для различных участков ствола скважины таким об­разом, чтобы получить наиболее высокие качественные и коли­чественные показатели бурения.

Правила эксплуатации турбобуров. Каждый новый турбобур, получаемый с завода, перед отправкой на буровую проходит проверку в турборемонтном цехе предприятия бурения. Проверяются крепления гайки, переводки, ниппеля и вращение вала. Турбобуры снабжаются предохранительным колпаком на валу и заглушкой в переводнике во избежание засорения и засорения и порчи турбины во время транспортировки и хранения.

Каждый турбобур имеет заводской паспорт в одном экземпляре и вкладную карточку, представляющую собой учетную карточку работы и ремонта турбобура. Перед спуском в скважину нового или поступившего из ремонта турбобура следует проверить его работу на поверхности. Для этого турбобур соединяют с ведущей трубой и проверяют плавность его запуска при производительности насосов, соответствующей нормальному режиму его работы.

Запускают буровые насосы при открытой пусковой задвижке. Затем задвижку постепенно перекрывают и следят за давлением на манометром. Хорошо собранный и отрегулированный турбобур запускается при давлением до 2 МПа. Проверяют также осевой люфт вала, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биение вала. Все данные опробования заносятся в буровой журнал. Если при опробовании обнаруживаются дефекты, турбобур в скважину не спускают.

В отдельных случаях, при отсутствии запасного турбобура, не вращающийся на поверхности турбобур все же спускают в скважину. Он может работать после того, как дана некоторая осевая нагрузка на долото. Если опущенный на забой турбобур работать все же не начинает, то его следует вращать («расхаживать») ротором, сохраняя нагрузку на забой. «Расхаживание» разрешается вести не более 20…30 мин. Контроль за нормальной работой турбобура на забое осуществляется на буровой по показаниям манометра и индикатора массы (веса).

При постоянной производительности насосов перепад давления в турбобуре с изменением режима его работы почти не меняется. Резкой снижение или повышение давления на нагнетательной линии указывает на ненормальную работу турбобура. О неполадках в турбобуре можно также судить по уменьшению принимаемой турбобуром осевой нагрузки и резкому снижению скорости бурения (если это не вызвано износом долотом). Для непрерывного контроля за скоростью вращения вала турбобура в процессе бурения скважин рекомендуется использовать турботахометр.

Снижение давления в нагнетательном трупопроводе вызывается уменьшением количества жидкости, поступающий в турбобур. Причиной этого могут быть:

неисправность буровых насосов (нарушение герметичности поршней, уплотнений клапанов, засасыванием насосом воздуха, засорение приемной сетки, уменьшение числа ходов насоса и т.д.)

утеки в резьбовых соединениях бурильных труб переводников.

Для проверки герметичности колонны бурильных труб следует при их подъеме каждые пять шесть свечей прокачивать буровой раствор. Повышение давления при прокачивании указывает на течь в одной из свечей, поднятой на последней партии. Если в трубах течи не обнаруживается, то проверяют турбобур (возможны течи переводнике турбобура). Резкое внезапное падение давление показывает, что произошла авария с переводником турбобура, срыв с резьбы замков или труб.

Давление чаще всего повышается из-за засорения каналов турбины турбобура. Для предотвращения этого при бурении и опробовании турбобуров устанавливают фильтры. Когда буровой раствор загрязнен, частицы шлама после прекращения циркуляции выпадают из бурового раствора и осаждаются на турбине. Если при включении насоса полностью закрыть пусковую задвижку, то шлам забьет турбобур.

Полностью закрыть задвижку следует после промывки в течении 5…10 мин. Аналогичное засорение турбины шламом произойдет, если во время бурения после выключения насосов сразу открыть пусковую задвижку. При этом возникает обратная циркуляция и осаждающийся на забой шлам засасывается в турбобур. Особенно часто это явление встречается при использовании воды в качестве промывочной жидкости. Для избежания засорения турбобура необходимо промывка перед остановкой насосов.

Очень часто бывают случаи, когда давление в нагнетательной линии не падает, а турбобур «не принимает» нагрузку. Причиной этого может быть заклинивание шарошек долота, большая сработка опор долота или неисправность турбобура, Чтобы выяснить причину ненормальной работы турбобура, поднимают бурильную колонну.

Турбины турбобура выходят из строя главным образом вследствие механического износа наружных. внутренних и торцовых поверхностей. Предупреждение износа турбин является одним из важнейших условий обеспечения эффективности работы турбобура.

После каждого рейса при подъеме турбобура необходимо проверять его осевой люфт. Для этого вал турбобура опирают на ствол ротора, у торца ниппеля на валу наносят риски, затем турбобур приподнимают и на валу точно так же наносят вторую риску. По расстоянию между рисками определяют величину осевого люфта, которую после каждого долбления заносят в суточный рапорт и передают по вахте. Допустимая величина осевого люфта неодинакова для турбобуров различных типов (3 до 8мм).

Не более чем через каждые два рейса в зависимости от условий бурения необходимо проверять и подкреплять машинными ключами резьбы ниппеля и перводника.