1 . Устройство и принцип работы турбобура. Характеристика «турбобур-долото-забой». Определение момента затяжки деталей.

Турбобур - забойный двигатель, приводимый в движение потоком промывочной жидкости, нагнетаемой в скважину буро­выми насосами. Турбобур вращает долото, а бурильные трубы при этом не вращаются.

Турбобур состоит из большого количества одинаковых гидра­влических ступеней. Каждая ступень состоит из не­подвижного колеса - статора с лопатками (направляющего ап­парата) и вращающегося с валом колеса - ротора с лопатками (рабочего колеса). Все колеса статора закреплены в корпусе, а колеса роторов на валу турбины.

Промывочная жидкость поступает сверху сначала в верхний статор, затем в верхний ротор, далее в следующий статор и, пройдя попеременно через все статоры и роторы, через специаль­ные отверстия вала и долота поступает на забой.

В статоре создается закрутка потока и увеличивается скорость жидкости. В роторе кинетическая энергия потока жидкости, закрученного в статоре, превращается в механическую энергию вращения вала.

Наиболее распространенным турбобуром является Т12М3. Верхний конец его присоединяется на резьбе к нижнему концу колонны бурильных труб. На нижний конец турбобура навинчивают долото, приводимое турбобуром во вращение.

Промывочная жидкость, поступающая в верхнюю часть турбо­бура, движется через отверстия (окна) в дисках подпятников; часть ее проходит по смазочным канавкам резино­вой обкладки подпятников, смазывая и охлаждая их. Далее промывочная жидкость попадает в гидравлический двигатель - турбину, затем в нижнюю внутреннюю полость вала и после прохода промывочных отверстий долота на забой скважины. Турбина многоступенчатая. Количество ступеней 120. Каж­дая ступень состоит из неподвижного и вращающегося дисков - статора и ротора.

Характеристика турбобура

Графическая характеристика турбобура - зависимость мощности, момента, к.п.д. и перепада давления от частоты вращения ротора при постоянном расходе жидкости. Число оборотов турбины в режиме мак5симальной мощности равно половине числа оборотов холостого хода.

n_P=n_{ХОЛ.ХОД}/2

Вращающий момент турбины достигает максимальной величины при полном торможении, где М_Р - вращающий момент при N_МАХ

М_Т = 2М_Р

Оптимальный режим турбобура достигается при максимальном к.п.д.. Экстремальный режим при наибольшей мощности.

Определение момента затяжки деталей турбобура

M_Р - момент трения в резьбе

М_т - момент трения на торцевой поверхности

М_ТОР - тормозной момент турбобура

d_CP - средний диаметр резьбы

j - угол подъема

r - угол трения

S - шаг резьбы

f - коэффициент трения стали по стали (0,2);

b - половина угла при вершине резьбы (30⁰).

М_т=Q_зfr,

Рабочие параметры турбин:

М_кр=Qr(C_1и-С_2и);

С_1и, С_2и - скорость на входе и выходе.

N_{гидравл}=Mw;

Dp=N/Q

2. Устройство и принцип работы винтового забойного двигателя.

2 Принцип действия взд

Винтовые двигатели относятся к объемным роторным гидравлическим машинам.

Согласно общей теории винтовых роторных гидравличес­ких машин элементами рабочих органов (РО) являются:

1) статор двигателя с полостями, примыкающими по кон­цам к камерам высокого и низкого давления; ротор-винт, носящий назва­ние ведущего, через который кру­тящий момент передается исполни­тельному механизму;

2) замыкатели-винты, носящие название ведомых, назначение ко­торых уплотнять двигатель, т.е. препятствовать перетеканию жидкости из камеры высокого давле­ния в камеру низкого давления.

В одновинтовых гидромашинах используются механизмы, в кото­рых замыкатель образуется лишь двумя деталями, находящимися в постоянном взаимодействии, — статором и ротором.

Упрощенная схема двигателя показана на рис. 7.9.

При циркуляции жидкости через РО в результате действия перепада давления на роторе двигателя со­здается крутящий момент, причем винтовые поверхности РО, взаимно замыкаясь, разобщают области вы­сокого и низкого давления. Следо­вательно, по принципу действия винтовые двигатели аналогично поршневым, у которых имеется винтообразный поршень, непре­рывно перемещающийся в цилинд­ре вдоль оси двигаталя.

