Практические работы по буровому оборудованию. Практические работы 1. Тема Определение вертикальных нагрузок на буровую вышку. Выбор буровой установки Цель работы Научиться определять нагрузки на вышку и выбирать буровую установку в зависимости от конкретных условий бурения
 Скачать 4.21 Mb.
|
|
ТЕМА: Определение энергетических параметров турбобуров при разных режимах работы и построение их характеристик Цель работы: Научиться определять энергетические параметры турбобуров на различных режимах работы и оценивать полученный результат. Научиться определять момент на ключе при затяжке статорной системы турбобура Принцип работы турбобура Гидравлические забойные двигатели типа турбобур – это основной элемент буровых установок. Характеристика турбобура влияет на множество факторов, которые определяют функциональную мощность всей добывающей конструкции. Это обусловлено тем, что именно к валу турбины и присоединяется долото. Устройство турбобура: описание Данный гидравлический забойный двигатель представляет собой достаточно сложную и компактную конструкцию, которая обеспечивает работу добывающие установки, а именно – функционирование долота. Сам турбобур можно разделить на следующие элементы: турбинный вал; опора осевая и радиальная; статоры. Различают две группы деталей: вращающиеся и не вращающиеся. К не вращающейся группе относятся: Переводник. С его помощью бурильная колонна присоединяется к турбобуру. Цилиндрический корпус. Является основой всего комплекса. Кольца пяты. Функциональный элемент. Диска статора. Через его окна буровая жидкость попадает внутрь. Средняя опора. Обеспечивает поддержку отдельных элементов. Ниппель. Обеспечивает фиксацию деталей внутри корпуса. К вращающейся группе относятся: вал; диски ротора; пяты. В основе функционирования оборудования для бурения лежат идентичные ступени гидравлического вида, элементами которых являются: направляющий элемент – неподвижный статор; рабочее колесо – подвижный ротор. Статорные колеса крепко зафиксированы в корпусе, а роторные – непосредственно на турбинном валу. В подавляющем большинстве ситуаций, на нижний конец турбобура навинчивается долото, а верхний подсоединяется к бурильным трубам с помощью резьбы. В идеальном варианте, конструкция турбобура должна: обеспечивать достаточны крутящий момент; стабильно работать при низкочастотном вращении; иметь постоянную энергетическую характеристику; быть независимым от свойств бурового раствора. Несмотря на конкретные требования, на данный момент не существует модели двигателя, который бы полностью им удовлетворял. При выборе следует учитывать конкретные условия, при которых будет осуществляться бурение – это позволит подобрать оптимальный вариант среди всех доступных моделей Эксплуатация бурового оборудования Они различаются как по наклону лопаток, так и по особенностям циркулирования промывочной жидкости и ряду других функциональных характеристик. Также следует учитывать особенности выбранного долота. Принцип работы турбобура: основные моменты В основе функционирования турбобура лежит давление потока жидкости. Именно за счет неѐ возможно эффективное бурение. Она, под воздействием давления, постепенно проходит через все ступени турбобура, тем самым создавая рабочий реактивный момент. На этом и базируется принцип работы. Через бурильную колонну сам поток попадает на I ступень турбобура. Направление данной жидкости задается посредством статора. Именно в нем происходит формирование закрутки и достигается заданная скорость. Механическая энергия преобразуется из кинетической в роторе, и используется для непосредственного вращения вала. Вышеперечисленные детали являют собой составляющие ступеней двигателя. Система, в которую входят статоры, подпятников и опор промежуточного типа, фиксируется с помощью ниппеля с повышенным осевым усилием. За счет этого на торцах элементов создается сила трения, которые и удерживают детали в неподвижном состоянии. Охлаждение подпятников обеспечивается за счет постоянно поступающей жидкостью, которая проходит через верхнюю часть турбобура, а именно – проходит через подпятниковые дисковые окна. Жидкость промывочная поступает непосредственно в двигатель гидравлический, и только после этого – в нижележащую валовую полость. Ниппель – это