Турбобуры. Конструкция, принцип действия, характеристики турбин. Типы турбобуров. Правила эксплуатации турбобуров

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 , перепадом давления Р и коэфициентом полезного действия .

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 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 Р минимальны.

При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений и располагались близко друг к другу. Линия давления Р 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 1

и вращающий момент М1 , а перепад давления в турбине составляет Р1. Если расход бурового раствора увеличить до Q2 , параметры характеристики турбины изменятся следующим образом:

 n1 / n2 = Q1 / Q2 ;

1 / 2 = (Q1 / Q2)3

М1 / М2 = (Q1 / Q2)2

Р1 / Р2 = (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 .

1 / 2 = М1 / М2 = Р1 / Р2 = 1 / 2

Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности 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

ЭНЕРГОЕМКОСТЬ РАЗРУШЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД И ВЛИЯНИЕ НА ЭТОТ ПОКАЗАТЕЛЬ ЗАБОЙНЫХ ФАКТОРОВ

Скачкообразность развития форм разрушения горных пород обусловливает немонотонное увеличение объема V
разрушения мере увеличения энергии удара (рис. 1). Из рис. 1 видно, что при переходе от первой формы разрушения ко второй (область Т1 -Т2) наблюдается существенный рост объема разрушения. Дальнейшее увеличение энерг. Т2 до Т2' не приводит к существенному изменению объема, и лишь при Тк > Т2' вновь наблюдается рост объема разрушения, связанный с появлением промежуточных форм разрушения в области Т2" - T.V
Развитие тpетьей формы разрушения вновь обусловливает стабилизацию объема разрушения (область Тз - Тз") т.д.
Энергоемкость разрушения породы при динамическом вдавливании определяют по формуле *

Зависимость av от Тк также приведена на рис. 1, из которой видно, что немонотонное изменение объема разрушения обуславливает наличие минимумов и максимумов на кривой энергоемкости. По мере увеличения Т к каждый последующий минимум и максимум ниже предыдущих, т.е. в целом по мере увеличения Тк наблюдается тенденция к энергоемкости динамического разрушения пород. Первый минимум на кривой энергоемкости соответствует образованию втором формы разрушения, второй минимум - образованию третьей формы разрушения. Стабилизация объема разрушения после образования второй и третьей форм разрушения обусловливает появление максимумов на кривой энергоемкости разрушения пород. Изучение энергоемкости разрушения горных пород показывает, что при бурении следует стремить к увеличению энергии каждого единичного взаимодействия элемента вооружения долота с горной породой. Это направление оптимизации процесса бурения реализуется повышением подводимой к забою мощности и усовершенствованием породоразрушающих инструментов. В случае одновременного вдавливания нескольких инденторов напряжения складываются, к результате чего повышается эффективность разрушения породы. На рис.1 приведены формы зон разрушения, полученные при одновременном и последовательном вдавливании штампа, в мрамор. При одновременном вдавливании получена общая зона разрушения с плоским дном (рис. 2, а), а при последовательном форма разрушения образована пересечением единичных форм (рис. 2, б). В первом случае объем разрушения вследствие одновременного вдавливания был в 1,4 раза больше, чем во втором, что обусловить соответствующее снижение -энергоемкости. При одновременном вдавливании инденторов большое значение имеет выбор оптимального расстояния между инденторами опытным путем.

-по штампу;

Основной забойный фактор – глубина бурения, и диф. давление.

Рдиф1>Рдиф2>Рдиф3 При увеличении Рдиф кривая смещается в верх и выполаживается

Турбобуры. Назначение и область применения. Гидромеханика турбины.

При турбинном бурении долото приводится во вращение гидравлическим забойным двигателем – турбобуром, устанавливаемым между долотом и бурильной колонной. Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой присоединяется долото. Каждая ступень турбины состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура.

В настоящее время применяются одно-, двух-, трех-, четырехсекционные турбобуры с последовательным соединением секций и двух-, трех-, четырехсекционные реактивно-турбинные агрегаты с параллельным соединением секций.

Т – многоступенчатая гидравлическая турбина, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото каждая ступень Т состоит из диска статора(1) и диска ротора(2). В статоре,

жестко соединенном с корпусом турбобура, поток ПЖ меняет свое направление и поступает в ротор. Последовательно перетекая из ступени в ступень, ПЖ отдает часть своей гпдр. мощности каждой ступени. В рез-те мощность, создаваемая всеми ступенями, суммируется на валу турбобура и, следовательно на долоте. Создаваемый при этом в статорах вращающий момент воспринимается корпусом Т и БК, а равный , но противоположно направленный вращающий момент, возникающий в роторах, передается через вал Т долоту.

Элементы:

наружный обод статора(1); лопатки ротора(2); лопатки статора(3); внутренний обод статора(4); наружный обод ротора(5); внутренний обод ротора(6)

сравнительный анализ турбинного и роторного бур-ия показал хорошие рез-ты:

- при использовании Т ?d

- бурение в условиях с ограниченной нагрузкой на долото

- опасность искривления скв.; бурение мягких пород

- при бурении наклоннонапр. скв

- при бурении алмазными долотами

- бурение на слабоаэрированных р-рах

C – абсолютная скорость;

W – относительная (переносная) скорость;

U – окружная скорость.

Винтовые забойные двигатели. Назначение и область применения. Гидромеханика винтовой пары.