Рис. 7.9. Упрощенная схема двигателя:

1 — корпус; 2 — ротор; 3 — вал; 4, 5 — осе­вой и радиальный подшипники; 6 — долото

Характеристики ВЗД необходимы для выбора оптимальных параметров режима бурения и поддержания их в процессе долбления, а также для определения путей даль­нейшего совершенствования конструкций ВЗД и технологии бурения с их использованием.

В общем случае различают статические и ди­намические характеристики ВЗД. Статические характеристики отражают зависимость между переменными гидродвигателя в установившихся режимах.

Динамические характеристики определяют соответствую­щие зависимости в неустановившихся режимах и обусловли­ваются инерционностью происходящих процессов. К дина­мическим относятся и пусковые характеристики гидродвига­теля. Типичные стендовые характеристики винтового двигателя представлены на рис. 7.15. По мере роста момента М перепад давления р увеличивается практически линейно, а частота вращения п снижается вначале незначительно, а при прибли­жении к тормозному режиму — резко. Кривые мощности N и общего КПД г\ имеют экстремальный характер.

Различают четыре основных режима: холостой (М = 0); оптимальный (максимального КПД); экстремальный (макси­мальной мощности) и тормозной (п = 0).

3. Назначение и состав бурильной колонны. Типы и размеры труб. Материал для изготовления. Опреде-ление действующих нагрузок.

Бурильная колонна является связующим звеном между породоразрушающим нструментом и наземным оборудованием (вертлюг). Бурильная колонна предназначена для выполнения следующих основных функций:

- передачи вращения от ротора породоразрушающему инстру­менту;- передачи неподвижному столу ротора реактивного крутящего момента, возникающего при бурении скважины забойными дви­гателями;- создания на долото осевой нагрузки;- подвода промывочной жидкости для очистки забоя скважины от выбуренной породы, а также для привода забойных гидравли­ческих двигателей;- подъема кернового материала и спуска аппаратуры для иссле­дований в стволе скважины;- проработки и расширения ствола скважины, испытания пла­стов, ликвидации аварий в скважине.

Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб и утяжеленных бурильных труб, соединяемых бурильными замками, муфтами и переводниками. Ведущая труба соединяется с вертлюгом и посредством зажимов взаимодействует с ротором буровой установки. Утяжеленные бурильные трубы устанавли­вают в нижней части колонны, и они служат для создания осевой нагрузки на долото. Между ведущей и утяже­ленными трубами находятся бурильные трубы, составляющие большую часть бурильной колонны.

Ведущие трубы имеют квадратный, шестигранный либо кресто­образный профиль с концентрично расположенным круглым или квадратным отверстием для прохода промывочного раствора Ведущие трубы изготовляют из стали групп прочности Д и К, переводники—из стали марки 40ХН (ГОСТ 4543—71) либо из стали марки 45 (ГОСТ 1050—74). Левая резьба для навинчивания верхнего переводника ПШВ. Правая резьба – для нижнего переводника ПШН Материал: трубы стали групп проката Д и К, 36Г2С переводники: 40ХН, 40Х, 45. Диаметр труб 114, 140, 168 мм Сторона квадрата 112, 140, 155 еще 65,80 мм.

Бурильная труба представляет собой бесшовное изделие кольце­вого сечения, полученное прокаткой. Между собой трубы соеди­няются посредством бурильных замков, состоящих из ниппеля и муфты, которые присоединяются к концам бурильной трубы с по­мощью резьбы или сварки. Особенность бурильных труб — наличие высаженных концов. Вследствие высадки увеличивается поперечное сечение концевых участков, что позволяет ослабить влияние резьбы, являющейся источником концентрации напряжений, на усталостную прочность бурильной трубы Стальные буровые трубы выпускаются наружными диаметрами 60, 73, 89, 102, 114, 127, 140, 168 и толщинами стенок 7, 8, 9, 10, 11 мм.

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) представляют собой горя­чекатаные толстостенные трубы кольцевого сечения. Известны конструкции утяжеленных бурильных труб квадратного сечения, а также с продольными. Либо спиральными канавками на наружной поверхности. УБТС диаметры 120,133, 146,178,203,219,229,245,254,273,299. Материал 38ХНЗМФА, 40ХН2МА,40Х.

МАТЕРИАЛ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

По ГОСТ 631—75 бурильные трубы и муфты изготовляются из сталей, которые в зависимости от механических свойств разделя­ются по группам прочности: Д, К, Е, Л, М, Р, Т.

Стали всех групп прочности имеют одинаковые пластические свойства: относительное удлинение 6=10—12% (сталь группы Д—12—16%); относительное сужение после разрыва 40%; ударную вязкость 400 кДж/м².

Для изготовления трубных изделий используются стали марок 45; 36 Г2С; 40Х; 40ХН; 40ХНМ; 20ХГ2Б. Трубы из стали группы прочности К и выше легируются с последующей тер­мообработкой (нормализация, нормализация с отпуском), а трубы из углеродистых сталей проходят закалку и отпуск. Муфты для труб диаметром до 114 мм включительно выпускают из стали, прочность которой на одну группу превышает группу прочности грубы.

Трубы диаметром свыше 114 мм и муфты к ним изготов­ляют из сталей одной группы прочности. Легкосплавные бурильные трубы изготавливают из дюралюминия: сплав алюминия, меди, магния и марганца (сплав Д16-Т). Для изготовления УБТ типа УБТС используют стали марки 40ХН2МА и 38ХН3МФА.

Нагрузки, действующие на колонну:

а) осевая нагрузка от веса; б) крутящий момент; в) изгиб: - профиль ствола, - устойчивость; г) трение о стенки скважины; д) давление внутри колонны от промывочной жидкости.

Бурильные колонны рассчитывают на прочность от действия собственного веса, передаваемого крутящего момента и изгиба, вызванного потерей устойчивости в результате вращения.Нагрузки, возникающие в процессе ликвидаций прихватов, разгона и торможения бурильной колонны при спуско-подъемных операциях, а такаке в результате трения о стенки скважины и вибраций, создаваемых долотом и забойным двигателем, учитываются при выборе необходимого запаса прочности. На статическую прочность бурильную колонну рассчитывают, исходя из условия =G/F<σ_T/[S_σ]=[σ]

где σ — напряжение растяжения; G — расчетная нагрузка; F— площадь поперечного сечения гладкой части бурильной трубы; σ_T — предел текучести материала; [S_σ] — допускаемый запас прочности на растяжение.

Расчетная нагрузка определяется по формуле: G=[(l — l₀) q+ l₀ q₀ +G_зд](1-ρ_ж/ρ)+(р_n+р₀)F_П

где 1 и lo — длина бурильной колонны и УБТ, м; q и q₀ — вес 1 м бурильной трубы и УБТ, Н; G_зд — вес забойного двигателя, Н; ρ_ж и ρ — плотность промывочной жидкости и материала труб, кг/м³; р_n и р – перепад давления в забойном двигателе и долоте, Па; F_П – площадь проходного канала трубы, м².

При роторном бурении бурильная колонна испытывает одно-временно растяжение от собственного веса, кручение от вращения бурильной колонны и долота; продольный изгиб, возникающий в результате потери устойчивости.

Наибольшие напряжения от собственного веса и передаваемого крутящего момента испытывают верхние сечения бурильной колонны. Согласно теории наибольших касательных напряжений (третьей теории прочности), условие прочности при совместном растяжении и кручении выражается формулой: где σ — напряжение растяжения; т — касательное напряжение.

Растягивающее напряжение от собственного веса бурильной колонны без учета потери веса в промывочной жидкости σ =[(l — l₀) q+ l₀ q]/F

При бурении гидромониторными долотами учитывают растя-гивающую нагрузку от перепада давления в долоте.

Касательные напряжения определяются по формуле τ = M_k/W_k,

где М_к – крутящий момент, W_к – полярный момент сопротивления гладкой части трубы.

При роторном бурении запас статической прочности бурильной колонны без учета ее облегчения в жидкости должен быть не менее 1,4.

