Бурение. 2 общее пособие бурение. Учебнометодическое пособие Бурение 1 Осадочные породы образовались за счет накопления в вод

• Название: Учебнометодическое пособие Бурение 1 Осадочные породы образовались за счет накопления в вод
• Анкор: Бурение
• Дата: 24.04.2022
• Размер: 3.19 Mb.
• Имя файла: 2 общее пособие бурение.doc
• Тип: Учебно-методическое пособие; #493872
• страница: 6 из 21

Нагрузка на осевую опору

Осевая нагрузка на пяту турбобура определяется силой гид­равлического напора Т, действующей на ротор, весом ротора тур­бобура и долота G и реакцией забоя R:

Р=Т+G-R

Вес ротора турбобура и долота определяется по справочным данным. Величина нагрузки на забой, а следовательно, реакция забоя R выбирается бурильщиком в зависимости от условий бу­рения. Наибольшее гидравлическое усилие действует на пяту в мо­менты запуска турбобура и при проработке ствола скважины, когда нагрузки на долото малы. При очень высоких нагрузках на долото на пяту действует сила снизу вверх и имеет условно от­рицательное значение. Из приведенного выше выражения видно, что если сумма силы Т и веса ротора турбобура и долота G равна нагрузке на забой R, то пята практически разгружена и в этом случае ее износ минимален.


Р ис. Характеристика тур­бины турбобура при постоянном расходе жидкости Q


Сборка и регулирование резинометаллической пяты

Основные условия сборки многоступенчатой резинометалличе-ской пяты — обеспечение равномерности распределения нагрузки между отдельными дисками и сохранение люфта турбобура для обеспечения нормальной работы многоступенчатой турбины.

Люфт турбобура — расстояние, на которое может переме­щаться вдоль оси вал в собранном турбобуре. При затянутых де­талях ротора и статора люфт турбобура равен люфту пяты — за­зору между подпятником и диском пяты (наименьшему среди всех ее ступеней). Величина люфта турбобура обычно превышает 2 мм. Люфт турбины — наибольшее расстояние, на которое может перемещаться без пяты вдоль оси ротор турбины относительно статора. По мере износа пяты ее люфт увеличивается и возникает опасность соприкосновения дисков ротора и статора. При сборке необходимо обеспечить запас на осевое перемещение ротора, зави­сящий от величины люфта турбины и его распределения.

Высоты дисков ротора и статора отклоняются от их номиналь­ных значений вследствие неточности изготовления, остаточных деформаций при затяжке статора в корпусе и ротора на валу, а также в связи с износом торцов при проворачивании. При от­клонениях в размере (длина турбобура) люфт турбины может ис­чезнуть, поэтому перед сборкой турбины проводят контрольные сопоставления высот стопок по 10—12 дисков ротора и статора, устанавливаемых на контрольной плите.

Если разница высот стопок превышает величину, обусловлен­ную инструкцией (обычно 0,1 мм), диски перекомплектовывают. В турбобурах некоторых типов статор закрепляется в корпусе на конической резьбе. В этом случае для обеспечения упора торца резьбового соединения при закрепленной и упругодеформированной системе статоров в цепь деталей статора включается регули­ровочное кольцо резьбы. Высота его определяется при сборке.

Эксплуатация турбобуров

При бурении турбобурами рекомендуется применять тонкостен­ные бурильные трубы с высадкой в наружной части и замками с увеличенным проходным сечением. Буровая должна быть обору­дована насосами, работающими при давлениях не ниже 15 МПа. Для наиболее эффективного использования гидравлической мощ­ности насосов необходимо максимально сокращать гидравлические сопротивления в циркуляционной системе буровой установки. С целью улучшения работы насосов и увеличения коэффициента их наполнения насосы следует устанавливать «под залив».

Буровая должна быть оснащена механическими очистителями раствора от шлама, вибрационными ситами, ситоконвейерами или гидроциклонными установками. Там, где керн отбирается с по­мощью колонковых турбобуров, дополнительно к общим требова­ниям необходимо соблюдать следующие положения: внутренний диаметр элементов бурильной колонны должен обеспечивать бес­препятственное прохождение съемной грунтоноски; внутренний диаметр бурильной колонны должен быть больше диаметра го­ловки грунтоноски не менее чем на 2—3 мм; в переводниках ме­ста перехода с одного диаметра на другой должны быть плав­ными.

Для подъема грунтоноски устанавливают специальную лебедку ЛПГ-3000 при глубине бурения до 3000 м или ЛПГ-5000 при глу­бине бурения свыше 3000 м. При отсутствии специальных допус­кается использование других лебедок, имеющих тяговое усилие на канате не менее 30 кН при начальной скорости подъема не более 1 м/с. Лебедку для подъема грунтоноски рекомендуется ус­танавливать перед мостками на расстоянии 25—30 м от устья скважины со смещением вправо от мостков на 2—5 м.

