Особенности конструкции и работы турбобуров с системой гидроторможения

Основная часть турбобура-турбина,состоящая из большого числа(более сотни)совершенно одинаковых ступеней.Каждая ступень турбины,в свою очеречь,состоит из двух частей:вращающейся,соединенной с валом турбобура,называемой ротором,и неподвижной,закрепленной в корпусе турбобура,называемой статорома(рис.7.3).Статор 1 представляет собой гладкое стальное кольцо,на внутренней поверхности которого имеются изогнутые лопатки 3.Концы лопаток соединяются внутренним ободом.Ротор состоит из кольца 6 и лопаток 2,подобных лопаткам статора,но боращенных выпуклостью в другую сторону.Наружные концы лопаток ротора соединены ободом 5.Между статором и ротором имеется зазор,обеспечивающий свободное вращение ротора в статоре. Рис.7.1. Рабочая характеристика турбины турбобура

Поскольку не учитывается потеря мощности в подшипниках,при отсутствии нагрузки на валу турбина будет врящаться с максимальной частотой nx.При создании на валу сопротивления вращаться частота вращения снижается пропорционально приложенному крутящему моменту.При полной остановке вала(n=0) момент достигает максимального значения,называемого тормозным моментом MT.

 

 

№88система токоподвода:

Электрический ток напряжением 1100—1300 В подводится от трансформатора буровой по наружному трехжильному кабелю к токоприемнику, укрепленному ниже вертлюга. Кабель внутри бурильной колонны смонтирован отрезками-секциями, длина которых равна длине применяемых бурильных труб. ри свинчивании и развинчивании бурильных труб, чтобы раствор не попадал в контактную муфту, ее размещают в нижней части трубы при спуске в скважину, а ниппель бурильных замков, в котором укреплен контактный стержень, помещают вверху. Поэтому расположение элементов замков при бурении электробурами обратное, принятому в роторном бурении. Электроэнергия к электробуру, находящемуся в скважине, подводится от сети по кабелю через кольцевой токоприемник к секциям кабеля, расположенным внутри колонны труб. Секции кабеля, находящиеся внутри вращающегося ствола токоприемника, снабжены автоматической контактной муфтой.

- понижающий трансформатор; кабель; коллектор;

корпус с контактными щетками; вал с вращающимися

щетками; труб с кабельной секцие

 

 

95 Контроль параметров режима бурения при бурении э/бурами. Достоинства и недостатки э/бурения

Двигатель э/бурения имеет ряд преимуществ перед турбобуром: более высокий КПД может обеспечить передачу на долото достаточно большие мощность и крутящий момент при приемлемых отношениях М/n, где n-частота вращения, М-момент на долоте. Э/бур легче управляется с поверхности обеспечивает применение систем телеконтроля при направленном бурении, бурения горизонтальных многозабойных скважин, упрощаются автоматизация и оптимизация процесса бурения. Достигнуты уровень показателей мех бурения электробуром несколько выше показателей турбинного бурения: большая проходка на долото и рейсовая скорость. В ограниченном объеме э/бурение используется для проводки неглубоких скважин. Основные затруднения при проводке скважин э/буром связаны с усложнениями наземного и забойного оборудования бур колонны, недостаточно высокой надежностью токопровода, созданием ремонтных служб, более высокими требованиями к квалификации обслуживающего персонала.

 

 

№28. Зависимость износа долот от удельной мощности при бурении обломочных пород.

С увеличением удельной мощности увеличивается механическая скорость, соответственно износ долота увеличивается.

 

№89. Наземное оборудование при бурении с электробуром.

Для осуществления бурения с электробуром, буровую установку оснащают дополнительным электрооборудованием:распределительным устройством высокого напряжения, трансформатором, станцией управления электробуром. На пульте бурильщика устанавливают дополнительные электрические контрольные приборы (вольтметр,амперметр) для контроля нагрузки электробура, кнопки управления контактной системой, подающей напряжение на электробур, органы управления режимом работы автоматического регулятора. Автоматический регулятор управляет подачей инструмента в зависимости от загрузки двигателя и буримости г.п.

 

№98. Комбинированные способы бурения, их достоинчтва и недо-ки. Комб.бурение - сочетание или поинтервальное чередование различных способов и видов бурения (ударного с вращательным, бескернового с колонковым и т.д.) при проходке одной скважины. Основное преимущество К. б. перед любым видом бурения заключается в том, что оно позволяет рационально применять при проходке одной скважины несколько видов бурения, каждый из которых оптимален в определённых горно-геологических условиях. Вблизи от поверхности земли горные породы разнообразны по физико-механическим свойствам, поэтому бурение неглубоких скважин при инженерно-геологических изысканиях, поисково-съёмочных работах, разведке нерудных строительных материалов часто производится комбинированным способом. Для проходки этих скважин (глубиной обычно 40—50 м) выпускаются передвижные и самоходные установки, которые позволяют сочетать несколько способов бурения. При детальной разведке глубокими скважинами многих полезных ископаемых бескерновое бурение часто сочетается с колонковым. При этом мощная толща пород, не содержащих полезного ископаемого, пробуривается бескерновым способом на форсированном режиме, а толща пород, вмещающая полезное ископаемое, проходится колонковым способом при тщательном отборе керна. К. б. применяется при глубоком бурении на нефть и газ: мощные толщи вязкопластичных пород бурятся роторным способом, а скальные породы — с помощью Турбобуров и Электробуров.