Расчет на сопротивление усталости является основным, так как большинство поломок бурильных труб, наблюдаемых при роторном бурении, происходит в результате усталостных повреждений При расчете на сопротивление усталости учитываются напряжения от собственного веса и изгиба бурильной колонны. Напряжения σ_min от собственного веса остаются постоянными и суммируются с переменными напряжениями σ_а, от изгибающего момента σ_max= σ_min+2σ_а

Сопротивление усталости резьбовых соединений считается обеспеченным, если запасы прочности составляют: по амплитуде 2,5 - 4; по максимальным напряжениям 1,25 – 2,5.

4. Резьбовые соединения элементов бурильной колонны. Контроль параметров, определение момента затяжки.

Трубы, муфты, переводники и другие элементы бурильной ко­лонны соединяются коническими резьбами, которые по сравнению с цилиндрическими резьбами обладают важными для условий бу­рения преимуществами. Натяг, создаваемый при свинчивании ко­нической резьбы, обеспечивает надежную герметизацию стыкуе­мых элементов бурильной колонны. В отличие от цилиндрической резьбы число оборотов, необходимое для свинчивания и развинчивания конической резьбы, не зависит от числа ниток, находя­щихся в сопряжении, и составляет

N = (2h+)/КР где h — рабочая высота профиля резьбы;  — диаметральный на­тяг свинченного соединения; К — конусность резьбы; Р — шаг резьбы. Из формулы следует, что число оборотов, необходимое для свинчивания, уменьшается при увеличении шага и конусности резьбы. Поэтому бурильные замки и другие часто свинчиваемые и развинчиваемые детали имеют более крупную коническую

Рис. V.6. Резьба бурильных труб:

1 — линия, параллельная оси резьбы; 2 — линия среднего диаметра резьбы

резьбу. Коническая резьба по сравнению с цилиндрической того же диаметра обеспечивает более высокую прочность соединения на растяжение за счет большей площади опасных сечений, совпа­дающих с последними нитками резьбы. Для перенарезки кониче­ской резьбы достаточно отрезать 15—30 мм от торца резьбы

Конические резьбы имеют различные профили. В трубах неф­тяного сортамента наиболее распространены конические резьбы треугольного профиля с углом при вершине 60°, сопряжением по боковым сторонам профиля и зазорами по наружному и внутрен­нему диаметрам резьбы (рис. V.6, а). Расширяется область при­менения конических резьб с трапецеидальным или упорным про­филем, с сопряжением по внутреннему и наружному диаметрам резьбы и зазорами по одной из боковых сторон профиля (рис. v.6, б).

Расчетные диаметральные размеры конических резьб задаются в основной плоскости. Основной плоскостью называют перпенди­кулярное к оси резьбы расчетное сечение, расположенное на задан­ном расстоянии от базы конуса. За базу резьбового конуса на трубах обычно принимается конец сбега резьбы (последняя риска на трубе), а у замковых резьб —упорный уступ ниппельной части и упорный торец муфтовой части. В основной плоскости размеры конической резьбы совпадают с размерами цилиндрической того же номинального диаметра. Конусность К определяется как раз­ность одноименных диаметров (иd₂) в двух сечениях, перпендикулярных к оси, отнесенная к расстоянию l между этими сече­ниями:

К =(d₁-d₂)/l

Угол между образующей конуса и осью резьбы называют углом уклона. Угол уклона  и конусность связаны между собой — зависимостью

К = 2tg

Шаг резьбы измеряется параллельно оси резьбы трубы и муфты. Биссектриса угла профиля резьбы должна быть перпенди­кулярна к оси резьбы трубы и муфты.

Основные параметры профиля трубной резьбы по ГОСТ 631—75: число ниток на длине, мм; шаг резьбы Р, мм; глубина h₁, мм; рабочая высота профиля, мм; радиус закруглений, мм: вершин профиля r, впадин профиля; зазор z, мм; конусность К; угол уклона .

Трубная резьба нарезается на концах бурильных труб, в со­единительных муфтах и присоединительных концах бурильных замков. На соединительных концах муфты и ниппеля бурильных замков, утяжеленных бурильных труб, на наруж­ных концах переводников ведущей трубы, а также в долотах и ловильном инструменте применяется замковая резьба по ГОСТ 5286—75.

Проверка резьбы бурильных геологоразведочных труб ниппельного соединения (ГОСТ 8467—83)