WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 |

При испытаниях осевых опор ПУМ 195 было установлено, что их использование в шпинделях серийных турбобуров и винтовых забойных двигателей диаметром 195 мм устойчиво обеспечивает увеличение меж ремонтного срока службы до 200300 ч, что в 23 раза превышает этот по казатель серийных осевых резинометаллических опор в сопоставимых условиях бурения скважин. Аналогичный относительный рост имеют по казатели надежности серийных шпинделей турбобуров диаметром 240 мм с опорами ПУМ 240 – до 100150 ч, что также в 23 раза больше, чем у се рийных конструкций. Осевые опоры ПУМ 195 и ПУМ 240, установлен ные в шпинделях серийных гидравлических забойных двигателей, испы тывались в ООО "ЛУКОЙЛ Бурение", в ООО "Пурнефтегаз Бурение", в ОАО "ЛУКОЙЛ Калининградморнефть", в Филиале "Тюменбургаз" ДООО "Бургаз". Всего в 2003–2004 гг. было изготовлено и испытано более 200 комплектов осевых опор типа ПУМ.

Технико экономический анализ результатов испытаний и внедрения модернизированной техники и технологии показал, что все предложенные решения обеспечивают реальную эффективность. В зависимости от срав нительных показателей износостойкости, экономический эффект на один комплект осевой опоры ПУМ 195 может составлять от 30000 до 112000 руб. Эффект от применения стабилизированного шпинделя ШС 195 в зависимости от показателей надежности составляет от 14000 до 62000 руб. на один шпиндель. Он может быть значительно увеличен при учете роста технико экономических показателей бурения от строгого вы полнения заданных показателей проектного профиля скважины. Высоко моментная турбина ТВМ 195 позволяет реализовать оптимальный или близкий к нему режим турбинного бурения и поэтому основная доля эко номического эффекта от реальной экономии стоимости метра проходки, приходящаяся на гидравлические забойные двигатели, может быть отнесе на на эту турбину. Кроме того, за счет увеличения межремонтного периода, турбина ТВМ 195 может обеспечить дополнительную экономию около 24000 руб. на один трехсекционный турбобур, или около 66 руб. на одну ступень турбины.

В пятом разделе приводятся результаты модернизации технологии турбинного бурения с алмазными долотами. Турбинное бурение с исполь зованием долот безопорного типа, вооружение которых представляет со бой природные или синтетические, алмазные либо поликристалические алмазосодержащие резцы, является в настоящее время серьезной альтерна тивой самому передовому роторному способу бурения с применением ша рошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами.

Этот способ принято называть турбоалмазным бурением. Его эффектив ность также может быть увеличена путем модернизации конструкций и ха рактеристик серийных турбобуров.

Основное преимущество алмазных долот по сравнению с шарошеч ными заключается в их многократно большей износостойкости. Правиль ное применении алмазных долот обеспечивает высокий экономический эффект, особенно при бурении нижних интервалов глубоких скважин. От носительно низкая механическая скорость проходки является существен ным недостатком турбоалмазного бурения. Однако в последние годы были созданы долота с алмазно твердосплавными пластинами АТП, позволяю щие значительно увеличить механическую скорость, даже по сравнению с долотами шарошечного типа.

Анализ показал, что современное отечественное турбоалмазное бу рение, основанное на применении серийных турбобуров, осуществляется при низких осевых нагрузках на долото, несмотря на то, что расход бурово го раствора зачастую является завышенным. Это означает, что при боль ших глубинах бурения алмазное долото часто оказывается недогружено, частота вращения долота существенно превышает необходимую оптималь ную величину, а работа турбобура осуществляется с "навеса", т.е. в правой неэффективной зоне кривой мощности, близкой к режиму холостого хода.

Все это приводит к снижению механической скорости проходки алмазных долот и, как следствие, к недобору проходки за рейс в турбоалмазном буре нии.

В последние годы при бурении нижних интервалов скважин (от 2000 до 3000 м) на месторождениях Западной Сибири стали применяться безопорные долота с алмазно твердосплавными пластинами (АТП) типа БИТ и другие. Эти долота обеспечивают механические скорости на уровне не намного уступающем уровню шарошечных долот, проходки за рейс сос тавляют от 500 до 1000 м, а в целом одно долото АТП эффективно отраба тывает от 2000 до 4000 м в нескольких скважинах. Наиболее приемлемым вариантом турбобура для долот АТП сегодня является модернизирован ный редукторный турбобур, собранный с высокомоментной турбиной ТВМ 195. Это следует из данных таблицы 2, в которой приведены характе ристики двухсекционных турбобуров, собранных с разными типами тур бин и редуктор шпинделем РШ 195.

