Расчет конструкции скважины

мм

Rг,кп

75,8

16

число Рейнольдса:

в БТ под К

Re

7,2•105

в кольцевом пространстве

Reкп

152•10і

17

режим течения

турбулентный в БТ и в кольцевом пространстве

18

эквивалентная шереховатость стенок гидроканала

мм

Д

принимаем

0,05

19

коэффициент гидравлического сопротивления:

в БТ под К

лБТК

0,015

кольцевого пространства

лкп

0,016

20

потери давления:

в БТ под К

МПа

РБТК

0,7

в кольцевом пространстве

МПа

Ркпо

0,02

21

число замковых соединений

j

12,5

Принимаем

13

22

наружный диаметр замка

мм

Dзк

[II,стр. 26]

146

23

площадь сечения кольцевого канала около замков К

смІ

Fзк

1383,7

24

суммарный коэффициент местного сопротивления в замковых соединениях К

?кпк

0,005

25

скорость жидкости в кольцевом канале замка К

м/с

Vзк

0,5

26

общие потери давления в замковых соединениях К

МПа

Рзк

0,0001

27

суммарные потери давления на трении в кольцевом пространстве

МПа

Ркп

Ркп=Ркпо+Рзк

0,0201

28

тип долота

[1]

СЗ

29

число насадок

Zн

[1]

3

30

тип насадок

гидромониторные

31

диаметр отверстия насадки

мм

dо

принимаем

16

32

скорость истечения жидкости

м/с

Vн

116

33

коэффициент расхода насадки

?

[1]

0,43

34

перепад давления в долоте

МПа

РД

3,6

35

давление жидкости на устье скважины

МПа

ру

ру=ра

0,101

36

давление жидкости на забое скважины

МПа

рз

рз=ру+?кпqL+Ркп

2,94

37

давление жидкости на входе в долото

МПа

р(l)

р(l)=рз+Рд

6,54

38

давление жидкости на выходе бурового насоса

МПа

рн

рн=р(l)-?qL+РБТ

4,3

проверка:

39

давление жидкости на выходе бурового насоса

МПа

рн

рн=РБТ+Рд+Ркп+(?кп-?)qL+ра

4,3

Таблица 1.3.Гидравлический расчет промывки скважины при бурении под промежуточную колонну

№	Наименование параметра	Единицы измерения	Условные обозначения	Способ определения	Численное значение
1	2	3	4	5	6
1	тип БТ			принимаем с высаженными наружу концами
2	внутр.диаметр БТ под ПК	мм	dБТК	[табл.1]	123,7
3	наруж. диаметр БТ под ПК	мм	DБТК	[табл.1]	140
4	диаметр скважины (долота)	мм	DДК	[табл.1]	311,1
5	длина ПК	м	lк	[табл.1]	1657
6	длина наземного манифольда	м	lм	Тех. данные ПБК	50
7	плотность бурового раствора	кг/мі	с	[1]	1050
8	Кинематическая вязкость раствора	мІ/с	?	принимаем как у воды
9	плотность бурового раствора в кольцевом пространстве	кг/мі	скп	скп=f(Vм)=1,05с	1103
10	атмосферное давление	Мпа	ра	принимаем	0,101
11	площадь проходного сечения:
	БТ под ПК	смІ	Fпк		120,1
	кольцевого пространства (гладкая часть)	смІ	Fкп		605,9
12	рекомендуемая скорость жидкости в кольцевом пространстве	м/с	[Vкп]	Vкп=f(ц)	0,75
13	требуемый расход жидкости (подача насоса)	л/с	Q	Q=[Vкп]•Fкп	44,9
				принимаем	45
14	фактическая скорость жидкости:
	в БТ под ПК	м/с	VБТК		3,75
	в кольцевом пространстве	м/с	Vкп		0,75
15	гидравлический радиус сечения:
	БТ под ПК	мм	Rг		31
	кольцевого пространства	мм	Rг,кп		42,7
16	число Рейнольдса:
	в БТ под ПК		Re		4,6•105
	в кольцевом пространстве		Reкп		128,1•10і
17	режим течения			турбулентный в БТ и в кольцевом пространстве
18	эквивалентная шереховатость стенок гидроканала	мм	Д	принимаем	0,05
19	коэффициент гидравлического сопротивления:
	в БТ под ПК		лБТК		0,016
	кольцевого пространства		лкп		0,017
20	потери давления:
	в БТ под ПК	МПа	РБТК		1,63
	в кольцевом пространстве	МПа	Ркпо		0,05
21	число замковых соединений		j		69,04
				принимаем	69
22	наружный диаметр замка	мм	Dзк	[1]	146
23	площадь сечения кольцевого канала около замков ПК	смІ	Fзк		592,4
24	суммарный коэффициент местного сопротивления в замковых соединениях ПК		?кпк		0,015
25	скорость жидкости в кольцевом канале замка ПК	м/с	Vзк		0,76
26	общие потери давления в замковых соединениях ПК	МПа	Рзк		0,0007
27	суммарные потери давления на трении в кольцевом пространстве	МПа	Ркп	Ркп=Ркпо+Рзк	0,0507
28	тип долота			[1]	СЗ
29	число насадок		Zн	[1]	3
30	тип насадок			Гидромониторные
31	диаметр отверстия насадки	мм	dо	[1]	14,3
32	скорость истечения жидкости	м/с	Vн		93,4
33	коэффициент расхода насадки		?	принимаем	0,81
34	перепад давления в долоте	МПа	РД		6,9
35	давление жидкости на устье скважины	МПа	ру	ру=ра	0,101
36	давление жидкости на забое скважины	МПа	рз	рз=ру+?кпqL+Ркп	18,05
37	давление жидкости на входе в долото	МПа	р(l)	р(l)=рз+Рд	24,95
38	давление жидкости на выходе бурового насоса	МПа	рн	рн=р(l)-?qL+РБТ	9,58
проверка:
39	давление жидкости на выходе бурового насоса	МПа	рн	рн=РБТ+Рд+Ркп+(?кп-?)qL+ра	9,58

Таблица 1.4. Гидравлический расчёт при бурении под эксплуатационную колонну.

