реферат КОНСТРУКЦИЙ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ И ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ (ТУРБОБУРЫ, ВЗД). МУ_ТБ_ЛР_Б. Методические указания по дисциплине Технология бурения нефтя ных и газовых скважин предназначены для студентов, обучающихся по направлению 131000 Нефтегазовое дело. Данная дисциплина изучается в двух семестрах
 Скачать 1.77 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Институт геологии и нефтегазодобычи Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин» ИЗУЧЕНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ И ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ (ТУРБОБУРЫ, ВЗД) Методические указания к лабораторным работам по дисциплине « Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов направления 131000 «Нефтегазовое дело» Составители: Кулябин Геннадий Андреевич, д.т.н., профессор кафедры БНиГС Леонтьев Дмитрий Сергеевич ассистент кафедры БНиГС Тюмень ТюмГНГУ 2015 2 Изучение конструкций элементов бурильной колонны и гидравли- ческих забойных двигателей (турбобуры, ВЗД): метод. указ. к лабора- торным работам / сост. Г.А. Кулябин, Д.С. Леонтьев. – Тюмень: ТюмГНГУ 2015. – 26 с. Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию на заседании кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» «13» мая 2015 года, протокол № 8. Аннотация Методические указания по дисциплине «Технология бурения нефтя- ных и газовых скважин» предназначены для студентов, обучающихся по направлению 131000 «Нефтегазовое дело». Данная дисциплина изучается в двух семестрах. Приведено содержание основных тем дисциплины, представлены краткие теоретические материалы и темы лабораторных работ. 3 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ................................................................................................... 4 НАЗНАЧЕНИЕ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ................................... 5 ЦЕЛЬ РАБОТ ................................................................................................ 5 Лабораторное занятие № 1 .......................................................................... 5 Лабораторное занятие № 2 .......................................................................... 10 Лабораторное занятие № 3 .......................................................................... 13 Лабораторное занятие № 4 .......................................................................... 15 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ..................................................................... 16 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ........................................................................... 17 ПРИЛОЖЕНИЯ ............................................................................................ 18 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 – Бурильные трубы ...................................................... 18 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 – Конфигурация винтовой пары ................................. 19 ПРИЛОЖЕНИЕ 3 – Схема связи элементов БИ и потока промывочной жидкости по жесткости вдоль ост БИ ............................... 20 ПРИЛОЖЕНИЕ 4 – Технологическая характеристика турбобура ......... 21 ПРИЛОЖЕНИЕ 5 – Технологическая характеристика ВЗД .................. 23 ПРИЛОЖЕНИЕ 6 – Устройство для роторно–шпиндельного бурения скважин .......................................................................................... 24 КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ЛАБОРАТОРНЫХ ЗАНЯТИЙ………………... 25 4 ВВЕДЕНИЕ В нашей стране проводку скважин довольно успешно осуществляли и осуществляют с применением забойных двигателей (до 80 % и более), в связи, с чем было разработано достаточно большое количество конструк- ций забойных двигателей в основном гидравлических и в первую очередь турбобуров, а также долот, приспособленных к работе с таким приводом. Выпускаемые и разработанные забойные двигатели позволяют бурить скважины различной глубины с разными типами профиля, с широкими диапазонами изменения типа и свойств промывочных жидкостей и пара- метров режима бурения, с применением разных типоразмеров породораз- рушающего инструмента. Бурильная колонна – связующее звено между долотом, работающим