отчет по практике. Отчет по учебной практике Выполнил студент группы бгбзс1211 Гарипов И. Ф. Проверил преподователь Нафикова Р. А
 Скачать 1.24 Mb.
|
|
7.Забойные двигатели. Как производится их проверка и подготовкак работе на буровой. Неполадки в работе забойных двигателей и способы их устранения. 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. ТУРБОБУРЫ 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 ; 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 . 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. 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. Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны. При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом , а нижняя, воспринимающая реакцию забоя- в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него – напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту. Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения. При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия. Изгибающие нгрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения . действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений. Аварии при роторном бурении происходят ,в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят ,в основном, из-за прихватов ,неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб. 1. Сборка двигателя Приподнимите двигатель, установите хомут из двух половин, открутите подъемный переводник. Проверьте рукой работу перепускного клапана. Для проверки работы ВЗД присоедините сначала долото. При проверке мотора с кривым переводником, сведите время прокачки к абсолютному минимуму. Возьмите УБТ с телесистемой. Подсоедините обратный клапан и кривой пе-реводник к трубе. Установите ниппель кривого переводника в муфту ВЗД. При помощи лебедки совместите оси резьбовых соединений кривого переводника и ВЗД. Захватите ключом корпус кривого переводника. Потихоньку вращайте роторный стол против часовой стрелки. После того, как резьбы будут аккуратно накручены, затяните все соединения ключом с моментом в соответствии с рекомендациями API. Измерьте угол установки кривого переводника. Установите ориентирующий переводник. Установите хомут из двух половинок на УБТ ниже соединения. Отсоедините немагнитные УБТ. Выровняйте паз втулки ориентирующего переводника с осью кривого переводника. Застопорьте его в этом положении винтами. Подсоедините немагнитные УБТ и спускайте в скважину. 2. Работа с забойным двигателем До начала работы двигателя, забой должен быть очищен. Медленно спускайте в открытый ствол скважины. При высокой температуре на забое, периодически прекращайте циркуляцию. При использовании перепускного клапана, регулярно доливайте колонну. Будьте особенно аккуратны в призабойной зоне. 3. Подготовка к работе на забое Удерживая колонну на весу около забоя, потихоньку промывайте забой. Промывайте забой таким потоком, который предполагается применять в дальнейшем. Если возникнет необходимость — медленно поворачивайте колонну, При зарезке, разгрузите колонну от напряжения момента вращения, до начала замеров. До начала бурения, сориентируйтесь. 4. бурение с забойным двигателем Регистрируйте давление циркуляции. Если давление на стояке не увеличивается при увеличении нагрузки на долото, то это указывает на то, что перепускной клапан не закрыт. Приподнимите с забоя и прерывистым резким изменением давления попытайтесь заставить его закрыться. Как только долото опустится на забой и начнется бурение, крутящий момент на двигателе возрастет. Потеря давления на двигателе увеличится пропорционально моменту. Мы должны уменьшить дифференциальное давление двигателя до величины, рекомендованной для данного двигателя (примерно 26 атм. для D500 Dynadrill). Бурите, ориентируясь на показания давления, а не на нагрузку на долото (особенно в режиме «скольжения «) При бурении поддерживайте давление на стояке постоянным. Это обеспечит постоянство нагрузки на дно забоя и заданного направления (при условии что в гомогенной формации отсутствуют резкие изменения). 8.СПО. Расстановка рабочих буровой бригады при СПО. Распределение обязанностей и подготовка рабочего места . СБОРКА КНБК И БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Перед бурением скважины КНБК собирают на полу вышки. Вначале на долото навинчивают наддолотный переводник, затем соединяют УБТ и стабилизаторы. После этого КНБК спускают в скважину и подвешивают в роторе на последнем замке (на муфте) Бурильные трубы укладывают на мостках, прилегающих к буровой Для подъема каждой бурильной трубы используют малый подъемный кран, установленный на буровой Каждую трубу размещают сначала в шурфе для двухтрубки перед спуском ее в скважину Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши помещают в шурф, пробуренный рядом с шурфом для двутрубки В под-вышечном основании дня них выполнены отверстия Оба шурфа обсаживают трубами Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши поднимают из своего шурфа и соединяют с бурильной трубой в шурфе для двухтрубки Всю компоновку затем поднимают и подают к ротору для соединения с КНБК Бурильные трубы соединяют с верхней частью УБТ с помощью пневматического бурового ключа и специального машинного ключа с сухарями Пневматический ключ используют для первичного свинчивания, а машинный ключ — для окончательного крепления .