Двигатели винтовые предназначены для бурения вертикальных, наклонно-направленных нефтяных и газовых скважин, для зарезки боковых стволов, горизонтального бурения и капитального ремонта с использованием в качестве рабочей жидкости воды и бурового раствора плотностью не более 1,4·103 кг/м3 при забойной температуре не выше 100 ⁰С.

ВЗД – гидравлические двигатели, которые используют гидростатический напор ПЖ для вращения вала рабочим органом ВЗД явл винтовая пара: статор(1) и ротор(2); Статор представляет собой металл. трубку, к внутренней пов-ти которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого напр., обращенных к ротору; Ротор выполнен из высоколегированной стали с 9 винт. зубьями левого напр. и расположен относительно оси статора эксцентрично. При движении ПЖ ротор обкатывается по зубьям статора и сохраняет при этом непрерывный контакт ротор-статор по всей длине. В связи с этим обр. полости высокго и низкого давления и осуществл. рабочий процесс двигателя. Вращающий момент от ротора передается на вал шпинделя, к которому прикрепляется долото

констр. особ:

- шпиндель – фиксация вала в корпусе, восприятие и передача

разл. осевых и радиальных нагрузок

особенности:

- при бурении Т г/п проходка на долото ? в ~2раза, по

сравнению с Т

- проста конструкция, ?стоимость

- ?Mкр и меньшей скоростью вращения вала

- более высокое КПД~(0.4-0.5)

- возможность контроля нагрузки на долото по давлению

недостатки:

- быстрый износ внутр. пов-ти корпуса

обл. применения:

- бурение ОТ/Т/М г/п разл. абразивности

- бурение скв. ?d

- бурение наклонно-направленных скв.

- забуривание вторых стволов скв.

- использ с гидромон. Долотами

Энергетические характеристики гидравлических забойных двигателей. Режим работы.

Энергетическая характеристика турбобура

РЕЖИМЫ РАБОТЫ

Режим M n P N ?

Тормозной M_T 0 P_T 0 0

Экстремальный max

Оптимальный max

Холостой 0 n_x P_x 0 0

Энергетическая характеристика винтового двигателя

Крутящий момент, Н.м (кгс.м) M

Частота вращения, с^-1 (об/мин) n

Перепад давления, МПа (кгс/см²) P

Мощность, кВт (л.с.) N

Коэф. полезного действия (КПД),%

Расход бур. раствора, м³/с (л/с) Q

Плотность бур. раствора, кг/м³ (г/см³)

Режим работы турбобура и ВЗД

Энергетическая характеристика турбобура

а - зависимость крутящего момента M от частоты вращения n.

1 – линейная;

2 – нелинейная

б - зависимость перепада давления P от частоты вращения n.

1 – турбина нормальноциркулятивного типа;

2 – турбина высокоциркулятивного типа;

3 – турбина низкоциркулятивного типа.

в - зависимости мощности N и КПД от частоты вращения

Рабочий режим ГЗД

При выборе ГЗД необходимо стремиться к тому, чтобы параметры рабочего режима двигателя были адекватны оптимальному режиму работы долота

Обеспечение рабочего режима ГЗД

Управление работой ГЗД в процессе бурения производится путем увеличения или уменьшения осевой нагрузки на долото.

ГЗД «выводится» на рабочий режим, который контролируется по максимальному значению текущей мехскорости проходки.

При внезапной остановке («срыве») ГЗД, бурильщик отрывает долото от забоя и ГЗД запускается с частотой вращения холостого хода. Затем вновь следует доведение ГЗД до рабочего режима путем увеличения осевой нагрузки.

Осевая нагрузка на долото должна обеспечивать максимальный темп углубления скважины, но не должна превышать допустимое значение

Гидравлические забойные двигатели для работы с трехшарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами.

Трехшарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорами, одношарошечные долота, долота АТП.

Долоту передается высокий крутящий момент при низких частотах вращения.

Низкая механическая скорость проходки, высокая стойкость долота, большая проходка на долото.

Низкооборотные трехшарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорамипредназначены для работы в роторном бурении и с винтовыми забойными двигателями

Гидравлические забойные двигатели для работы с алмазными долотами

Трехшарошечные долота с открытыми опорами, а также с герметизированными маслонаполненными опорами, алмазные долота, долота АТП.

Крутящий момент на долоте часто недостаточно высокий.

Высокая механическая скорость проходки. Проходка на долото обычно меньше, чем при роторном бурении.

Применяют турбобур

Турбинное бурение с использованием долот безопорного типа, вооружение которых представляет собой природные или синтетические, алмазные либо поликристаллические алмазосодержащие резцы, является в настоящее время серьезной альтернативой самому передовому роторному способу бурения с применением шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Этот способ принято называть турбоалмазным бурением. Его эффективность также может быть увеличена путем модернизации конструкций и характеристик серийных турбобуров.Основное преимущество алмазных долот по сравнению с шарошечными заключается в их многократно большей износостойкости. Правильное применении алмазных долот обеспечивает высокий экономический эффект, особенно при бурении нижних интервалов глубоких скважин. Относительно низкая механическая скорость проходки является существенным недостатком турбоалмазного бурения. Однако в последние годы были созданы долота с алмазно-твердосплавными пластинами АТП, позволяющие значительно увеличить механическую скорость, даже по сравнению с

долотами шарошечного типа.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: