Оглавление

Введение. 3

1.ОБЩИЙ РАЗДЕЛ.. 4

1.1. Назначение, основные  условия эксплуатации забойных двигателей. 4

1.2  Виды и технические параметры забойных двигателей. 5

1.3 Совершенствование конструкции турбобуров. 10

2.ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.. 15

2.1. Характеристика месторождения. 15

2.2 Конструкция и принцип действия забойного двигателя. 16

2.3 Дополнительные узлы забойного двигателя. 30

3.ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ.. 35

3.1 Анализ причин выхода из строя забойных двигателей. 35

3.2 Подготовка двигателя к эксплуатации. 36

3.3 Контроль работы двигателя в скважине. 40

3.5 Характеристика повреждений забойных двигателей. 41

3.6 Охрана труда и окружающей среды.. 45

3.8 Экономическое обоснование внедрения исследуемой технологии. 50

ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЕ. 53

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.. 54

Введение

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели, преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. Общепризнанно, что эффективный забойный двигатель, подобранный под буровое долото и пласт, обеспечивает лучшую скорость проходки, чем роторное бурение.

Отечественные забойные двигатели были изобретены более 50 лет назад и за это время прошли эволюционный путь развития, превратившись в эффективное техническое средство для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

Однако в связи с появлением новых технологий (горизонтальное и многозабойное бурение, колтюбинг, бурение на депрессии, на обсадной колонне), породоразрушающего инструмента и бурового оборудования актуальными становятся разработки, направленные на дальнейшее совершенствование технологий бурения с забойными двигателями, их характеристик и способов управления.

Объект исследования: Забойные двигатели

Предмет исследования: Виды забойных двигателей, критерии их применения

Цель исследования: Изучить виды забойных двигателей, критерии их применения.

Задачи исследования:

1. Раскрыть назначение, основные условия эксплуатации забойных двигателей.
2. Изучить конструкцию и принцип действия забойного двигателя.
3. Провести анализ причин выхода из строя забойных двигателей.

Структуру работы: Настоящая работа состоит из введения, трех глав, выводов и практических рекомендаций и списка использованной литературы.

1.ОБЩИЙ РАЗДЕЛ

1.1. Назначение, основные  условия эксплуатации забойных двигателей

Идея создания забойного привода долота для проходки скважин базировались прежде всего на возможности эффективного решения следующих задач:

• снижение аварийности с бурильными трубами за счет облегчения условий их работы;
• обеспечение роста показателей работы долот за счет улучшения использования мощности на разрушение породы.

В дальнейшем забойный привод оказался незаменимым инструментом для осуществления проходки искривленных участков, а также корректировки траектории движения забойной компоновки [1].

В технике бурения известны различные забойные двигатели. Между собой они отличаются как по характеру движения, сообщаемого долоту, так и по виду анергии (рабочего тела), подводимой к двигателю и преобразуемой в нем в механическую работу.

В основном это гидравлические и электрические двигатели (электробуры) – погружные вращатели. В практике бурения неглубоких скважин достаточно широко применяются погружные машины ударного действия – пневмоударники и гидроударники.

Оборудование можно условно подразделить на несколько видов:

• вращательные;
• ударные;
• пневматические;
• гидравлические (объемного типа и гидродинамические);
• электронные.

Энергия проходит по колонне, расположенной в середине бурильной трубы посредством использования специального типа кабеля.

Применение забойного двигателя способствует повышению скорости выполнения рабочего процесса, уменьшению стоимости рабочего процесса, понижения затрат энергии, уменьшает возможность возникновения аварийных ситуаций.

Стоит также отметить довольно высокий показатель эффективности эксплуатации забойных двигателей при их использовании для бурения скважин.

В бурении на нефть и газ широкое применение нашли гидравлические забойные двигатели (ГЗД), приводящие долота во вращательное движение. С их помощью осуществляется порядка 85 % всей проходки глубоких скважин в России.

В настоящее время отечественными машиностроительными заводами выпускаются три вида гидравлических забойных двигателей:

• турбинные забойные       двигатели       (турбобуры)      различного конструктивного исполнения;
• винтовые забойные двигатели;
• турбинно-винтовые забойные двигатели.

1.2  Виды и технические параметры забойных двигателей

Винтовые забойные двигатели. Применение низкооборотного бурения в конце прошлого и начале нынешнего веков приносит ощутимый эффект, и это способствует развитию винтовых забойных двигателей (ВЗД) и темпам его внедрения. Высокие темпы внедрения ВЗД отмечены в начале 21 века, так, например, если в 2000 г. доля бурения скважин с использованием ВЗД составляла всего 9-12%, то в 2003 г. уже 40-50% [2].

Винтовые забойные двигатели предназначены для бурения наклонно- направленных, глубоких, вертикальных, горизонтальных и других скважин. Так же применяется для разбуривания песчанных пробок, цементных мостов, солевых отложений и т.д.

Диаметр винтовых забойных двигателей обычно составляет 54-230 мм и применимы в бурении и капитальном ремонте скважин.

Винтовые забойные двигатели так же имеют в своем составе [3]:

• Шарошечные долота
• Безопорные долота
• Бурильные головки (обеспечивают требуемый зазор мажду корпусом двигателя и стенками скважин)

ВЗД эксплуатируются при использовании буровых растворов плотностью не более 2000 кг/м3, включая аэрированные растворы (и пены при капитальном ремонте скважин), с содержанием песка не более 1 % по весу, максимальным размером твердых частиц не более 1 мм, при забойной температуре не выше 373 К.

По принципу действия ВЗД является объемной (гидростатической) машиной, многозаходные рабочие органы которой представляют собой планетарно-роторный механизм с внутренним косозубым зацеплением.

Классификация винтовых забойных двигателей по применению пред-

ложена Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко и А.Н. Гноевых по 17 признакам [3].

Рисунок 1 – Общий вид винтового забойного двигателя:

1 – осевой подшипник; 2 – твердосплавная радиальная опора; 3 – центратор; 4 –

противоаварийный бурт.

 

На сегодняшний день различают 7 классификаций:

• Двигатели общего назначения: для бурения вертикальных скважин.
• Секционные винтовые забойные гидравлические двигатели.
• Двигатели для ремонта скважин и бурения дополнительных стволов.
• Двигатели для прокладки подземных коммуникаций и специфических технологий (например, для бурения на колтюбинге).
• Двигатели для отбора керна.
• Турбовинтовые двигатели.
• Двигатели с разделённым потоком.

В настоящее время винтовые героторные двигатели являются практически единственным типом объемных гидравлических двигателей, которые сравнительно долговечны при перекачивании жидкостей, содержащих механические примеси и не обладающие смазывающими свойствами. Это достигается за счет особенностей принципа действия и конструктивного исполнения рабочих органов.

• Двигатели для ремонта скважин и бурения дополнительных стволов. Многообразие технологических задач привело к созданию гаммы типоразмеров машин этого класса в диаметральном габарите от 43 до 127 мм.

Эти двигатели повсеместно используются как при разбуривании цементных и песчаных пробок, для райбирования и фрезерования эксплуатационных колонн, так и при бурении боковых стволов;

• Двигатели для прокладки подземных коммуникаций и специфических технологий (например, для бурения на колтюбинге).

Рисунок 2 – Винтовой забойный двигатель типа Д.

Односекционные ВЗД типа Д [3] включают двигательную и шпиндельную секции и переливной клапан, корпусы которых соединяются между собой с помощью конических резьб (рисунок 2).

Рабочими органами двигательной секции являются многозаходные винтовые ротор и статор. Статор изготавливается из стали, внутри него размещена (привулканизирована) обкладка из резины с левыми зубьями. На внешней поверхности статора также имеются левые зубья. Количество зубьев ротора и статора отличаются на единицу (у статора на один меньше). Количество винтовых линий должно быть пропорционально числу зубьев.

Турбинные забойные двигатели. Современный турбобур имеет конструктивную схему, представленную на рисунке 4 [3].

При установке в турбинную секцию осевая опора выполняется проточной, а в шпиндельную секцию – непроточной. Последние помимо восприятия осевой нагрузки выполняют также функцию уплотнения выхода вала.

Для работы турбобура при температурах выше 110 оС используются шарикоподшипники. Такая конструкция также способствует более легкому пуску турбобура.

Средними (или радиальными) опорами называют валы турбинных секций, обеспечивающих центровку. Если турбобур не имеет шпиндельной секции, то функцию центрирования и уплотнения выполняет ниппель в нижней части вала.

Конусно-шлицевое соединение применяется в качестве разъемного соединения валов секций между собой, для чего концы соединяемых валов оснащаются соответствующими полу муфтами.

Переводники секций имеют две резьбы, одна из которых используется для крепления деталей в корпусе, а другая – дня соединения секций турбобура между собой.

Применяемые в турбобурах наддолотный и буровой переводники служат используются для присоединения турбобура и породоразрушающего инструмента к бурильной колонне.

 

 

Рисунок 4 – Турбобур:

1 – вал; 2 – втулка нижней опоры; 3 – шпонка, 4 – упорная втулка; 5 – уплотнительное кольцо; б – ротор; 7 – статор; 8 – средняя опора; 9 – втулка средней опоры;

10 – уплотнительное кольцо; 11 – регулировочное кольцо; 12 – диск пяты; 13 – кольцо пяты; 14 – подпятник; 15 роторная гайка; 16 – колпак; 17 – контргайка; 18 – корпус; 19 – втулка корпуса; 20 – переводник; 21 – регулировочное кольцо; 22 – ниппель; 23 – переводник вала

Валы турбинной и шпиндельной секций являются несущими элементами конструкции. На валу турбинной секции закрепляются роторы турбины и втулки средних опор, а на валу шпиндельной секции – диски и кольца осевой опоры и втулки нижней опоры. Крепление деталей вызывает растяжение вала.

Основными требованиями, предъявляемыми к турбобурам, используемым при бурении на нефть и газа, являются [2,3]:

• достаточный крутящий момент;
• устойчивая работа при низких частотах вращения;
• долговечность, и высокая проходку за рейс;
• постоянная энергетическая характеристика;
• независимость энергетической   характеристики  от   температуры  и давления;
• независимость от   реологических   свойств   бурового  раствора,  и присутствия в нем добавок и наполнителей;
• гашение вибрации бурового инструмента;
• экономический эффект.

В настоящее время производится массовый выпуск турбобуров различными отечественными и зарубежными производителями, с различными конструкциями и типоразмерами.

1.3 Совершенствование конструкции турбобуров

Развитие турбинного бурения и расширение областей его применения потребовали разработки новых конструкций турбобуров для наклонного бурения.

В современных серийных турбобурах вращающиеся моменты ротора и статора передаются на вал и на корпус силами трения на зажатых торцах дисков. Необходимые сжимающие усилия дисков ротора и статора находятся в прямой связи с максимальным вращающим моментом турбины, возникающим при тормозном режиме. Если величина сжимающегося усилия недостаточна, то под действием струи возможно проворачивание дисков одной системы относительно другой. Такое проворачивание абсолютно недопустимо, так как оно приводит к нарушению важных осевых размеров дисков и потере работоспособности турбины.

Мерные 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 [19-20].

Первые отечественные турбобуры работали с частотами вращения от 600 до 1200 об/мин. При бурении скважин глубиной менее 2000 м скорость бурения такими двигателями была выше, а проходка на долото – больше. Эти разработки были выполнены ВНИИБТ.

Широкое внедрение этого турбобура началось в 1946 г. Благодаря простоте конструкции и эксплуатации турбинное бурение получило широкое распространение в СССР. Однако большая частота вращения вала турбобура приводит к быстрому износу шарошечного долота и небольшим проходкам на долото при сравнительно высокой скорости механического бурения. В 60- х годах во ВНИИБТ были начаты работы по созданию забойного объемного гидравлического двигателя, вращающего долото с частотой 50-200 об/мин. Первые гидробуры этого типа были испытаны в 1967-1969 гг. В настоящеевремя создано несколько конструкций гидробуров этого типа, работающих достаточно надежно.

После разработки так называемой многоступенчатой резинометаллической пяты скольжения, наработка турбобура на отказ увеличилась до 50 ч и более. Такая конструкция работал в среде базового бурового раствора. Важным достижением явилась также разработка технологии литья ступеней осевых турбин, вначале и ковкого чугуна, а затем марки стали. Благодаря этому турбобур превратился в простую и надежную конструкцию, обладающую высокими эксплуатационными показателями. В дальнейшем был создан целый размерный ряд односекционных забойных машин, имеющих межремонтный период от 50 до 100 ч.

Многообразие конструктивных вариантов турбобуров объясняется стремлением создать турбинный двигатель, который мог бы обеспечить требуемую рабочую характеристику долоту. Шарошечные долота при частотах вращения более 250 об/мин работают всего несколько часов и дают небольшую проходку, а турбинный двигатель хорошо работает при высоких частотах вращения (более 500 об/мин).

Секционные турбобуры появились в 1950-х. Их появления обусловлено стремлением уменьшить частоту вращения долот. В дальнейшем на основе этой конструкции появились шпиндельные турбобуры, конструкция которых которые позволяет быстро осуществлять замену осевой опоры – наиболее быстро изнашиваемого элемента.

Начиная с 1970-х начали развиваться новые направления в совершенствовании конструкций турбобуров, их испытаний и условияй эксплуатации [19,20]:

• турбобуры со ступенями гидродинамического торможения. Эти турбобуры, имеющие пониженные в 1,5 – 2,5 раза частоты вращения по сравнению с обычными быстроходными машинами, потребовали увеличения секций турбобура, что было обеспечено за счет унификации секций турбобуров;
• высокоциркулятивные турбины с клапаном-регулятором расхода буровою раствора – эффективный способ понизить частоту вращения вала турбобура па рабочем режиме, надежность которого ограничивалась низкой работоспособностью и износостойкостью клапана и буровом растворе.
• пластмассовые турбины – эти турбины позволяли существенно удешевить эксплуатацию турбобуров и в свое время массово применялись в турбинном бурении в Западной Сибири;
• турбины пропеллерного типа – очень интересная турбина для целей создания телеконтроля и автоматизации процесса турбинного бурения;
• системы демпфирования вибрации турбобура и долота – позволили существенно снизить уровень вибраций в турбинном бурении и увеличить показатели отработки долот с турбобурами;
• резинометаллические опоры скольжения – постоянное совершенствование конструкций и материалов этих опор привело к созданию ряда надежных типоразмеров, широко применяемых в турбинном бурении;
• шаровые опоры качения – это направление все еще не получило должного развития и не привело к созданию надежного и долговечного шарикоподшипника для турбобура;
• турбобуры с разделенным потоком жидкости, полым валом и с вращающимся корпусом – одно из наиболее интересных и эффективных направлений, позволяющее создать турбобуры для условий глубокого бурения в осложненных горно-геологических условиях;
• турбобуры с плавающей системой статора и плавающей системой ротора, в конструкциях которых значительно упрощалась их сборка в турбинных цехах и меньше проявлялась зависимость распределения осевого люфта в ступенях турбин от износа осевой опоры турбобура или шпинделя. Турбобур с плавающим статором был успешно внедрен и широко применялся при бурении геологоразведочных скважин, особенно в условиях значительной отдаленности буровой от базы обслуживания;
• эксцентриковые соединения для турбобуров – позволяют существенно упростить сборку и регулировку многих узлов турбобура в турбинных цехах;
• герметизированные маслонаполненные шпиндели. Очень хорошие результаты промысловых испытаний, но тем не менее не привели к созданию и внедрению промышленно приемлемой конструкции;
• специальные турбобуры для бурения без подъема труб. Способ и технические средства так и не нашли широкого промышленного применения;
• реактивно-турбинные буры и роторно-турбинные буры являются одними из самых надежных н эффективных способов проходки интервалов скважин большого диаметра, к тому же обеспечивающим высокую степень вертикальности ствола;
• системы телеметрии для турбобуров -гидротурботахометр типа ИЧТ позволяет измерять частоту вращения вала турбобура при бурении и управлять процессом турбинного бурения;
• резьбовые соединения турбобуров (без их исследования и разработки широкое развитие турбобуров и турбинного бурения было бы невозможно).