После этого бурильную колонну спускают в скважину и включают ротор для передачи вращения бурильной колонне Ведущую трубу медленно опускают до тех пор, пока долото не достигнет забоя На поверхности это заметно по уменьшению веса бурильной колонны (или, так называемая, осевая нагрузка на долото) Нагрузку определяют по индикатору веса на пульте управления бурильщика, соединенному гидравлическим шлангом с датчиком натяжения, который, в свою очередь, соединен с креплением неподвижного конца талевого каната. Бурильщик регулирует нагрузку на долото в соответствии с требованиями программы бурения, подготавливаемой технологическим отделом Каждый тип породы требует различных сочетаний нагрузки на долото и частоты вращения для достижения максимальной проходки. Таким образом, скважину бурят при переменной осевой нагрузке на долото, вращении и промывке Большинство ведущих труб имеет длину 12 м, что позволяет пробурить скважину на глубину 12 м, когда верхняя часть ведущей трубы достигает ротора Затем скважину бурят при добавлении дополнительных труб в состав бурильной колонны (наращивание) Обычно сначала наращивают по одной трубе путем поднятия всей ведущей трубы над ротором После этого под верхней муфтой бурильной трубы устанавливают клинья для удерживания ее в роторе Затем ведущую трубу отсоединяют и подают к шурфу для двухтрубки, в котором ее устанавливают в муфту заранее доставленной в шурф бурильной трубы Пневматическим ключом, расположенным на дневной поверхности, сначала свинчивают трубы, а машинный ключ используют для окончательного до-крепления Затем ведущую трубу поднимают (с помощью лебедки) и соединяют с бурильной трубой, которая удерживается в роторе. Наращенную бурильную колонну спускают в скважину и начинается снова процесс бурения. На рис. 1.8 представлена схема процесса наращивания. Процесс наращивания бурильного инструмента повторяется до тех пор, пока не износится долото или не будет достигнута проектная глубина скважины. После этого всю бурильную Колонну извлекают из скважины. .  Рис10 Схема наращивания бурильного инструмента. 1 — спуск бурильной трубы в шурф для двухтрубки, 2 — подъем соединения с мостков (стеллажа) для труб, 3 — свинчивание вертлюга и ведущей трубы с бурильной трубой, 4 — посадка в муфту бурильной трубы; 5 — наращенная бурильная колонна го това к бурению СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ Спуско-подъемные операции включают процесс спуска бурильной колонны в скважину и подъема ее из скважины. Бурильную колонну из скважины часто поднимают для замены долота или перед спуском обсадной колонны после достижения необходимой глубины. Спуск всей бурильной колонны осуществляют после замены долота или при расширении ствола и промывке ее буровым раствором. На рис. 11 представлена схема последовательности операций при подъеме инструмента из скважины. Процесс начинается с поднятия рабочей трубы над ротором, установки клиньев и отвинчивания ведущей трубы и вертлюга с верхнего соединения бурильной колонны и их установки в шурф под ведущую трубу. Бурильные трубы с помощью элеватора и лебедки поднимают над полом вышки. Элеваторы для подъема бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб (НКТ) представлены на рис. 1.10, а, б, в соответственно. Элеватор представляет собой устройство типа хомута, которое защелкивается на трубе, что позволяет поднимать бурильную колонну из скважины.  Рис 11 Схема последовательности подъемных операций [2]- 1 — шурф под двухтрубку, 2 — палец, 3 — стальная балка; 4 — полати для верхового рабочего Бурильную колонну обычно извлекают комплектом из трех труб (свеча бурильных труб). Свечу бурильных труб (длиной около 28 м) поднимают над ротором и раскрепляют в замке машинными ключами и пневмораскрепителем или с помощью обратного вращения ротора. Верхнюю часть свечи принимает верховой рабочий, располагающийся на полатях, где он освобождает свечу из элеватора. Затем верхнюю часть свечи направляют за специально предназначенный для этого палец, установленный на раме для свечей (подсвечнике). До этого рабочий, работающий у ротора, подает конец свечи к подсвечнику (площадке на полу вышки), который расположен под полатями верхового рабочего. Свободные элеваторы затем опускают и закрепляют на оставшейся бурильной колонне, клинья для захвата убирают из ротора и следующую свечу бурильных труб извлекают из скважины. Этот процесс продолжается до тех пор, пока вся бурильная колонна не будет поднята из скважины и установлена в буровой вышке. При спуске последовательность та же, что и при подъеме, но в обратном порядке, т. е. трубу поднимают с подсвечника с помощью элеватора. К.НБК, включающую долото и УБТ, спускают в скважину в первую очередь. Когда скважина пробурена, опробована и закончена, свечи бурильных труб разбирают на отдельные трубы для передвижения на новую буровую.  Рис12 элеваторы для труб |