№	Наименование параметра	Единицы измерения	Условные обозначения	Способ определения	Численное значение
1	2	3	4	5	6
1	тип БТ			принимаем с высаженными наружу концами
2	внутр.диаметр БТ	мм	dБТ	[табл.1]	109
3	наруж. диаметр БТ	мм	DБТ	[табл.1]	127
4	диаметр скважины (долота)	мм	DД	[табл.1]	222,3
5	длина ЭК	м	l	[табл.1]	2230
6	длина наземного манифольда	м	lм	Тех. данные ПБК	300
7	плотность бурового раствора	кг/мі	с	[1]	1100
8	киниматическая вязкость раствора	мІ/с	?	принимаем как у воды
9	плотность бурового раствора в кольцевом пространстве	кг/мі	скп	скп=f(Vм)=1,05с	1155
10	атмосферное давление	Мпа	ра	принимаем	0,1
11	площадь проходного сечения:
	БТ	смІ	Fп		93,3
	кольцевого пространства (гладкая часть)	смІ	Fкп		261,3
12	рекомендуемая скорость жидкости в кольцевом пространстве	м/с	[Vкп]	Vкп=f(ц)	1,33
13	требуемый расход жидкости (подача насоса)	л/с	Q	Q=[Vкп]•Fкп	34,5
				принимаем	35
14	фактическая скорость жидкости:
	в БТ	м/с	VБТ		3,75
	в кольцевом пространстве	м/с	Vкп		1,34
15	гидравлический радиус сечения:
	БТ	мм	Rг		27,25
	кольцевого пространства	мм	Rг,кп		22,96
16	число Рейнольдса:
	в БТ		Re		408,810і
	в кольцевом пространстве		Reкп		123•10і
17	режим течения			турбулентный в БТ и в кольцевом пространстве
18	эквивалентная шереховатость стенок гидроканала	мм	Д	принимаем	0,05
19	коэффициент гидравлического сопротивления:
	в БТ		лБТ		0,017
	кольцевого пространства		лкп		0,018
20	потери давления:
	в БТ	МПа	РБТ		3
	в кольцевом пространстве	МПа	Ркпо		0,5
21	число замковых соединений		j		185,8
				принимаем	186
22	наружный диаметр замка	мм	Dз	[1]	178
23	площадь сечения кольцевого канала около замков	смІ	Fз		139,2
24	суммарный коэффициент местного сопротивления в замковых соединениях		?кп		0,45
25	скорость жидкости в кольцевом канале замка	м/с	Vз		2,5
26	общие потери давления в замковых соединениях	МПа	Рз	/2	0,3
27	суммарные потери давления на трении в кольцевом пространстве	МПа	Ркп	Ркп=Ркпо+Рз	0,8
28	перепад давления в ЗД	МПа	Pзд	принимаем	5
29	тип долота			[1]	PDC
30	число насадок		Zн	[1]	3
31	тип насадок			коноидальные
32	диаметр отверстия насадки	мм	dо	[1]	15
33	скорость истечения жидкости	м/с	Vн		66
34	коэффициент расхода насадки		?	принимаем	0,95
35	перепад давления в долоте	МПа	РД		2,6
36	давление жидкости на устье скважины	МПа	ру	ру=ра	0,1
37	давление жидкости на забое скважины	МПа	рз	рз=ру+?кпqL+Ркп	26,2
38	давление жидкости на входе в долото	МПа	р(l)	р(l)=рз+Рд+Рзд	33,8
39	давление жидкости на выходе бурового насоса	МПа	рн	рн=р(l)-?qL+РБТ	12,8
проверка:
40	давление жидкости на выходе бурового насоса	МПа	рн	рн=РБТ+Рзд+Рд+Ркп+(?кп-?)qL+ра	12,8



2.3 Расчёт турбины (нормального типа) для турбобура

Дано:

1.Диаметр, мм - 195;

2.Расход рабочей жидкости, л/сек -35;

3.Удельный вес рабочей жидкости г, кг/м3 - 1000;

4.Серия профилей турбины, указанная на рис.

5.Шаг лопаток t, мм - 20;

6.Диаметр окружности, вписанный в носик лопатки д,мм - 2;

7.Требуемый момент турбины на рабочем режиме, Н·м- 2914.

рис.2.3.1.Профиль лопатки турбобура



рис.2.3.2. Профиль лопатки турбобура(обозначение).

рис.2.3.3. Расчётная модель потока жидкости в турбине.

1.Толщина стенки корпуса :

(195-165)/2=15, мм;

2.Толщина обода статора:

(165-154)/2=5,5, мм;

3.Сумарная толщина стенки корпуса и обода статора:

b = 15+5,5 = 20,5, мм;

4.Периферийный диаметр турбины D1:

D1 = Dт - 2b = 195 - 220,5 = 154, мм;

5.Расчётный диаметр d:

d = (150+103)/2 = 126,5 мм;

6.Радиальная высота лопатки h:

h = (150-103)/2 = 23,5 мм;

7.Число лопаток z:

z=р·d/t=3,14126,5/20 = 20;

8.Длина формирующего участка L0 при шаге лопаток 20мм:

L0 = 3+(6+tsin420- 2)cos420 = 15,5 мм;

9.Относительная длина формирующего участка л:

л = (16-3)/(15,5-3) = 1,04

10.Гидромеханический угол (т.к. л > 1,03):

б = бконстр + 1020` = 43020`;

11.Коэффициент стеснения ч:

ч = 1 - 2/200,6858 = 0,854;

12.Число оборотов на оптимальном режиме n:

n = 600,0350,951,099/0,854(3,140,1265)20,0235 = 598 об/мин;

13.Число оборотов холостого хода nx:

nx = 2598 = 1196 об/мин;

14.Тормозной момент ступени(механический к.п.д. зм = 0,94) Mт1:

Mт1 = 3,1410000,030,950,940,126521196/1209,81 = 1,367 кгм;

15.Момент на оптимальном режиме M1 :

M1 = 1,367/2 = 0,683 кг·м;

16.Максимальная мощность ступени N1:

N1 = 1,3671196/4716,2 = 0,57 л.с.= 0,42 кВт;

(1 л.с.=0,736 кВт)

17.Высота столба жидкости, поднимаемого 1ступенью H1:

H1 = 750,57/10000,030,52 = 2,29 м;

18.Перепад давления на 1 ступени P1:

P1 = 10002,29 = 2290 кг/м2;

19.Число ступеней k:

k = 2914/0,6839,81 =434,9 принимаем k = 435;

20.Тормозной момент турбины Mт:

Mт = 1,3674359,81 = 5833 Нм;

21.Момент турбины в рабочем режиме Мр:

Mр = 0,6834359,81 = 2914 Нм;

22.Перепад давления на турбине в рабочем режиме Pт:

Pт = 22904359,81 = 9,8106 = 9,8 МПа.

Рис.2.3.4 Ступень турбины турбобура.



2.4 Расчет вала шпинделя турбобура на прочность

Исходные данные:

Крутящий момент на валу турбобура Мт=5,8кНм;

Перепад давления на турбобуре?Рт=9,8МПа

Перепад давления на долотеДpД =2,6 МПа;

Площадь сечения кольцевого канала Fз=0,014 м2;

около замков

Наружный диаметр ротора турбиныd2=0,145 м;

Внутренний диаметр ротора турбиныd1=0,080 м;

Нагрузка на долото R=100 кН;

Коэффициент трения в пятеµ=4,5х10-3;

Приведенный радиус тренияrп=0,05 м;

Предел текучести стали 40ХНут=785 МПа;

Масса вала со смонтированными деталями mв=1630 кг

Диаметр вала шпинделя в верхней части:

наружныйd=0,075 м

внутреннийd0=0,040 м

Диаметр вала шпинделя в нижней части:

наружныйd=0,110 м

внутреннийd0=0,040 м

Расчет:

Осевая гидравлическая сила Т от перепада давления на турбобуре

Сила тяжести турбобура в жидкости

Результирующая осевая сила



Крутящий момент турбобура, передаваемый долоту

,

где ,

откуда

Построим эпюры и найдем опасное сечение. Для этого определим уэкв в верхнем и нижнем сечении вала.

,

,

,

;

,

,

Как видно из расчета, максимальное напряжение получается в верхней части вала. Таким образом, опасное сечение получается там, где максимальная осевая нагрузка. Но значение эквивалентного напряжения уэкв1 = 164МПа не превышает допускаемое напряжение .

3.Технологическая часть

3.1 Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт турбобуров

Турбобур перед спуском в скважину подвергают тщательному наружному осмотру. Особое внимание уделяют состоянию резьбовых соединений. Для предотвращения повреждений при транспортировании перевозку турбобуров производят на специальных прицепах-самопогрузчиках, оборудованных лебедками для погрузки и разгрузки.

Перед спуском турбобура в скважину проверяют легкость его запуска и герметичность резьбовых соединений, определяют осевой люфт турбины и расход промывочной жидкости через ниппель. Правильно собранный и отрегулированный турбобур запускается при давлении 1,0--1,5 МПа; при этом вращение вала должно быть равномерным, без рынков. При прекращении подачи промывочной жидкости в турбобур вал должен останавливаться плавно. Резкая остановка вала свидетельствует о значительном трении в опорах турбобура. В этом случае рекомендуется произвести обкатку турбобура на ведущей трубе под ротором в течение 10--15 мин с целью приработки трущихся поверхностей.

Бурение следует начинать при нагрузке на долото с открытой опорой порядка 2…3 тн, на долото типа ГНУ - 5…6 тн. Во время бурения необходимо периодически проворачивать на минимальной скорости ротором колонну бурильных труб для устранения ее зависания на стенках скважины.

