WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |

Другая картина наблюдается при анализе баланса давлений турбины ТВМ 195. В соответствии с ее предназначением, учитывая, что основная работа турбобура при бурении происходит около и правее зоны макси мальной мощности и КПД, результирующая линия давления практически огибает суммарную кривую эффективного напора и неизменных сопротив лений на трение (рисунок 3, в). Это означает, что в центральной и правой зоне энергетической характеристики турбина ТВМ 195 работает в почти безударном режиме, обеспечивая максимальные значения КПД на уровне 0,450,57 (рисунок 4).

Другим техническим средством, позволяющим модернизировать се рийные турбобуры диаметром 195 мм является разработанный нами стаби лизированный шпиндель ШС 195. Габаритные параметры нового шпинде ля полностью соответствует размерам своих серийных аналогов – шпинде лей турбобуров 3ТСШ1 195 и А7Ш. В то же время он отличается тем, что на валу шпинделя установлена многоступенчатая резинометаллическая осевая опора с подпятниками, эластичная обкладка которых выполнена за подлицо с металлическим остовом. Рабочие поверхности втулок радиаль ных опор и дисков подпятников имеют упрочняющее покрытие. Нижние радиальные опоры установлены с максимально возможным приближением к месту присоединения долота, что в сочетании с увеличенной опорной поверхностью вала, существенно повышает эффек тивность работы шпинделя, особенно при бурении наклон но направленных скважин.

Корпус шпинделя осна щен сменными стабилизатора ми с прямыми или спиральны ми лопастями, которые могут быть установлены как в ниж ней, так и в верхней части кор пуса. Независимая установка корпусных стабилизаторов позволяет технологу по нак лонному бурению рассчитать Рисунок 5. Варианты сборки и выбрать наилучший вариант стабилизированного шпинделя ШС 195 сочетания параметров опорно с корпусными стабилизаторами: центрирующих элементов на 1 – без стабилизаторов.

корпусе шпинделя с целью Уменьшение зенитного угла.

обеспечения требуемых пока При =20°, I 4 град/100 м.

зателей кривизны скважины При = 80°, I 10 град/100 м;

(рисунок 5).

2 – с нижним стабилизатором.

Конструктивное испол Стабилизация зенитного угла.

нение стабилизаторов позво Для зенитных углов от 40° до 90°;

лило применить усиленные 3 – с верхним стабилизатором.

резьбовые соединения и обес Стабилизация зенитного угла.

печить гидравлически рав Для зенитных углов до 30°;

нопроходное сечение в плос 4 – с двумя стабилизаторами.

кости, перпендикулярной оси Стабилизация зенитного угла.

шпинделя. До этого попытки Для зенитных углов от 20° до 45°.

создать стабилизаторы (цент раторы) на корпусе шпинделя приводили либо к его деформации, либо к существенному уменьшению площади кольцевого зазора между корпусом и стенками скважины, что способствовало значительному росту гидроди намического давления в затрубном пространстве и турбулизации восходя щего потока промывочной жидкости. Это в свою очередь уменьшало срок службы шпинделя и способствовало интенсивному разрушению стенки скважины при бурении. При этом становилась бессмысленной сама идея стабилизации продольной оси шпинделя в стволе бурящейся скважины, т.к. нарушался контакт опорных лопастей стабилизатора с разрушаемой стенкой скважины.

Еще одна функция стабилизированного шпинделя заключается в диссипации энергии продольных, поперечных и крутильных колебаний, возникающих в процессе бурения. Роль гасителя колебаний выполняют лопасти корпусных стабилизаторов, особенно в том случае, когда их на ружный диаметр почти равен номинальному диаметру долота – 214215 мм. Корпусные стабилизаторы также ограничивают угол закручи вания бурильных труб из за действия реактивного момента турбобура, что существенно облегчает визирование бурильного инструмента при турбин ном бурении наклонно направленных скважин.

Осевая опора шпинделя является наиболее быстро изнашиваемым узлом серийного турбобура. Срок износа осевой опоры до максимально до пустимой величины осевого люфта (обычно 45 мм) считается главным показателем наработки на отказ гидротурбинного забойного двигателя.

Осевая опора шпинделя в процессе работы подвергается сильным стати ческим и динамическим нагрузкам, от которых резиновая обкладка под пятника деформируется. При этом кинетическая энергия деформации в результате внутреннего трения вызывает сильный разогрев резины, сниже ние усталостной прочности и интенсивный износ. В подпятнике с "утоп ленной" резиной деформация резко уменьшается из за конструктивного сокращения свободной поверхности резины.

Для шпинделей гидравлических забойных двигателей диаметром 240, 195 и 172 мм нами разработана и выпускается целая серия модернизи рованных многоступенчатых резинометаллических опор: ПУМ 240, ПУМ 195 и ПУМ 172. Эти опоры имеют специальную конструкцию подпятника, у которого рациональное соотношение общей площади рабочей поверхнос ти к площади контакта подпятника и диска пяты допускает предельно низкое количество абразивных частиц одновременно находящихся в зоне трения, что повышает износостойкость опоры. Эластичные обкладки мо дернизированных осевых опор выполнены из специальной резины, облада ющей хорошей способностью сцепления с металлом, повышенной износос тойкостью и низким коэффициентом трения, облегчающим запуск гидрав лического забойного двигателя на забое скважины.