Другим важным направлением развития низкооборотных ГЗД является редукторный турбобур.

С 80-х годов прошлого столетия на мировом рынке сервисные услуги по алмазному бурению направленных нефтяных и газовых скважин начала оказывать компания «Neyrfor Turbodrilling Services» (США). Эта компания в использует секционные шпиндельные турбобуры собственной марки Neyrfor, модельный и типоразмерный ряд которых чрезвычайно широк, а эксплуатационные характеристики весьма высоки.

Конструктивная схема турбобуров Neyrfor аналогична российским турбобурам – они состоят из одной-двух турбинных секций, содержащих многоступенчатые турбины осевого типа, и шпиндельной секции с осевой опорой. Между секциями могут устанавливаться корпусные стабилизаторы лопастного типа. Кроме этого, турбобуры оснащаются регулируемым переводником, позволяющем изменять угол перекоса осей. Компания Neyrfor

выпускает турбобуры с диаметром корпуса от 9 1/2″ (240 мм) до 2 7/8″ (73 мм). В турбобурах используются турбины высокого качества изготовления, обеспечивающие максимальные энергетические показатели. Диапазон тормозных моментов составляет от 500 до 10900 Н м, а рабочих частот вращения от 500 до 2000 об/мин, в зависимости от диаметра турбобура. В качестве осевых опор шпиндельной секции применяется многоступенчатая опора скольжения с опорными элементами, выполненными из материала PDC.

Все это в совокупности подтверждает правильность направления модернизации и совершенствования турбобуров [26] и технологии бурения с их использованием с целью расширения технологических возможностей турбинного бурения в конкретных горно-геологических условиях.

2.ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Характеристика месторождения

Чутырско-Киенгопское газонефтяное месторождение находится в центральной части Удмуртии. В тектоническом плане приурочено к Чутырско-Ножовской зоне Верхнекамской впадины.

Месторождение открыто в 1962 г., в разработке с 1970 г. По запасам месторождение    является     крупным.

Нефтяные залежи связаны с каменноугольными отложения визейского и турнейского ярусов. Газонефтяные залежи выявлены в московском и башкирском ярусов среднего карбона. Глубина продуктивных горизонтов – 1170-1490 м.

Залежи верейского горизонта пластовые сводовые, башкирского и турнейского ярусов – массивные, визейского яруса – пластовые сводовые.

 

Рисунок 5 – Чутырско-Киенгопское месторождение. Геологический профиль по отложениям башкирского яруса и верейского горизонта (В.И. Кудинов, В.А. Савельев и др., 1998).

Коллекторами нефтеносных горизонтов являются пористые песчаники и алевролиты. Пористость варьируется от 12 % до 20 %, проницаемость составляет 0,02-0,756 мкм2.

Коллекторы газонефтяных залежей пористые карбонаты. Пористость 17-19 %, проницаемость 0,153-0,283 мкм2. Нефть на Чутырско-Киенгопском месторождении тяжелая, вязкая, с низким содержанием газа.

 

2.2 Конструкция и принцип действия забойного двигателя

ВЗД – винтовой забойный двигатель, объемная (гидростатическая) машина, многозаходные рабочие органы которой представлены планетарно-роторным механизмом с внутренним косозубым зацеплением. Симметричный роторный агрегат приводится в действие за счет гидравлической энергии от подачи бурового раствора и преобразуется в механическую энергию, необходимую для разрушения горной породы. Применение ВЗД позволяет осуществлять процесс бурения при реализации высокого момента силы и частоты вращения на выходном валу, мало изменяющихся при увеличении осевой нагрузки [5].

При использовании винтового забойного двигателя оптимальный режим бурения выбирается по перепаду давления на двигателе:

Загруженность двигателя (Рз) – это величина разности рабочего давления (Рр) и давления холостого хода (Рх): Рз = Рр – Рх. Для определения величины (Рз) необходимо создать заданную нагрузку на долото и снять показания (Рр);

Величину загруженности винтового забойного двигателя (Рз) необходимо поддерживать на протяжении всего времени работы ВЗД;

При зависании инструмента рабочее давление снижается до величины близкой к холостому давлению (Рх), в этом случае необходимо оторвать инструмент от забоя, определить (Рх) и плавно увеличивая нагрузку довести перепад давления до величины Рр =Рх + Рз.

При бурении, возможно, осуществлять контроль за работой двигателя по изменению давления на насосах, поскольку повышение перепада давления на двигателе пропорционально увеличению момента силы на его валу (рис.6).

Рисунок 6 – Зависимость момента силы на валу ВЗД от перепада давления Рассмотрим конструкцию ВЗД.

Выше представлены основные узлы винтового забойного двигателя. В случае если забойный двигатель комплектуется прямым переводником, то данная конструкция применима для высокооборотного роторного бурения, либо для ремонтных операций на скважине. При использовании регулируемого переводника подразумевается эксплуатация ВЗД для наклонно-направленного бурения, например, для строительства скважин, имеющих сложный профиль, либо для зарезки нового ствола из ранее пробуренной скважины.

Все типы ВЗД можно разделить на три основных конструктивных сегмента:

двигательная секция, шпиндельная секция, регулятор угла.

Секция предназначена для преобразования потока жидкости во вращательное движение. Статор и ротор двигательной секции должны выполнять некоторые условия:

• Число заходов статора и ротора должно отличаться на единицу
• Винтовые поверхности статора и ротора должны иметь одинаковое направлении.

Зубья статора и ротора находятся в непрерывном контакте, образуя замыкающиеся по длине статора единичные камеры. Буровой раствор проходя через эти камеры проворачивает ротор внутри статора. По конструкции двигательной секции различают монолитные и секционные двигателе [1,6].

Таким образом, основным узлом всех типов винтовых забойных двигателей является рабочая секция (рабочая пара), включающая ротор и статор, имеющий обкладку-эластомер, последний, как правило, выполняется из резинотехнической смеси ИРП-1226.

Более подробно рассмотрим конструкцию рабочей пары ВЗД. На рис. 6 представлен пример рабочей пары в разрезах.

Рисунок 6 – Разрезы рабочей пары ротор – статор

Конструкция ротора ВЗД остается неизменной уже не один десяток лет. Ротор изготовлен из легированной стали. Покрытие поверхности ротора износостойкое и коррозионностойкое. Ротор в зависимости от условий эксплуатации поставляется с различным покрытием (рис.7-10):

Рисунок 7 – Ротор с хромовым покрытием

Рисунок 8 – Ротор с вольфрамовым покрытием

Рисунок 9 – Ротор с никелевым покрытием

Рисунок 10 – Ротор с керамическим покрытием Покрытие ротора двигателя подбирается исходя из условий эксплуатации:

геологического разреза скважины и типа бурового раствора, применяемого в процессе эксплуатации.

На данный известны две конструктивные особенности и разновидности статора: стандартный статор и профилированный (рис.11):

Рисунок 11 – Профилированная рабочая секция (слева), стандартная рабочая секция

(справа)

Профилированные рабочие секции ВЗД – это новая конструктивная разработка отечественных производителей. Статор такой рабочей пары имеет винтовую (профилированную) внутреннюю металлическую поверхность с эластомерной обкладкой равного сечения.

Данная   разработка    является    заслугой    отечественного    производителя    АО «Пермнефтемашремонт», который стал первым и единственным предприятием в России, которое разработало такие двигательные секции и наладило серийный выпуск винтовых забойных двигателей, оснащённых профилированными двигательными секциями [6-8].

Конструктивные особенности:

• Цельнометаллическая толстостенная вставка с внутренним металлическим зубом, которая надёжно прикреплена к цельнометаллическому остову статора, изготовленному из качественной легированной стали
• Резиновая обкладка внутренней поверхности вставки, имеющая одинаковую толщину по всей длине профиля вставки
• Крепление остова статора и профилированной вставки, выполненное без применения сварки.

