Повышение надежности контроля скорости вращения турбобура-3ТСШ1-240-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Турбобуры секционные шпиндельные унифицированные типа ТСШ1 (ЗТСШ1-172, ЗТСШ1-195, ЗТСШ1-195ТЛ и ЗТСШ1-240)
предназначены для бурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения (на нефть, газ и другие полезные ископаемые) с использованием буровых растворов при температуре не более 120 °С.
Турбобуры ЗТСШ1-172, ЗТСШ1-195, ЗТСШ1-195ТЛ и ЗТСШ 1-240 выпускаются соответственно с наружными диаметрами 172; 195 и 240 мм. В зависимости от технологических требований проводки скважин эти турбобуры могут применяться в одно-, двух- или трехсекционном исполнении в сочетании с шарошечными и безопорными долотами различных типоразмеров и серий в соответствии с рекомендуемыми зазорами между стенками скважины и корпусом турбобура в конкретных геолого-технических условиях месторождений.
Рабочий орган турбобура типа ТСШ1 представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину осевого типа, выполненную в турбобурах ЗТСШ-172 и ЗТСШ1-195 цельнолитой, а в турбобурах ЗТСШ1-195ТЛ - составной; проточная часть последнего оснащена турбинами, изготовляемыми методом точного литья. Осевая опора у этих турбобуров вынесена в самостоятельную шпиндельную секцию, которая может быть заменена непосредственно на бурящейся скважине.
В турбобурах типа ТСШ1 проведена межтиповая унификация, в результате которой различные типы турбин, корпуса, валы, опоры, полумуфты и переводники в пределах одного габаритного размера имеют одинаковые посадочные и присоединительные размеры, благодаря чему представляется возможным применять в них турбины и осевые опоры любого типа. В секциях турбобура предусмотрена возможность установки высоко- и низкооборотных цельнолитых турбин, составных турбин точного литья и пластмассовых, а в шпиндельной секции - как опоры скольжения (резинометаллическую пяту), так и качения (радиально-упорный подшипник).
В верхней части вала турбинных секций турбобуров типа ТСШ1 устанавливаются три предохранительные ступени резинометаллической проточной пяты, предотвращающей посадку роторов турбины на статоры, которая может произойти в случае неправильной регулировки осевых зазоров в турбине, а также износа осевой опоры турбобура выше допустимой нормы или по другим причинам. Благодаря этому ресурс работы турбинных секций повышается в 1,5...2 раза.
К этому же типу забойных двигателей относятся унифицированные двух- и трехсекционные турбобуры 2Т195К и ЗТ195К с улучшенной энергетической характеристикой, базирующиеся на турбине нового типа, обеспечивающей повышение не менее чем на 30 % величины момента силы на выходном валу. Ступени турбины изготавливаются методом точного литья по выплавляемым моделям. Они выполнены в цельнолитом варианте и не требуют применения изготовления ступиц.
В этих унифицированных турбобурах возможно применение всех типов турбин в габаритах 195 мм, в т. ч. и комбинированной металло-пластмассовой турбины Т195К.
Применение современных технологических процессов упрочнения рабочих поверхностей дисков пяты, втулок радиальных опор, опор качения, а также новых ударопрочных марок чугуна, резин трудно-вымываемых смазок гарантирует 1,5...2-кратное увеличение наработки на отказ шпиндельных и турбинных секций.
2 Примеры различных приборов и устройств контроля параметров бурения скважины