опора радиального вида для двигателя. По этой причине внутренняя площадь полностью покрыта резиной. Бурение турбобуром: основные сведения Турбобуры применяются для бурения скважин. Данная процедура подразумевает несколько процессов: спуск турбобура; опускание долота; обеспечение циркуляции жидкости промывочной; корректировка забойной нагрузки. За счет изменения забойной нагрузки, а также постоянного удерживания допустимого давления в системе циркуляции трубопровода, в турбобуре поддерживается стабильный перепад. Он подстраивается таким образом, чтобы соответствовать установленной частот вращения. Именно она и определяет мощность, которую и развивает турбобур. Устройство турбобура способствует обеспечению достаточной вариативности относительно частоты вращения. Сама конструкция содержит турбобур с долотом, который устанавливается на колонну бурильной трубы, а также снабжен: спуско-подъемным устройством; аппаратом для обеспечения циркуляции жидкости; аппаратурой, фиксирующей еѐ давление; автомат подачи буро-инструмента. Последние два программно связаны между собой, так что при указанном расходе жидкости для промывки поддерживается максимально возможное давление. Система бурения располагается над местом будущей скважины. Исходя из геологического исследования и прогнозов относительно особенностей почв, подбирается конкретный вид долота. Если грунт состоит из нескольких слоев, то скважина создается с помощью долот нескольких видов. В зависимости от глубины забоя, процесс может приостанавливаться для монтажа специальных труб – они препятствуют обрушению грунта со стенок скважны. Турбобур может использоваться в различных климатических условиях, и является универсальным двигателем, обеспечивая надежную работу и высокую эффективность. Последнее возможно при ответственном подходе к процессу оптимизации режимов отработки. Эксплуатация бурового оборудования Турбинный принцип работы гораздо более производительный, чем роторный, а показатели крутящего момента не зависит от глубины забоя, свойств горных пород или режимов бурения. Во время бурения управляющему узлу (человеку или автомату) после доведения до забоя необходимо производить нагрузку на долото до тех пор, пока на выбросе насоса давление стабильно повышается. Исходные данные: Данные взять из таблиц 15, 16, 17, согласно своего варианта. ЗАДАЧА 1. Определить изменение рабочей характеристики турбобура при изменении расхода жидкости. ЗАДАЧА 2. Определить изменение рабочей характеристики турбобура при изменении плотности промывочной жидкости. ЗАДАЧА 3. Определить требуемый расход жидкости для создания турбобуром нужной мощности для работы долота. Порядок выполнения работы: К задаче 1. Для решения этой задачи необходимо знать зависимость рабочей характеристики турбобура от величины расхода жидкости ; ( ) ; ( ) ; ( ) Эксплуатация бурового оборудования Данные Q 1 , M 1 , n 1 , N 1 , Р 1 - известны. Определить M 2 , n 2 , N 2 , Р 2 при Q 2 , т. е. при новом расходе промывочной жидкости. К задаче 2. Параметры рабочей характеристики турбобура (мощность, момент, перепад давления) прямо пропорциональны плотности прокачиваемой жидкости. Число оборотов вала турбобура не зависит от плотности прокачиваемой жидкости ; ; Р 1 , M 1 , N 1 , 1 - известны. Определить Р 2 , M 2 , N 2 , при 2 , т.е. при работе на буровом растворе. К задаче 3. Мощность на валу турбобура пропорциональна кубу расхода жидкости. По этой зависимости необходимо найти расход жидкости для создания требуемой мощности на валу турбобура √ Определение момента на ключе при затяжке статорной системы турбобура Исходные данные: D 1 – наружный диаметр ступицы, мм; D 2 – внутренний диаметр ступицы, мм; см = 70 МПа – допустимые напряжения на смятие; f = 0,2÷0,25 – коэффициент трения; d ср – средний диаметр резьбы ниппеля, мм; Данные взять из таблицы 18 согласно своего варианта. Порядок выполнения работы: Вся неподвижная система турбобура затягивается ниппелем. Усилия затяжки должны обеспечивать момент трения на торцах статоров и подпятников, превосходящих тормозной крутящий момент, возникающий при остановке вала турбобура. 1. Момент на ключе при затяжке статорной системы: М кл = М тр + М р , где М тр – момент трения на торцах ступеней статора; М р – момент трения в резьбе ниппеля. 