на забое скважины, или каким–либо участком скважины и наземным обо- рудованием. Это звено является сложной динамической системой, приме- няя которую осуществляют углубление скважины и управляют динамикой работы забойных двигателей и долот, управляют динамическими процес- сами в потоке промывочной жидкости. Функции бурильной колонны: При роторном бурении: весом колонны создается осевая нагрузка на забой скважины и на долото; передается вращающий момент (Мвр) от ро- тора долоту, причем постоянно в процессе углубления скважины; подается циркуляционный агент для очистки забоя скважины от выбуренной или обвалившейся породы, а также для охлаждения элементов бурильного ин- струмента, в первую очередь, долота; осуществляются ловильные работы при аварийной ситуации с бурильным инструментом; устанавливаются от- клоняющие устройства для искривления оси скважины в заданном направ- лении; на бурильных трубах опускают испытатели пластов или опробова- тели, нижние секции обсадных колонн (при ступенчатом цементировании скважины) и хвостовики обсадных колонн; устанавливают цементные мос- ты в скважине. При бурении с ГЗД выполняются все перечисленные функции, но бурильная колонна вращается периодически, а постоянно колонна воспри- нимает реактивный момент забойного двигателя. Кроме того, по внутрен- нему каналу колонны подается энергия потока жидкости для работы ГЗД. При электробурении внутри бурильной колонны секциями монтиру- ется электрокабель, по которому к электробуру подается энергия. При всех способах бурения колонна прямо или косвенно является каналом связи с забоем, при этом осуществляется: механическая связь путем разгрузки части веса колонны на забой и изменения осевых уси- лий в бурильном инструменте, а также связь по потоку жидкости, дви- жущейся в канале колонны (посылаются импульсы давления, пропор- циональные величине какого-нибудь параметра, и улавливаются на 5 устье или забое скважины); связь по электрокабелю (постоянная при электробурении или периодическая); связь, основанная на регистрации параметров вибраций, распространяющихся по колонне или столбу промывочной жидкости (используются импульсы вибраций как техно- логически обусловленные, так и искусственно наведенные колебания). Процесс изучения дисциплины направлен на формирование следую- щих общекультурных (ОК) и профессиональных компетенций (ПК) выпу- скника: ОК-5: способностью к анализу и синтезу, критическому мышлению, обобщению, принятию и аргументированному отстаиванию решений. ОК-6: способностью обобщать результаты работы и предлагать новые решения, к резюмированию и аргументированному отстаиванию своих решений. ОК-8: способностью принимать управленческие и технические решения. НАЗНАЧЕНИЕ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ Методические указания по дисциплине «Технология бурения нефтя- ных и газовых скважин» для студентов направления 131000 «Нефтегазовое дело» предназначены для проведения лабораторных работ «Изучение кон- струкций элементов бурильной колонны и гидравлических забойных дви- гателей (турборы, ВЗД)», укрепления теоретических знаний, получаемых на лекционных занятиях. Данные методические указания необходимы при написании курсо- вых и дипломных работ. ЦЕЛЬ РАБОТ Изучение конструкций элементов бурильной колонны и ее характе- ристик, а также конструкций гидравлических забойных двигателей и их технологических характеристик. Лабораторное занятие № 1 Тема: Изучение конструкций элементов бурильной колонны. Цель работы: Изучить конструкции элементов бурильной ко- лонны. 6 Состав бурильной колонны: В бурильную колонну включают: ведущие бурильные трубы (штан- ги), необходимые для передачи Мвр от ротора к долоту; собственно бу- рильные трубы нескольких конструкций с замковыми соединениями или с законцовками труб, приваренными к телу трубы (трубы типа ТБПВ); утя- желенные бурильные трубы (УБТ); переводники для соединения разных по типу и диаметру труб (и других элементов бурильного инструмента), а также для соединения с колонной других элементов бурильного инстру- мента; обратные клапаны – для предотвращения перетока с забоя флюидов через бурильную колонну, применяются в основном типа КОБ – клапаны обратные для бурильных труб, которые устанавливают внизу колонны, а иногда – внизу и вверху; предохранительные кольца, надеваемые на бу- рильные трубы для снижения их износа при роторном бурении; металло- шламоуловители, предназначенные для улавливания обломков породы и металла, удаляемых потоком жидкости с забоя. В состав бурильного инструмента, кроме колонны, входят долота, расширители, забойные двигатели, калибраторы, центраторы, маховики, забойные механизмы подачи долота, стабилизаторы направления оси скважины, устройства для управления параметрами вибраций в инстру- менте, снаряды и устройства для отбора керна. Общие сведения о конструкциях бурильных труб Трубы 1–4 типов со стандартным шифром В, Н, ВК, НК выпускают- ся согласно ГОСТ–631–75; трубы П, ПК – согласно техническим условиям 1971, 1983 и 1984 г.г. (например, для ПК – ТУ 14–3–1293–84), трубы Д16Т – по ГОСТ 23786–79, а ЛБТВК–147 – ГОСТ 631–75, общие сведения о них представлены в таблице 1. Трубы типа "В" и "Н" выпускаются длиной 11,5 + 0,9 м, но допуска- ется длина 6 и 8 м; при этом короткие трубы соединяются муфтой. Толщи- на стенок труб (δт) составляет 7–11 мм через 1 мм. На наружных концах труб на утолщенной части (высадке) нарезается трубная мелкая резьба треугольного профиля с углом при вершине витка 60°. Наружный диаметр труб (d н ) обозначается в мм; условный d H приведен в таблице 1. Наиболее часто повреждения у этих труб случаются в резьбовом соеди- нении трубы с замком. При вращении колонны происходит доворачивание замка на тело трубы, что создает дополнительные напряжения в трубе. Для повышения прочности труб в резьбовых соединениях разработа- ны трубы ВК и НК с высадкой на их концах внутрь и наружу. На рис. 1 показаны конструктивные особенности трубы ВК. Мелкая трубная и замковая резьбы трапецеидальные типа ТТ с углом профиля в 30°; резьбы удлинены по сравнению с резьбами труб 1, 2 типа, конический поясок 2 снимает часть нагрузки с резьбового соединения и уплотняет его; 7 упор 4 предотвращает довинчивание резьбы 5. Такое резьбовое соедине- ние, хотя и упрочненное, остается слабым звеном в трубе. Для каждого типа бурильных труб регламентированы материал изготов- ления, пределы текучести (G т ) и временного сопротивления, удлинение, отно- сительное сужение и ударная вязкость соответственно группам прочности. В таблице 2 приведены данные о G т для труб 1–4 типов. Трубы группы прочности «Д» изготовляются из углеродистой стали типа ст.45, а трубы других групп прочности – из легированных сталей. Замки к трубам поставляются или той же группы прочности, или из сталей последующей группы прочности. Рис. 1. Соединение тела трубы ВК с замком: 1 – тело трубы с высадкой; 2 – конический уплотнительный поясок; 3 – муфта замка; 4 – упор замка в торец трубы; 5 – мелкая трубная резьба; 6 – высадка трубы внутрь Таблица 1 – Общие сведения об основных типах отечественных труб для глубокого бурения 8 Таблица 2 – Предел текучести для труб 1–4 типов Трубы бурильные с приваренными замками (ТБПВ). У таких труб осутствует мелкая трубная резьба. На концах труб делается наружное утол- щение под сварку. На одном конце замка имеется замковая резьба, а на дру- гом – толстостенный хвостовик под сварку с трубной заготовкой. Сварка производится соосно для указанных деталей труб электроконтактным спосо- бом или трением. Согласно ТУ 14–3–1293–84 высадка на концах труб дела- ется наружу и внутрь (комбинированная), поэтому по техническим условиям эти трубы имеют шифр ПК. Применение труб ПК требует учета увеличения гидросопротивлений внутри труб за счет высадки внутрь. Длина труб П, ПК в среднем составляет 12,3 и 12,7 м с допуском до 0,9 м. В таблице 3 приведены данные из технической характеристики труб ПК и П диаметром 114 и 127 мм. Таблица 3 – Технические характеристики труб ПК и П диаметром 114 и 127 мм Легкосплавные бурильные трубы. В институте "ВНИИТ–нефть" раз- работано несколько конструкций ЛБТ из разных сплавов. По совокупности свойств к производству приняты трубы из сплава Д16Т, в основу которого входит алюминий с добавками меди, магния и марганца. Плотность сплава Д16Т составляет 2780кг/м 3 По конструктивному исполнению выделяют термически обработан- ные трубы типа Д16Т, ЛБТВК, ПД16Т (с протекторным утолщением для снижения износа труб по наружному диаметру) и беззамковые ЛБТ. Конструкция труб Д16Т принципиально не отличается от конструк- ции стальных труб 1 типа, а трубы ЛБТВК имеют такую же конструкцию, как трубы ВК (буква Т – термически «состарены»). 9 Заготовка трубы выпрессовывается из порошка сплава Д16Т; затем на концах трубы (с высадкой внутрь) нарезается мелкая трубная резьба, покрывается уплотнительным составом и наворачивается облегченный за- мок из легированной стали. Присоединение замка осуществляют с его на- гревом до 400° С при одновременном охлаждении тела трубы. В зоне ра- боты клинового захвата трубы имеют небольшое утолщение. Беззамковая труба полностью выпрессовывается из порошка сплава Д16Т с последующей нарезкой замковой резьбы на утолщенных концах трубы. Трубы пока не нашли массового спроса из–за быстрого износа зам- ковой резьбы. Длина ЛБТ находится в пределах 12,3–12,5м, а толщины стенок пре- дусмотрены следующие: 9 мм – для труб диаметром 114 и 147 мм; 10 мм – для 114 мм; 11 мм – для 129 и 147 мм; 13 мм – для 147, 170 мм; 15 и 17 мм – для труб диаметром 147 мм. Выпускаются также ЛБТ с dн = 54, 64, 73, 90, 103, 108 мм. В связи с меньшими величинами плотности и модуля упругости сплава Д16Т, чем у стали, ЛБТ имеют ряд преимуществ по сравнению со стальными трубами. Так, снижаются: общий вес бурильной колонны, вре- мя СПО, транспортные расходы на перевозку труб, износ деталей подъем- ного оборудования. ЛБТ применяются вместо специальных не– магнитных труб, причем с ними можно эффективней управлять параметрами вибра- ций бурильного инструмента. С применением ЛБТ улучшаются условия работы буровой бригады. Однако трубам Д16Т присущи и недостатки. Трубы ЛБТ сильно кор- родируют в средах с рН > 10, в солевых растворах и кислотах, применяе- мых при установке ванн при ликвидации прихватов. ЛБТ в большей степени подвержены разрыву при гидроударах, чем стальные трубы. Прочность ЛБТ на растяжение резко снижается при одно- временном приложении крутящего момента к ним, особенно с повышени- ем температуры в скважине. Например, при температуре свыше +150°С ЛБТ применять нельзя. При расчетах на прочность с ЛБТ следует принимать σт = 255 МПа для труб диаметром 114 мм и менее; σт = 273 МПа при трубах с dн > 114мм, а предел текучести для облегченных замков σт = 980 МПа. Утяжеленные бурильные трубы. УБТ необходимы для создания части осевой нагрузки на долото, в основном для динамической ее составляющей, для придания большей же- сткости низу бурильной колонны. Последнее необходимо для проводки скважины в породах, в которых образуются большие каверны, и для про- водки скважин согласно заданному направлению. Эти трубы толстостен- ные, вес 1 м их в несколько раз больше обычных бурильных труб. Приме- няются УБТ круглого наружного сечения, квадратного, профильного сече- ния (УБТ со спиральными канавками по длине трубы), в виде выпуклого 10 треугольника и др. В нашей стране УБТ выпускаются в основном круглого сечения, горячекатанные и изготовляемые сверлением. Замковые соединения бурильных труб. Для соединения бурильных труб между собой служат замковые соединения. Данные о замках приве- дены в таблице 4. Таблица 4 – Замковые соединения бурильных труб Лабораторное занятие № 2 Тема: Изучение конструкций турбобуров. Цель работы: Изучить конструкции турбобуров. Время выполнения: 6 часов. Устройство рассмотрим на примере односекционного турбобура ти- па Т12МЗ, конструкция которого является одной из первых моделей, по- служивших базой для конструкций почти всех современных турбобуров. Причем двигатель Т12МЗ, в свою очередь, является результатом много- летних разработок, начатых в 1923 г. Капелюшниковым М.А. и интенсивно продолженных в 1935–1936 гг. Шумиловым П.П. и др. Турбобур состоит из невращаемых и вращаемых деталей (узлов). Невращаемые узлы и детали: корпус двигателя, в котором сверху вниз в осевом направлении закреплены: распорная втулка, регулировочное коль- цо, подпятники осевой опоры (верхней), статоры (100 комплектов), радиаль- ные (средние) опоры, которые ставятся через 33 ступени турбинок и нижний переводник (ниппель), поджимающий в корпусе все указанные детали. Вращаемые детали: вал турбобура, на котором закреплены (снизу вверх): втулка нижней опоры, упор для колец роторов турбинок, втулок радиальных опор, дисков и колец осевой опоры. Сверху на валу есть резь- ба: на нее накручивают гайку и поджимают на валу названные вращаемые 11 с валом детали. Верхняя часть гайки коническая и разрезная. На нее наде- вют обжимающий колпак, закрепляемый контрогайкой. В радиальном направлении вращаемые и невращаемые детали имеют небольшой зазор, а осевая опора – люфт, отрегулированный на определен- ную величину. Таким образом, названные две группы деталей турбобура имеют степени свободы в осевом и радиальном направлении, а также во- круг оси, поэтому в общем случае выделяют статор и ротор турбины или турбобура. Так как осевая опора бывает расположенной вверху турбобура, например у Т12МЗ, то в этом случае опора сделана проточной. Статор турбобура (рис. 2) через переводник крепится к бурильной колонне, а к нижней части вала ротора через переводник крепят долото, корпус которого совершает те же движения, что и нижняя часть вала тур- бобура. Когда между долотом и валом размещают калибраторы, маховики, удлинители, центраторы, амортизаторы, спецпереводники и др., характер движения долота меняется. Другие типы турбобуров, в основном, отличаются количеством сек- ций турбин и расположением осевых опор, поэтому работу турбобура, как машинного агрегата, работающего совместно со всем бурильным инстру- ментом, можно рассматривать с применением схемы, приведенной на рис. 2 , где показан секционный турбобур. Естественно, в турбобурах применя- ют разные типы турбин и др. Турбобуры выпускают диаметром 240 мм, (215), 195, 172 и (127) мм. Разработаны конструкции турбобуров и с меньшими диаметрами для спе- циальных работ, например, для забуривания новых скважин из обсажен- ных трубами скважин, но в последнем случае чаще применяют ВЗД. Как отмечено выше, турбина турбобура включает несколько десят- ков (и сотен) отдельных турбинок, состоящих из статора и ротора. Применяют пропеллерные турбинки лопастного типа. В роторе и статоре по окружности размещено одинаковое количество (до 30) лопаток с определенным изгибом (разные G ц и m а ) и высотой. В этой связи турбин- ки часто имеют шифр, в котором указывают количество лопаток и их вы- сот в мм, например, 24/16,5; 30/16,5; 28/16. В турбобуре А7ПЗ турбинка имеет это же обозначение. Турбинки обычно изготавливают полностью из стали путем кокильного или точного литья. В последнем случае присваи- вают обозначение "ТЛ", которое входит в шифр турбобура. Лопатки тур- бинок отливают отдельно или совместно с корпусом турбинки. Разработаны безободные турбинки и пластмассовые, полностью или частично. Специальная конструкция турбинок разработана для турбобуров с плавающими статорами (обод статора разрезной, имеется стопорное уст- ройство, торцы турбинки профильные). У турбины А7ПЗ лопатки имеют поджатие с боков. Лопатки ГТ ("гидрорешетки торможения") – прямые. 12 Турбина, как часть турбобура, выполняет функцию преобразователя энергии, тогда как турбобур представляет собой машинный агрегат, кото- рый имеет свою маховую массу (массу ротора с присоединенными к нему элементами), при этом определенная энергия турбины расходуется на со- противление не связанные с работой долота непосредственно на забое 13 скважины, причем только часть мощности ротора турбины (Nj) расходуема на преодоление Gд, поэтому характеристики турбобура и турбины различ- ны. Необходимо помнить, что в основном на горизонтальном стенде мощ- ность Nj можно почти полностью использовать для построения характери- стики турбины и получить линейную зависимость момента на валу от час- тоты его вращения n, тогда как в скважине у турбобура такой полной зави- симости нет. Схемы лопаток турбинки представлены на рисунке 3. Рис. 3. Схемы лопаток турбинки G ц – коэффициент циркулятивности Лабораторное занятие № 3 Тема: Изучение конструктивные особенности ВЗД. Цель работы: Изучить конструктивные особенности ВЗД. Время выполнения: 4 часа. Краткие сведения об устройстве винтового двигателя. Винтовой забойный двигатель (ВЗД) представляет собой планетарно– роторную гидравлическую машину объемного типа с внутренним косозубым зацеплением. По сравнению с турбобурами ВЗД имеют ряд преимуществ: – низкая частота вращения при увеличенном вращающем моменте; - слабая зависимость частоты вращения от приложенного к валу ВЗД момента сопротивления долота (при постоянном значении расхода промывочной жидкости); - возможен контроль за работой ВЗД по изменению давления на насосах, поскольку перепад давления двигателя пропорционален кру- тящему моменту на его