Курсовая работа (т): Расчет конструкции скважины

Расчет конструкции скважины

Оглавление

Введение

. Теоретическая часть

.1 Анализ существующих забойных двигателей. Турбобуры

.2 Перспективы развития многосекционных турбобуров в России

.3 Турбинное бурение. Турбобуры

.4 Обзор и анализ зарубежных производителей

.5 Породоразрушающий инструмент

. Расчетная часть

.1 Расчет конструкции скважины

.2 Гидравлический расчет промывки скважины

.3 Расчет турбины (нормального типа) для турбобура

.4 Расчет вала шпинделя турбобура на прочность

. Технологическая часть

.1 Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт турбобуров

.2 Технологический процесс ремонта турбобуров

Список литературы

скважина турбобур забойный

Введение

В настоящее время решение проблем ускорения научно-технического прогресса в нефтегазовой промышленности неразрывно связано с решением задач улучшения технико-экономических показателей буровых работ, выполнение которых требует от машиностроителей совершенствования и более полного использования его возможностей эксплуатационниками. Большие расходы, связанные с созданием опытных образцов буровых установок, и высокие требования к качеству их изготовления повышают ответственность конструкторов и ставят задачу более широких исследований бурового оборудования. За последние годы созданы новые образцы буровых машин, оказавших заметное влияние на производительность буровых работ. Успехи бурения неразрывно связаны с новейшими научными разработками в области расчёта и проектирования буровых машин, повышения их технического уровня и надёжности. Резкое снижение объёмов бурения разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ в Российской Федерации уменьшило потребность в буровых установках. Поставка же буровых установок за рубеж требует создания более конкурентоспособного и производительного оборудования. Повышение эффективности современных буровых установок характеризуется ростом уровня механизации и автоматизации всех работ по проводке скважины, увеличением мощности привода исполнительных механизмов, что сокращает время строительства скважины, но приводит к повышению напряжённости работы механизмов. Поэтому повышение работоспособности механизмов современных буровых установок требует при проектировании знания факторов, приводящих к выходу из строя оборудования, параметров и режимов работы механизмов, методов расчётов долговечности несущих элементов.

1. Теоретическая часть

.1 Анализ существующих конструкций забойных двигателей. Турбобуры

Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX в: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был взят в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.

В начале 1900-х годов был разработан и использован на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500-600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Капелюшников разработал (совместно с С.М. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турбобуром Капелюшникова. Он развивал мощность до 12 л.с. и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом. Позднее, благодаря работам ВНИИБТ, турбинное бурение приобрело общее признание.

Современный турбобур должен обеспечивать:

. Достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см2 площади забоя.

. Устойчивую работу при частотах вращения меньше 7 с-1 для шарошечных и 7-10 с-1 для алмазных долот.

. Максимально возможный КПД.

. Срабатывание перепада давления на долоте не менее 7 МПа.

. Наработку на отказ не менее 300 ч.

. Долговечность не менее 2000 ч.

. Постоянство энергетической характеристики, по меньшей мере, до наработки на отказ.

. Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.

. Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.

. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.

. Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.

. Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны.

. Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения.

. Гашение вибраций бурильного инструмента.

. Экономию приведенных затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

Понятно, что в одной конструкции все или большую часть этих требований воплотить очень сложно. В то же время для одного и того же диаметра целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров.

Турбобур, предназначенный для вращения долота при бурении скважин, представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, приводимую в движение потоком промывочной жидкости от бурового насоса. Каждая ступень турбины (рис. 1.1.1.) состоит из двух лопастных систем: неподвижной (статор) и вращающейся (ротор). В статоре поток жидкости подготовляется для работы в роторе: скорость с0 увеличивается до с1 и изменяет направление. В каналах ротора, лопасти которого наклонены к лопастям статора в противоположном направлении, скорость восстанавливается по величине и направлению (с2 = с0). Затем жидкость входит в следующую ступень, где процесс повторяется.

Рисунок 1.1.1. Ступень турбины: 1 - вал; 2 - ступень ротора;

- лопасти; 4 - ступень статора; 5 - корпус турбобура.

Классификация турбобуров:

В зависимости от назначения различаются турбобуры:

для сплошного бурения шарошечными и алмазными долотами;

колонковые турбодолота КТД;

специальные для бурения стволов большого диаметра методом РТБ (реактивно - турбинного бурения);

для наклонного бурения (турбинный отклонитель);

для бурения вставными долотами.

Турбобуры одинакового назначения отличаются по диаметру корпуса:

, 215, 195, 172, 164, 127, 104,5 мм

По числу секций:

односекционные типа Т12МЗ и Т12РТ с числом ступеней 100 - 120, КТД с числом ступеней до 160;

двухсекционные типа ТС и А, трехсекционные типов ЗТС и А.

По устройству нижняя секция секционного турбобура аналогична односекционному турбобуру и может применяться самостоятельно. Верхние секции могут иметь собственную (независимую) подвеску вала на осевой опоре (в турбобурах типа А6КЗС) или же передавать осевую нагрузку, действующую на ротор, валу нижней секции. Для соединения валов секций служат конусно-шлицевые муфты.

Положение роторов относительно статоров в секциях определяется регулировочным кольцом, устанавливаемым между соединительным переводником и статором. Высота кольца подбирается так, чтобы при перемещении вала сохранялось необходимое распределение осевых зазоров между венцами ротора и статора.

По типу турбин:

с нормальными турбинами (с горизонтальной линией давления);

с наклонной линией давления (типа А);

с наклонной линией давления и системой гидродинамического торможения (например, А7ГТШ).

По конструкции опор:

с резинометаллическими опорами;

с опорами качения.

Как те, так и другие могут быть бесшпиндельные и шпиндельные. Основной парк действующих турбобуров составляют шпиндельные машины (в обозначении этих турбобуров имеется буква Ш, например, ЗТСШ1, А7Ш).

По способу изготовления турбинных колёс:

цельнолитые;

составные.

Рисунок 1.1.2. Односекционный турбобур:

и 24 - переводники; 2 - втулка корпуса; 3 - корпус; 4 - контргайка; 5 -колпак; 6 - роторная гайка; 7 и 10 - диски пяты; 8 - подпятник; 9 - кольцо пяты; 11 и 17- регулировочные кольца; 12 и 18 - уплотнительные кольца; 13 - статор:

- ротор; 15 - втулка средней опоры; 16 - средняя опора; 19 - упор;

- шпонка; 21 - втулка нижней опоры; 22 - ниппель; 23 - вал.

Устройство односекционного турбобура показано на рисунке 2. Он состоит из деталей двух систем: вращающейся - ротора и невращающейся - статора. К ротору относятся вал с насаженными на нем рабочими колесами, вращающимися частями опор и крепежными деталями. Систему статора составляют корпус с переводником, направляющие колеса, неподвижные части опор и ниппель. Крепление деталей на валу и в статоре - силами трения, действующими по торцам деталей при затяжке резьбовых соединений роторной гайки и ниппеля. Ротор фиксируется относительно статора при помощи осевой и радиальных опор. Для регулировки взаимного положения лопастных систем ротора и статора служит кольцо 11, расположенное между статором и подпятником.

.2 Перспективы развития многосекционных турбобуров в России

Опыт конструирования турбобуров показал, что наиболее износостойкой, длительно работающей машиной является безредукторный турбобур.

Исследованиями в области турбин установлено, что получить скорости вращения от 200 до 1000 об/мин с достаточно большим вращающим моментом и с удовлетворительным к. п. д. можно без применения каких-либо механических или гидравлических редукторов, используя различное число ступеней турбин (секций турбобуров). Однако при решении задачи многосекционного турбобура возникают трудности, связанные как с эксплуатацией такой машины, так и с возможностями безопасного прохождения ее в стволе скважины и предохранения от прихватов.

Опыт бурения с утяжеленными бурильными трубами в различных категориях скважин показал, что как в пределах тех зазоров, с которыми используются современные турбобуры, так и при небольшом увеличении их, возможно использование в скважинах большего числа секций. Развитие конструкций приспособлений для устранения заклинивания инструментов в скважине, таких, например, как набор различного типа гидроударников, позволяет считать использование длинных многосекционных турбобуров возможным в практике бурения.

Однако само решение конструкций многосекционных турбобуров представляется довольно сложным. Современный тип секционного турбобура, основой которого является размещение осевой опоры в нижней части двигателя и передача осевой гидравлической нагрузки верхних секций через валы нижерасположенных секций, препятствует увеличению длины турбобура. Уже при трехсекционном шпиндельном турбобуре весьма затруднительно отрегулировать осевые зазоры в турбинах верхних секций. Это связано не только с особенностями изготовления, но также с различными деформациями, которые испытывают детали турбобура при сборке. Эти трудности регулировки усугубляются также тем, что во время работы турбобура под действием гидравлических нагрузок на забой происходят продольные деформации систем корпусов и валов турбобуров, что приводит к нарушению расчетных значений осевых зазоров в турбине.

Наиболее логичное решение конструкции многосекционного турбобура - создание секций с независимой подвеской валов, т. е. размещение в каждой секции отдельного осевого подшипника. Этим устраняется необходимость установки вала на вал и обеспечивается независимость осевых зазоров в каждой отдельной секции от условий сборки и работы всего турбобура. Работы в этом направлении были начаты еще в 1990 г., когда была разработана конструкция многосекционного турбобура типа ТС7-8", состоящего из четырех секций (с общим числом ступеней турбины 580) и шпинделя.

В турбобуре ТС7-8" гидравлическая нагрузка воспринимается резинометаллической пятой, расположенной в каждой секции. Вращающий момент от секции к секции передается с помощью шлицевых муфт. Для восприятия реакции забоя в конструкции были предусмотрены два варианта шпинделей: с резинометаллической пятой и с шаровой опорой.

