Методика проектирования БК.

24.

Устройство двигателей Д (ВЗД) и ТВДМ

Конструкция ВЗД. Объемные или винтовые (ВЗД) гидравли­ческие двигатели впервые были сконструированы за рубежом на базе об­ращенного винтового насоса с однородным ротором.

В основу отечественных двигателей положена схема планетарного эксцентричного редуктора с внутренним зацеплением и винтовыми зубьями. Такие двигатели состоят из двигательной секции и шпинделя.

Статор состоит из корпуса внутри которого привулканизирована эластичная обкладка (например, из нитрильной резины) Число винтовых зубцов статора в отечественных машинах "Д" составляет 6...10. Ротор стальной вал с меньшим числом зубьев чем в статоре. Зубья расположены по винтовой линии левого направления. Пов-ти винтов статора и ротора, пересекаясь, образуют камеры высокого и низко давления жидкости прокачиваемой ч/з винтовую пру. Под действием давления жидкости внутри камер высокого давления ротор проворачивать вправо, совершая планетарное движение. Длина шагов ротора и статopа относится как число зубьев ротора и статора соответственно. В связи с разным числом заходов статора и ротора вращение ротора происходит со смещением относительно оси статора на величину эксцентриситета. Для снижения отрицательного влияния такого вращения ротор ВЗД соединяется с валом шпинделя шарнирным соединением или торсионом – гибким стальным валом.

Шпиндель включает амортизированную осевую опору, уплотнения – торцевые сальники, специальные распорные втулки.

Так как ВЗД одновременно яв-ся объемными двигателями и редукторами, то с увеличением числа заходов винтовой пары возрастает вращающий момент и снижается частота вращения, причем передаточное число пропорционально количеству зубцов (заходов) ротора.

Двигатели "Д" имеют длину порядка 8 м. В нашей стране разработаны ВЗД диаметром 54,85,127 и 195 мм в одно- двухсекционном исполнении (например, ДС-195), с удлиненной ра­бочей парой (ДЗ-195), с полым ротором в котором расположен торсионный вал (Д2-195), ДОТ-195 - со шпинделем отклонителем Ш01-195 для изме­нения направления оси скважин. Причем имеется несколько моделей ВЗД диаметром 172 мм., 108 и др.

ТВДМ - турбовинтовой забойный двигатель в модульном исполнении. 1,2 турбинные секции, 1 секция ВЗД и осевая опора в шпинделе. Вал ВЗД секции и вал шпиндельной секции соединяются шарнирным соединением или торсионным валом.

Разработанные конструкции ВЗД (без секционных) позволяют поддерживать частоты n = 130 - 500 об/мин (высокие n - для Д1-54) и М_вз = 80 - 8000 Нм при Т_п до 100 кН и более.

 

21.У турбобуров типа А7ПЗ - лопатки турбинок дополнительно поджаты с боков и σ_Ц > I. Обтекание лопаток потоком жидкости безударное, высокие М_В достигаются при меньших расходах Q, чем у турбин с σ_Ц = 1, соответствен­но можно поддерживать и более низкие n, хотя при сравнимой (для турбин с σ_Ц = 1) подаче в них жидкости, частоты n могут быть высокими. Перепад давления (Р_ТП ) у двигателей "А" снижается при уменьшении n, что облегча­ет контроль за их работой. Менять величину Q можно применением буровых насосов с регули­руемой подачей. Применяя турбобуры серии "А", можно обеспечить довольно широ­кий диапазон n и М_В: n = 170 -550 об/мин, М_В=700 -3100 Нм, при относи­тельно высоких перепадахдавления в них – Р_ТП = 6-11 МПа.

ТРМ (турбобур редукторный с маслонаполненным редуктором). Меняя расход Q и передаточное отношение редуктора, обеспечивают снижение n до 60 об/мин, а крутящий момент на валу повышают до 4000H*м и более, то есть по технической хар-ке это достаточно эффективный ГЗД. Но межремонтное время работы редукторных ГЗД в среднем остается небольшим, хотя при испытании получены высокие результаты.

При использовании ТСШ1М2 появилась возможность получать те же величины М_В, но при меньших Q и пониженныхчастотах вращения вала турбобура, а при обычном Q - большие M_В. Ограни­чения на величину люфта турбобура в 5-10 мм здесь сняты, так как в осевом направлении статора перемещаются свободно.

Разработанные конструкции ВЗД (без секционных) позволяют поддерживать частоты n = 130 - 500 об/мин (высокие n - для Д1-54) и М_вз = 80 - 8000 Нм при Т_п до 100 кН и более.