2.1 Индикатор веса


Осевая нагрузка на долото в каждый момент определяется при помощи индикатора веса. По этому прибору находят так же нагрузку, действующую на крюк талевой системы. Наибольшее распространение получили гидравлические индикаторы веса. Основная часть индикатора веса – трансформатор (мессдоза), который состоит из корпуса 5 и поршня 2 в виде тарелки. Талевый канат проходит через роликовые опоры 1, 6 корпуса и роликовую опору 4 поршня, изгибаясь под определенно заданным углом. Трансформатор давления укрепляется на неподвижном конце каната. Благодаря изгибу оси каната возникают усилия, действующие на поршень (мембрану), опирающийся на резиновую камеру 3, заполненную жидкостью. Воспринимаемое жидкостью усилие передается по системе трубок на указывающий и записывающий манометры.
Комплект индикатора массы (веса) состоит из трансформатора давления, одного указывающего манометра и одного самопишущего манометра с круглой диаграммой, вращаемой часовым механизмом со скоростью один оборот за сутки. Указывающий манометр с условной шкалой, градуированной на 100 делений, устанавливают на щите у поста бурильщика. Очень часто в комплект индикатора массы (веса) входит верньер, представляющий собой мощный наружный манометр со стрелкой, замкнутой шкалой, разделенной на 40 делений без цифровых обозначений. Каждому делению верньера соответствует половина деления указывающего манометра. Благодаря этому, верньером удобно пользоваться для определения нагрузки на долото, так как при этом отсчеты производятся с большой точностью. Верньер рассчитан на давление до 60 делений по манометру. Если масса бурильной колонны превышает 60 делений, верньер надо выключить.
Перед установкой индикатора массы (веса) необходимо убедиться в том, что неподвижный конец талевого каната на всем своем протяжении от ролика кронблока до места укрепления проходит свободно, не задевая элементы фонаря вышки. Канат в месте крепления трансформатора не должен иметь разорванных проволок и следов видимого износа.
После того как индикатор массы (веса) смонтирован и проверена его герметичность, устанавливают стрелку указывающего манометра на деление 10 при свободном крюке. Это делается для того, чтобы можно было в любой момент заметить утечки жидкости из трубочек в местах из соединений.
Через каждые 6 месяцев индикатор массы (веса) независимо от его состояния необходимо демонтировать для осмотра и текущего ремонта. Ремонт индикатора массы (веса) на буровой, связанный хотя бы с частичной разборкой трансформатора давления, указывающего и самопишущего манометров, запрещается. Не разрешается также замена отдельных приборов комплекта.
К каждому индикатору массы (веса) прилагается паспорт, в котором указана цена делений для различных показаний прибора. Цена делений в начале шкалы манометра меньше цены делений в конце шкалы. Это объясняется изменением угла прогиба каната в сторону уменьшения по мере увеличения нагрузки на крюке.
Индикаторы массы (веса) применяют не только при бурении, но и при ловильных работах, спуске промежуточных и эксплуатационных колонн и т.д. Внимательное наблюдение за индикатором массы (веса) часто позволяет предотвратить аварии во время спуска бурильной колонны и в процессе других работ. По индикаторной диаграмме инженерно-технические работники изучают процесс бурения, разрабатывают режимы бурения, контролируют соблюдение заданных параметров режима.
Основными недостатками гидравлического индикатора массы (веса) является зависимость показаний от диаметра каната, температуры окружающей среды и утечек жидкости.
Кроме описанного выше гидравлического, существуют электрический и механический индикаторы массы (веса). Электрический индикатор массы (веса) так же, как и гидравлический, измеряет массу бурильного инструмента по усилию в неподвижном конце талевого каната. Он состоит из датчика с индукционным преобразователем, назначение которого - воспринимать натяжение неподвижного конца талевого каната и отображать это натяжение пропорциональной ЭДС. Он имеет также измеритель записывающего или указывающего типа. К основным преимуществам электрического индикатора массы (веса) относятся: независимость показаний от диаметра каната, возможность осуществления дистанционной передачи, легкость изменения чувствительности прибора, большая точность.