Испытания турбобура ТС7-8" показали, что наличие пяты в каждой секции вызывало дополнительные потери момента. К другим недостаткам конструкции следует отнести работу осевой опоры шпинделя без гидравлической разгрузки.

Для устранения этих недостатков была разработана конструкция многосекционного турбобура ТС8-8". Турбобур ТС8-8" выполнялся пятисекционным. В трех верхних секциях осуществлялась независимая подвеска валов на резинометаллической пяте с гидравлической ее разгрузкой. С этой целью валы верхних секций выполнялись полыми, в нижней и в верхней частях каждого вала были установлены поршни. Пространство между поршнями через обратный клапан заполнялось жидкостью. Нижний поршень верхней секции опирался на верхний поршень четвертой секции. Нижний поршень третьей секции опирался на торец вала второй секции. Две нижние секции были выполнены по обычной схеме секционных шпиндельных турбобуров. Такая конструкция обеспечивала разгрузку опоры трех верхних секций с одновременной передачей гидравлической нагрузки на валы двух нижних секций и далее на осевую опору шпинделя.

Однако введение гидравлической разгрузки осевой опоры в секциях усложнило сборку и регулировку турбобура, так как схема турбобура ТС8-8" предусматривала необходимость сборки секций в строго определенном порядке.

Дальнейшим развитием многосекционных турбобуров с разгруженными опорами секций явилась конструктивная схема ТСШ4, в которой нагрузка от поршней передается не через жидкость, как это осуществлено в схеме ТС8-8", а при помощи штоков. Такая конструкция позволяет получить полную разгрузку опоры каждой секции, тем самым обеспечивая длительность работы опоры. Сборка турбобура ТСШ4 производится без всяких дополнительных регулировок осевых зазоров турбины, так как осевые перемещения поршней со штоками имеют большой запас. Большой объем промысловых исследований позволил установить, что снижение осевой нагрузки до 80-100 кгс на один ряд шарикоподшипника не привело к увеличению его долговечности. Значения скоростей изнашивания вспомогательных опор и основной опоры, установленной в шпинделе (нагрузка на каждый ряд основного подшипника в процессе работы составила 800-1000 кгс) оказались близкими. В дальнейшем в промысловых условиях проведены исследования с целью определения диапазона оптимальных нагрузок, при которых скорость изнашивания шарикоподшипника минимальна. В процессе испытаний и секциях турбобура установилось разное число рядов шарикоподшипника, что позволило вести эксперимент при различных режимах нагружения. Скорость вращения вала турбобура составляла 350-450 об/мин.

Вынос осевой опоры турбобура в отдельный узел шпинделя преследовал цель превратить турбинные секции турбобура в постоянные узлы, частота разборки которых определяется длительностью работы турбины и радиальных опор (она составляет обычно сотни часов). Введение осевой опоры в каждую секцию меняет положение, так как в подобной конструктивной схеме, даже учитывая небольшие нагрузки, действующие на каждую опору, будет наблюдаться ускоренный, по сравнению с турбиной, выход из строя секции и потребуются более частые ее ревизии. Исходя из этого, разработана конструкция, в которой опоры секций вынесены в промежуточные шпиндели. В турбобуре с промежуточным шпинделем (рис. 1.2.1) три нижние секции со шпинделем ничем не отличаются от обычных шпиндельных машин типа 3ТСШ. Дополнительные секции (две или три) опираются на специальный промежуточный шпиндель. Последний присоединяется к верхней (третьей) секции. Таким образом, выполняется как бы секционирование двух отдельных шпиндельных секционных турбобуров. Опора промежуточного шпинделя воспринимает гидравлическую нагрузку на долото от двух или трех верхних секций. Промежуточный шпиндель с его опорами может быть заменен во время эксплуатации машины непосредственно на буровой без ревизии секций.

Рис. 1.2.1 Многосекционный турбобур с промежуточным шпинделем.

Одной из перспективных конструкций многосекционных турбобуров являются турбобуры с так называемыми «плавающими» роторами или статорами. В этих конструкциях фрикционное крепление одной из деталей турбины (ротора или статора) исключено. Турбобуры с «плавающими» роторами (рис. 1.2.2) представляют собой конструкцию, в которой роторы передают вращение на вал через шпоночное соединение. В осевом направлении сидят на валу свободно. Каждый ротор с помощью индивидуального резиноподшипника опирается на соответствующий статор. Этот резиноподшипник воспринимает ограниченную гидравлическую нагрузку ротора, поэтому удельные нагрузки в подшипнике находятся в пределах 0,2-0,3 кгс/см3. При столь незначительном нагружении резинометаллический подшипник каждой ступени работает даже в условиях сильно загрязненной жидкости по нескольку сотен часов. В нижней части турбобура устанавливается шпиндель, воспринимающий гидравлическую и весовую нагрузки от валов секций и нагрузку на забой скважины.