Устройство и принцип работы турбобура. Характеристика «турбобур-долото-забой». Определение момента затяжки деталей.

Госник Часть1 (ТиТБНГС)

Содержание

1. Устройство и принцип работы турбобура. Характеристика «турбобур-долото-забой». Определение момента затяжки деталей…………………………………………….2

2. Устройство и принцип работы винтового забойного двигателя……………….3

3. Назначение и состав бурильной колонны. Типы и размеры труб. Материал для изготовления. Определение действующих нагрузок………………………………………..4

4. Резьбовые соединения элементов бурильной колонны. Контроль параметров, определение момента затяжки………………………………………………………………..6

5. Назначение, устройство и принцип работы ротора бурильной установки. Основные параметры………………………………………………………….........................7

6. Назначение, устройство и принцип работы бурового вертлюга. Основные параметры……………………………………………………………………………………...8

7. Талевая система буровой установки. Состав и назначение отдельных узлов, конструкция элементов. Правила эксплуатации…………………………………………...10

8. Буровая лебедка: назначение и параметры, классификация, кинематика и динамика……………………………………………………………………………………...11

9. Расчет рабочих параметров буровых лебедок и нагрузок, действующих на узлы……………………………………………………………………………………………13

10. Тормозная система буровых лебедок…………………………………………...14

11. Тахограмма подъема бурильного инструмента. Определение машинного времени………………………………………………………………………………………..16

12. Механизация спуско-подъемных операций (СПО). Оборудование и инструмент для СПО…………………………………………………………………………17

13. Инструмент для свинчивания и развинчивания бурильных труб…………….18

14. Система автомат спуско-подъема (АСП). Состав оборудования, общие принципы эксплуатации и обслуживания………………………………………………….19

15. Оборудование циркуляционной системы буровой установки. Функции и взаимосвязь…………………………………………………………………………………...20

16. Назначение, условия работы и классификация буровых насосов. Современные конструкции…………………………………………………………………………………..21

17. Расчет и выбор рабочих и конструктивных параметров бурового насоса. Регулирование режима работы……………………………………………………………...23

18. Элементы обвязки бурового насоса: назначение, особенности конструкции..26

19. Состав и схема расположения оборудования для очистки промывочной жидкости. Устройство и принцип работы гидроциклона…………………………………28

20. Силовой привод буровой установки. Характеристика и предъявляемые требования. Правила эксплуатации………………………………………………………....29

21. Система управления буровой установки. Управляющие и исполнительные механизмы…………………………………………………………………………………….30

22. Противовыбросовые оборудования. Система обвязки и работы узлов……...31

23. Буровые вышки: основные геометрические параметры и типы. Определение высоты и нагрузок……………………………………………………………………………33

24. Крупноблочные основания буровых установок, выбор основных параметров…………………………………………………………………………………....35

25. Классификация и основные параметры буровых установок. Способы передвижения. Устройство и работы движителей…………………………………………37

Устройство и принцип работы турбобура. Характеристика «турбобур-долото-забой». Определение момента затяжки деталей.

Турбобур — забойный двигатель, приводимый в движение потоком промывочной жидкости, нагнетаемой в скважину буро­выми насосами. Турбобур вращает долото, а бурильные трубы при этом не вращаются.

Турбобур состоит из большого количества одинаковых гидра­влических ступеней. Каждая ступень состоит из не­подвижного колеса — статора с лопатками (направляющего ап­парата) и вращающегося с валом колеса — ротора с лопатками (рабочего колеса). Все колеса статора закреплены в корпусе, а колеса роторов на валу турбины. В статоре создается закрутка потока и увеличивается скорость жидкости. В роторе кинетическая энергия потока жидкости, закрученного в статоре, превращается в механическую энергию вращения вала.

1 – вал; 2 – втулка нижней опоры; 3 – упор; 4 – ротор; 5 – статор; 6 – средняя опора; 7 – втулка средней опоры; 8 – подпятник; 9 – диск пяты; 10 – кольцо пяты; 11 – роторная гайка; 12 – колпак; 13 – контргайка; 14 – регулировочное кольцо.

Рисунок турбобур Т12М3.

Наиболее распространенным турбобуром является Т12М3. Верхний конец его присоединяется на резьбе к нижнему концу колонны бурильных труб. На нижний конец турбобура навинчивают долото, приводимое турбобуром во вращение.

Промывочная жидкость, поступающая в верхнюю часть турбо­бура, движется через отверстия (окна) в дисках подпятников; часть ее проходит по смазочным канавкам резино­вой обкладки подпятников, смазывая и охлаждая их. Далее промывочная жидкость попадает в гидравлический двигатель — турбину, затем в нижнюю внутреннюю полость вала и после прохода промывочных отверстий долота на забой скважины. Турбина многоступенчатая. Количество ступеней 120. Каж­дая ступень состоит из неподвижного и вращающегося дисков — статора и ротора. Статоры закреплены в корпусе, а роторы на валу турбобура. Вся система статоров, подпятников и про­межуточных опор зажата в корпусе ниппелем со значительным осевым усилием; в результате на торцах этих деталей создаются силы трения, обеспечивающие неподвижность деталей относительно корпуса. Ниппель является также нижней радиальной опорой турбобура, поэтому внутренняя поверхность ниппеля покрыта резиной. На поверх­ности резины сделаны продольные канавки для охлаждения про­мывочной жидкостью поверхности трения. Внутри ниппеля вра­щается втулка, посаженная на вал турбобура.

Характеристика турбобура

Графическая характеристика турбобура – зависимость мощности, момента, к.п.д. и перепада давления от частоты вращения ротора при постоянном расходе жидкости. Число оборотов турбины в режиме максимальной мощности равно половине числа оборотов холостого хода.

nP=nХОЛ.ХОД/2

Вращающий момент турбины достигает максимальной величины при полном торможении, где МР – вращающий момент при NМАХ

МТ = 2МР

Оптимальный режим турбобура достигается при максимальном к.п.д.. Экстремальный режим при наибольшей мощности.

Момент затяжки статорной системы

МЗ = МТ+МР, МР – момент трения в резьбовой части ниппеля

МР=QЗ×(dСР/2)×tg(j+r), QЗ – осевое усилие затяжки

QЗ = F×sСМ,

F – площадь торца ступицы статора или подпятника

sСМ – напряжение смятия на торцах ступицы статора или подпятника

dСР – средний диаметр резьбы ниппельной части турбобура

j - угол подъема витков

tgj = S/p×dСР, S – шаг резьбы.

j = arctg(S/p×dСР)

r - угол трения

f – коэффициент трения; r = arctg(f/cosb),

b - половина угла при вершине резьбы; МТ – момент трения на торце резьбового конца ниппеля

МТ = QЗ×f×rСР, rСР – средний радиус трения; rСР = (2/3)×((R31-R32)/(R21-R22))