Реферат: Турбобуры. Реферат на тему турбобур

Реферат - Турбобуры - Геология

1. Турбобуры. Назначение, типы, конструктивные особенности.

В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением её тормозного момента) не зависит от глубины скважины, скорости вращения долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород.

Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб при этом способе бурения примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении. В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном.

Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции:

1. Достаточный крутящих момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см² площади забоя.

2. Устойчивую работу при частотах вращения менее 7 сдля шарошечных и 7 – 10 сдля алмазных долот.

3. Максимально возможный КПД.

4. обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа.

5. Наработку на отказ не менее 300 ч.

6. Долговечность не менее 2000 ч.

7. Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ.

8. Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.

9. Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.

10. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.

11. Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.

12. Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны.

13. Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения.

14. Гашение вибраций бурильного инструмента

15. Экономию проведённых затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

В одной конструкции все эти требования воплотить очень сложно. В то же время целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров одинакового диаметра.

В начале 50-х годов в связи с возрастанием глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух-трёх секций, собираемых непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров осевая опора была вынесена в отдельную секцию – шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура – его опоры.

Резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что снижало эффективность способа бурения, поэтому в конце 50-х годов были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура.

В начале 60-х годов Р.А. Ионнесяном и соавторами была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура серии 128 000, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения приблизительно 2,5 – 5 с, что привело к созданию ряда новых направлений в конструировании турбобуров:

· с системой гидродинамического торможения;

· многосекционных;

· с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;

· с системой демпфирования вибраций;

· с разделенным потоком жидкости и полым валом;

· с плавающей системой статора;

· с тормозной приставкой гидромеханического типа;

· с редукторной приставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа – винтовые.

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры типа 3ТСШ! Предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами. Состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции. В шпинделе установлена непроточная резинометаллическая осевая опора, которая выполняет также функцию уплотнения вала турбобура.

В каждой турбинной секции размещено около 100 ступеней турбины, по четыре радиальные опоры и по три ступени предохранительной осевой пяты. Последняя применяется для устранения опасности соприкосновения роторов и статоров турбины из-за износа шпиндельного подшипника в процессе работы.

Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения

Высокомоментные турбобуры типа АГТШ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но могут применяться и при алмазном бурении.

Состоят из трех секций и шпинделя. Две турбинные секции содержат многоступенчатую высокоциркулятивную турбину. В третьей устанавливаются ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ состоят из статора и ротора, лопатки венцов которых имеют безударное обтекание жидкостью на тормозном режиме. При вращении такого ротора возникает крутящий момент, противоположный моменту, развиваемому турбиной турбобура. Значение тормозящего момента пропорционально частоте вращения вала.

В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный шарикоподшипник серии 128 000. в качестве уплотнения вала используются круглые резиновые кольца ПРУ.

Многосекционные турбобуры

С целью снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяются многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Серийные турбобуры, собранные из пяти-шести турбинных секций, позволяют эффективно отрабатывать высокопроизводительные долота при пониженных расходах бурового раствора, а также предоставляют технологам значительно более широкие возможности для выбора оптимальных параметров режима бурения.

По своей конструктивной схеме многосекционный турбобур не отличается от серийного. Однако увеличение числа турбинных секций предъявляет более высокие требования к надежности работы шпинделя турбобура: он должен быть более надежным и более долговечным, чем шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД. Их долговечность составляет 2000-4000 ч.

Формирование энергетической характеристики многосекционного турбобура может осуществляться несколькими путями: использованием разных типов турбин, их сочетанием со ступенчатыми ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.

Турбобур с независимой подвеской

Увеличение числа секций турбобура позволяет сформировать оптимальную энергетическую характеристику для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами и алмазными породоразрушающими инструментами. Этот путь представляется наиболее простым и надежным, однако требует более квалифицированного подхода к сборке и регулировке турбинных секций. Для упрощения этих операций и взаимозаменяемости секций разработана конструкция турбобура с независимой подвеской.

Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упорный шарикоподшипник. Корпусы секций соединяются между собой с помощью конической резьбы, а валы – квадратными полумуфтами и могут свободно перемещаться в осевом направлении. В результате такой компоновки секций износ упорного подшипника шпинделя не влияет на осевой зазор между статором и ротором турбины. Последний определяется только износом подшипников, установленных в турбинных секциях. Поскольку осевая нагрузка на эти секции действует только с одной стороны и практически не имеет динамической составляющей, то этот износ легко прогнозируется. При сборке ротор турбины устанавливается в крайнее верхнее положение относительно статора, что позволяет увеличить время работы упорного подшипника секции. По данным промысловых испытаний диапазон наработки турбинной секции на отказ составляет 120-350 ч.

Упорный подшипник шпинделя работает в тяжелых условиях. Действующая на него реакция забоя скважины переменна по величине и частотам возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному износу этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может составлять около 16-20 мм, поэтому наработка на отказ может быть вполне соизмерима и даже выше, чем у шпинделя обычного типа, но только в тех случаях, когда износ опоры не сопровождается расколом отдельных ее элементов (обоймы, шара).

Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80-90 ступеней.

Турбобур с плавающим статором

Турбобуры с плавающим статором обладают теми же преимуществами, что и турбобуры с независимой подвеской секций, однако осевая опора шпинделя имеет повышенную гидравлическую нагрузку.

Их конструкции принципиально отличаются от известных. Каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения в осевом направлении и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз корпуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой и пяту для соответствующего статора, который не имеет приставочных дистанционных колец.

Такое исполнение ступени турбины позволяет до максимума увеличить средний диаметр турбины и в то же время до минимума сократить осевой люфт в ступени. Тем самым в корпусе стандартной длины удается разместить число ступеней в 1,4 раза больше, чем у серийных турбобуров.

Недостаток этой конструкции – свободный выход бурового раствора на внутреннюю поверхность корпуса турбинной секции.

Турбобур состоит из трех турбинных секций и шпинделя с двумя вариантами осевой опоры: подшипник ШШ)-172 и резинометаллическая пята ПУ-172. Средняя наработка турбобура на отказ (по шпинделю) составляет 210 ч. Отсутствие взаимосвязи между осевыми люфтами турбины и осевой опорой шпинделя позволяет исключить из практики турбинного бурения торцовый износ лопаточных венцов турбин и повысить межремонтный период работы шпинделей.

Турбобур с полым валом

Турбобуры с полым валом предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами в сложных горно-геологических условиях. Турбобур состоит из турбинных секций и шпинделя. В зависимости от условий эксплуатации возможно использование от трех до шести турбинных секций для обеспечения требуемой характеристики турбобура.

Турбинные секции состоят из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на четырех резинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и полым валом установлено около 100 ступеней турбины. Концы полого вала оборудованы конусно-шлицевыми полумуфтами, внутри которых имеются уплотнительные элементы, предотвращающие утечку бурового раствора из полости вала к турбине. При сборке турбинных секций соблюдаются заданные размеры вылета и утопания полумуфт для обеспечения необходимого положения роторов относительно статоров.

Шпиндель турбобура состоит из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на резинометаллических радиальных опорах и упорно-радиальном шариковом подшипнике серии 128 000.

Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуществлять следующие операции:

· поддерживать в насадках долота перепад давления 6-9 МПа без дополнительного нагружения буровых насосов;

· проводить замеры пространственного положения ствола скважины в непосредственной близости от долота без подъема бурильной колонны на дневную поверхность;

· на основании проведенных замеров корректировать осевую нагрузку на долото для управления процессом набора, сброса или стабилизации угла искривления ствола скважины;

· прокачивать через полость валов, минуя турбину, разного рода наполнители;

· спускать в аварийных случаях в полость вала приборы для определения места прихвата ПО-50 по Т 39-020-75 и торпеды, например, ТШ-35, ТШ-43, ТШ-50 по ТУ 25-04-2726-75, ТУ 25-04-2702-75 или ТДШ-25-1, ТДШ-50-2 по ТУ 39/5-137-73 и ТУ 39/5-138-73;

· продавливать буровой раствор и выравнивать его свойства через полый вал с последующим сбросом гидромониторного узла – такая операция позволяет во много раз сократить время для проведения указанных работ.

Турбобур с редуктором-вставкой

Турбобуры с редуктором вставкой типа РМ предназначены для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опорами при технологически необходимом расходе бурового раствора и уменьшенным по сравнению с другими гидравлическими двигателями перепадом давлений.

Маслонаполненный редуктор-вставка применяется в сочетании с турбинными секциями и шпинделем серийно выпускаемых турбобуров. Редуктор-вставка устанавливается между шпинделем и турбинными секциями, снабжен планетарной передачей и системой маслозащиты передачи и опор.

Планетарная передача двухрядная, зубчатая, с косозубым зацеплением Новикова. Система маслозащиты имеет уплотнение торцового типа. Выходной вал с помощью шлицевой муфты соединен с валом шпинделя, а входной вал с помощью полумуфты – с турбинными секциями.

Редуктор-вставка представляет собой автономный узел, который может быть заменен непосредственно на буровой. Средняя наработка на отказ маслонаполненного редуктора составляет 100-115 ч, а при бурении скважин с высокими забойными температурами (свыше 150С) – около 40 ч.

www.ronl.ru

Турбобуры

www.coolreferat.com

Реферат: Доклад: Турбобуры

1. Турбобуры. Назначение, типы, конструктивные особенности.

В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением её тормозного момента) не зависит от глубины скважины, скорости вращения долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород.

Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб при этом способе бурения примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении. В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном.

Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции:

1.  Достаточный крутящих момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см² площади забоя.

2.  Устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с для шарошечных и 7 – 10 с для алмазных долот.

3.  Максимально возможный КПД.

4.  обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа.

5.  Наработку на отказ не менее 300 ч.

6.  Долговечность не менее 2000 ч.

7.  Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ.

8.  Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.

9.  Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.

10.  Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.

11.  Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.

12.  Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны.

13.  Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения.

14.  Гашение вибраций бурильного инструмента

15.  Экономию проведённых затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

В одной конструкции все эти требования воплотить очень сложно. В то же время целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров одинакового диаметра.

В начале 50-х годов в связи с возрастанием глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух-трёх секций, собираемых непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров осевая опора была вынесена в отдельную секцию – шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура – его опоры.

Резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что снижало эффективность способа бурения, поэтому в конце 50-х годов были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура.

В начале 60-х годов Р.А. Ионнесяном и соавторами была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура серии 128 000, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения приблизительно 2,5 – 5 с, что привело к созданию ряда новых направлений в конструировании турбобуров:

·  с системой гидродинамического торможения;

·  многосекционных;

·  с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;

·  с системой демпфирования вибраций;

·  с разделенным потоком жидкости и полым валом;

·  с плавающей системой статора;

·  с тормозной приставкой гидромеханического типа;

·  с редукторной приставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа – винтовые.

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры типа 3ТСШ! Предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами. Состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции. В шпинделе установлена непроточная резинометаллическая осевая опора, которая выполняет также функцию уплотнения вала турбобура.

В каждой турбинной секции размещено около 100 ступеней турбины, по четыре радиальные опоры и по три ступени предохранительной осевой пяты. Последняя применяется для устранения опасности соприкосновения роторов и статоров турбины из-за износа шпиндельного подшипника в процессе работы.

Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения

Высокомоментные турбобуры типа АГТШ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но могут применяться и при алмазном бурении.

Состоят из трех секций и шпинделя. Две турбинные секции содержат многоступенчатую высокоциркулятивную турбину. В третьей устанавливаются ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ состоят из статора и ротора, лопатки венцов которых имеют безударное обтекание жидкостью на тормозном режиме. При вращении такого ротора возникает крутящий момент, противоположный моменту, развиваемому турбиной турбобура. Значение тормозящего момента пропорционально частоте вращения вала.

В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный шарикоподшипник серии 128 000. в качестве уплотнения вала используются круглые резиновые кольца ПРУ.

Многосекционные турбобуры

С целью снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяются многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Серийные турбобуры, собранные из пяти-шести турбинных секций, позволяют эффективно отрабатывать высокопроизводительные долота при пониженных расходах бурового раствора, а также предоставляют технологам значительно более широкие возможности для выбора оптимальных параметров режима бурения.

По своей конструктивной схеме многосекционный турбобур не отличается от серийного. Однако увеличение числа турбинных секций предъявляет более высокие требования к надежности работы шпинделя турбобура: он должен быть более надежным и более долговечным, чем шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД. Их долговечность составляет 2000-4000 ч.

