Расчет конструкции скважины

курсовая работа

1. Теоретическая часть

1.1 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:

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

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

3. Максимально возможный КПД.

4. Срабатывание перепада давления на долоте не менее 7 МПа.

5. Наработку на отказ не менее 300 ч.

6. Долговечность не менее 2000 ч.

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

8. Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.

9. Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.

10. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.

11. Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.

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

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

14. Гашение вибраций бурильного инструмента.

15. 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;

3 - 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:

240, 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:

1 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:

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

20 - 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.

Делись добром ;)