 

 

№96. Контроль параметров ствола скважины при бурении с электробуром. при бурении необходимо знать фактическое положение ствола скважины в пространстве, т.е. надо знать зенитный угол, азимут и глубину. Для получения информации об искривлении скв. используется измерительная аппаратура, принцип действия к-рых основан на использовании гравитационного и геомагнитного полей Земли. Чувст-

вительными элементами яв-ся магнитная стрелка и отвес. Это инклинометры – оценивают зен. и азим. углы и передают ее по каротажному кабелю.Разработаны телеметрические системы для непре-рывного контроля пространственного положения ствола скважины. Использование телесистем делает возможным использование электробуров при проводке наклонно-направленных скважин и борьбе с произвольным искривлением их при частом чередование по твердости наклонно залегающих пород

 

№97.Специальные требования при электробурении. Бурение электробурами требует более высокую квалификацию обслуживающего персона. В постановлении МИНТРУДА РФ ОТ 14.11.2000 приведены требования к пом.бурильщика при электробурении: он должен знать основы электротехники; устройство электродвигателей постоянного и переменного тока, трансформаторов, электробуров всех видов, токоподвода и всего специального электрооборудования; Электри- ческие схемы и технические характеристики обслуживаемых

установок и механизмов; схему управления электробуром и автоматом подачи долота; схему электроснабжения и освещения буровой;инструкцию по эксплуатации электробура, токоподвода; конструкцию ипринцип работы встроенного аппарата ориентирования для бурения

наклонных скважин и инструкцию по эксплуатации и обслуживанию

этого аппарата; технические правила по монтажу, ремонту, ревизии иэксплуатации бурового электрооборудования, воздушных и кабельных сетей; устройство заземления и его назначение; способы повышения коэффициента мощности и обеспечение эффективного использования

электроэнергии.

 

 

№81. Рассчет рабочих хар-ик ВЗД и их построение. Характеристика винтового двигателя отличается от характе-ристики турбобура. Теоретически частота вращения его пропор-циональна расходу бурового раствора и не зависит от вращаю-щего момента. По мере роста крутящего момента на долоте увеличивается перепад давления:

где q – объем полостей винтового двигателя; h – КПД двигателя; n – частота вращения вала, об/с.

Мощность винтового двигателя:

N = D p _об× Q ×h.

 

Очень важную роль играет кинематическое отношение – отношение числа заходов (зубьев) ротора и статора. Оно при прочих равных условиях определяет соответственно М и n ВЗД

 

Теоретически частота вращения

, (7.12)

где Q_i – подача бурового насоса, дм³/с.

 

 

Рис. Зависимость рабочей характеристики забойного винтового двигателя типа Д-85 от величины натяга в паре ротор – статор при оптимальном режиме работы

 

№76. Принципы оптимизации режима турбинного бурения. Для увеличения мощности турбобуры выполняют двух- и трехсекционными. Конструкция секционных турбобуров такова, что нижняя секция может применяться отдельно или с любым числом верхних секций. Поэтому при необходимости легко изменять мощность и момент, подводимый к долоту. Другой путь улучшения моментной хар-ки турбобура – применение механических редукторов, снижающих частоту вращения долота в 2-3 раза и соответственно повышающих крутящий момент. Разработан также способ снижения частоты вращения разделением потока на два: один проходит ч/з ступени т/б, другой – к насадкам долота, минуя турбину.

 

№36Предельные нормы износа долот. Краткая форма записи износа.

Признаки отказа вооружения. Основным признаком изнашивания вооружения является снижение механической скорости бурения или интенсивности разрушения г.п. в процессе бурения.

Информацию о состоянии опор долота во время бурения несет на себе изменение крутящего момента на долоте во времени. После достижения предельного износа какого-либо элемента опоры крутящий момент начинает возрастать. Увеличение крутящего момента на 30% и более от номинального свидетельствует о том, что хотя бы одна шарошка не вращается и является сигналом об отказе долота по опоре.

Изнашивание системы промывки, приводящее к отказу долота, характерно для гидромониторных долот. Основным признаком выхода из строя системы промывки долота в этом случае является резкое падение давления на выходе насоса. Это падение бурильщик фиксирует по показанию манометра на стояке.

Код для описания износа шарошечного долота. В30С(10)РЦП2К(0)У(1)Г(2)Д3. В30С(10)РЦ – вооружение изношено по высоте на 30%, сколото 10% зубьев, зубья периферийного венца скруглены, имело место зацепление отдельных венцов. П2К(0)У(1) – средний износ подшипников, заклиненных шарошек нет. одно уплотнение разрушено. Г(2)Д3 – повреждено или разрушено 2 гидромониторных узла, диаметр долота уменьшился на 3 мм.

 

№20 Понятие о совершенной очистке забоя.

Очистка считается совершенной если образуется шлам и немедленно удаляется с забоя.