2. Момент трения на торцах ступеней статора: М тр = Р 3 ∙f∙R, где R – средний радиус трения будет соответствовать среднему диаметру, ввиду небольшой разности наружного и внутреннего диаметров кольца Р 3 – осевая сила затяжки 3. Момент трения в резьбовой части ниппеля , где Р 3 – осевая сила затяжки; - угол подъема винтовой линии резьбы β - угол трения в резьбе Определив М тр и М р , определяем М кр Подобным образом определяется и момент затяжки роторной гайки для крепления вращающихся деталей на валу турбобура. Эксплуатация бурового оборудования Практическая работа № 11 ТЕМА: Расчѐт производительности бурового насоса Цель работы: Научиться определять мгновенную подачу насоса и строить график подачи бурового насоса 2-го действия. Научиться определять основные параметры и выбирать насос по заданным условиям Производительность буровых насосов при роторном бурении должна обеспечивать полную очистку забоя от выбуренной породы. В противном случае не исключена возможность осложнений в проводке скважины. Превышение производительности буровых насосов над вычисленной по данному соотношению величиной не приводит к существенному изменению механической скорости проходки. Чрезмерное содержание газовой фазы ухудшает производительность буровых насосов и может привести к выбросам. Для дегазации используются ПАВ, более поверхностно-активные, чем вещества, вызвавшие пенообразование. Моментограмма показывает, что в процессе бурения при постоянной осевой нагрузке и производительности бурового насоса момент изменялся, от 94 кГ / м в первом интервале до 190 кГ / м в седьмом интервале. Пятый интервал соответствует по времени наращиванию бурильной колонны. Период между восстановлением циркуляции и стабилизацией забойной температуры зависит в основном от производительности буровых насосов и от объемов циркуляционной системы на поверхности. Названные добавки в различной степени отвечают этим тре - Например, поверхностно- активные вещества вспенивают вязко-пластичные промывочные жидкости, снижая производительность буровых насосов, некоторые из них выпадают в осадок при взаимодействии с катионами кальция и магния. Резко снижается эффективность и СМАД-1 при поступлении в раствор солей этих катионов или при повышении щелочности среды. Такие добавки, как нефть, графит, контактные и глины обладают достаточно хорошей совместимостью с растворами, но плохо совместимы с водой. Этот приток определяется как разность между расходом жидкости, протекающей через ствол скважины, в точке 1 равным 5 0 л / сек, и производительностью бурового насоса - 3 67 л / сек. Из физико-механических свойств жидкости наибольшее влияние оказывает ее удельный вес YP - Реологические свойства жидкости, хотя и оказывают несомненное влияние на величину возникающих гидравлических сопротивлений, на производительность буровых насосов, однако их значение при борьбе с проявлениями следует признать второстепенным. При выборе осевой нагрузки учитывают прежде всего тип и размер бурового наконечника, твердость пород, компоновку бурильного инструмента и степень его изношенности, наличие устройств для принудительной подачи, производительность буровых насосов. Анализ производственного материала по бурению скважин на геологически осложненных площадях показывает, что в целом ряде случаев прихваты бурильного инструмента являются следствием неудовлетворительной очистки ствола скважины от выбуренной породы, особенно в интервалах, при разбуривании которых имеют место высокие механические скорости и несоответствующая этим скоростям производительность буровых насосов. С целью выявления закономерностей зависимости параметров вибрации обвязки от рабочей характеристики бурового насоса и приведенного объема воздуха в пневмокомпенсаторах результаты двух серий экспериментов были математически обработаны, при этом исследовали изменение параметров вибрации обвязки насоса: а - от изменения приведенного объема воздуха в пневмокомпенсаторах при постоянной производительности бурового насоса; б - от изменения производительности буровых насосов при постоянном приведенном объеме воздуха в пневмокомпенсаторах. Величина производственной мощности предприятия ( УБР) зависит прежде всего от таких факторов, как количество, дееспособность, режим работы и степень экстенсивного и интенсивного использования буровых установок; качество и стойкость породо-разрушающего инструмента и его соответствие характеристикам проходимых пород; оптимальность соотношения параметров технологии бурения ( нагрузки на долото, скорости вращения Эксплуатация бурового оборудования инструмента, производительности буровых насосов); соответствие качества промывочной жидкости геологическим условиям проходки скважин; квалификация, производственный опыт, общий культурный уровень и отношение к труду работников; наличие научно обоснованных норм использования техники бурения. Практически характеристики турбобура можно изменять только ступенчато, применяя на различных участках скважины турбобуры различных типов. Производительность буровых насосов регулируется также только ступенчато путем смены цилиндровых втулок. Основная задача проектирования режима турбинного бурения как раз и заключается в установлении режима работы буровых насосов, подборе типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для различных участков ствола скважины таким образом, чтобы получить наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения. В самом деле, общее количество поглощающейся в скважине промывочной жидкости легко определяется. ПО производительности бурового насоса, при частичном - разности закачиваемой и выходящей из скважины жидкости. Распределение общего количества поглощаемой жидкости по отдельным участкам зон поглощения будет, очевидно, пропорционально разности числа оборотов крыльчатки расходомера на интервалах измерений с учетом диаметра ствола скважины в этих интервалах. Для количественного определения интенсивности ухода промывочной жидкости необходимо знать ее расход, соответствующий одному обороту крыльчатки расходомера в потоке данного сечения. Вероятно, при такой производительности буровых насосов обеспечивается рациональное сочетание крутящего момента на валу турбобура и частоты его вращения ( т.е. параметра Вт) с дифференциальным давлением в кольцевом пространстве и гидравлической мощностью fi / d, обеспечивавших эффективное разрушение горной породы и ее удаление в наддолотное пространство. В процессе эксплуатации двухкамерного дегазатора иногда появляется необходимость изменить какой-либо его параметр в связи с изменением условий работы бурового оборудования или свойств промывочной жидкости. В частности, при увеличении производительности буровых насосов приходится увеличивать или уменьшать производительность дегазатора, - которая функционально связана с величиной вакуума, устанавливаемого режимом дегазации. При изменении свойств промывочной жидкости, например, после ввода в нее вспенивающего реагента, появляется необходимость увеличить вакуум для достижения требуемого эффекта дегазации, что приводит к снижению подачи дегазатора. Уменьшение плотности промывочных жидкостей из-за образования в них пены или газожидкостных эмульсий часто не допускается технологией бурения, особенно при наличии в разрезах пластов с: аномально высоким давлением, при промывке утяжеленными растворами. При циркуляции аэрированной промывочной жидкости снижается производительность буровых насосов, могут ухудшаться показатели бурения. Приведенные в табл. 10 исходные расчетные данные показывают, что с увеличением вдвое производительности буровых насосов коэффициент теплопередачи между восходящим и нисходящим потоками увеличился в 1 6 раза. В статье приводятся формулы для определения фактической работы и коэффициента загруженности буровых насосов за время бурения скважины в соответствии с законом для времени механического бурения. Получены уравнения рациональных производительностей буровых насосов, отвечающие максимуму коэффициента загруженности. Установлено влияние числа ступеней производительностей буровых насосов и закона для времени механического бурения на величины рациональных производительностей и коэффициент загруженности при условиях роторного и турбинного способов бурения. Турбобур с падающей к тормозному режиму линией давления удобен при работе буровых насосов с приводом от двигателей. В этом случае по мере затормаживания долота производительность бурового насоса плавно возрастает, а следовательно, растет и момент на валу турбобура. Для привода вращателя служит гидромотор. Перемещается вращатель по мачте при помощи гидроцилиндра и талевой системы, обеспечивающей удвоение хода. При работе на пятой скорости коробки передач и номинальных оборотах двигателя автомобиля ( 1700 об / мин ] обеспечиваются паспортные значения скорости перемещения вращателя и частоты вращения шпинделя, а также производительности бурового насоса и компрессора, указанные в их технических характеристиках. Эксплуатация бурового оборудования В ряде случаев ценообразование препятствует нормальному ходу технологических процессов и поэтому является нежелательным. Например, при откачивании из скважин нефтей, содержащих природные ПАВ и газ, может образоваться пона. Это затрудняет работу насосов и снижает их производительность, так как они откачивают вместо нефти значительную часть газа или воздуха. Одновременно снижается производительность буровых насосов. При интенсивном вспенивании возможны аварийные ситуации в результате выбросов промывочной жидкости я открытого фонтанирования скважины. Вспенивание промывочных жидкостей могут вызвать: - I) ПАВ, вводимые в рабочие жидкости с целью регулирования их свойств; 2) поступления из пластов газа и подземных вод, содержащих естественные пенообразователи. Наряду с этим в буровой раствор добавляют утяжелитель или закачивают утяжеленный раствор заданной плотности. Выходящий раствор меньшей плотности, содержащий газ, откачивают в запасную емкость. При замене бурового раствора в скважине необходимо газированный раствор дегазировать. Регулируют давление в скважине при циркуляции-бурового раствора через штуцер сбросом меньшей или большей части производительности буровых насосов через пусковые задвижки. Свойства промывочных растворов из выбуриваемых пород регулируются главным образом путем изменения количества вводимых поверхностно-активных веществ-стабилизаторов и активных добавок-электролитов и их соотношения. При бурении в неосложненных условиях, отсутствии зон осыпей и обвалов основным требованием к промывочной жидкости является ее стабильность. Структурно-механические показатели - предельное напряжение сдвига и тик-стропность - занимают подчиненное положение. В этом случае целесообразно применять растворы маловязкие (вязкость которых почти не отличается от вязкости воды) с возможно малыми значениями предельного напряжения сдвига. Удельный вес раствора во всех случаях должен быть также возможно минимальным. Такой водный естественный раствор способствует получению лучших технико- экономических показателей бурения. Производительность буровых насосов при прокачивании таких растворов повышается. Способность очищать забой от выбуренной породы у маловязкого раствора также значительно выше, он не образует толстых корок на стенках скважины, затрудняющих вращение бурильного инструмента и нередко являющихся причиной его затяжек и прихватов. Исходные данные: Ход поршня – S, Число двойных ходов – n, Диаметр поршня – D, Диаметр штока поршня – d Данные взять из таблицы 11 согласно своего варианта. Порядок выполнения 1. Определить площадь поршня , дм 2 2. Определить площадь сечения штока , дм 2 3. Определить мгновенную теоретическую подачу при ходе поршня вперед в интервале через 30 0 , 0 0 ≤ ≤ 180 0 , дм 3 /с где R - радиус кривошипа. S = 2∙R 4. Определить мгновенную теоретическую подачу при ходе поршня вперед в интервале через 30 0 , 180 0 ≤ ≤ 360 0 , дм 3 /с Эксплуатация бурового оборудования 5. Полученные результаты вычислений занести в таблицу. , град. Qт, дм 3 /с , град. Qт, дм 3 /с 0 210 30 240 60 270 90 300 120 330 150 360 180 6. Построить график подачи насоса. Определение коэффициента подачи и мощности привода насоса Исходные данные: Взять с учетом варианта из таблицы 12 D - Диаметр поршня, мм d - Диаметр штока, мм S - Ход поршня, мм n - Число ходов поршня, об/мин V - Объем емкости для исследования, м3 T - Время заполнения емкости, сек P - Давление развиваемое насосом, МПа м - Механический КПД насоса Порядок выполнения: 1. Определить теоретическую производительность насоса , м 3 /сек 2. Определить действительную секундную подачу , м 3 /сек 3. Определить коэффициент подачи насоса 4. Определить приводную мощность насоса , кВт 5. Сделать вывод по полученным результатам, выбрать по приводной мощности насос. |