Эксплуатационные преимущества:

• Увеличение жёсткости зуба статора
• Исключение влияния перекашивающего момента в двигательной секции на параметры зацепления рабочих органов
• Снижение и равномерное распределение деформации размеров резиновой обкладки в результате воздействия температур и буровых растворов, уменьшение влияния температур и набухания резины на стабильность работы двигательной секции

Снижение уровня вибрации, способствующее:

• Более стабильной работе систем телеметрии
• Увеличению стойкости породоразрушающего инструмента
• Повышению стойкости резьбовых соединений бурильных труб
• Повышенная надёжность и более длительный межремонтный период [8,10,11].

По сравнению с обычными двигательными секциями профилированные двигательные секции позволяют:

• На 30-100% увеличить энергетические характеристики винтового забойного двигателя и на 30-150% увеличить механическую скорость бурения
• Использовать более короткие двигательные секции при обеспечении энергетических характеристик и механической скорости бурения, соответствующих более длинным двигательным секциям
• Использовать более короткие винтовые забойные двигатели, что при наклонно- направленном бурении позволяет увеличить интенсивность и стабильность набора параметров кривизны, а также снизить аварийность, связанную с поломкой корпусных деталей винтового забойного двигателя
• Повысить качество измерений в процессе бурения за счёт более близкого расположения измерительных приборов к долоту
• Применять моментоёмкие долота PDC
• Эксплуатировать винтовые забойные двигатели с пониженным расходом рабочей жидкости в условиях поглощения бурового раствора и в условиях ограниченной производительности буровых насосов
• Использовать винтовые забойные двигатели с любыми керноотборными снарядами при выносе керна не менее 80%
• Эксплуатировать винтовой забойный двигатель в средах с повышенным содержанием нефти (до 18%) и повышенной забойной температуре (до 160 ºС) [10-11].

Помимо выше представленных конструктивных особенностей, двигательная секция может выполняться в разных габаритах, как правило, от 43 до 240 мм, длиной до 6500 мм, заходностью от 2/3 до 9/10 (рис.8). Данные критерии обусловлены также условиями эксплуатации.

Рисунок 8 – Варианты заходности ВЗД

Заходность рабочей пары ВЗД представлена отношением лопастей ротора к рабочим камерам статора (например, заходность 5:6 подразумевает наличие 5 лопастной профилированный ротор, 6 рабочих каналов статора). Заходность рабочей пары выбирается исходя из требований для бурения, а именно наличие высокого или низкого момента на выходе ВЗД, либо частоты вращения. Чем меньше заходность, тем выше частота вращения и ниже момент и, наоборот [1,4,9].

Рисунок 9 – Кинематика героторного механизма

Принцип действия ротор-статор (рис. 9): Зубья ротора и статора, находясь в непрерывном контакте, образуют замыкающиеся на длине шага статора единичные рабочие камеры. Буровой раствор, может пройти к долоту только в том случае, если ротор двигателя проворачивается внутри обкладки статора, обкатываясь по его зубьям под действием неуравновешенных гидравлических сил. При этом геометрическая ось ротора вращается относительно оси статора против часовой стрелки (переносное движение), а сам ротор поворачивается по часовой стрелке (абсолютное движение) [12].

Шпиндельная секция. Под термином «шпиндель» подразумевается автономный узел двигателя с выходным валом с осевыми и радиальными подшипниками. Шпиндель является немаловажным узлом двигателя наряду с двигательной секцией. Именно шпиндельная секция служит для восприятия большинства нагрузок, действующих на двигатель в процессе бурения. Он передает крутящий момент и осевую нагрузку на долото, воспринимает реакцию забоя и гидравлическую осевую нагрузку, действующую в рабочей паре, а также радиальные нагрузки от долот и гибкого вала (гибкий вал применяется для соединения ротора ВЗД и вала шпинделя).

Шпиндель выполняется в виде монолитного полого вала, который соединяется посредством наддолотного переводника в нижней части с долотом, а с помощью муфты в верхней части — с гибким валом (рис.10). По конструкции шпинделя бывают открытые и маслонаполненные. В открытых (используются почти во всех серийных отечественных двигателях) узлы трения смазываются и охлаждаются буровым раствором, а в маслонаполненные узлы трения находятся в масляной ванне с избыточным давлением на 0,1-0.2 МПа, превышающим давление окружающей среды [1,5].

Рисунок 10 – Шпиндельная секция ВЗД

(1 — переводник нижний; 2 — муфта; 3, 17 — втулка регулировочная; 4 — кольцо регулировочное; 5, 11 — втулка подкладная; 6 — опора нижняя; 7 — втулка нижней опоры; 8 — сальник торцовый; 9, 12, 15 — кольцо; 10 — вал шпинделя; 13 — пакет подшипников упорных; 14, 18 — втулка упорная; 16 — втулка кольца уплотнительного; 19, 21 — переводник; 20 — гайка; 22 — корпус шпинделя) [21]

Как говорилось выше – шпиндельная секция передает крутящий момент и осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент и воспринимает осевую и радиальную нагрузки. Таким образом, основными составными частями шпиндельной секции являются: карданный вал, вал шпинделя, подшипниковый узел.

Все двигатели, имеющие секцию рабочих органов повышенной мощности, оснащаются маслонаполненным двухшарнирным карданным соединением, что позволяет снизить нагрузки на секцию рабочих органов, что способствует увеличению долговечности двигателя в целом.

Рисунок 11 – Карданный вал с шарнирным соединением (в центре), вал шпинделя с наддолотным переводником (справа)

Для восприятия осевых и радиальный колебаний (нагрузок) шпиндельная секция комплектуется подшипниками. Для минимизации осевых колебаний используются шарикоподшипники (рис. 12), расположение осевого подшипника представлено на рис. 13 [10-11].

Рисунок 12 – Вид осевого подшипника ВЗД

 

 

 

 

Рисунок 13 – Расположение осевых подшипников в конструкции двигателя

Применение осевых подшипников позволило производить процесс бурения скважин с большими нагрузками.

 

Для восприятия радиальный колебаний в конструкции ВЗД предусмотрена твердосплавная радиальная опора (рис. 14). Исполнение опоры может иметь сплошное или сегментное покрытие.

Рисунок 14 – Твердосплавная радиальная опора ВЗД со сшлошным покрытием (слева), сегментным (справа)

Применение радиальных опор влияет на стабилизацию долота на забое скважины.

Расположение представлено на рис. 15.

 

 

 

Рисунок 15 – Расположение радиальных опор в конструкции двигателя

Нижняя радиальная опора, совмещенная с ниппелем, расположена максимально близко к долоту. Эта схема позволяет снизить радиальные нагрузки максимально эффективно [10-11].

Рисунок 16 – Разрез шпиндельной секции ВЗД

 

Регулятор угла. Предназначен для перекоса осей секций двигателя или самого двигателя относительно нижней части бурильной колонны. Устанавливается между силовой и шпиндельной секцией или над самим ВЗД. Обычно состоит из двух переводников, сердечника и зубчатой муфты.

Рисунок 17 – Общий вид регулятора угла перекоса ВЗД

Рассмотрим правила установки требуемого угла перекоса ВЗД.

1. Установить механические ключи (УМК) на верхнем и нижнем переводнике регулятора угла, как показано на рис. 18;
2. Раскрепить, а затем отвернуть верхний переводник регулятора угла до появления зазора 15 – 20 мм в стыке между зубчатой муфтой и верхним переводником;

Строгое внимание уделить тому, чтобы зубчатая муфта и нижний переводник при отвороте находились в зацеплении!

Рисунок 18 – Порядок раскрепления угла перекоса двигателя

Поднять зубчатую муфту вверх до выхода из зацепления с зубцами нижнего переводника регулятора угла (рис. 19). Удерживая муфту в верхнем положении повернуть цепным ключом, либо УМК муфту по минимальному смещению до совпадения меток требуемого угла с нижним переводником.

Не допускается проворачивать метку 0°00’ муфты за метку 0°00’ нижнего переводника регулятора угла при вращении в направлении, противоположному рис. 19.

Рисунок 19  – Порядок выставления требуемого значения угла перекоса двигателя

Опустите зубчатую муфту до входа ее в зацепление с нижним переводником регулятора угла перекоса (рис. 20).

Рисунок 20 – Порядок установки муфты с нужным углом перекоса

Установите ключи также как при раскреплении. Заверните верхний переводник регулятора угла и закрепите моментом затяжки, указанным в табл. 1 (для каждого типоразмера ВЗД свой момент затяжки резьбовых соединений и соединения регулятора угла перекоса) [12-13].

Таблица 1 – Регламентированные моменты затяжки верхнего переводника регулятора угла перекоса ВЗД

Габариты ВЗД, мм	Момент затяжки, кгс*м
60	225±25
73,75	295±25
95,98	625±25
106	1300±50
120	1250±50
127	1350±50
172,176	3400±100
195	4900±100
210	5000±100
240	8000±100

 

Определение требуемого угла перекоса зависит от требуемой интенсивности искривления ствола скважины, измеряемая величиной 1 градус/ 10 метров проходки.

В свою очередь требуемая интенсивность искривления зависит от геологического разреза скважины и секции, под которую осуществляется бурение. Например, при бурении в Восточной Сибири типовой конструкцией скважин является: направление 324 мм, кондуктор 245 мм, эксплуатационная колонна 168 мм, хвостовик 114 мм. Согласно прочностным характеристикам обсадных колон данных типоразмеров устанавливается максимально допустимая интенсивность искривления скважины: ОК 324 мм и ОК 245 мм – 1°/10м; ОК 168 мм – 2°/10м; хвостовик 114мм – 3°/10м. Для каждого типоразмера двигателя в его паспорте приведена таблица с допустимой частотой вращения ВЗД при конкретном значении угла перекоса, а также возможная пространственная интенсивность.

2.3 Дополнительные узлы забойного двигателя

Дополнительные узлы. В данный раздел можно отнести конструктивные особенности ВЗД, которые не влияют на работоспособность самого двигателя, но выполняют другие немаловажные функции в составе винтового забойного двигателя.

Противоаварийные узлы. Винтовые забойные двигатели имеют достаточную прочность и надежность при эксплуатации в различных условиях, и удовлетворяют высоким требованиям Заказчика. Но для обеспечения безопасности работ, снижения аварийности и уменьшения потерь потребителя, возникающих при аварийных ситуациях, все модели винтового забойного двигателя оснащаются устройством безопасности, предотвращающим падение инструмента при обрыве.

Рисунок 21 – Противоаварийный узел (rotorcatcher)

 

Данное устройство используется для защиты от падения ВЗД в скважину при разрушении корпуса или развинчивании резьбовых соединений, а также для повышения давления в системе при возникновении аварии, при этом обеспечивается быстрое обнаружение аварии персоналом и своевременный подъем оборудования (рис. 21).

Конструктивно представляет втулку с гайкой вкрученная в ротор ВЗД, в рабочем состоянии двигателя гайка находится выше посадочного кольца, расположенного перед ротором ВЗД. В случае поломки двигателя по резьбовому соединению, либо корпусу, гайка садится в посадочное седло. Характерные признаки поломки ВЗД по корпусу и задействование rotor-catcher: резкий рост давления в нагнетательной линии при отрыве от забоя и падение давления при разгрузке на забое.

Переводник-предохранитель имеет два вида исполнения: сплошной (как показано на рис.22) и сквозной (с насадкой). Второй тип исполнения используется в случае если есть необходимость интенсивной очистки забоя от шлама с повышенным расходом, не предусмотренным конструкцией ВЗД, то установив данную насадку, часть бурового раствора проходит не через зазоры статор-ротом, а внутри ротора и напрямую поступает к долоту, тем самым, не превышая допустимый расход промывочной жидкости на рабочую секцию ВЗД (ри.23). Данный компонент практически не используется в отечественном бурении [7,11].

Рисунок 23  – Насадка предохранительного переводника на выходе из ротора(желтая) [7]

Клапан обратный (рис.24) устанавливается выше гидравлического забойного двигателя и предназначен для исключения шламования двигателя при спуске бурильной колонны, а также для предотвращения нефтегазоводопроявлений (ГНВП) из скважины через бурильные трубы в процессе бурения нефтяных и газовых скважин.

Рисунок 24 – Самый распространенный тип обратных клапанов отечественныхпроизводителей

 

Переливной клапан (рис.25) устанавливается выше винтового забойного двигателя (ВЗД) и предназначен для сообщения внутренней полости бурильных труб с затрубным пространством при спускоподъемных операциях. Применение клапана уменьшает гидродинамическое воздействие на забой при спуске и подъеме колонны, а так же предохраняет двигатель от холостого вращения и шламования. При подъеме, применение ВЗД совместно с клапаном исключает неконтролируемый розлив промывочной жидкости («сифон») [10-11].

Рисунок 25 – Переливной клапан ВЗД

Фильтры двигателя (рис.14) предназначены для защиты гидравлических забойных двигателей (ГЗД), телесистем (ТС) и элементов компоновки низа бурильной колонны от попадания посторонних предметов и крупного шлама. Установка фильтров выполняется непосредственно над ГЗД или выше ТС.

Эксплуатация производится на буровых растворах плотностью до 2000 кг/м³ при забойной температуре до 150 ºС. Содержание песка в буровом растворе не должно превышать 2% для фильтров и 8% для шламоуловителей.

Очистка шламоуловителей может производиться непосредственно на буровой. Принцип действия: фильтры содержат сменный фильтрующий элемент щелевого типа, механически препятствующий прохождению крупной фракции. Перепад давления при максимальном расходе на воде при незасоренном фильтроэлементе не более 0,6 Мпа [10-11].

В табл. 2 приведены технические характеристики фильтров ВЗД.

Таблица 2 – технические характеристики ФД

Обозначение	ФД1-95	ФД1- 106		ФД1- 120		ФД-165			ФД2-178		ФД2-240	ФД1-240	ШУ1- 172
		–	– 01	–	-01	–	– 01	– 02	–	-01
Наружный диаметр,мм	95	106		121		165			178		225	225	178
Присоед. резьба по API (ГОСТ Р50864)	NC26(3- 73)	NC31(3- 86)		NC38(3- 102)		NC50(3-133)			5- 1/2FH(3- 147)		6- 5/8FH(3- 171)	6- 5/8FH(3- 171)	5- 1/2FH(3- 147)
Длина корпуса между упорными торцами, мм	444	471		508		636			603		723	723	3500
Тонкость фильтрации, мм	5	5	3	5	3	5	4	3	5	3	5	5	5
Максимальный расход, л/с	18	25	20	30	22	49	43	35	48	34	75	75	70
Объем накапливаемого шлама, л	0.5	0.6		0.8		1.6			1.6		2.5	2.2	10.3

 

Центратор-стабилизатор шпиндельной секции

Устанавливаются на шпиндельную секцию двигателя. Служат для симметричного расположения двигателя в процессе бурения. Влияют на поддержание зенитного угла при роторном режиме бурения с ВЗД. Центраторы имеют как сменное исполнение, так и встроенное в корпус ВЗД (рис. 26) [10-11].

Рисунок 26 – Центраторы ВЗД (слева, в центре – сменный вид исполнения; справа – встроенный)

 

3.ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ

3.1 2. Анализ причин выхода из строя забойных двигателей

Первым     делом     разберемся,     что     же     подразумевается     под     понятием «преждевременный выход из строя» двигателя, основываясь на инструкцию по работе с переданным в аренду изделием, преждевременно вышедшим из строя компании ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент».

Преждевременный выход из строя, далее «отказ изделия» – изделие, не отработавшее указанное в договоре или ином документе назначенный ресурс до планового технического обслуживания (ТО).

Назначенный ресурс (межремонтный период; моторесурс) ВЗД устанавливается производителем индивидуально для каждого типоразмера двигателя. Так, например, для основных типоразмеров двигателей компании ООО «Радиус сервис» и ООО «ВНИИБТ- Буровой инструмент», являющихся лидерами на отечественном рынке, срок межремонтного периода представлен в таблице 3 [10-11,14].

Таблица 3 – Сроки МРП двигателей ООО «РС», ООО «ВНИИБТ»

Типоразмер ВЗД, мм	Срок МРП, час циркуляции
Ø 240	150
Ø 172	200
Ø 120	150

 

Межремонтный период достигается путем наработки на двигатель, рассчитываемой из часов циркуляции бурового раствора в скважине.

Перейдем к анализу причин не достижения сроков МРП забойных двигателей.

Анализируя возможные причины неисправностей, будем рассматривать совокупность технологических процессов, в которых эксплуатируется двигатель как единое целое:

• Скважина, включающая в себя геологические особенности
• Системы наземной подачи и очистки бурового раствора
• Буровой раствор
• Конструктивные особенности самого двигателя
• Навыки и компетенции бурильщика и инженера по бурению

При использовании ВЗД обязательным условием является соблюдение регламента- завода изготовителя на эксплуатацию двигателя.

 

3.2     Подготовка двигателя к эксплуатации

Винтовой забойный двигатель доставляется на буровую в собранном виду с ввернутыми предохранительными колпачками. Перед пуском в работу двигатель необходимо осмотреть. Особое внимание следует обратить на состояние присоединительных резьб к бурильным трубам и к долоту, а также на плотность свинчивания резьбовых соединений основных секций ВЗД. Допускаются следы на корпусных деталях от захватов механическими ключами.

При работе с двигателем СТРОГО запрещается:

• Обваривание резьбовых соединений
• Наличие таких деформаций на корпусных деталях, как вмятины и раздутие муфт резьбовых соединений
• Докрепление резьбовых соединений корпуса двигателя на буровой
• Наваривание каких-либо элементов на корпус двигателя (в том числе нанесения каких-либо знаков, номеров, обозначений).

Перед спуском в скважину нового двигателя или после ремонта, а также после каждого подъема двигателя из скважины необходимо провести проверку осевого, радиального и тангенциального люфтов выходного вала (рис. 27). Именно эти, показатели являются главными в определении пригодности ВЗД к дальнейшей работе на буровой, если нет других явных признаков неисправности [9,14].

Рисунок 27 – Определение люфтов двигателя на буровой

(а – осевой = А-В, мм; б – тангенциальный, градус; в – радиальный, мм.)

Рисунок 28 – Причина возникновения осевого люфта

При проведении мероприятий по снятию люфтов следует строго соблюдать ТБ.Особое внимание отводится осевому люфту, именно этот показатель определяет надежную фиксацию вала двигателя (ротора в статоре и целостность шарикоподшипников) и обеспечение требуемых показателей бурения (рис.27). Существуют критические значения осевого люфта ВЗД для каждого типоразмера (табл. 4).

 

Таблица 4 – Критические значение осевого люфта забойных двигателей

Габарит двигателя, мм.	Осевой люфт, мм
	Максимально допустимый после ремонта	Максимально допустимый при эксплуатации
Ø 240	5	10
Ø 172	5	10
Ø 120	4	8

 

Причиной появления радиального люфта вала двигателя является износ радиальных опор (рис. 29).

r – Радиальный люфт в опоре

R – Радиальный люфт вала двигателя

r < R − радиальный люфт в опоре всегда меньше радиального люфта вала двигателя.

Измерить радиальный люфт вала двигателя на буровой с достаточной точностью не представляется возможным, поэтому он исключён из критериев отбраковки.

 

Рисунок 29 – Причина возникновения радиального люфта

Обязательным условием перед спуском ВЗД является проведение тестирования (опрессовки) над устьем. В зависимости от состояния двигателя, сроков хранения на объекте, качества и свойств промывочной жидкости, температурного фактора запуск может быть затруднен. В случае, если двигатель завелся, он должен устойчиво работать при давлении, не превышающем давление указанного в паспорте на конкретный ВЗД (без учета перепада давления в элементах КНБК: в телесистеме, в долоте и др.). При успешном тестировании ВЗД следует зафиксировать производительность буровых насосов (расход) и рабочее давление, на которых завелся двигатель и величину давления на рабочем расходе промывочной жидкости. Проток части бурового раствора между валом и корпусом шпиндельной секции предусмотрен для нормальной работы ВЗД. Количество пропускаемой жидкости не влияет на работу ВЗД и не регламентируется [16-18].

В случае выполнения всех требований, представленных выше, винтовой забойный двигатель признается исправным и используется для бурения.

Утечка бурового раствора между валом и корпусом двигателя является нормой и необходимо для охлаждения подшипникового узла ВЗД (рис.30).

Рисунок 30 – Принцип охлаждения подшипников ВЗД

Например,          для  двигателя производства                компании        ООО «Радиус-Сервис» типоразмера 172 мм (ДРУ2-172РС) при расходе 30 л/с, является нормой:

• для нового ВЗД – 2 л/с, для двигателя с наработкой 2 – 7 л/с [14,18].

 

3.3 Контроль работы двигателя в скважине

При бурении ВЗД его рабочие характеристики могут быть определены путем несложных расчетов по величине дифференциального перепада давления, расходу промывочной жидкости и паспортной характеристике применяемого ВЗД.

Дифференциальный перепад давления при бурении с ВЗД это разница значений рабочего давления на стояке при бурении (Рраб) и давления при промывке скважины (когда долото поднято над забоем), называемое давлением холостого хода (Рхол).

Дифференциальный перепад давления пропорционален моменту на валу ВЗД.

Данный параметр устанавливается регламентом для каждого конкретного двигателя, каждого конкретного производителя.

Рисунок 31 – Зависимость частоты вращения вала двигателя и момента от перепада давления [11]

 

Дифференциальный перепад давления достигается путем добавления нагрузки на долото в процессе бурения, но стоит помнить, что нельзя добиваться перепада давления путем превышения максимально допустимой нагрузки на долото, в результате которого может уменьшиться ресурс ПРИ.

Таким образом, отсутствие или незначительные показания диф. перепада давления ведут к уменьшению скорости проходки, так как низкий крутящий момент ВЗД. С другой стороны, превышение максимально допустимого дифференциального перепада на валу ВЗД ведет к возникновению тормозного эффекта (двигатель «встает»).

В результате чего, как правило, возникает стремительный рост давления (скачок). В большинстве случаев данный фактор ведет к разрушению конструкции ВЗД: износ эластомера – возникают задиры в результате подклинки ротора, износу подшипникового узла, а также преждевременного износу долота.

Если двигатель в результате перегрузки подвергся износу в процессе бурения даже при малой нагрузке на долото возможны скачки давления в результате уже неидеальной формы рабочей пары ротор-статор.

На рисунке 32 приведена диаграмма ГТИ в процессе бурения с характерными подклинками ВЗД, при превышении регламентируемого перепада давления.

 

Рисунок 32 – Диаграмма ГТИ (бурение ВЗД)

 

Таким образом, именно значение дифференциального перепада давления на ВЗД является основным показателем при бурении двигателями данного типа.

 

3.5 Характеристика повреждений забойных двигателей

Данная статистика представлена компанией «ВНИИБТ-Буровой инструмент». Проанализировав линейку двигателей Д3-195 поступающих в цех по ремонту и обслуживанию были получены данные представленные ниже.

Было изучено 92 забойных двигателя на дефект рабочей пары, в частности ротора и статора.

Рисунок 33 – Причины отказа роторов Д3-195

На диаграмме представлены причины отказов роторов винтовых забойных двигателей. По результатам анализа можно сделать вывод, что большинство отказов связано с естественным износом ротора, точнее его покрытия.

Рисунок 34 – Причины отказа статоров Д3-195

 

Что касается отказов статоров, то здесь сложнее: большинство отказов связано с неплановым разрушением эластомера статора, что ведет к выходу ВЗД из строя [3,27].Помимо этого, было изучено 176 двигателей, имеющихся в ассортименте, для установления характера повреждений рабочей пары, результаты представлены ниже.

 

Рисунок – 35 – Разрушение резиновой обкладки статора

Результаты данного наблюдения также подтвердили факт того, что повреждения рабочей пары имеют в большей степени совокупный характер, т.е. разрушение резиновой обкладки статора путем несоответствия параметров эксплуатации (химические, температурные, механические воздействия), установленных заводом-изготовителем, чем естественный износ.

По данным ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент» за 2022 год составлена диаграмма отказов ВЗД:

Исходя из выше представленного, можно составить зависимость срока службы ВЗД и двигательной секции (рабочей пары) ВЗД [27].

Негативные последствия в результате отказа ВЗД:

Финансовые издержки из-за НПВ;

Потеря репутации производителя в случае их вины;

Расследования инцидентов занимает значительное время, ресурсы.

3.6 Охрана труда и окружающей среды

Количество работающих на опасном техническом производстве в Российской Федерации составляет почти половину от всех занятых физическим трудом лиц. Охрана труда рабочих является одним из основополагающих факторов для построения дисциплинированного, а главное безопасного производственного процесса.

В настоящее время правительство страны работает над улучшением условий труда рабочих, его научной организации о сокращении, а в дальнейшем и о полном вытеснении тяжелого физического труда на основе комплексной механизации и автоматизации производственных процессов в большинстве отраслей производственно-технического хозяйства.

Отрасль нефтяной и газовой промышленности является наиболее опасной производственной площадкой, следовательно, для создания условий труда удаляется особое внимание.

Рассмотрим каждый из выше представленных факторов детально.

Опасные факторы:

Движущиеся машины и механизмы; подвижные части производственного оборудования.

Анализ опасного фактора, который может создать аварийную ситуацию.

Буровая установка представляет сложный и массивный рабочий объект, состоящий из множества механизмов и различных технических узлов. Получение травм возможны вовремя СПО, падения с высоты различных предметов, а также деталей буровой установки и ее отдельных элементов, недостатки в содержании рабочего места, отсутствие ограждений движущихся частей бурового оборудования, применение опасных приемов труда и т.д. Наличие множества подвижных элементов в конструкции установки (буровые насосы, привода, лебедки, ротор и др.), являются чрезвычайно опасными для здоровья рабочих, в случае несоблюдения техники безопасности на объекте.

В сфере бурения нефтяных и газовых скважин, входящей в состав нефтегазового комплекса, при неправильной организации труда и производства, несоблюдении мероприятий по проводке скважин возможны следующие опасности, представленные в табл. 5:

Таблица 5 – Сводная таблица опасных и вредных факторов на производственном объекте нефтегазового промысла

Источник фактора, наименование видов работ	Факторы по ГОСТ 12.0.003-74		Нормативные документы
	Вредные	Опасные
Работы на буровой установке, в блоках очистки бурового раствора от выбуренной породы, в насосном блоке, на столе ротора: спускоподъемные операции, работы на столе ротора с движущимися элементами, сварочные работы, обслуживание электрических составляющих установки, работы на открытом воздухе круглогодично.	1. Повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны; 2.Повышенный уровень шума на рабочем месте; Повышенный уровень вибрации; Отсутствие или недостаток естественного света; недостаточная освещенность рабочей зоны.	Движущиеся машины и механизмы; подвижные части производственного оборудования; Повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, материалов; Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека.	1. “СанПиН 2.2.4.548- 96. 2.2.4. 2. ГОСТ 12.1.003-83 [39] 3.ГОСТ 12.1.012-2004 4. СП 52.13330.2011 Актуализированная редакция СНиП 23-05- 95* 5. ПБ-08-624-03 (15) 6.ПОТ Р М-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00; ПУЭ-7 7. Р 2.2.2006-05[60]

 

Возможные последствия от действия фактора на организм человека.

Данные механические воздействия могут повлечь значительный ущерб здоровью персонала буровой установки, нередки случаи летального исхода в результате нарушения норм и требований безопасности.

Обоснования мероприятий по защите персонала предприятия, основанные на действия нормативной документации.

Основным нормативным документов для обеспечения безопасной работы в нефтегазовой отрасли являются Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности ПБ-08-624-03 (15).

В данном документе детально прописаны все требования, необходимые для обеспечения безопасности на рабочей площадке. Рассмотрим некоторые из них: для исключения падения посторонних предметов на рабочего с высоты, применяемые крепления всех приспособлений и устройств, устанавливаемых на вышках, должны исключать их самопроизвольное раскрепление и падение. Приспособления и устройства должны быть застрахованы от падения. Для исключения падения свечей бурильных труб буровые установки должны быть оснащены приспособлением (поясом) для А-образных мачт и вышек с открытой передней гранью, предотвращающих падение устанавливаемых (установленных) за палец свечей.

Для устранения причин возникновения механических травм необходимо все работы проводить согласно правилам безопасности, на производственном объекте.

Кроме того, необходимо:

• оградить вращающиеся части механизмов;
• обеспечить машинные ключи страховочными канатами;
• проводить своевременно инструктажи по технике безопасности.
• при ремонте должны вывешиваться знаки, оповещающие о проведении ремонтных работ;
• весь рабочий персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты (касками, спецодеждой, рукавицами и т. д.);
• проведение проверки состояния ремней, цепей, тросов и их натяжения;
• проведение плановых и неплановых проверок пусковых и тормозных устройств;
• при работе на высоте рабочий должен быть обеспечен страховым поясом.

Буровая вышка должна быть обеспечена маршевыми лестницами (угол падения их не более 60°, ширина 0,7 м).  Между маршами лестниц следует устроить переходные площадки. Расстояние между ступеньками по высоте не более 25 см, они должны иметь уклон внутрь 2÷5°. С обеих сторон ступени должны иметь планки или бортовую обшивку, высотой 15 см. Пол должен быть сделан из рифленого металла, исключающего возможность скольжения.

Все грузоподъемные механизмы грузоподъемностью свыше 1 тонны должны быть поставлены на учет в Ростехнадзор и испытаны в присутствии непосредственного начальника и представителя Ростехнадзора.

Испытание включают в себя:

• внешний осмотр;
• статическое испытание;
• динамическое испытание.

В конструкции грузоподъемных механизмов обязательно должны быть предусмотрены системы защиты (блокировка, дублирование и т.д), которые также подлежат испытанию.

Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека.

2.1 Анализ опасного фактора, который может создать аварийную ситуацию. Данный фактор опасен практически во всех сферах производственной деятельности.

В настоящие дни применение электрического тока на буровых установках, является одним из основных критерием ее работоспособности, следовательно, получение травм такого рода возможно практически в любой ситуации. В качестве источников опасности могут выступать –открытые токопроводящие элементы буровой установки, прикосновения к которым могут повлечь как серьезные ожоги и повреждения, так и летальный исход; отсутствия защитного заземления; отсутствие специальной защитной обуви и перчаток при обслуживании модулей буровой установки, подключенных к токоведущим линиям.

Возможные последствия от действия фактора на организм человека. Воздействие электрического тока на человека подразделяется на 4 категории:

Термическое воздействие – проявление ожогов отдельных участков тела человека, нагревом органов до высоких показателей температуры, как следствие их функциональное расстройство.

Электролитическое воздействие – разложение жидкостей тела (кровь, вода, лимфа) на отдельные ионы, как следствие нарушение их свойств и физико-химического состава.

Биологическое – проявляется в виду раздражения отдельных частей тела, судороги мышц, нарушение внутренних биологических процессов.

Механическое – отделение и разрыв тканей организма.

Для обеспечения предотвращения загрязнения окружающей среды необходимо обеспечить строгое соблюдение действующих норм, правил и инструкций Госкомприроды, Минводхоза, Минрыбхоза, Минздрава России, а также местных директивных и контролирующих органов.

