турбобур. турбобур-24_05_2016. От EnormousWorriedOunce1252

• Название: От EnormousWorriedOunce1252
• Анкор: турбобур
• Дата: 13.05.2022
• Размер: 111.4 Kb.
• Имя файла: турбобур-24_05_2016.doc
• Тип: Реферат; #526842
• страница: 1 из 4

турбобур

от EnormousWorriedOunce1252 | skachatreferat.ru

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 ОБЩИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Назначение и краткая характеристика турбобуров

1.2 Анализ условий и режим эксплуатации
1.3 Классификация отказов турбобуров
1.4 Виды износа осевых опор турбобуров
2 ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Исходные данные для расчета резьбовых соединений

2.2 Расчет резьбовых соединений

2.3 Исходные данные для расчета момента затяжки для резьбы

2.4 Расчет момента затяжки для резьбы
3 ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ

3.1 Технологический процесс реставрации вала турбобура
3.2 Оснащенность ремонтных участков

3.3 Анализ ремонтопригодности турбобура
3.4 Диагностирование и Испытание турбобур
3.5 Технологический процесс ремонта турбобура
3.6 Разработка мероприятий по обеспечению безопасных и здоровых условий труда


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ
В последние годы бурение на нефть и газ эксплутационных, разведочных скважин значительно увеличились их глубина, температура, давление, нагрузка на долото, что соответственно более усложняет режимы работы оборудования и инструмента и приводит к его преждевременному выходу из строя.
Увеличение долговечности и надежности техники позволяет экономить значительные средства, направляемые на ремонт, и более полно использовать машины и оборудования для увеличения производства продукции. Весьма актуальна эта задача при проектировании и эксплуатации нефтяного оборудования.
В данном проекте рассматриваются вопросы повышения межремонтного периода, за счет использования доработок конструкции и износостойкости деталей турбобуров и шпинделей.
Износостойкость бурового оборудования, в первую очередь, зависит от качества металла и качества поверхности. В основном, подвергаются износу опоры шпиндельной секции. Элементы опор находятся в сложных условиях, из-за одновременного вредного воздействия ряда факторов, одни из которых действуют постоянно (абразивный износ), а влияние других наиболее четкопроявляются по прошествии некоторого времени работы (усталостный износ).
На изнашиваемость поверхности влияют вид трения, удельное давление, относительная скорость скольжения, форма и размер зерен, вид смазки, наличие абразива и его физические и химические свойства. Абразивное изнашивание проявляется при трении металла, под нагрузкой о более твердые тела или частицы. Абразивное изнашивание может иметь место при трении твердой шероховатой стальной поверхности о более мягкую. Необходимым условием возможного проявление абразивного изнашивания является большая твердость в процессе трения изнашивающего тела, чем изнашиваемого. Оборудование, применяемое при бурении глубоких нефтяных и газовых скважин, отличается большим разнообразием, как по назначению, так и по конструктивному исполнению в связи со сложностью выполняемых операций и специфичностью технологических процессов. Применяемое оборудование делятся на наземные и забойные. К забойному буровому оборудованию относятся забойные буровые машины, бурильная колонна, породоразрушающие инструменты и другое вспомогательное оборудование, которое необходимо рассматривать в совокупности, так как оно предназначено для выполнения тесно взаимосвязанных и технологично однородных операций.
В нашей стране основным способом бурения скважин является турбинный способ. Объем турбинного бурения в общем балансе, в последние годы составлял 80-85%. Широкое использование турбинного бурения объясняется рядом преимуществ в сравнении роторным бурением. Турбинное бурение имеет более высокие показатели в следующих условиях:
1) при бурении в твердых неабразивных породах;
1) при проходке скважины с ограничительными нагрузками на долото из-за опасности искривления ствола скважины (большие углы падения пластов, чистая перемещаемость и др.);
2) при бурении наклонно направленных скважин;
3) при бурении алмазными долотами;
4) более высокая надежностьбурильной колонны (отпала необходимость вращения колонны и значительно снизилась аварийность, связанная с поломками бурильных труб);
В результате создания турбинного способа бурения скважин, нефтяная и газовая промышленности получили возможность значительно интенсифицировать разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений. При разработке основных российских месторождений, механические скорости возросли в 4-6 раз по сравнению со скоростями, достигаемыми в аналогичных условиях наиболее современной техникой роторного бурения, при одной проходке за рейс поддерживается на уровне 60-100% того же показателя в роторном бурении. В результате обеспечивается рост коммерческих скоростей в 2-3 раза при снижении стоимости 1 м проходки.
Несмотря на исследования и разработку технических средств, новых методов бурения (электробурения, эрозионное и др.), способ проводки скважины забойными гидравлическими двигателями, благодаря простоте и надежности технических средств будет и далее является основными методами бурения в нашей стране.
1 ОБЩИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Назначение и краткая характеристика турбобуров
Турбобур ЗТСШ1-195 представляет собой 3-х-секционный гидравличес­кий забойный двигатель, осевая опора которого вынесена в отдельный узел - шпиндельную секцию.
В шпиндельной секции устанавливается 25-ступенчатая резинометаллическая осевая опора-пята непроточного типа, воспринимающая гидравли­ческую нагрузку (определяемую перепадом давления на турбине и долоте) и нагрузку массы вращающихся деталей турбобура (валы, система роторов), а также реакцию забоя. Преобладающей нагрузкой является гидравлическая. В шпиндельной секции установлены две радиальных нижних опоры для сниже­ния амплитуды радиальных колебаний долота.
В каждой турбинной секции устанавливается цельнолитые турбины и радиальные опоры. На валах шпиндельной и турбинной секции деталикрепятся с по­мощью полумуфт на малоконусной резьбе с внутренним упорным торцем. Соединение валов шпиндельной и турбинных секций осуществляется с помощью конусно-шлицевых полумуфт (верхней и нижней).
Унифицированная турбинная секция турбобура ЗТСШ-195 (рисунок 1) состоит из переводника 1, свинченного на конусной резьбе с корпусом 8, в котором находятся пакеты статоров гид­ротормоза 7 и турбины 10, сжимаемые регулировочными коль­цами 11 и фиксируемые нижним переводником 12. Этот пере­водник снабжен ниппелем с конусной замковой резьбой, к кото­рой присоединяется вторая секция турбобура или шпиндельная секция, а при транспортировке навинчивается колпак.
Вращающаяся группа деталей: регулировочное кольцо 3, втулки уплотнения 4 и распорная 5, радиальные опоры средняя и верхняя 6 и пакеты роторов гидротормоза 7 и турбины 10, закрепленные на валу секции 9 стяжной полумуфтой 2.
Рисунок 1 - Унифицированная турбинная секция турбобура ЗТСШ1-195
В многосекционных турбобурах валы секций соединяются с помощью конусных или шлицевых муфт на резьбах с неболь­шим углом конусности. Рабочий элемент турбобура—турбина. Каждая ступень тур­бины состоит из статора и ротора.
Турбина состоит из большого числа ступеней (до 370). Каждая ступень (рисунок 2) состоит из статора с наружным 2 и внутренним 3 ободами, между которыми размещены лопатки 4 и ротора, обод 1 которого снабжен лопатками 5. Лопатки стато­ра и ротора расположены под углом друг к другу, вследствие чего поток жидкости, поступающий под углом из каналов статора на лопатки ротора, меняет свое направление и давит на них. В результате этого создаются силы, стремящиеся по­вернуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закреп­ленный в корпусе статор - в другую.

