Vikupautomsk.ru

Выкуп Авто МСК
1 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Добыча нефти и газа

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Забойные двигатели

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. Гидравлические забойные двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов. Первые из них называют турбобурами, а вторые – винтовыми забойными двигателями. Электрические забойные двигатели получили наименование электробуров.

Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.

Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора .

В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор , где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.

Работа турбины характеризуется частотой вращения вала n , вращающим моментом на валу М, мощностью N, перепадом давления DР и коэфициентом полезного действия h.

Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n , тем меньше М, и наоборот.

В этой связи различают два режима работы турбины: тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения , и холостой, когда n достигает максимального , а М=0. В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором – совершенно снять нагрузку.

Максимальное значение мощности достигается при частоте вращения турбины n = n0.

Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения называется экстремальным. Все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n

и, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура.

Режим, при котором коэфициент полезного действия h турбины достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на оптимальном режиме , т.е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине DР минимальны.

При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и h располагались близко друг к другу. Линия давления DР таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.

Таким образом, при постоянном расходе бурового раствора Q параметры характеристики турбины определяются частотой вращения ее ротора n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).

При изменении расхода бурового раствора Q параметры характеристики турбины изменяются совершенно по другому.

Пусть при расходе бурового раствора Q1 и соответствующей этому значению частоте вращения ротора турбины n1 при оптимальном режиме турбина создает мощность N1

и вращающий момент М1 , а перепад давления в турбине составляет DР1. Если расход бурового раствора увеличить до Q2 , параметры характеристики турбины изменятся следующим образом:

N1 / N2 = (Q1 / Q2)3

М1 / М2 = (Q1 / Q2)2

DР1 / DР2 = (Q1 / Q2)2

Видно, что эффективность турбины значительно зависит от расхода бурового раствора Q. Однако увеличение расхода Q ограничивается допустимым давлением в скважине.

Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению плотности бурового раствора r.

N1 / N2 = М1 / М2 = Р1 / DР2 = r1 / r2

Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности r не зависит.

Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.

ГОСТ 26673-90 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.

Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 – 25% бурового раствора.

Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.

Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.

Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию – шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть – к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем .

Читать еще:  Электрическая схема электронного блока управления двигателем

Для бурения наклонно – направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры – отклонители типа ТО.

Турбобур – отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.

Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал , к которому через переводник присоединяется бурильная головка . Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник . Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя – кернорвателем, вмонтированным в переводник . Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их – клапанный узел . Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.

Керноприёмник подвешан на опоре , установленной между переводником к БК и распорной втулкой . Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.

ВИНТОВОЙ ЗАБОЙНЫЙ ДВИГАТЕЛЬ

Рабочим органом винтового забойного двигателя (ВЗД) является винтовая пара: статор и ротор .

Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.

Ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично

Кинематическое отношение винтовой пары 9: 10 и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.

Вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой и радиальными резино – металлическими опорами . К валу шпинделя присоединяется долото . Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.

ВЗД изготовляют согласно ТУ 39-1230-87.

Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая . По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении – резко. Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью – экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.

Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.

Характер изменения от момента М при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым.

Значения при увеличении растут почти линейно, — несколько уменьшается, а возрастает по зависимости, близкой к квадратичной.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ

Турбобур

Турбобур — это разновидность бурового оборудования, гидравлический забойный двигатель, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости (бурового раствора) преобразуется в механическую энергию вращения вала, соединенного с породоразрушающим инструментом (буровым долотом). Рабочим органом, в котором происходит преобразование энергии, служит многоступенчатая турбина осевого типа.

Содержание

  • 1 История применения
  • 2 Конструкция турбобура
  • 3 Принцип действия
  • 4 Литература

История применения [ править | править код ]

Первый промышленный образец турбобура был изобретён и изготовлен в 1922 – 1923 гг. в Советском Союзе М.А. Капелюшниковым, С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым. Это был редукторный турбобур с одноступенчатой турбиной, позволяющий бурить нефтяные скважины без вращения бурильных труб. Однако из-за низкой стойкости одноступенчатой турбины и зубчатого редуктора турбобур Капелюшникова уступал по технико-экономическим показателям бурно развивающемуся в то время роторному способу бурения. К 1933 г. турбинное бурение в СССР почти полностью было вытеснено роторным. В то же время ценный опыт первого турбинного бурения, доказавший целесообразность и полезность переноса двигателя для вращения бурового долота на забой скважины, продемонстрировал ряд важных преимуществ перед роторным способом: значительное увеличение скоростей бурения, возможность проводки наклонно-направленных скважин, резкое снижение аварий с бурильными трубами и др. Поэтому в 1934 г. в стране была создана специальная конструкторская организация – Экспериментальная контора турбинного бурения (ЭКТБ), ведущие специалисты которой – П.П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, М.Т. Гусман и Э.И. Тагиев, активно занялись усовершенствованием конструкций турбобуров. Дальнейшее развитие техники турбинного бурения пошло по пути создания безредукторных турбобуров, оснащенных многоступенчатыми турбинами осевого типа. Применение этих турбобуров позволило осуществить крупномасштабное строительство вертикальных и наклонно-направленных скважин в Урало-Поволжском, Западносибирском и других нефтегазовых регионах страны. Современные турбобуры, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин, были разработаны в 60-х – 90-х годах во Всесоюзном научно-исследовательском институте буровой техники (ВНИИБТ). Работы проводились в двух подразделениях. Лаборатории высокомоментных турбобуров под руководством профессора Р.А. Иоаннесяна – Ю.Р. Иоанесян, В.С. Лаповок, Б.В. Кузин, Д.Г. Малышев и др. Отделе турбобуров под руководством профессора М.Т. Гусмана – Г.М. Никитин, Г.А. Любимов, В.П. Шумилов, Б.Д. Малкин, А.И. Агеев и др.