валу. ВЗД состоит из следующих основных узлов: - рабочей пары, состоящей из стального ротора и обрезиненного статора; 14 - карданного вала; - шпинделя, в корпусе которого установлен на многорядной осевой шаровой опоре и радиальных опорах вал шпинделя; - переливного клапана. Статор выполнен в виде стальной трубы с привулканизированной ре- зиной обкладкой. На обкладке выполнены винтовые зубья левого направления. Применение резины в качестве материала обкладки статора позволяет компенсировать погрешности изготовления ротора и статора. За ее счет создается необходимое уплотнение – натяг рабочей пары вследствие превышения диаметральных размеров ротора над соответствующими размерами статора. Сочетание резины и металла позволяет достичь высокой износостойкости рабочей пары при использовании буровых растворов, содержащих абразивные частицы. Внутри статора с эксцентриситетом относительно его оси располо- жен ротор, имеющий наружные винтовые зубья того же направления. Число зубьев ротора на единицу меньше числа зубьев статора. Высота зубьев ротора и статора больше эксцентриситета. Поэтому в любом сечении ВЗД зубья ротора и статора имеют контакт, а между их поверхностями образованы винтовые полости (каналы). Выше перекрытия полости соединены с областью высокого давления внутри бурильной колонны, полости ниже перекрытия соединены с областью низкого давления. Карданный вал предназначен для передачи крутящего момента и осевой гидравлической нагрузки на эксцентрично (планетарно) вращаемый ротор и на вал шпиндельной секции. Осевая опора шпиндельной секции воспринимает нагрузку на долото и карданный вал, а резино–металлические радиальные опоры обеспечивают устойчивость вращения вала шпинделя. Переливной клапан предназначен для сообщения внутренней полости бурильной колонны с затрубным пространством при спуско– подъемных операциях в скважине. Применением клапана уменьшают гидродинамическое воздействие на пласт, устраняют холостое вращение двигателя при СПО и снижение уровня промывочной жидкости в скважине. Принцип действия. Промывочная: жидкость, поступающая под давлением в ВЗД от буровых насосов, может пройти к долоту только в том случае, если ротор поворачивают относительно статора под действием гидравлических сил. Ротор совершает планетарное движение, обкатываясь по зубьям ста- тора При этом ось ротора вращается относительно оси статора против часовой стрелки (переносное движение по окружности радиуса равного эксцентриситету). Ротор по часовой стрелке совершает один оборот за число оборотов в переносном движении равном количеству зубьев ротора. 15 Таким образом, рабочая пара представляет собой планетарный редуктор, который обеспечивает снижение частоты вращения и повышение крутящего момента ВЗД. Рабочая характеристика и технические данные винтового двигателя. Основные показатели работы ВЗД при данном расходе промывочной жидкости (Q): вращающий момент (М вз ); частота вращения вала (n); перепад давления в ВЗД (Р вз ); эффективная мощность (N вз ) и КПД. На рис. 4 приведена типичная схема устройства ВЗД. Винтовые двигатели имеют четыре характерных режима бурения. Рис. 4. Типичная характеристика ВЗД Лабораторное занятие № 4 Тема: Изучение технологических характеристик турбо- буров и ВЗД и устройства роторно-шпиндельного способа бурения. Цель работы: Детальное изучение и построение новых вариантов технологических характеристик совместно с препо- давателем. Время выполнения: 4 часа. 16 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ 1. Назначение бурильной колонны. 2. Состав бурильной колонны. 3. Функции бурильной колонны при роторном бурении. 4. Функции бурильной колонны при бурении с ГЗД. 5. Основные типы труб. 6. Основные детали турбинной секции. 7. Основные детали шпиндельной секции. 8. Конструкция ступени турбины осевого типа. 9. Назначение и конструкции осевой опоры. 10. Назначение и устройство радиальных средних и нижних опор. 11. Основные преимущества и недостатки подшипников качения и резино-металлических опор скольжения. 12. Какие нагрузки действуют на осевую опору? 13. Как соединяются валы и корпуса секций турбобура? 14. Назначение шпинделя. 15. Причины остановок турбобура в процессе бурения и меры их устранения. 