 

22.Приборы контроля режимных и других параметров при углублении скважин

1. Измерение веса на крюке талевой системы и нагрузки на долото гидравлическими индикаторами веса

2. Турботахометры с гидравлическим каналом связи.

3. Манометры с трубчатой пружиной

4. Пульты контроля бурения ПКБ

C применением ПКБ можно посылать сигналы на электрический регуля­тор подачи долота РПДЭ-3 об изменении G. На ПКБ имеются показывающие и регистрирующие приборы. Основные параметры, контролируемые с применением ПКБ это: нагрузка на крюке, осевая нагрузка на долото, крутящий момент ротора, частота вращения ротора, расход б.р. на выходе в колонну, давление и плотность б.р. при входе в БК, подача инструмента.

При углублении скважин измерять частоту n наземными при­борами можно только при роторном бурении. При турбинном бурении датчик оборотов вала турбобура необходимо устанавливать над турбобу­ром. Для измерения частоты n в этом случае разработан низкочастотный гидротурботахометр - ГТН-3 /5;45/. Над турбобуром устанавливается уст­ройство, включающее датчик числа оборотов вала, понижающий редуктор, управляющий и рабочий клапаны. После 100 или 50 оборотов вала турбо­бура рабочий клапан перекрывает одно из отверстий для, потока жидкости к турбобуру, в результате в потоке внутри бурильной колонны возникает импульс давления, который улавливается вторичным датчиком n на устье скважины. Этот сигнал обрабатывается и поступает на показывающий или регистрирующий прибор. Для измерения частоты n разрабатывались и другие устройства, в том числе и автономные. Но до сих пор постоянное измерение этого параметра режима турбинного бурения не производится.

 

23)Режим бурения – это совокупность тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы, определяют интенсивность износа долота и которыми можно управлять в процессе работы долота на забое.
Успешное бурение напрямую зависит от используемого режима бурения. Поэтому необходимо уделять особое внимание проектированию и подбору необходимого режима. Различают оптимальный и специальный режимы бурения.
Оптимальным называют режим, установленный с учетом геологического разреза и максимального использования имеющихся технических средств, для получения высоких количественных и качественных показателей при минимальной стоимости 1 м проходки.
Специальным называют режим, установленный для забуривания второго ствола и последующего бурения в осложненных условиях, при обвалах, высоком пластовом давлении, поглощениях жидкости, изменении направления оси скважины, отборе керна и др.
Оборудование и механизмы непосредственно связанные с реализацией режима бурения представляют собой: буровые насосы, долото, турбобур, ?свойства бурового раствора?.

 

 

 

 

, где Gз – осевая нагрузка на забой скв,

δз – глубина вдавливания зубца долота, τк – время контакта.

 

Определяют наружный диаметр колонны из условий для турбинного dн=(0,6…0,66)Dд, для роторного dн=0,6Dд.

Выбирается тип бурильных труб. При этом предусматривается сниже­ние веса труб и их механического износа в процессе эксплуатации, эффек­тивное проведение технологических операций по углублению скважи­ны и по ликвидации осложнений и аварий с бурильным инструментом.

Определяют число секций бурильной колонны и место размещения в колонне секций с разными диаметральными размерами и свойствами труб для достижения возможных в конкретных условиях проходки на долото и механической скорости проходки путем управления динамической рабо­той колонны в скважине.

Рассчитывают длины секций или участков колонны, а при необхо­димости и других ее элементов.

Выбирают методику расчета бурильной колонны на прочность и ус­тойчивость, обосновывают необходимость определенного вида расчета ко­лонны на прочность и производят расчеты.

Расчет длины УБТ при бурении с ГЗД. Длину УБТ можно определить как

где С_м - скорость звука в материале УБТ (С_м=5100м/с);

Т_д - период продольных зубцовых вибраций долота с учетом

деформируемости забоя, с;

l₁- длина бурильного инструмента от забоя до УБТ, м;

1₂_длина инструмента от забоя до середины верхней осевой опоры ГЗД, м.

Расчету 1_У при роторном бурении.

Определение длины труб наддолотного комплекта или стальных труб в колонне с применением ЛБТ.

Длину стальных труб, необходимую для обеспечения осевой нагрузки на долото при колонне, составленной из разных по диаметру труб или из различных типов труб, например из ПК и Д16 Т, рассчитывают по формуле

где G, G_y, G_зд. - осевая нагрузка на долото, вес УБТ и забойного двигателя с присоединяемыми к его валу элементами, кН;

b_а - учитывает Архимедову силу; b_а=1-р_ср/р_пк;

Рср, Рпк - соответственно плотности промывочной жидкости и труб ПК;

q_ПK - вес одного метра труб ПК в воздухе с учетом замковых соединений, кН/м.