Читать еще:  Двигатель ваз 2106 не работает без подсоса

Конструкция турбобура [ править | править код ]

Турбобур содержит корпус, турбинный вал, вал осевой опоры с внутренней цилиндрической полостью, последовательно установленные на турбинном валу роторы турбин, а в корпусе — статоры турбин, радиальные опоры, гайку турбинного вала, осевую опору, ниппель, по меньшей мере, один канал, обеспечивающий гидравлическую связь полости последнего ротора турбины и внутренней цилиндрической полости вала осевой опоры. Турбинный вал и вал осевой опоры соединены между собой с помощью резьбы, причем крутящее усилие на разворот этого соединения больше, чем крутящее усилие на разворот гайки турбинного вала.

Принцип действия [ править | править код ]

Так как турбобур устанавливают непосредственно над породоразрушающим инструментом, то источником энергии и крутящего момента является давление потока жидкости, движущейся под напором поверхностного насоса.

Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, то есть жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление. Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.

Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки ротора под заданным углом и осуществляют силовое воздействие на ротор, в результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй ступени, где вновь происходят формирование направления движения потока жидкости и подача её на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент.

В результате жидкость под действием энергии давления, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к породоразрушающему инструменту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу. В процессе работы турбины на статорах, закрепленных неподвижно в корпусе турбобура, создается реактивный момент, равный по значению, но противоположный по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается на бурильные трубы и осуществляет их закручивание на определенный угол, зависящий от жесткости и длины бурильной колонны.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Действие — реактивный момент

На рис. 3.2 приведена эпюра действия реактивного момента турбобура по длине бурильной колонны с учетом основных сил сопротивления, действующих в плоскоискривленной трехинтервальной наклонной скважине. Анализ эпюры показывает, что она может быть использована для определения вращающего момента на различных участках бурильной колонны как при роторном, так и при турбинном бурении. [17]

При бурении скважины, под действием реактивного момента от турбобура, происходит поворот КНБК против часовой стрелки ( влево) на угол рр Аналитическое определение угла ( 3 ненадежно, особенно при наличии искривленной оси ствола скважины и образования желобов, поэтому необходимо его определение в конкретных условиях по результатам бурения в промысловых условиях. [18]

При значительной глубине скважины, когда действие реактивного момента на ведущую трубу уже не передается, следует проверять кабельные секции всех бурильных труб, подготовленных к наращиванию на правильность распределения фаз. [19]

Такая скоба в значительной мере ослабляет действие реактивного момента и обеспечивает лучшие условия для работы. [20]

Так как РТБ-640 не вращается под действием реактивного момента , его принудительно вращают ротором со скоростью 30 об / мин. [21]

Во избежание левого вращения инструмента под действием реактивного момента двигателя ведущую трубу фиксируют от проворачивания в роторе с помощью клиньев. [22]

Напряжения кручения при турбинном способе бурения вызываются действием реактивного момента турбобура . Они невелики по абсолютному значению и действуют в нижней части бурильной колонны. При роторном способе бурения в верхней части бурильной колонны максимального значения достигают не только напряжения растяжения, но и напряжения кручения. [23]

При этом ось z ротора гироскопа под действием реактивного момента воздушных струй и момента реакций в кардановом подвесе стремится совместиться с осью z0, перпендикулярной плоскости наружной рамки карданова подвеса гироскопа. [24]

Эксперименты по определению угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного момента турбобура были продолжены на нефтяных площадях Западной Сибири. Замеры углов закручивания колонны в процессе бурения скв. [25]

Вращение винта, воздействующего на корпус насоса, вызывает действие крутящего реактивного момента на динамометр. По рис. 4 также наблюдается линейная закономерность увеличения реактивного момента при повышении давления на выкиде насоса. [26]