16. Какие основные показатели характеристики определяют работу турбобура? Назовите характерные режимы работы ГЗД. 17. Чем отличаются характеристики турбины турбобуров ТСШ и типа А? 18. Назначение и устройство ступеней ГТ. 19. Основные причины неисправностей в работе турбобуров. 20. Из каких основных частей состоит ВЗД? 21. Назовите материал обкладки статора ВЗД. С какой целью применяют этот материал? 22. Назначение и место установки карданного соединения. 23. Назначение переливного клапана 24. Преимущества ВЗД по сравнению с турбобурами. 25. Конструкция рабочей пары статор–ротор ВЗД. 26. Принцип действия ВЗД. 27. Какие основные показатели характеристики определяют работу ВЗД? Назовите характерные режимы работы ВЗД. 28. Какие основные причины неисправности ВЗД? Назовите способы их устранения 17 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Кулябин, Г.А., Кулябин А.Г., Семененко А.Ф. Технология углуб- ления скважин с учетом динамики процес– сов [Текст] : учебн. пособ. /Г.А. Кулябин, А.Г. Кулябин, А.Ф. Семененко. – Тюмень: Нефтегазовый уни- верситет, 2011.–200 c. 2. Кулябин Г.А., Долгушин В.В. Совершенствование моделей ха- рактеристик гидравлических забойных двигателей. //Известия вузов. Нефть и газ.- Тюмень, 2008.- №3. - С. 11-17. 3. Кулябин Г.А., Долгушин В.В. Модели характеристик турбобура и взд при реализации подведенной к ним энергии// НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОНГ», 2008.- №7. – С. 34-37. 4. Кулябин Г.А., Долгушин В.В. К совершенствованию конструк- ций элементов буровых долот и повышению эффективности углубления скважин. //Известия вузов. Нефть и газ. – Тюмень, 2007. - №5. - С. 24-29. 18 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ Бурильные трубы: а – с высаженными внутрь концами; б – с высаженными наружу концами; 1 – труба, 2 – муфта соединительная для коротких труб Бурильная труба с приваренными соединительными концами Соединение бурильных труб с высаженными концами: а – замками; б –муфтой (для коротких труб) 19 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 КОНФИГУРАЦИЯ ВИНТОВОЙ ПАРЫ 20 ПРИЛОЖЕНИЕ 3 СХЕМА СВЯЗИ ЭЛЕМЕНТОВ БИ И ПОТОКА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ПО ЖЕСТКОСТИ ВДОЛЬ ОСТ БИ 21 ПР ИЛ ОЖ ЕНИЕ 4 ТЕХ Н ОЛ ОГ ИЧ ЕС К А Я Х А РА К Т Е РИС Т ИК А ТУ РБ О БУ РА 22 23 ПРИЛОЖЕНИЕ 5 СХЕМА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЗД 24 ПРИЛОЖЕНИЕ 6 УСТРОЙСТВО ДЛЯ РОТОРНО–ШПИНДЕЛЬНОГО БУРЕНИЯ СКВАЖИН 25 КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ЛАБОРАТОРНЫХ ЗАНЯТИЙ Лабораторные занятия оцениваются в два этапа: 1). Проведение непосредственно самой лабораторной работы. 2). Защита теоретических знаний, относящихся к лабораторной работы. Лабораторные занятия оцениваются по пятибалльной системе: - Оценка в «5 баллов» выставляется в том случае, если студент глу- боко и прочно освоил суть лабораторный работы, умеет тесно связывать теорию с практикой. Проведение лабораторной работы выполнено без ка- ких-либо нарушений, защита теоретической части изложено исчерпываю- ще полно, последовательно, четко и логически стройно. - Оценка в «4 балла» выставляется тогда, когда студент освоил суть лабораторной работы, при проведении которой не было обнаружено каких- либо грубых нарушений. Защита теоретической части изложено грамотно, без существенных неточностей. - Оценка в «3 балла» выставляется, если студент имеет знания ос- новного теоретического материала, но не усвоил его деталей. В ходе лабо- раторной работы обнаружены какие-либо неточности. - Оценка в «2 балла и ниже» выставляется тогда, когда студент не знает значительную часть или вообще не знает теоретический материал. Лабораторные работы проводились неуверенно и с большими затруднени- ям , а при защите теоретических знаний допущены существенные ошибки. 26 Учебное издание ИЗУЧЕНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ И ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ (ТУРБОБУРЫ, ВЗД) Методические указания к лабораторным работам Составители Кулябин Геннадий Андреевич Леонтьев Дмитрий Сергеевич Подписано в печать 15.06.2015. Формат 60х90 1/16. Печ. л. 1,63. Тираж 35 экз. Заказ № 15-337. Библиотечно–издательский комплекс федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет». 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38. Типография библиотечно–издательского комплекса. 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52. |