При эксплуатации турбобура необходимо следить за своевременной заменой его опорных элементов, чтобы избежать износа и выхода из строя элементов турбины, для этого необходимо периодически проверять осевой и радиальный люфты турбобура (рис.3.1). Осевой люфт вала определяют по формуле:

А = А2 - A1

Рис.3.1.1.

Определение осевого люфта забойного двигателя на буровой: 1 - стол ротора, 2 - шпиндельная секция, 3 - двигательная секция.

Размер осевого люфта должен быть не более 5 мм, при большей величине турбобур направляют на ремонт. При сборке нового турбобура размер осевого люфта бывает в пределах 1,5--2 мм. Увеличение осевого люфта относительно первоначального значения на 2--З мм допустимо, так как это не оказывает существенного влияния на характеристики турбины и КПД турбобура. Радиальный люфт вала проверяют в подвешенном состоянии турбобура поперечным перемещением вала относительно корпуса. Радиальный люфт вала не должен превышать 1--1,5 мм.

В процессе работы турбобура могут возникнуть следующие неисправности.

1. Остановка турбобура, вызванная чрезмерной нагрузкой на долото. Если при уменьшении нагрузки турбобур не вращается, проверяют производительность насосов по снижению давления на манометре. Если насосы работают нормально, то турбобур необходимо поднять на поверхность и проверить его работу на ведущей трубе. Причиной неисправности может служить ослабление затяжки роторной гайки или ниппеля, что приводит к соприкосновению статоров и роторов. Другой причиной может быть повреждение резины опор или ее набухание. Эти неисправности определяются по осевому зазору. Такой турбобур необходимо отправить в мастерскую.

2.Резкое снижение осевой нагрузки, при которой турбобур останавливается. Причиной может явиться износ осевой опоры и ослабление затяжки роторной гайки или ниппеля, что вызывает соприкосновение роторов и статоров. Турбобур необходимо отремонтировать.

3.Резкое повышение давления, что свидетельствует о засорении фильтра или турбобура шламом. Засоренный турбобур необходимо поднять и промывать в течение 10--15 мин. Если промывка не дает результатов, турбобур отправляют на ремонт.

4.Резкое падение давления может свидетельствовать об износе резьбовых соединений турбин турбобура. В этом случае необходимо поднять на поверхность турбобур. Малейшая негерметичность в соединениях верхнего передовика с корпусом и корпуса с ниппелем может привести к износу деталей и оставлению турбобура на забое. Турбобур, потерявший герметичность, должен быть доставлен в течение суток в мастерскую для ремонта.



3.2 Технологический процесс ремонта турбобуров

Рис.3.2.1. Схема технологического процесса капитального ремонта

На поверхностях вала и корпуса не должно быть раковин, забоин, трещин, следов коррозии и других пороков. Вал и корпус должны быть прямолинейны. Кривизна корпуса (отклонение канала от прямолинейности) не должна превышать 1,5 мм на всей длине.

Изношенные резьбы перенарезают. Резьбы валов и корпусов, а также других деталей, поступающих на сборку, не должны иметь следов промыва, выкрашивания, коррозии, заметного износа и других дефектов, снижающих качество резьб. У вала проверяют состояние шпоночных пазов. При смятии шпоночного паза или значительном увеличении его ширины на валу под углом 90 или 180° фрезеруют новый паз. Корпус, имеющий радиальную выработку внутренней поверхности, выбраковывают. При восстановлении резьбы корпуса часть его отрезают и заменяют новой надставкой, которую устанавливают с предварительным нагревом до 400--450° С.

Резиновые обкладки подпятников не должны иметь повреждений. Допускается дальнейшее использование подпятников при износе до 1 мм и соответствующем уменьшении по высоте колец пяты. Последние при износе наружной поверхности больше чем на 1 мм отбраковываются. Диски пяты при наличии гладких рабочих поверхностей и износе по высоте менее чем на 1 мм могут использоваться повторно.

Радиальные опоры не должны иметь дефектов на рабочих поверхностях.