В четвертом разделе показаны методика и результаты целевой мо дернизации технологии турбинного бурения шарошечными долотами.

Первым опытом модернизации технологии турбинного бурения на основе проектирования и выбора рациональной энергетической характе ристики турбобура была работа, выполненная для условий бурения наклонно направленных скважин на месторождениях Западной Сибири.

Определение оптимальных параметров режима бурения проводилось с ис следованием физико механических свойств горных пород этих месторож дений. Исследования характеристик и режимов работы серийных турбобу ров, применяемых в Западной Сибири, показали, что их крутящие момен ты и частоты вращения на рабочем режиме не значимо отличаются друг от друга. Основное отличие состоит в величине расхода бурового раствора.

Используя разработанную методику выбора рациональных характеристик турбобуров, были определены варианты рациональных турбинных сборок на базе стандартных турбинных секций серийных турбобуров ЗТСШ195ТЛ, ЗТСШ1 195, А7ГТШ и комбинаций существующих типов турбин.

В основе каждого варианта сборки лежит одна из высокомоментных тур бин типа А (А7Н4С или А7ПЗ), используемая в комбинации с одной из турбин от серийных турбобуров ЗТСШ1 195ТЛ (турбина 24/18 195ТЛ), ЗТСШ1 195 (турбина 26/16,5 195) или со ступенями гидродинамического торможения (ГТ). Каждое буровое предприятие могло выбрать один из ва риантов сборки в зависимости от наличия типов турбин. Турбобуры с ра циональной характеристикой получили условное наименование ТРХ 195.

Внедрение турбобуров с рациональной характеристикой ТРХ проводилось при бурении скважин на нефтяных месторождениях Запад ной Сибири в буровых предприятиях одиннадцати производственных объ единений Миннефтепрома СССР: "Белоруснефть", "Ноябрьскнефтегаз", "Нижневартовскнефтегаз", "Укрнефть", "Куйбышевнефть", "Томскнефть", "Саратовнефтегаз", "Красноленинскнефтегаз", "Когалымнефтегаз", "Тат нефть", "Башнефть". Всего в 1985–1990 гг. этими турбобурами было пробу рено более 10 млн. метров. Годовой экономический эффект, рассчитанный по утвержденной Миннефтепромом методике составлял около 2 млн. руб лей (в ценах 1990 г.).

Другим опытом применения методов модернизации турбобуров для улучшения их энергетических характеристик и оптимизации технологии турбинного бурения было разработка и применения многосекционных турбинных сборок. Многосекционные турбобуры предназначались в ос новном для низкооборотного бурения глубоких скважин в южных и запад ных районах страны. Базой сравнения являлся роторный способ бурения.

Промысловые испытания и внедрение многосекционных турбобуров 5А9ГТШ с трехшарошечными долотами диаметром 295,3 мм проводились при проводке глубоких скважин. В интервале 18004000 м было пробуре но около 20 тыс.м. Модернизация конструкции турбобура позволила реа лизовать в турбинном бурении режимные параметры, недостижимые обычными трехсекционными серийными турбобурами диаметром 240 мм:

расход промывочной жидкости – 2533 л/с; плотность бурового раствора – 12201300 кг/м3; осевая нагрузка на долото – 160350 кН, частота вра щения – 180240 об/мин (34с 1), давление насоса – 10,812,8 МПа.

Трехсекционные турбобуры с рациональной характеристикой ТРХ, и многосекционные турбинные сборки, применяемые в различных геоло го технических условиях проводки скважин, обеспечили проектируемые параметры работы трехшарошечных долот с разными типами опор и во оружения и улучшили показатели турбинного бурения при большом объе ме промысловых испытаний и внедрения. Это подтверждает правильность разработанного методического подхода к целевой модернизации техники и технологии турбинного бурения, а именно, исследовав и определив опти мальные параметры режима бурения в заданных геолого технических ус ловиях проводки скважин, спроектировав и собрав из имеющихся типов турбин турбобуры с адекватной энергетической характеристикой, проведя их промысловые испытания и подтвердив ожидаемое улучшение показате лей бурения, было организовано широкое промышленное внедрение мо дернизированной технологии и обеспечен рост технико экономических показателей турбинного бурения.

Общим недостатком существующих серийных турбин являются низкие эксплуатационные показатели. Межремонтный период турбинных секций составляет от 180 до 300 ч. Основная причина такого положения заключается в зашламовании статоров и роторов турбин из за узких меж лопаточных каналов. Как отмечалось, новая турбина ТВМ 195 имеет го раздо меньшее число лопаток статора и ротора и практически не подверже на зашламованию. Турбина ТВМ 195 позволяет существенно улучшить эксплуатационные показатели турбобуров и предназначена для целевой модернизации технологии турбинного бурения. Промысловые испытания турбобуров, собранных с новой турбиной проводились при бурении сква жин шарошечными долотами на месторождениях Западной Сибири. В результате было установлено, что турбина ТВМ 195 обеспечивает устой чивую и эффективную работу трехсекционного турбобура при расходе бу рового раствора 28 л/с. Осевая нагрузка на долото в рабочем режиме сос тавляет 150180 кН. Частота вращения – 480600 об/мин (810 с 1). Та же турбина, установленная в двух турбинных секциях, скомпонованная с од ной секцией ступеней гидродинамического торможения ГТ позволяет сни зить рабочее значение частоты вращения до 360420 об/мин (67с 1). Все го в 2003–2004 гг. было изготовлено и внедрено около 10000 ступеней тур бин ТВМ 195.

Трехсекционные турбобуры с турбиной ТВМ 195 применялись в ООО "ЛУКОЙЛ Бурение", в ООО "Пурнефтегаз Бурение", в Филиале "Тюменбургаз" ДООО "Бургаз" при бурении наклонно направленных скважин в интервале 5002000 м с шарошечными долотами с негерметизи рованными опорами. Расход бурового раствора составлял 28 л/с, плот ность 11201150 кг/м3, осевая нагрузка на долото 140170 кН, давление на выкиде насоса около 15 МПа. В результате были получены показатели бу рения на уровне показателей серийных турбобуров 3ТСШ1 195 при расхо де 32 л/с. Тем не менее, снижение расхода бурового раствора в 1,14 раз без уменьшения показателей работы долот, является положительным резуль татом, т.к. при этом повышается устойчивость стенки и качество крепле ния скважины.

Двухсекционный турбобур с турбиной ТВМ 195 в компоновке с ре дуктор шпинделем РШ 195 испытывался в ООО "Пурнефтегаз Бурение" при бурении наклонно направленных скважин в интервале 20003300 м с трехшарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами типа 215,9MX 09 импортного производства. Расход бурового раствора составлял 32 л/с, плотность 1140 кг/м3, осевая нагрузка на доло то 110140 кН, давление на выкиде насоса около 14 МПа. Показатели отра ботки импортных долот с редукторным турбобуром и турбиной ТВМ по механической скорости проходки оказались в 1,41,6 раза выше, чем у аналогичного турбобура с серийной турбиной 26/16,5 195. Это объясняет ся большим запасом крутящего момента и механической мощности турби ны ТВМ 195.

Серийно выпускаемые турбинные отклонители ТО2 195, собранные с турбиной ТВМ 195 испытывались в ООО "ЛУКОЙЛ Калининградмор нефть" при бурении наклонно направленных скважин в интервале 5001800 м. Расход бурового раствора составлял 32 л/с, плотность 1120 кг/м3, осевая нагрузка на долото 100120 кН, давление на выкиде на соса 10,5 МПа, что на 2,4 МПа меньше, чем при использовании серийной турбины А7Н4С. Аналогичная разница в перепадах давления на турбинных секциях отклонителей ТО2 195, собранных с серийной турбиной А7Н4С и турбиной ТВМ 195, была установлена при их испытаниях на специальном стенде в Филиале “Тюменбургаз” ДООО “Бургаз”. В результате бурения было установлено, что темп износа под шипника независимой подвески в турбинной секции отклонителя умень шился в два раза из за снижения гидравлической нагрузки на вал и ротор ные ступени турбины ТВМ 195. Последнее обстоятельство позволяет рекомендовать турбину ТВМ 195 для повсеместного использования в турбинных отклонителях ТО2 195.

Межремонтный период работы турбинных секций с турбиной ТВМ 195 был увеличен до 450500 ч, что в 1,82,5 раза превышает аналогичный показатель у турбинных секций с серийными турбинами. Следует отме тить, что при использовании новых турбин не было отмечено ни одного случая зашламования, что объясняется большим межлопаточным простра нством несимметричной турбины.

Шпиндели ШС 195 применялись в компоновке, как с турбинными секциями серийных турбобуров, так и с рабочими парами винтовых двига телей диаметром 195 мм. Всего в 2003–2004 гг. было изготовлено и внедре но 20 шпинделей. Шпиндели ШС 195 испытывались в ООО "ЛУКОЙЛ Бурение", в ОАО "ЛУКОЙЛ Калининградморнефть", в Филиале "Тюмен бургаз" ДООО "Бургаз" при бурении наклонно направленных скважин в интервале 5002700 м. Расход бурового раствора составлял 2832 л/с, плотность 11201140 кг/м3, осевая нагрузка на долото 120170 кН, давле ние на выкиде насоса 14,715,9 МПа. При этом устойчиво наблюдалось кратное превышение показателей наработки до осевого люфта 45 мм по сравнению с серийными шпинделями. Средний межремонтный период составил от 250 до 300 ч, в зависимости от региона. В соответствии с тех нологическими рекомендациями, шпиндели ШС 195 в основном собира лись как с одним, так и с двумя корпусными стабилизаторами. Во всех случаях заданные параметры траектории ствола скважины были строго выдержаны.

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»