Таблица 2. Характеристики редукторных турбобуров Тип турбины 26/16,5 195 А7Н4С ТВМ Кол во ступеней 220 220 Расход жидкости, л/с 32 32 Плотность жидкости, 1150 1150 кг/мТормозной момент, Н.м 9775 15280 Холостая частота 260 345 вращения, об/мин (с 1) (4,33) (5,75) (5,58) Перепад давления, МПа 5,9 11,4 8,Частота вращения на 150 255 рабочем режиме (при (2,5) (4,25) (4,0) М=4000 Н.м), об/мин (с 1) Видно, что турбобур с турбиной ТВМ 195 имеет больший запас кру тящего момента, чем турбобур с серийной турбиной 26/16,5 195. Кроме то го, частота вращения на рабочем режиме у новой турбины – 240 об/мин (4 с 1), лучше, чем 150 об/мин (2,5 с 1) у серийной турбины, потому, что обеспечивает большую механическую скорость проходки. Что касается другой серийной турбины – А7Н4С, то она оказывается неконкурентоспо собной из за чрезмерно высокого перепада давления.

В результате промысловых испытаний модернизированного редук торного турбобура с турбиной ТВМ 195 с долотами АТП типа 215,9 БИТ М5 при бурении скважин на месторождениях Западной Сибири, было ус тановлено, что в интервале 18003085 м механическая скорость проходки составляла от 11,8 до 14,5 м/ч, что в 1,121,4 раз больше, чем у редукторно го турбобура с серийной турбиной 26/16,5 195 с долотами типа БИТ в со поставимых условиях.

В ПО "Белоруснефть" при бурении интервала от 3400 до 4100 м бе зопорными долотами ИСМ 215,9 в солевых отложениях проводились про мысловые испытания модернизированного турбобура, представлявшего собой трехсекционный турбобур, собранный на базе турбинных секций А7Ш и оснащенный высоко моментной турбиной ТВМ 195. Расход бурового раство ра составлял 24 л/с, плот ность 1410 кг/м3. Общее вре мя работы турбобура 3ТВМ 195 во время проведения ис пытаний составило 672 ч.

Энергетическая характерис тика модернизированного турбобура 3ТВМ 195 показа на на рисунке 6. В процессе испытаний было установле Рисунок 6. Характеристики но, что у серийного турбобу трехсекционных турбобуров:

ра 3А7Ш перепад давления 1 – серийный 3А7Ш;

значительно увеличивается 2 – модернизированный 3ТВМ 195.

от тормозного режима к хо лостому – с 7,7 до 12,8 МПа соответственно, а у модернизированного тур бобура наоборот, уменьшается с 8,0 до 5,2 МПа. Такой характер линии давления указывает на явные преимущества модернизированного турбобу ра по сравнению с серийным, т.к. работа турбобура при бурении глубоких интервалов обычно происходит в правой зоне характеристики. Поэтому при работе рассматриваемых турбобуров разница в величинах перепадов давлений на них составляет примерно 3,04,0 МПа. Эта разница станет еще больше и может достичь величины 6,0 и более МПа при подрыве буриль ного инструмента и зависании его над забоем, при проработках ствола скважины и промежуточных промывках, т.е. во всех тех случаях, когда тур бобуры вынуждены работать на холостом режиме.

В тех же геолого технических условиях проводки глубоких скважин в Белоруссии проводились испытания стабилизированного шпинделя ШС 195. В результате испытаний было установлено, что наработка на от каз шпинделя ШС 195 составила 349 ч, что в 3,15 раз превысило среднюю наработку на отказ серийных шпинделей турбобуров 3А7Ш с шаровой опорой.

Технико экономический анализ результатов испытаний показал, что за счет лучших эксплуатационных показателей новой техники и экономии потребляемой энергии, экономический эффект на один модернизирован ный турбобур в рассмотренных условиях может составлять более 200000 руб.

Оценка экономической эффективности внедрения результатов дис сертационной работы, выполненная автором расчетным путем на основе известных методических положений, показывает, что укрупненный эконо мический эффект составляет около 7 млн. рублей.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1. Проведен анализ современного состояния технического уровня и характеристик серийно выпускаемых турбобуров. Установлено, что их конструкции практически не изменились и морально устарели за несколь ко десятков лет, эксплуатационные показатели являются низкими, энер гетические характеристики не позволяют эффективно использовать в турбинном бурении новые наиболее производительные типы долот, гео метрические параметры не соответствуют усложнившимся требованиям технологии проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин.

2. Предложены научно обоснованные концепция и технико техноло гические решения целевой системной модернизации серийных турбобу ров, позволяющие улучшить их энергетические и эксплуатационные пара метры, провести техническое перевооружение турбинного бурения, повы сить его эффективность, улучшить технико экономические показатели строительства нефтяных и газовых скважин, с целью более полного удов летворения потребностей буровых предприятий в эффективной технике и технологии турбинного бурения.

3. Исследовано влияние основных параметров энергетической ха рактеристики турбобура, а также амплитуды и частоты динамических ко лебаний осевой нагрузки на устойчивость работы турбобура. Установлено, что применение современных методов и средств регулирования и управле ния энергетическими параметрами турбобуров за счет комбинирования разных типов турбин, применения редукторных и тормозных устройств, позволяет обеспечивать устойчивый режим работы долот в широком диа пазоне частот вращения – от 150 до 600 об/мин. (2,510 с 1). Разработаны методические основы оптимизации режимов турбинного бурения, позво ляющие обеспечить оптимальные или близкие к ним параметры режима работы долота путем формировании рациональной энергетической харак теристики турбобура, адекватной этому режиму.

4. Созданы новые конструкции технических средств, в т.ч. высоко моментная турбина (пат. РФ 2205934), стабилизированный шпиндель (пат. РФ 2198280), осевые опоры (пат. РФ 37136) и другие, предназначен ные для целевой модернизации серийных турбобуров. На основе стендо вых и промысловых испытаний показаны преимущества модернизирован ных турбобуров по сравнению с серийно выпускаемой техникой. Органи зовано производство новых технических средств турбинного бурения – высокомоментных турбин ТВМ 195, стабилизированных шпинделей ШС 195, осевых опор серии ПУМ, осуществлено их внедрение при проводке скважин в различных геолого технических условиях.

5. Разработаны и апробированы технико технологические рекомен дации по модернизации серийных турбобуров и технологии турбинного бурения шарошечными и алмазными долотами, обеспечившие повышение эффективности турбинного бурения. В условиях бурения наклонно нап равленных скважин трехшарошечными долотами в Западной Сибири меж ремонтный период работы шпинделей турбобуров увеличен в 23 раза. В условиях бурения глубоких скважин алмазными долотами в Белоруссии межремонтный период работы шпинделей увеличен в 2,53,5 раза, давле ние бурового насоса в процессе работы модернизированного турбобура уменьшено на 3,04,0 МПа.

6. Экономический эффект от внедрения модернизированной техни ки и технологии турбинного бурения по оценке автора, выполненной рас четным путем на основе известных методических положений, составляет около 7 млн. рублей.

Разработанные научно методические основы целевой системной мо дернизации техники и технологии турбинного бурения рекомендованы для использования разработчиками и производителями при создании но вых конструкций технических средств, а также буровыми предприятиями при оптимизации режимов турбинного бурения. Применение принципов целевой системной модернизации техники и технологии турбинного буре ния позволяет при имеющейся конструктивной и производственной базе провести техническое перевооружение существующего парка турбобуров, сохранить и повысить объемы применения турбобуров в строительстве нефтяных и газовых скважин с одновременным повышением эффектив ности их работы.

Основные научные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих печатных трудах:

1. Симонянц С.Л. Проблемы модернизации турбинного бурения.

Тюмень: Вектор Бук, 2003. 136 с.

2. Иоанесян Ю.Р., Мациевский В.П., Симонянц С.Л., Петрук Н.В.

Многосекционные турбобуры. Киев: Техника, 1984. 152 с.

3. Иоанесян Ю.Р., Василенко А.А., Мациевский В.П., Симонянц С.Л.

Modern turbine drilling. Rockville, Maryland, USA: Terraspace Inc., 1981.

355 p. (на англ. яз.).

4. Иоанесян Ю.Р., Попко В.В., Симонянц С.Л. Конструкции и харак теристики современных турбобуров. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. 52 с.

5. Симонянц С.Л., Ледяшов О.А. Аналитическое определение опти мальных параметров турбины турбобура с наклонной линией давления // Нефтяное хозяйство. 1972. № 7. С.11 13.

6. Мелия В.А., Симонянц С.Л. Влияние величины зазоров между ро тором и статором на характеристику турбины с падающей к тормозу лини ей давления // Нефтяное хозяйство. 1974. № 11. С.26 28.

7. Симонянц С.Л. Экспериментальное исследование момента трения в турбобуре. ВНИИБТ. М., 1975. 8 с.: Деп. во ВНИИОЭНГ, 25.06.1975, № 8. Симонянц С.Л. Экспериментальное исследование радиальных уп ругих опор турбобура. ВНИИБТ. М., 1976. 6 с.: Деп. во ВНИИОЭНГ, 23.04.1976, № 9. Мелия В.А., Симонянц С.Л. Внутриконтурные перетоки в турби нах с наклонной линией давления и их влияние на выходную характерис тику турбобура // Тр. ВНИИБТ. 1977. Вып.42. С.63 65.

10. Симонянц С.Л. Исследование динамики турбобуров на стенде // Тр. ВНИИБТ. 1977. Вып.42. С. 75 78.

11. Симонянц С.Л. Аналитическое исследование устойчивости рабо ты турбобура // Тр. ВНИИБТ. 1977. Вып.42. С. 97 104.

12. Симонянц С.Л. Моментная характеристика шаровой опоры тур бобура // Тр. ВНИИБТ. 1977. Вып.42. С. 125 126.

13. Симонянц С.Л., Кузин Б.В. Промысловые испытания турбобуров с гидродемпфером // Нефтяное хозяйство. 1978. № 6. С.15 16.

14. Симонянц С.Л. О влиянии динамической нагрузки на колебания частоты вращения вала турбобура // Тр. ВНИИБТ. 1980. Вып.50. С.54.

15. Иоанесян Ю.Р., Симонянц С.Л. Турбинное бурение сверхглубо ких скважин // Тез. докл. Всесоюз. науч. техн. конф. Грозный, 1982. С.35.

16. Симонянц С.Л., Плисак В.Ф. Гашение вибраций в турбинном бу рении // Нефтяное хозяйство. 1982. № 11. С.13 14.

Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 |






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