foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Забойные двигатели

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 N, перепадом давления DР  и  коэфициентом полезного действия h.

      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 h 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 DР минимальны.

      При выборе профиля  лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и h располагались близко друг к другу.  Линия давления  DР 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 N1

и вращающий момент М1 , а перепад давления в турбине составляет DР1. Если расход бурового раствора увеличить до Q2  , параметры характеристики турбины изменятся следующим образом:

 n1  /  n2   =    Q1  /  Q2    ;

N1  /  N2   =   (Q1  /  Q2)3

М1  /  М2    =    (Q1  /  Q2)2

DР1  /  DР2   =   (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 r.

N1  /  N2   = М1  /  М2    =    Р1  /  DР2   =   r1  /  r2

      Частота вращения  ротора  турбины n  от изменения плотности r 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.

ВИНТОВОЙ ЗАБОЙНЫЙ ДВИГАТЕЛЬ

      Рабочим органом винтового забойного двигателя (ВЗД) является винтовая пара: статор  и ротор .

      Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.

      Ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично

Кинематическое отношение винтовой пары 9: 10 и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.

Вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой  и радиальными резино – металлическими опорами . К валу шпинделя  присоединяется долото . Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.

ВЗД изготовляют согласно ТУ 39-1230-87.

Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая . По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении – резко. Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью – экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.

Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.

Характер изменения от момента М при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым.

Значения при увеличении растут почти линейно, - несколько уменьшается, а возрастает по зависимости, близкой к квадратичной.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ

Птр

ТБ-172

ТБ-195

ТШ-195М1

ТШ-240

Д1-195

Расход рабочей жидкости, л/с

25-28

45-50

24-30

32-34

25-35

Перепад давления, МПа

2,85-3,5

2,9-3,6

6,5-10

5,5-6,2

3,9-4,9

Частота вращения вала, об/с

10,5-11,7

9,7-10,8

9,3-11,7

7,4-7,8

1,33-1,83

Крутящий момент, Н*м

559-687

714-882

1961-1060

2648-2991

3138-3726

Присоединительная резьба долото/БК

З-117/147

З-117/147

З-152/171

З-152/171

З-117/147

Диаметр, мм

172

195

195

240

195

Длина, мм

7940

8060

25870

23225

7700

Масса, кг

1057

1440

4745

5975

1350

Статистика



Яндекс.Метрика