В процессе турбинного способа бурения незакрепленная бурильная колонна под действием реактивного момента турбобура совершает вращательное движение в сторону, противоположную направлению вращения долота. При роторном бурении колонна бурильных труб в процессе вращения передает на долото механическую энергию от привода, расположенного на поверхности. Поэтому для установления закономерностей работы бурильного инструмента при проводке скважины необходимо разработать методы расчета сил сопротивления, действующих по длине колонны бурильных труб. [27]

Читать еще:  Что такое степень сжатия двигателя авто

При бурении ВЗД во избежание левого вращения инструмента под действием реактивного момента двигателя необходимо зафиксировать ведущую трубу от проворачивания в столе ротора или включить тормозное устройство верхнего привода. [28]

В процессе бурения двигатель-откло-нитель из-за скручивания бурильной колонны под действием реактивного момента забойного двигателя может отклоняться от проектного направления. Поэтому при бурении положение двигателя-отклонителя должно постоянно отслеживаться и корректироваться. [29]

Угол опережения 9 равен углу закручивания бурильной колонны под действием реактивного момента забойного двигателя , если отсутствует естественное искривление ствола. [30]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Реактивный момент — забойный двигатель

Крутящий момент ( постоянный и переменный) появляется в результате вращения колонны и от реактивного момента забойного двигателя . [16]

При бурении наклонных скважин неточности ориентирования отклоняющих компоновок и учета угла закручивания бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя ( турбобура, электробура) вызывают изменение азимута скважины, пространственное искривление траектории ствола наклонной скважины и увеличение объема работ с отклонителем. При работе с отклонителем ограничивают проходку на долото ( 50 — 80 м) из-за необходимости замера угла и азимута пройденного интервала инклинометром. Пространственный характер искривления траектории ствола наклонной скважины часто является причиной возникновения различных осложнений. [17]

При большой глубине скважины с сильным пространственным искривлением управление отклонителем в процессе бурения производят за счет реактивного момента забойного двигателя . [18]

Если бурильная колонна состоит из труб различных диаметров, толщины стенок и материала, то общий угол ее закручивания от действия реактивного момента забойного двигателя определяется суммой углов закручивания отдельных секций. [19]

Затем поворачивают бурильную колонну по ходу часовой стрелки на угол, который равен половине значения расчетного угла закручивания бурильной колонны от реактивного момента забойного двигателя . [20]

Однако, применение этой зависимости для расчета угла закру-чивачия бурильной колонны не представляется возможным, так как, как правило, неизвестны ни реактивный момент забойного двигателя , ни распределение момента по длине бурильной колонны. [21]

Существенные ошибки при ориентировании отклонителя происходят при одноразовом контроле положения отклонителя с последующим поворотом бурильной колонны на расчетный угол в соответствии с ожидаемым реактивным моментом забойного двигателя . [22]

Бурильная колонна в процессе проводки скважины обеспечивает подвод энергии к долоту, подачу промывочной жидкости к забою скважины, осевое давление на долото частью своего веса, воспринимает реактивный момент забойного двигателя . [23]

После ориентирования двигателя отклонителя в проектном — азимуте необходимо повернуть бурильную колонну по ходу часовой стрелки на угол, равный половине расчетного значения угла закручивания бурильной колонны от реактивного момента забойного двигателя . [24]

При этом способе бурения на бурильную колонну одновременно действуют осевые нагрузки от собственного веса труб с учетом их облегчения в промывочной жидкости Р, вращающий момент ротора буровой установки Mpaj, реактивный момент забойного двигателя М3 д и избыточное внутреннее давление промывочной жидкости. Как и в ранее рассмотренных случаях, нижняя часть бурильной колонны находится под действием сжимающих нагрузок. [25]

Такая же метка наносится на отклонителе ( кривом переводнике) в плоскости его искривления На неподвижной части ротора делается метка проектного направления скважины Rn По формулам ( или практическим данным) определяется величина угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного момента забойного двигателя срр . На роторе отмечается проектное направление отклонителя Роти. [26]

После определения реактивного момента на валу забойного двигателя вычисляют LK по формуле (9.21), затем сопоставляют ее с искривленным интервалом скважины и выясняют количество комплектов бурильных труб с различной характеристикой ( диаметр, толщина стенки и материал труб), которые подвергаются закручиванию от действия реактивного момента забойного двигателя Затем определяют общиЯ угол закручивания бурильной колонны. [27]

В первых двух методах ориентирование отклонителя производится до начала бурения. Вследствие этого при ориентировании приходится учитывать угол, на который закрутится бурильная колонна под действием реактивного момента забойного двигателя при бурении. [28]

В первых двух методах ориентирование отклонителя производится до начала бурения. Вследствие атого при ориентировании приходится учитывать УГОЛ, на который закрутится бурильная колонна под действием реактивного момента забойного двигателя при бурении. [29]

Гибкий шланг обеспечивает непрерывную циркуляцию промывочной жидкости. Благодаря армированию он имеет значительное сопротивление растягивающим нагрузкам, наружному сжатию и скручиванию, вызываемому реактивным моментом забойного двигателя . [30]

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector