УСТРОЙСТВО ДЛЯ НЕПРЕРЫВНОГО ОТБОРА КЕРНА С МОРСКОГО ДНА Российский патент 1998 года по МПК E21B25/18 E21B25/02 

Настоящее изобретение относится к техническим средствам, с помощью которых бурятся скважины различного назначения, а точнее к скважинным инструментам, с помощью которых отбирается керн разбуриваемых пород, извлекаемых на поверхность с помощью съемной грунтоноски.

Известна целая гамма турбобуров с полым валом, к нижней части которого на резьбе прикрепляется бурильная головка (шарошечная или алмазная), которая разбуривает забой и формирует керн, поступающий в съемную грунтоноску, размещающуюся в полом валу [1]. Такие турбобуры получили название "турбодолото". Однако наиболее близким аналогом нашего изобретения является турбодолото, выполненное по [2].

Такое турбодолото обладает одним большим преимуществом перед всеми другими типами керноотборных инструментов - керн поступает в невращающуюся полую ось турбобура с вращающимся корпусом-ротором, что обеспечивает почти стопроцентный вынос керна и его практическую нераскрошенность. Однако разработчикам не удалось создать надежно работающего уплотнения вращающегося корпуса, которое отделяет полость высокого давления бурового раствора (надтурбинное пространство) от полости низкого давления (пространство за корпусом турбобура). Многолетние попытки найти эффективное решение не дали положительного результата и в начале 60-х годов эти работы были прекращены.

Известен также турбобур с вращающимся корпусом и неподвижной полой осью, в котором были использованы турбины двух типов, причем одна из этих турбин выполняла функцию уплотнения между валом и корпусом. (См. статью Ю.Р.Иоанесян "Проектирование турбобуров с параллельным распределением расхода промывочной жидкости в турбине". Турбобуры с наклонной линией давления. Труды ВНИИБТ. Изд-во "Недра", М., 1969, с. 34-35).

Однако в этом турбобуре не предусматривалась установка съемной грунтоноски и не удалось поднять до необходимых значений уплотняющую способность верхней турбины-уплотнителя.

В последние годы появился очень специфический вид работ в море, который сделал необходимость создания подобного турбобура весьма актуальной. Необходимость сплошного отбора керна со дна проливов, под которыми проложены, прокладывают или предполагают проложить туннели, очевидна. Однако в тех случаях, когда имеют место сильные придонные течения (Гибралтарский пролив, залив Сан-Франциско, Ла-Манш и другие), забуривание в дно моря с динамически позиционируемых судов при сложной пространственной линии изгиба бурильных труб в толще морской воды - дело весьма сложное, сопровождающееся большим количеством аварий с инструментом и оставлением его на дне моря. Не меньшие сложности представляет собой отбор керна в рифтовых зонах океана, на океанических склонах и каньонах морского шельфа.

В этих случаях необходимо забуриться в породы морского дна (это могут быть достаточно прочные известняки, а в рифтовых зонах океанического дна - базальты), при том, что продольная ось бурильного инструмента по отношению к поверхности дна моря может располагаться под углами 40-30^o, а иногда и меньшими. Установить в таких условиях направляющую воронку на дно - дело весьма сложное, дорогое и зачастую - неосуществимое.

Задачей изобретения является получение технического результата за счет создания устройства, обеспечивающего отбор керна в условиях весьма сильных придонных течений и независимо от сложности профиля морского дна.

Поставленная задача решается за счет того, что в устройстве для непрерывного отбора керна с морского дна, включающем турбобур, имеющий неподвижную полую ось, присоединенную к нижней трубе колонны бурильных труб, вращающийся корпус, положение которого фиксируется с помощью радиальных опор и осевой опоры, съемную грунтоноску, установленную во внутренней полости неподвижной полой оси турбобура, гидравлически связанной с кольцевой межтурбинной полостью, и кернообразующую бурильную головку, вращающийся корпус имеет бурт на наружной поверхности, в корпусе турбобура неподвижно зафиксированы роторы ступеней давления верхней турбины-уплотнения и нижней турбины, на оси неподвижно зафиксированы статоры ступеней давления тех же турбин, кернообразующая бурильная головка выполнена алмазной и прикреплена на резьбе к ниппелю корпуса турбобура, углы установки лопаток роторных и статорных венцов верхней турбины-уплотнения к плоскости, перпендикулярной оси турбобура, находятся в пределах диапазона значений от 25 до 40^o, входные кромки лопаток - тонкие и имеют скругление радиусом 0,6-1,0 мм, а выходные кромки лопаток - толстые и подрезанные в плоскости, перпендикулярной оси турбобура.

Способствует получению технического результата также то, что на бурт корпуса посажен маховик, периферия и нижняя рабочая поверхность которого армированы вставками из прочных износостойких материалов.

Изобретение поясняется чертежами. На фиг. 1 показана верхняя часть устройства; на фиг. 2 - нижняя часть устройства; на фиг. 3 - изображена одна ступень давления верхней турбины уплотнения; на фиг. 4 показаны профили лопаток ротора и статора верхней турбины-уплотнения; на фиг. 5 изображена нижняя часть устройства с установленным на бурт корпуса турбобура маховиком.

Устройство содержит неподвижную полую ось 1 турбобура, которая имеет верхний резьбовой переводник 2, с помощью которого она прикрепляется к нижней трубе колонны бурильных труб (на фиг. 1 не показана). Полая ось 1 турбобура имеет 2-4 промывочных окна 3, с помощью которых внутренняя полость оси 1 гидравлически соединяется с внутренней кольцевой полостью фонаря 4 и далее через промывочные окна 5 - с межтурбинной кольцевой полостью 6, расположенной внутри корпуса 7. Во внутренней полости оси 1 ниже промывочных окон 3 на внутренний бурт расточки устанавливается съемная грунтоноска 8, головка 9 которой имеет уплотнение 10, с помощью которого грунтоноска 8 уплотняется во внутренней полости оси турбобура.

В корпусе 7 турбобура с помощью нижнего натяжного ниппеля 11 и верхней натяжной гайки 12 неподвижно зафиксированы роторы 13 ступеней давления нижней основной турбины, которая располагается под межтурбинной кольцевой полостью 6, а также роторные элементы 14 радиальных опор, надфонарная дистанционная втулка 15, диски 16 и проставочные кольца 17 многоступенчатой осевой опоры турбобура. В корпусе 7 турбобура неподвижно зафиксированы также роторы 18 ступеней давления верхней турбины-уплотнения турбобура. Верхняя турбина-уплотнение располагается над межтурбинной кольцевой полостью 6.

На полой оси 1 турбобура с помощью гайки 19 неподвижно зафиксированы фонарь 4, статоры 20 ступеней давления нижней турбины, статорные элементы 21 радиальных опор, статоры 22 ступеней давления верхней турбины-уплотнения, диски 23 и проставочные кольца 24 осевой опоры турбобура.

С помощью радиальных и осевой опор фиксируется положение вращающегося корпуса-ротора относительно неподвижной оси-статора.

К ниппелю 11 корпуса турбобура на резьбе крепится алмазная кернообразующая бурильная головка 25, над кернообразующим внутренним диаметром которой располагается кернователь 26 съемной грунтоноски 8.

Роторные диски 16 многоступенчатой осевой опоры турбобура покрыты привулканизированной резиновой обкладкой, на которой имеется несколько канавок, с помощью которых межтурбинная полость 6 гидравлически связана с роторами 18 и статорами 22 ступеней давления верхней турбины-уплотнения.

На фиг. 3, где изображена одна ступень давления верхней турбины уплотнения, стрелками указано направление натекания потока на лопатки статора и ротора.

Лопатки 27 лопаточных венцов роторов 18 и статоров 22 ступеней давления верхней турбины-уплотнения имеют тонкие входные кромки 28 с радиусом скругления 0,6-1,0 мм, выходные кромки лопаток - толстые, подрезанные в плоскости, перпендикулярной оси турбобура. При этом углы установки α лопаток 27 роторных и статорных венцов к плоскости, перпендикулярной оси турбобура, находятся в пределах диапазона значений от 25 до 40^o.

На фиг. 4 стрелкой указано направление натекания потока на лопатки статора и ротора.

Нижняя турбина имеет профили лопаток роторов 13 и статоров 20, аналогичные тем, которые используются в обычных турбобурах. И нижняя, и верхняя турбины по углам установок лопаток к плоскости, перпендикулярной оси турбобура, ориентированы на вращение корпуса-ротора по часовой стрелке (при взгляде на алмазную бурильную головку 25 сверху).

В нижней части турбобура (фиг. 5) на бурт ниппеля 11 (наружный диаметр которого на 10-20 мм больше наружного диаметра корпуса 7) с диаметральным зазором в 5-10 мм и упором в конический бурт 30 надет маховик 31. Возможна установка маховика на бурт 30 ниппеля 11 с помощью шлицевого или другого разъемного соединения. Периферия маховика и его нижняя рабочая поверхность армируются износостойкими породоразрушающими вставками 32.

Работа устройства осуществляется следующим образом. Собранный турбобур присоединяется своей полой осью 1 через резьбовой переводник 2 к нижней трубе бурильной колонны и вместе с алмазной кернообразующей бурильной головкой 25 спускается с динамически позиционируемого судна в толщу морской воды. Турбобур не доводят до морского дна на 5-15 метров (в зависимости от высоты волны и качки судна).

Затем включаются буровые насосы и забортная морская вода по колонне бурильных труб через полую ось 1 турбобура, окна 3, фонарь 4 и его окна 5 попадает в межтурбинную кольцевую полость 6, где разделяется на два потока.

Большая часть подаваемого расхода воды отрабатывается в роторах 13 и статорах 20 нижней турбины. Меньшая часть, проходя через канавки обрезиненных дисков осевой опоры, отрабатывается в роторах 18 и статорах 22 верхней турбины-уплотнения.

Корпус-ротор 7 турбобура начинает разгоняться, разгоняя свободно посаженный на конический бурт 30 ниппеля 11 маховик 31. Частота вращения корпуса турбобура и маховика может достигать значений в 2500-3200 об/мин, при этом гироскопический момент маховика 31 и корпуса турбобура 7 фиксирует в водной толще пространственное положение продольной оси турбобура.

После этого инструмент быстро подается до контакта с морским дном и далее до контакта породы с маховиком 31. Маховик, смещаясь вверх относительно конического бурта 30 и реализуя свою кинетическую энергию на выравнивание поверхности морского дна, останавливается, а корпус-ротор 7 продолжает вращаться.

В этот момент положение турбобура фиксируется режущей частью бурильной головки 25 и гироскопическим моментом вращающегося корпуса 7. Углубление образовавшегося забоя происходит через невращающийся, горизонтально лежащий на дне моря маховик, т.к. его внутренняя расточка больше наружного диаметра корпуса турбобура и намного больше габаритного диаметра замков бурильной колонны.

Для того чтобы маховик мог эффективно выполнять работу по выравниванию поверхности дна, с которой он вошел в соприкосновение, его периферия и нижняя рабочая поверхность армируется износостойкими вставками 32.

После того как забой образовавшейся скважины заглублен в дно моря на величину керноотбираемой части съемной грунтоноски 8, насосы отключаются, верхняя ведущая труба бурильной колонны отворачивается, внутрь колонны сбрасывается тросовый ловитель-овершот, который захватывает головку 9 грунтоноски 8.

С помощью специальной лебедки грунтоноска 8 извлекается на поверхность, а на ее место сбрасывается новая. После того как будут пробурены 8-12 м, операция повторяется.

Практика бурения показывает, что одной алмазной бурильной головкой в зависимости от прочности пород, слагающих разрез морского дна, можно пробурить от 500 до 3000 м.

Форма лопаток роторов 18 и статоров 22 верхней турбины-уплотнения обеспечивает оптимальную моментную характеристику турбобура (зависимость крутящего момента, реализуемого на бурильной головке, от частоты вращения), что позволяет наряду с полноценным отбором керна получать высокую скорость углубления скважины.

Маховик 31 устанавливается на корпусе турбобура в тех случаях, когда дно моря представлено твердыми и крепкими породами, залегает под большими углами к горизонтальной поверхности и при сильных придонных течениях. Если на дне моря имеется толстый слой ила, мягкого песка, глины или мягкого известняка, маховик не используется и забуривание в дно моря осуществляется со стабилизацией пространственного положения инструмента посредством гироскопического момента только вращающегося корпуса турбобура.

Устройство для непрерывного отбора керна с морского дна, включающее турбобур с полой осью, присоединяемой через резьбовой переводник к нижней трубе колонны бурильных труб. В полой оси турбобура ниже промывочных окон размещается съемная грунтоноска. На оси с помощью радиальных опор и осевой опоры фиксируется положение корпуса-ротора. В корпусе-роторе неподвижно закреплены два типа турбины: верхняя и нижняя. Нижняя турбина располагается над межтурбинной полостью. Верхняя турбина-уплотнение располагается над межтурбинной полостью. Межтурбинная полость гидравлически связана с внутренней полостью оси. Входные кромки лопаток верхней турбины - тонкие, выходные - толстые, подрезанные в плоскости, перпендикулярной оси турбобура. На бурт ниппеля корпуса посажен маховик, периферия и нижняя рабочая поверхность которого армированы износостойкими вставками. К ниппелю корпуса на резьбе крепится алмазная кернообразующая бурильная головка. Использование изобретения обеспечивает отбор керна в условиях придонных течений и независимо от сложности профиля морского дна. 1 з.п.ф-лы, 5 ил.

1. Устройство для непрерывного отбора керна с морского дна, включающее турбобур, имеющий неподвижную полую ось, присоединенную к нижней трубе колонны бурильных труб, вращающийся корпус, положение которого на оси фиксируется с помощью радиальных опор и осевой опоры, съемную грунтоноску, установленную во внутренней полости неподвижной полой оси турбобура, гидравлически связанной с кольцевой межтурбинной полостью, и кернообразующую бурильную головку, отличающееся тем, что вращающийся корпус имеет бурт на наружной поверхности, в корпусе турбобура неподвижно зафиксированы роторы ступеней давления верхней турбины-уплотнения и нижней турбины, на оси неподвижно зафиксированы статора ступеней давления тех же турбин, кернообразующая бурильная головка выполнена алмазной и прикреплена на резьбе к ниппелю корпуса турбобура, углы установки лопаток роторных и статорных венцов верхней турбины-уплотнения к плоскости, перпендикулярной оси турбобура, находятся в пределах диапазона значений от 25 до 40^o, входные кромки лопаток - тонкие и имеют скругление радиусом 0,6 - 1,0 мм, а выходные кромки лопаток - толстые и подрезанные в плоскости, перпендикулярной оси турбобура. 2. Устройство по п.2, отличающееся тем, что на бурт корпуса турбобура насажен маховик, периферия и нижняя рабочая поверхность которого армированы вставками из прочных износостойких материалов.