Формирование энергетической характеристики многосекционного турбобура может осуществляться несколькими путями: использованием разных типов турбин, их сочетанием со ступенчатыми ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.

Турбобур с независимой подвеской

Увеличение числа секций турбобура позволяет сформировать оптимальную энергетическую характеристику для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами и алмазными породоразрушающими инструментами. Этот путь представляется наиболее простым и надежным, однако требует более квалифицированного подхода к сборке и регулировке турбинных секций. Для упрощения этих операций и взаимозаменяемости секций разработана конструкция турбобура с независимой подвеской.

Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упорный шарикоподшипник. Корпусы секций соединяются между собой с помощью конической резьбы, а валы – квадратными полумуфтами и могут свободно перемещаться в осевом направлении. В результате такой компоновки секций износ упорного подшипника шпинделя не влияет на осевой зазор между статором и ротором турбины. Последний определяется только износом подшипников, установленных в турбинных секциях. Поскольку осевая нагрузка на эти секции действует только с одной стороны и практически не имеет динамической составляющей, то этот износ легко прогнозируется. При сборке ротор турбины устанавливается в крайнее верхнее положение относительно статора, что позволяет увеличить время работы упорного подшипника секции. По данным промысловых испытаний диапазон наработки турбинной секции на отказ составляет 120-350 ч.

Упорный подшипник шпинделя работает в тяжелых условиях. Действующая на него реакция забоя скважины переменна по величине и частотам возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному износу этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может составлять около 16-20 мм, поэтому наработка на отказ может быть вполне соизмерима и даже выше, чем у шпинделя обычного типа, но только в тех случаях, когда износ опоры не сопровождается расколом отдельных ее элементов (обоймы, шара).

Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80-90 ступеней.

Турбобур с плавающим статором

Турбобуры с плавающим статором обладают теми же преимуществами, что и турбобуры с независимой подвеской секций, однако осевая опора шпинделя имеет повышенную гидравлическую нагрузку.

Их конструкции принципиально отличаются от известных. Каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения в осевом направлении и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз корпуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой и пяту для соответствующего статора, который не имеет приставочных дистанционных колец.

Такое исполнение ступени турбины позволяет до максимума увеличить средний диаметр турбины и в то же время до минимума сократить осевой люфт в ступени. Тем самым в корпусе стандартной длины удается разместить число ступеней в 1,4 раза больше, чем у серийных турбобуров.

Недостаток этой конструкции – свободный выход бурового раствора на внутреннюю поверхность корпуса турбинной секции.

Турбобур состоит из трех турбинных секций и шпинделя с двумя вариантами осевой опоры: подшипник ШШ)-172 и резинометаллическая пята ПУ-172. Средняя наработка турбобура на отказ (по шпинделю) составляет 210 ч. Отсутствие взаимосвязи между осевыми люфтами турбины и осевой опорой шпинделя позволяет исключить из практики турбинного бурения торцовый износ лопаточных венцов турбин и повысить межремонтный период работы шпинделей.

Турбобур с полым валом

Турбобуры с полым валом предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами в сложных горно-геологических условиях. Турбобур состоит из турбинных секций и шпинделя. В зависимости от условий эксплуатации возможно использование от трех до шести турбинных секций для обеспечения требуемой характеристики турбобура.

Турбинные секции состоят из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на четырех резинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и полым валом установлено около 100 ступеней турбины. Концы полого вала оборудованы конусно-шлицевыми полумуфтами, внутри которых имеются уплотнительные элементы, предотвращающие утечку бурового раствора из полости вала к турбине. При сборке турбинных секций соблюдаются заданные размеры вылета и утопания полумуфт для обеспечения необходимого положения роторов относительно статоров.

Шпиндель турбобура состоит из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на резинометаллических радиальных опорах и упорно-радиальном шариковом подшипнике серии 128 000.

Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуществлять следующие операции:

·  поддерживать в насадках долота перепад давления 6-9 МПа без дополнительного нагружения буровых насосов;

·  проводить замеры пространственного положения ствола скважины в непосредственной близости от долота без подъема бурильной колонны на дневную поверхность;

·  на основании проведенных замеров корректировать осевую нагрузку на долото для управления процессом набора, сброса или стабилизации угла искривления ствола скважины;

·  прокачивать через полость валов, минуя турбину, разного рода наполнители;

·  спускать в аварийных случаях в полость вала приборы для определения места прихвата ПО-50 по Т 39-020-75 и торпеды, например, ТШ-35, ТШ-43, ТШ-50 по ТУ 25-04-2726-75, ТУ 25-04-2702-75 или ТДШ-25-1, ТДШ-50-2 по ТУ 39/5-137-73 и ТУ 39/5-138-73;

·  продавливать буровой раствор и выравнивать его свойства через полый вал с последующим сбросом гидромониторного узла – такая операция позволяет во много раз сократить время для проведения указанных работ.

Турбобур с редуктором-вставкой

Турбобуры с редуктором вставкой типа РМ предназначены для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опорами при технологически необходимом расходе бурового раствора и уменьшенным по сравнению с другими гидравлическими двигателями перепадом давлений.

Маслонаполненный редуктор-вставка применяется в сочетании с турбинными секциями и шпинделем серийно выпускаемых турбобуров. Редуктор-вставка устанавливается между шпинделем и турбинными секциями, снабжен планетарной передачей и системой маслозащиты передачи и опор.

Планетарная передача двухрядная, зубчатая, с косозубым зацеплением Новикова. Система маслозащиты имеет уплотнение торцового типа. Выходной вал с помощью шлицевой муфты соединен с валом шпинделя, а входной вал с помощью полумуфты – с турбинными секциями.

Редуктор-вставка представляет собой автономный узел, который может быть заменен непосредственно на буровой. Средняя наработка на отказ маслонаполненного редуктора составляет 100-115 ч, а при бурении скважин с высокими забойными температурами (свыше 150 С) – около 40 ч.

www.neuch.ru

Заурбеков С.А. Турбобуры (1)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

КАСПИЙСКИЙ ОБЩЕСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

С. А. ЗАУРБЕКОВ

ТУРБОБУРЫ

(Учебное пособие)

УДК 622.242.ББК 33.131Т 89

Турбобуры. Учебное пособие к лабораторным и практическим занятиям по курсу«Бурение нефтяных и газовых скважин» и разработке курсового и дипломного проектов./ Сост. С.А. Заурбеков.

– Алматы:КОУ, 2006,с. 1 – 60.

Учебное пособие разработано в соответствии с требованиями квалификационных характеристик инженера-буровикаи инженера- механика для студентов нефтяных специальностей бакалавриата

050712, 050708, 050715 и магистратуры 6N0712, 6N0708, 6N0715.

Учебное пособие предназначено для оказания практической помощи студентам при выполнении лабораторных работ и индивидуальных заданий по курсу «Бурение нефтяных и газовых скважин» и разработке курсового и дипломного проектов, а также могут быть использованы в процессе проведения научно- исследовательской работы студентами.

Учебное пособие составлено для студентов факультета энергетики и нефтегазовой индустрии.

ISBN 9965-9729-7-4

ББК 33.131

Ил. 12., табл. 12, список литературы– 17 наим.

Рецензент: профессор кафедры«Технологии и техники бурения скважин» Казахского национального технического университета им. К.И. Сатпаева Федоров Б.В.

СОДЕРЖАНИЕ

2.1Классификация турбобуров по конструктивным

2.1.1Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры ... 12

2.1.3Турбобуры с плавающими статорами (роторами)……….. 18

8РАСЧЕТ ВЕЛИЧИНЫ МОМЕНТОВ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПРИ СБОРКЕ

9МЕТОДИКА ПРОВЕРКИ ПРОЧНОСТИ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ КОРПУСА (НИППЕЛЯ) И ВАЛА

3

ВВЕДЕНИЕ

Постоянно возрастающий объем добычи нефти и газа в Казахстане, составляющий более50 млн. тонн нефти в год и планируемое увеличение добычи до150-200 млн. тонн в год к2015 году, выдвигает нефтяную промышленность республики на передовые позиции в мире. Нефтегазовая отрасль Казахстана в настоящее время переживает мощный рост инвестиционной и производственной активности, в значительной мере влияющей на общую экономическую динамику развития республики. Наблюдается интенсивный рост объемов разведочного и эксплуатационного бурения и добычи углеводородов, строительства магистральных, в том числе и экспортных нефте-

игазопроводов, морских портов и т.д., что требует больших капитальных вложений.