1 - вал; 2 - ступень ротора; 3 – лопасти; 4 - ступень статора; 5 - корпус турбобура
Рисунок 2 - Ступень турбины турбобура
Далее поток раствора из каналов роторавновь поступает на лопатки статора второй ниже расположенной ступени, на лопат­ки ее ротора, где вновь изменяется направление потока раствора. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате раствор под действием энергии давления, создаваемой буровым насосом, расположенным на поверхности, проходит все ступени турбобура. В многоступенчатой турбине раствор движется вдоль ее оси. Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный (равный по величине и противоположный по направлению), создаваемый на лопатках статора, суммируется на корпусе турбобура.
Реактивный момент через корпус турбобура передается сое­диненной с ним бурильной колонне, а активный - долоту. На создание крутящего момента перепад давления, срабатываемый в турбобуре, составляет от 3 до 7 МПа, а иногда и более. Это является большим недостатком турбобура, поглощающего значительную часть энергии, создаваемую насосом и затрачиваю­щего ее на вращение долота, а не на очистку и эффективное разрушение забоя скважины, что практически исключает воз­можность применения гидромониторных долот.
По устройству турбин, требующих различного расхо­да жидкости, турбобуры подразделяются на:
низколитражные, высоконапорные, имеющие максимальную мощность, большую частоту вращения и значительный вращаю­щий момент;
среднелитражные, развивающие максимальный вращающий момент, среднюю частоту вращения при высоком расходе жид­кости;
высоколитражные, имеющие максимальное отношение вращающего момента к частоте вращения М/n, относительно низ­кую частоту вращения и повышенный расход жидкости.
По числу секций турбобуры подразделяются на односекционные, в которых турбина и опорная пята расположены в одном корпусе, и многосекционные, состоящие из нескольких турбинных секций и шпинделя с осевой опорой.
Унифицированная шпиндельная секция (рисунок 3) пред­ставляет собойсамостоятельную сборку, которую можно исполь­зовать с одно- и многосекционным турбобуром. Шпиндельная секция выполняется в двух модификациях: на упорном подшип­нике качения (рисунок 3, а) и на резинометаллической опоре скольжения (рисунок 3, б).
Все основные детали шпиндельных секций—взаимозаменяе­мые, что упрощает ремонт и обслуживание. Вал 3 шпинделя в нижней части имеет ниппельную часть с резьбой для присоеди­нения переводника .9 долота. Верхний конец вала 3 снабжен конической резьбой, на которую навинчивается полумуфта 1, стягивающая регулировочные кольца 4, втулку радиальной ниж­ней опоры 5 и внутренние кольца упорно-радиального подшип­ника 7 (рисунок 3, а) или диски резинометаллической пяты 7 (рисунок 3, б). Корпус шпинделя 6 представляет собой трубку с внутренней конической резьбой по концам, к которым сверху привинчен переводник 2, а снизу ниппель 8, являющийся ради­альной опорой вала шпинделя. Пята 7 воспринимает осевые нагрузки от долота и гидравлического давления и передает их через корпус бурильной колонне.
Многорядный осевой подшипник качения (рисунок 4) имеет несколько параллельно работающих упорных бессепараторных шариковых подшипников (до 10), каждый из которых состоит из наружного 1 и внутреннего 2 колец, между которыми разме­щены тары 3, наружные 4 и внутренние 5 распорные кольца. Многорядные осевые подшипники качения опор турбобуров работают в пределах 20—100 ч.

Рисунок 4 - Осевая опора качения турбобура
Резинометаллический подшипник состоит из нескольких сту­пеней. Каждая ступень имеет подпятник, который представляет собой металлический обод с резиновой облицовкой, укрепляемый в корпусе, и стальной диск, расположенный на валу турбобура. Резиновая облицовка одного из элементов радиального или осе­вого подшипника обеспечивает его работу со смазкой буровым раствором. Резинометаллические опоры турбобуров в зависимо­сти от условийэксплуатации имеют работоспособность в пре­делах 50—150 ч.
Осевые подшипники турбобуров располагают в верхней или нижней части турбобура. При верхнем расположении опора снабжается каналами для протока раствора, а при расположе­нии в нижней части вала не имеет каналов и служит лабиринт­ным уплотнением, препятствующим утечкам раствора в зазор между валом и нижним радиальным резинометаллическим под­шипником, расположенном в ниппеле. При такой конструкции можно работать с некоторым перепадом давления на долоте без значительных утечек раствора через нижнюю опору. Валы верхних секций имеют только радиальные опоры.
Ниппель, свинченный с корпусом турбобура, служит также для зажатия статоров турбины. В турбинных секциях осевые де­формации элементов ротора и статора турбины должны быть одинаковыми. Деформация определяется соотношением натягов конусных резьб муфты и соединительного переводника. Детали шпиндельной секции крепятся за счет деформации вращающихся и неподвижных элементов подшипника, обеспечивающих рав­номерное распределение нагрузки.
В зависимости от требований бурения применяют турбобуры диаметром от 127 до 240 мм с числом ступеней от 52 до 369, длиной от 8,8 до 26 м.. Для удобства монтажа и перевозки турбобуры выполняются из отдельных секций (до четырех) дли­ной 6—10 м каждая, соединяемых между собой на буровой пе­ред спуском в скважину.
1.2 Анализ условий и режим эксплуатации
Для эффективного использования турбобура его диаметр и тип следует выбирать в зависимости от конкретных условий бу­рения. Наружный диаметр турбобура должен быть на 25-30 мм меньше диаметра долота. Требования к характеристике турбобура и числу его секций определяются условиями обеспе­чения необходимого режима работы долота.
Режим эксплуатации турбобура зависит от многих факторов: физико-механические свойства проходимых пород (в первую очередь их абразивность), тип породоразрушающегоинструмента, свойства промывочной жидкости, кривизна скважины, условия залегания горных пород, глубина бурения и т.д.
В таблице 1 приведены технико-экономические данные, распространяющие на 326 добывающих и 97 нагнетательных скважин.
Таблица 1 - Основные проектные данные
Наименование данных
Значение
1
2
Расположение (суша, море)

Суша

Альтитуда, м

85

Цель бурения и назначение скважины

Эксплуатация, нагнетание

Проектная глубина, м
по вертикали
по стволу


2020
2212

Вид скважин (вертикальные, наклонно-направленные)

Наклонно-направленные


Тип профиля

Четырехинтервальный

Азимут бурения, °

—

Максимальный зенитный угол,°
28,56

Максимальная интенсивность изменения зенитного угла
1°/10м
Глубина по вертикали кровли продуктивного (базисного) пласта, м

1950м
Среднее отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта, м


800м

Категория скважины
Первая
Металлоемкость конструкции, кг/м
44,8
Способ бурения
Турбинный, роторный
Вид привода
Электропривод
Тип вышки
УМ-45/200-Р
Тип буровой установки
БУ-3000 ЭУК-1
Толщина почвенного слоя 0,3 м. Максимальная глубина промерзания грунта – 2,0 м. Геологический разрез сложен в основном мягкими и средней твердости породами. Бурение таких пород сопровождается меньшей вибрацией бурильного инструмента, чем при бурении твердых и крепких пород, со всеми вытекающими отсюда выводами относительно влияния динамических нагрузок на работу забойного инструмента.
Значительно осложняет работу турбобура бурение наклонных скважин. Как следствие действия на корпус турбобура значительных по величине статических и динамических, часто знакопеременных нагрузок, резко снижается работоспособность турбобуров. Ресурс корпусов и валов секций турбобура в наклонной скважине, как правило, оказывается меньшим, чем в вертикальной скважине [8,9,10].
Анализ эксплуатации турбобуров в Башкирии и Татарии [4] показал, что среднийресурс корпусов одного типоразмера определяется главным образом углом искривления скважин и объемом наклонного бурения, а также технико-геологическими условиями бурения.
1.3 Виды износа осевых опор турбобуров
В настоящее время в забойных двигателях отказались от применения осевых резино-металлических опор, состоящих из подпятника, диска пяты, кольца пя­ты и внешнего кольца пяты из-за быстрого износа. Сейчас устанавливаются осевые шариковые опоры, износ которых в несколько раз меньше износа осе­вых резино-металлических опор.
Зная характерные виды износа деталей, можно определить причины неполадок в турбобурах. Рассмотрим основные виды износа деталей турбо­бура.
Износ резиновой обкладки подпятников происходит от трения о диск. При этом верхняя поверхность изнашивается при преобладающей гидравлической нагрузке, а нижняя - при нагрузке на долото (от «реакции забоя»). При ослаблении закрепления переводника или ниппеля происходит износ торцовых поверхностей металлического остова. Отстаивание резины, задиры на ее поверхности возникает вследствие некачественного изготов­ления или попадания в турбобур металлической стружки. При большом количестве буровой жидкости нефтяных фракций происходит набухание ре­зины.
Диски пяты изнашиваются по опорным поверхностям в месте их контакта с резиновой обкладкой подпятника (нижняя поверхность диска - от гидравлической нагрузки, а верхняя - нагрузки на долото).
Кольца пяты, как правило, изнашиваются незначительно. При ослабле­нии роторной гайки, переводника или ниппеля наблюдается износ колец по торцовым поверхностям. Внутренние кольца изнашиваются по на­ружному диаметру.
Резинометаллические радиальные опоры изнашиваются в основном по внутреннему диаметру резиновой обкладки (вкладыша). Наблюдаются от­стаивание резины вырыва на ней вследствие некачественного закрепления резины к остову, а также поломки средних опор по месту приваркире­бер. При ослаблении закрепления переводников или ниппеля (расслабле­ние роторной системы) происходит износ по торцовым поверхностям ос­това опоры.
Для втулок радиальных опор характерны два вида износа: износ по наружному диаметру о резиновую обкладку (вкладыш) и износ по торцо­вым поверхностям (по высоте) вследствие ослабления закрепления ротор­ной системы.
В корпусе турбинной секции и шпинделя происходит износ резьб при длительной эксплуатации турбобура в результате многократных свин­чиваний и развинчиваний резьбовых соединений с приложением значи­тельных усилий.
На износ резьбы влияют вибрации, а также продольные усилия, создаваемые при закреплении статорной системы и действием гид­равлических нагрузок и нагрузок на долото.