При бурении турбобурами типа А на буровых, оснащенных на­сосами с электроприводами, должна быть клапанная приставка с перепускным клапаном и необходимым набором секций.

К месту работы турбобуры должны транспортироваться так, чтобы была обеспечена их полная сохранность. Погружать и раз­гружать их следует при помощи подъемного крана или накатов, причем необходимо избегать ударов. Транспортировка турбобуров волоком и сбрасывание их при разгрузке недопустимы, так как при этом могут быть прогибы валов и корпусов. Во избежание засо­рения турбины и повреждения резьб турбобуры должны транспор­тироваться с предохранительными пробками и колпаками. При транспортировке колонкового турбобура съемная грунтоноска, на­ходящаяся внутри его, зажимается между пробками деревянными распорками, которые предохраняют ее от продольного перемеще­ния внутри турбодолота.

Турбобур, доставленный на буровую, осматривают с целью вы­явления внешних дефектов (трещины и вмятины на корпусе), а также проверяют состояние присоединительных резьб турбобура. После внешнего осмотра проверяют его работоспособность и ре­гулировку с помощью ведущей трубы.

Если предстоит бурить турбобуром типа А с использованием насосов с электроприводом, необходимо проверить комплектацию и сборку клапанной приставки с перепускным клапаном. Перед спуском на забой колонкового турбобура КТД надо проверить прочность закрепления резьб грунтоноски и ее прямолинейность.

Во избежание засорения турбины при проверке работы турбо­бура с использованием ведущей трубы в его переводник или в пе­реводник между ведущей трубой и турбобуром устанавливают фильтр.

Турбобур считается годным для работы при соблюдении сле­дующих условий:

осевой люфт находится в допустимых пределах;

турбобур легко запускается при давлении не выше 1 — 3,5 МПа;

перепад давления в турбобуре примерно соответствует рабо­чим характеристикам турбин;

все резьбовые соединения герметичны при подаче насосов, не­обходимой для работы турбобура на забое.

Клапанная приставка с перепускным клапаном считается год­ной для работы при соблюдении следующих условий:

все резьбовые соединения клапанной приставки и перепускного клапана надежно закреплены;

перепад давления на перепускном клапане соответствует задан­ному.

Грунтоноска колонкового турбобура КТД считается годной для работы, если:

все резьбовые соединения ее прочно закреплены;

грунтоноска свободно входит в вал и выходит из пего;

головка грунтоноски безотказно захватывается шлипсом.

При эксплуатации турбобура на буровой необходимо периоди­чески осматривать его с целью установления и поддержания работоспособности. Турбобур считается годным к последующей работе, если:

осевой люфт турбобура не превышает заданных величин;

запуск турбобура происходит при давлении, не превышающем первоначального при опробовании;

все резьбовые соединения турбобура герметичны;

натяги в резьбовых соединениях ниппеля и соединительного переводника с корпусом (цилиндрическая резьба) не изменились; допускается уменьшение натяга (т. е. подкрепление резьбового соединения) до 5 мм;

присоединительная резьба вала в удовлетворительном состоя­нии (отсутствуют задиры, следы промытости, забоины на торцах и т. д.).

При увеличении осевого люфта до размера, более указанного, пропусках в резьбовых соединениях, повышении пускового давле­ния и других неполадках турбобур отправляют на ремонт.

При работе с перепускным клапаном его также необходимо пе­риодически осматривать. При его осмотре проверяют:

состояние резьбовых соединений секций клапана и присоедини­тельных резьб клапанной приставки (отсутствие задиров, забоин на торцах, следов промытости);

состояние резинового манжета хвостовика клапана (отсутствие расслоения, отставания от металла и других следов нарушения резинового уплотнения);

редуцирующую способность клапана (перепад давления па клапане должен соответствовать заданному).

При обнаружении дефектов в отдельных секциях клапана их следует заменить. При уменьшении перепада давления относи­тельно заданного следует добавить секцию или перекомплектовать клапан таким образом, чтобы восстановить перепад давления.

При эксплуатации турбобура на буровой могут возникнуть не­поладки в его работе, тогда надо правильно установить причину ненормальной работы турбобура и своевременно принять необхо­димые меры.

Турбобуры ремонтируют в турбинных цехах. Ремонт их мо­жет состоять из следующих работ: полной разборки турбобура; отбраковки и комплектации сменных деталей; замены изношен­ных деталей; проверки прямолинейности вала и корпуса; проверки резьб и их ремонта; сборки турбобура; обкатки турбобура на стенде.

При ремонте турбобуров применяют новые детали, поставляе­мые в комплекте запасных частей, а также детали, прошедшие ре­монт в механических мастерских. Качество сборки зависит от правильной комплектации, замены и отбраковки изношенных де­талей.


2.10.НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ

Бурение любой скважины ведется при постоянном контроле за ее положением в пространстве, поэтому от одного интервала к другому замеряют: зенитный угол а — угол между осью сква­жины и вертикалью; азимутальный угол 0 — угол в горизонталь­ной плоскости между плоскостью искривления скважины и зара­нее выбранным направлением.

Искривление может быть плоским (рис. а) и простран­ственным (рис. бив). В первом случае с увеличением глу­бины скважины азимутальный угол не изменяется, а во втором — постоянно меняет свое значение. Используя величины а и 6, за­меренные в начале и конце каждого интервала, строят проекции оси скважины на вертикальную (рис. /) и горизонтальную (рис. //) плоскости, при совместном рассмотрении которых судят о пространственном положении оси скважины.

Проекция оси скважины на вертикальную плоскость называ­ется профилем скважины, а на горизонтальную — планом.



Причины и последствия искривления

Причины, способствующие искривлению, условно делят на три категории: геологические, технические и технологические.

К геологическим можно отнести: слоистость, трещиноватость, сланцеватость горных пород; чередование пород различной твер­дости и угол наклона пластов; тектонические нарушения, пустоты, каверны; твердые включения (крупный галечник, валуны) в про­ходимых горизонтах.

К техническим причинам относятся: недостаточное центриро­вание кронблока по отношению к оси вышки; несовпадение оси вышки с осью ротора и осью направления; изогнутые бурильные трубы и ведущая труба в бурильной колонне; перекос в резьбо­вых соединениях бурильной колонны (в нижней части).

Технологические причины: неправильное соотношение диа­метров УБТ и скважины; потеря устойчивости нижней части бу­рильной колонны; неправильный выбор числа, мест установки и конструкции приспособлений, центрирующих нижнюю часть бу­рильной колонны в скважине; применение режима бурения, па­раметры которого не соответствуют конструкции нижней части бурильной колонны и геологическим условиям залегания прохо­димых пород.

В результате искривления ствола скважины интенсивнее изна­шиваются бурильные трубы, замки, муфты; осложняются спуско-подъемные операции вследствие затяжек бурильной колонны; вероятны желобообразования и обвалы пород; расходуется допол­нительная мощность на вращение бурильной колонны; затрудня­ется спуск обсадных колонн в скважину; возрастает вероятность смятия обсадных труб в местах резких искривлений ствола; ос­ложняется цементирование обсадных колонн (вследствие прижа­тия колонны к одной стороне ствола скважины), равномерное за­полнение цементным раствором затрубного пространства; увели­чивается объем инклинометрических измерений и затрудняется их проведение.

Искривление скважины влияет на ее эксплуатацию.

1.11.БУРОВЫЕ ЛЕБЕДКИ

Лебедка — основной механизм буровой установки. Она пред­назначена для проведения следующих операций:

спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

удержания колонны труб на весу в .процессе бурения или про­мывки скважины;

передачи вращения ротору;

свинчивания и развинчивания труб;

вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инстру­мента, оборудования, труб и др.;

подъема собранной вышки в вертикальное положение.

В буровую лебедку входит сварная рама, на которой разме­щены подъемный, трансмиссионный и промежуточный валы, ко­робка перемены передач (КПП), тормозная система, состоящая из основного (ленточного) и вспомогательного (регулирующего) тормозов, пульт управления. Все механизмы закрыты предохрани­тельными щитами.

Подъемный вал лебедки преобразовывает вращательное дви­жение силового привода в поступательное движение талевого ка­ната. На подъем нагруженного крюка затрачивается мощность, зависящая от силы тяжести поднимаемых труб, а опускается крюк под действием веса труб. Поэтому лебедки имеют механизмы для подвода мощности при подъеме и тормозные устройства. Для повышения скорости во время подъема крюка лебедки или их приводы выполняют многоскоростными. Переключение с высшей скорости на низшую и обратно осуществляется фрикци­онными оперативными муфтами, обеспечивающими плавное вклю­чение и минимальную затрату времени на эти операции. Мощ­ность, передаваемая на лебедку, характеризует основные эксплуа­тационно-технические ее свойства и является главным ее пара­метром.

Современные буровые лебедки отечественного производства выполняются в основном по двум компоновочным схемам:

лебедка со всеми узлами монтируется на одной общей раме и представляет собой один агрегат (например, У2-2-11, ЛБ-750);

лебедка, состоящая из двух отдельно транспортируемых агре­гатов (подъемный и коробка перемены передач), которые соеди­няются между собой при помощи стяжек (например, ЛБУ-1100, ЛБУ-1400).

У лебедки У2-5-5 подъемный агрегат соединен с КПП двумя мощными карданными валами со стороны, противоположной пульту бурильщика.

В последнее время выпускают буровые установки, в которых основная лебедка размещена ниже пола буровой, а для выполне­ния вспомогательных операций (раскрепление труб, подтаскива­ние мелких грузов и т. д.) используют вспомогательные лебедки. При этом конструкция основной лебедки упрощается и соответ­ственно снижается ее масса.