Охрана окружающей среды при строительно-монтажных работах. С целью предотвращения загрязнения почвы, поверхностных и подземных вод необходимо обеспечить выполнение следующих мероприятий:

–         произвести оформление земельного участка для строительства буровой установки и жилого поселка;

–         на основании норм отвода земельных участков и руководствуясь схемой расположения оборудования, установить по периметру границы участка и по ним оборудовать обваловку. С целью сбора отработанного бурового раствора, сточных вод, ГСМ, химических реагентов в процессе бурения скважины, снижения до минимума их фильтрации в почву, а также повышения противопожарной        безопасности       и          промсанитарии,  необходимо

обеспечить выполнение следующих мероприятий:

–         размеры земельных амбаров должны быть строго соблюдены, так как эти емкости должны обеспечить сбор отработанного бурового раствора, сточных вод и выбуренной породы (шлама) на весь период строительства скважины;

–         хранение запасов бурового раствора, ГСМ и нефтепродуктов должно осуществляться только в металлических емкостях.

Охрана окружающей среды при бурении и креплении скважины. На данном этапе строительства скважины должны выполняться следующие мероприятия:

–         с целью предотвращения в аварийных ситуациях, открытого фонтанирования и загрязнения нефтью прилежащих территорий, устье скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием согласно ГОСТ 13862-90;

–         транспортировку неупакованных сыпучих материалов осуществлять специальным транспортом (цементовозы, смесительные машины);

–         транспортировку жидких веществ (нефть, химреагенты, ГСМ и др) осуществлять только в цистернах или специальных емкостях;

–         образующиеся во время СПО переливы бурового раствора и сточные воды, после мытья пола буровой или оборудования, должны стекать в шламовый амбар.

 

3.8 Экономическое обоснование внедрения исследуемой технологии

Аварийность на производственной площадке буровой установки, прежде всего связано с человеческим фактором: недостаточно компетентный и внимательный персонал, нарушение технологии бурения, недостаточный контроль параметров режима бурения. Решением данной задачи являются проведения доскональных проверок и тестирований на знания технологии бурения у действующего персонала, стимулирование персонала.

Сроки подготовительно-вспомогательных работ в целом по организации за 2022 год заняли 2880 часов (120 суток).

В табл. 6 подробно представлены операции подготовительно-вспомогательных работ.

Таблица 6 – Операции ПВР

 

Подготовительно-вспомогательные работы	Гуляев	Алексеев	Аносов
1. Работы по электрометрии, час	201	326	189
2. Проработки интервалов бурения, час	45	25	35
3. Замена долота, час	12	23	18
4. Сборка/разборка КНБК, час	77	86	66
5.Профилактически             работы             с оборудованием, час	55	40	12
6. Разборка   и   выброс   инструмента   на мостки, час	48	24	32
7. Различные ПЗР, час	72	24	19
8. Незапланированные СПО, час	10	0	15
9. Монтаж ПВО, час	72	56	44
10. Промывки на забое, час	259	225	268
11. Хим. обработка БР, час	32	37	20
12. Перетяжка талевого каната, час	28	18	21
13.Тестирование винтовых двигателей, час	8	6	14
Итого по бригадам, час	919	890	753

 

Из табл. 6 видно, что основное время ПВР занимают промывка скважин – 752 часа, разборка и сборка компоновок – 229 часов, проведение электрометрических работ на скважинах – 716 часов.

Сокращение сроков на ПВР достигается путем уменьшения времени на операции, представленные в таблице, например, применение верхних силовых приводов. Использование данного оборудования позволит снизить сроки наращивания, СПО (как минимум в 2 раза), сборки и разборки компоновок, смены долота и др.

В 2022 году на ремонтные работы оборудования и элементов БУ было затрачено 235 часов. В табл. 7 подробно представлены операции ремонтных работ.

Таблица 7 – Операции ремонтных работ

Ремонтные работы	Гуляев	Алексеев	Аносов
1. Буровых насосов, час	30	9	54
2.    Основной    и    вспомогательной лебедки, час	11	4	24
3. Цепи ротора, час	31	13	22
4. Подвесных ключей, ключей АКБ, час	4	0	0
5. Системы очистки БР, час	0	5	0
6. Манифольда высокого давления, час	0	0	0
7. Различного электрооборудования, час	10	0	3
8. Компрессорных установок, час	24	3	10
Итого по бригадам, час	105	36	113

 

Из табл. 7 видно, что основное время ремонтных работ занимают ремонты буровых насосов и цепи ротора.

Время, затрачиваемое на ремонт насоса (поршней, смена цилиндрических втулок), можно уменьшить за счёт улучшения качества промывочной жидкости (бурового раствора), большое количество твердой фазы в растворе способствует преждевременному выходу насосов из строя. Применение четырехступенчатой системы очистки способно довести показания качества бурового раствора до требуемых величин.

Таким образом, своевременная и добросовестная ревизия за буровым оборудованием, применение выше представленных новшеств технологический процесс сооружения скважин, может значительно повлиять на уменьшение времени бурения.

 

ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе работы был применен производственный опыт эксплуатации ВЗД при строительстве наклонно-направленных скважин, опытно-экспериментальные исследования, разработаны мероприятия по выявлению причин неисправностей винтовых забойных машин, а также возможные причины ликвидации отказов.

В работе рассмотрены наиболее вероятные и возможные причины отказов двигателей, детальный анализ конструкции ВЗД.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. История создания винтовых забойных двигателей. Статья. Электронный ресурс: http://vseoburenii.com/istoriya-sozdaniya-vintovyih-zaboynyih-dvigateley. Дата обращения: 25.03.2018г.
2. Труды ВНИИБТ/ОАО НПО «Буровая техника №2.-М.: «Современные тетради», 2008 1999г
3. Паспорт винтового забойного двигателя ДРУ3-172РС.7.8 №5455, Пермь, фирма «Радиус-Сервис», 2017 г.
4. Каталог продукции NGT гидравлические забойные двигатели, Пермь, фирма «NGT», 2017
5. MICON Downhole-Tools GmbH. Positive displacement motors (PDM). Nienhagen, Germany, 2017
6. Винтовые забойные двигателя. Издание №7. Руководство по эксплуатации. Акционерное общество «Пермнефтемашремонт» г. Краснокамск, 2015
7. Технологии ННБ, телеметрии и каротажа во время бурения. Краткий справочник. Schlumberger, 2015
8. Каталог продукции ВНИИБТ «Винтовые забойные двигатели», Пермь, фирма ООО «ВНИИБТ Буровой инструмент», 2016
9. Каталог продукции Радиус Сервис «Гидравлические забойные двигатели», Пермь, фирма ООО «Радиус Сервис», 2017
10. Паспорт ДРУ2-172РС.865ПС №2174. Двигатель с регулятором угла. Пермь, 2012
11. Инструкция по эксплуатации ДР-178.7/8.55. ООО «Радиус Сервис», Пермь, 2012.
12. Винтовые забойные двигатели (Руководство по эксплуатации) Редакция 1. Пермь, 2010 г.
13. Регламент эксплуатации и отбраковки ВЗД 120-240 мм ООО «ДримНефть». Служба наклонно-направленного бурения, г. Иркутск, 2018 г.
14. В.И. Молодило. Способ контроля режима работы винтового двигателя в забойных условиях: а.с. 1653390. СССР, с приоритетом 12.01.1989 г.
15. Сведения о наработке винтовых забойных двигателей СННБ ООО «ДримНефть»
16. Мельников В.В., Епихин А.В. Анализ влияния температуры промывочной жидкости на характеристики резины эластомеров винтовых забойных двигателей// Проблемы геологии и освоения недр: Труды XIX Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 70-летнему юбилею Победы советского народа над фашистской Германией. Том II; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2015. – С. 350-352.
17. Мельников В.В. Оценка негативного влияния высоких забойных температур на элементы конструкции скважины и буровое оборудование// Творчество юных – шаг в успешное будущее: Материалы VIII Всероссийской научной студенческой конференции с элементами научной школы имени профессора М.К. Коровина. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2015. – С. 202-205.
18. Мельников В.В. Анализ опыта изучения влияния температуры на характеристики резины эластомеров винтовых забойных двигателей // Современные проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и гидрогеоэкологии Евразии: Материалы Всероссийской конференции с международным участием «Современные проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и гидрогеоэкологии Евразии» с элементами научной школы. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2015. – С. 615-619.