Впоследние годы в нефтяной промышленности используются новые, самые современные машины, комплексы и инструмент, которые оказывают заметное влияние на производительность буровых работ и ускорение темпов роста добычи нефти и газа. Успехи бурения, добычи неразрывно связаны с новейшими научными разработками в области расчета

ипроектирования машин и комплексов, повышения их технического уровня и надежности.

Для проводки глубоких нефтяных и газовых скважин используется вращательный способ бурения, который по принципу передачи вращения долоту, делится на роторный и турбинный способы бурения.

Роторный способ бурения характеризуется передачей вращения долоту с дневной поверхности через бурильную колонну, а при турбинном способе долото приводится во вращение забойным двигателем(турбобуром, электробуром, винтовым забойным двигателем), устанавливаемым между долотом и бурильной колонной.

В процессе роторного бурения часть мощности привода буровой установки расходуется на вращение бурильной колонны, и с увеличением глубин скважин непроизводительные затраты мощности возрастают, а подводимая к долоту мощность уменьшается.

4

При турбинном способе бурения наиболее широкое распространение получили гидравлические забойные двигатели

– турбобуры. Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой присоединено долото. В турбобуре происходит преобразование гидравлической энергии подводимого к нему потока жидкости в механическую энергию вращения вала. С этой целью в каналах турбины равномерно по окружности расположены лопатки, направленные наклонно к оси турбобура. Турбина состоит из двух частей- ротора и статора. Направление лопаток статора и ротора противоположно. Рабочая жидкость, проходя через первый статор, отклоняется от первоначального осевого направления, скорость потока меняется по направлению и величине, возрастая на выходе из лопаток. В статоре происходит закручивание потока и создается его циркуляция(вращение вокруг оси). Закрученный поток жидкости, попадая на лопатки ротора, приводит к вращению вала, при этом интенсивность циркуляции потока уменьшается.

Рис. 1 – Общий вид современного турбобура

Использование турбобуров для осуществления вращения долота на забое скважины позволяет сократить энергозатраты, повысить долговечность и надежность работы бурильной колонны по сравнению с роторным способом бурения скважин. К недостатку турбобуров, как забойных двигателей, необходимо отнести высокую частоту вращения, что приводит к

5

преждевременному выходу из строя подшипников опоры долота.

Конструирование турбобуров сводится к проектированию геометрических размеров турбины и разработке конструкции корпусных и опорных узлов. При проектировании проточной части турбин конечной целью является определение отклоняющей способности и потерь при обтекании профилей решеток.

Проектирование производится аналитическими и экспериментальными методами, результаты которых нашли отражение в справочной литературе по турбинному способу бурения.

Детали турбобура в процессе бурения, спуско-подъемныхи других операций подвергаются действию статистических и динамических нагрузок от действия сил растяжения в верхних и сжатия в нижних секциях, продольного и поперечного изгибов, кручения и внутреннего давления. Следовательно, турбобур должен быть прочным, долговечным, а наружная поверхность его и соединительные резьбы- износостойкими и герметичными.

Геометрические размеры, материал, из которого изготавливаются детали турбобуров, должны подбираться с таким расчетом, чтобы удовлетворять условиям прочности и долговечности. Для этой цели необходимо определить действующие нагрузки на турбобур, затем рассчитать на прочность основные детали- вал, корпус, шлицевые соединения.

6

1 НАЗНАЧЕНИЕ, КОНСТРУКЦИЯ И ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ТУРБОБУРАМ

Турбобур представляет собой забойный гидравлический двигатель, снабженный осевой опорой, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости преобразуется в механическую энергию работы вала, к которому присоединяется долото. Турбобур- это многоступенчатая осевая турбина, использующая кинетическую(скоростную) энергию потока жидкости. В турбинах работа совершается, главным образом, за счет изменения количества движения жидкости(импульса). В турбобурах используются многоступенчатые осевые турбины лопастного типа, которые состоят из статора и ротора и представляют собой в сборе ступень турбобура(рис. 2).

Рис. 2 – Схема ступени турбины турбобура1 – лопатки статора; 2 – лопатки статора; А– направление движения потока

Поток промывочной жидкости, нагнетаемой буровым насосом через бурильную колонну, подается на первую ступень турбобура, в статоре которой происходит формирование направления потока жидкости. Из каналов статора поток под заданным углом подается на лопатки ротора, в результате возникает сила, стремящаяся подвернуть ротор, жестко

7

связанный с валом турбобура. Жидкость проходит через все ступени турбобура под давлением, создаваемым буровыми насосами, и подводится к долоту через специальный канал. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу. Турбобуры относятся к высоко моментным гидравлическим машинам.

Турбобур устанавливается, как правило, непосредственно над долотом, т.е. осевая нагрузка на долото передается через турбобур. В связи с этим для восприятия и передачи осевой нагрузки турбобуры снабжаются специальными осевыми опорами– резинометаллические подшипники скольжения.

На рисунке 3 приведена конструкция серийно выпускаемого турбобураТ12МЗБ-240. На валу1 размещены диски роторов6, втулка2 нижней опоры, две втулки9 средней опоры и упорная втулка4, зажатые роторной гайкой15, которая имеет коническую форму и продольные прорези. Для предотвращения самопроизвольного отвинчивания роторной гайки установлен обжимающий колпак16, закрепляемый контргайкой17. Упорная втулка4 и нижняя втулка2 фиксируются шпонкой3 относительно вала1.

В корпусе 18 устанавливаются диски статора7, средние опоры8, регулировочное кольцо11, определяющее положение ротора относительно статора турбин в собранном турбобуре, также подпятники14. Ниппель22 предназначен для закрепления в корпусе18 дисков статоров, средних опор и подпятников. Роль верхнего упора выполняет нижний торец переводника20, который соединяет корпус турбобура с бурильной колонной. К нижней части вала1 турбобура присоединяется переводник для долота. Резинометаллический подшипник осевой опоры(рис. 4) состоит из нескольких ступеней, каждая из которых включает подпятник1, закрепленный в корпусе и диск2, сидящий на валу турбобура. Кольцо3 служит для обеспечения заданного расстояния между дисками пяты и защиты вала турбобура от износа. Подпятник1 по верхней, нижней и внутренней части облицован резиной и корпус имеет каналы4 овальной формы для пропуска промывочной жидкости.

8

Рис. 3. - Конструкция турбобураТ12МЗБ-240

9

Рис. 4. – Резинометаллический подшипник осевой опоры турбобура:

1 – подпятник; 2 – диск; 3 – кольцо

Вал турбобура также снабжается радиальными опорами, предназначенными для центрирования вала, работающего при высоких осевых нагрузках и частотах вращения. Радиальная многорядная опора турбобура представляет собой корпус, внутренняя поверхность которого облицована резиной. Роль нижней радиальной опоры выполняет ниппель турбобура. Резиновая обкладка ниппеля выполняет также функции сальникового уплотнения(рис. 5).

Применение в конструкции турбобура резинометаллических опор позволяет существенно повысить их работоспособность в абразивной промывочной жидкости за счет того, что твердые частицы(абразив) находящиеся в буровом растворе, попадая в зазор между пластиной и подпятником, вдавливаются в его резиновую поверхность. Износ таких трущихся поверхностей в4-6 раз ниже, чем при работе двух металлических поверхностей в абразивной среде.

На сегодняшний день турбинным способом бурения осуществляется проводка скважин до глубин порядка 3000 метров, дальнейшее бурение с применением турбобуров нецелесообразно по целому ряду причин. В России, как стране родоначальнице турбинного способа бурения, продолжаютсянаучно-исследовательскиеиопытно-конструкторскиеработы по

10

studfiles.net

Смотрите также

• 
  Реферат на тему спирохеты
• 
  Реферат на тему спектрофотометрия
• 
  Реферат на тему картинг
• 
  Реферат криптография и криптоанализ
• 
  Реферат керенский александр федорович
• 
  Реферат жан батист сэй
• 
  Реферат вечные философские проблемы
• 
  Реферат альтернативные источники питания
• 
  Растительность московской области реферат
• 
  Резервы человеческой психики реферат
• 
  Редкие заболевания детей реферат