Опоры качения турбобуров при осевом зазоре более 4 мм и радиальном более 3 мм на сборку не допускаются и ремонту не подлежат. У ступеней турбобура проверяют высоту статора и ротора, осевую высоту лопаток, осевой зазор по величине выхода ступицы ротора из статора, а также радиальный зазор между ротором и статором (рис.3.3). Турбины с поломанными и погнутыми лопатками бракуются.



Рис.3.2.2. Контролируемые размеры ступени турбины

Перед сборкой ступени подбирают в комплекты. Все турбины одного комплекта должны иметь одинаковую номинальную высоту и осевой зазор. Подбирают комплекты из новых ступеней, из ступеней, бывших в употреблении, с износом по высоте лопатки до 2 мм и свыше 2 мм, а также комплект из отремонтированных ступеней.

На контрольную плиту укладывают торцами друг на друга десять статоров и десять роторов, образующих две стопки, и замеряют их высоты. Если разница в высотах более чем 1 мм, одну из стопок переукомплектовывают другими статорами или роторами, но с одинаковой номинальной высотой и осевым зазором. Разница в высотах стопок не должна быть больше 0,2 мм. В отдельных случаях допускается подрезка одного или нескольких статоров пли роторов со стороны лопаток, но не более чем на 1 мм.

Комплект с износом по высоте лопатки до 2 мм не рекомендуется применять при бурении скважин глубиной свыше 3000 м. Турбобур, укомплектованный ступенями с износом по высоте лопатки более 2 мм, можно применять только при бурении верхних интервалов, где имеется возможность компенсировать снижение мощности турбобура соответственным увеличением производительности засосов. Отремонтированные ступени с уменьшенной высотой, но с осевым зазором, равным номинальному, применяют в турбобуре, собираемом с увеличенным количеством ступеней. Детали пяты комплектуют так, чтобы высота подпятника равнялась сумме высот диска и кольца пяты. Средние опоры комплектуются по высоте с втулками средних опор.

Собранную турбину затаскивают в корпус с уже навинченным переводником. Перед затаскиванием турбины следует очистить внутреннюю поверхность корпуса. Подготовленный к сборке корпус укладывают на ложементы стенда и при помощи лебедки в него затаскивают турбину до тех пор, пока подпятник не упрется в торец переводника. Затем определяют высоту регулировочного кольца под ниппель, обеспечивающего надежное закрепление статоров в корпусе и заданный натяг резьбового соединения ниппеля с корпусом. После того как подобрано и установлено кольцо, ввинчивают от руки ниппель, и турбобур пере дают на механический ключ, где ниппель докрепляется. Собранный турбобур подвергают контрольным проверкам и обкатке на стенде(рис.3.4). Проверяют легкость и плавность проворачивания вала. Вал должен плавно, без рынков проворачиваться при приложении момента 100--200 Н-м; натяг резьбового соединения ниппель -- корпус должен находиться в пределах допуска, регламентированного для новых турбобуров. Осевой люфт турбины должен иметь соответствуюшую величину, для чего вал последовательно перемещают в верхнее и нижнее крайние положеиия и наносят на нем две риски в плоскости торца ниппеля. Расстояние между рисками на валу дает величину люфта, которая должна находится в пределах, оговоренных в технической документации для данного турбобура.

Рис.3.4. Стенд обкаточно-испытательный СОИ. 1-муфта тормозная порошковая, 2-редуктор,3-кожух, 4-опора, 5-пульт управления, 6-гидравлический забойный двигатель,7-переводник.



Список литературы

Баграмов Р.А., «Буровые машины и комплексы». - М.: Недра,1988.

Сароян А.Е. «Трубы нефтяного сортамента. Справочник». - М.: Недра, 1987

Калинин А.Г. «Бурение наклонных скважин». - М.,Недра,1990.

Касьянов В.М., «Турбобуры».- М.: Гостоптехиздат, 1959.

Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры. М., Недра, 1981

Ильский А.Л., Шмидт А.П. «Буровые машины и механизмы». - М.: Недра, 1989.

Размещено на Allbest.ru