 2.2 Индикатор крутящего момента ротора буровой установки


Изобретение относится к области бурения скважин и предназначено для измерения крутящего момента ротора буровой установки.
Индикатор крутящего момента ротора буровой установки содержит корпус 1, установленные в нем входной вертикальный вал 2 привода и выходной горизонтальный вал 3 ротора и установленные жестко на валах конические шестерни 4 и 5, зацепленные между собой. Выходной вал 3 консольно выступает в обе стороны за стенки корпуса 1 и размещается с обеих сторон на подшипниках 6 и 7. Входной 2 и выходной 3 валы соединены с валами трансмиссии 8 и 9 через карданы 10 и 11. Подшипники 6 и 7 установлены на неподвижном основании 12. Силоизмеритель 13 установлен на основании 12 и связан с другой стороны шарниром 14 с корпусом 1. Он находится в плоскости, параллельной входному валу 2.
Индикатор крутящего момента ротора буровой установки работает следующим образом. Вал 2 привода посредством конических шестерен 4 и 5 приводит во вращение выходной вал 3 ротора. При этом вал 3 ротора посредством конической шестерни 5 препятствует вращению конической шестерни 4, передавая на вал 2 привода момент сил сопротивления. На опорах вала (вертикального) привода 2 возникает сила, пропорциональная моменту на валу (горизонтальном) ротора 3, передаваемая им на корпус 1, установленный валом 3 на двух подшипниках 6 и 7 с возможностью поворота вокруг оси вала 3. Под действием этой силы корпус 1 поворачивается на небольшой угол и через шарнир 14 воздействует на силоизмеритель 13, в результате чего в силоизмерителе 13, закрепленном непосредственно на основании 12, возникает сигнал, пропорциональный величине крутящего момента на валу 3 ротора буровой установки. Изменение положения корпуса 1 вокруг горизонтальной оси вала 3 ротора разрешается благодаря кардану 10 вертикального вала 2, позволяющему передавать вращение при изменяющемся угле и длине привода. Применение в индикаторе крутящего момента ротора серийных деталей верхнего углового редуктора позволяет, кроме упрощения силовой передачи от приводного двигателя к ротору и повышения КПД передачи, так же обеспечить работоспособность устройства при расположении силового привода и ротора буровой установки на разных уровнях.
поворотный корпус, входной и выходной валы, зубчатую передачу между входным и выходным валами и силоизмеритель, с одной стороны связанный с корпусом шарнирными тягами, а с другой стороны - непосредственно с неподвижным основанием, отличающийся тем, что входной и выходной валы расположены под углом 900 друг к другу, при этом выходной вал выступает консольно по обе стороны корпуса, опирается с обеих сторон на подшипники, связанные с неподвижным основанием, и образует ось поворота корпуса, а силоизмеритель размещен в плоскости, параллельной входному валу.


2.3 Индикатор плотности


Изобретение относится к устройствам для измерения плотности различных жидкостей в основном буровых и цементных растворов, применяемых при бурении и цементировании нефтяных, газовых и разведочных скважин, а также в строительной индустрии и в других отраслях промышленности.
Индикатор плотности содержит дополнительную емкость 1 с входным 2 и выходным 3 патрубками. Стенки дополнительной емкости 1 в верхней части перфорированы по высоте, обеспечивающей поддержание определенного уровня жидкости в ней. Перфорация перегородки 4 начинается ниже перфорации стенок дополнительной емкости 1 для обеспечения постоянного и достаточного перетока жидкости в отгораживаемую полость и в выходной патрубок З. Днище дополнительной емкости 1, выполненное с уклоном по ходу потока жидкости, имеет отверстия в самых нижних частях обеих полостей для полного истечения через них жидкостей в момент остановки и окончания процесса приготовления. К нижней части полости, отгороженной перегородкой 4, прикреплен выходной патрубок 3 с крутоизогнутым фитингом 5 и перфорированный с боковыми вырезами сливной патрубок 6, соединенный с диском 7, имеющим перфорационные отверстия по периферии для растекания потока жидкости по его поверхности и плавного истечения через отверстия в расположенный ниже мерный стакан 8 с отверстиями в его днище для быстрой смены поступающей измеряемой жидкости и постоянного контроля ее плотности по показаниям жестко прикрепленного взвешивающего устройства 9, соединенного с мерным стаканом 8 посредством тяг 10.
Измерение плотности жидкостей с использованием индикатора плотности осуществляется следующим образом. Приготавливаемая жидкость из смесительного устройства любого типа по входному патрубку 2, имея зачастую комкообразные включения и газовоздушную фазу, поступает на днище дополнительной емкости 1 в начале ее уклона. При этом комкообразные включения сползают к дальней торцевой стенке дополнительной емкости 1, где накапливаются и периодически выбрасываются. Газовоздушная фаза начинает отделяться от потока жидкости на выходе из входного патрубка 2, затем на плоской поверхности днища, выполненного с уклоном, а также при прохождении через перфорационные отверстия в перегородке 4 и в стенках дополнительной емкости 1. Накапливаемая при этом в дополнительной емкости 1 жидкость, из-за наличия перфорации в стенках только в верхней их части, а в перегородке 4 несколько ниже, поступает в отгороженную полость, а из нее в выходной патрубок 3, крутоизогнутый фитинг 5, через перфорационные отверстия и боковые вырезы в сливном патрубке 6 на плоскость диска 7 и через перфорационные отверстия, выполненные на его периферии, плавно стекает в мерный стакан 8, откуда через отверстия в днище вытекает и переливается через его края, обеспечивая постоянный определенный объем жидкости в мерном стакане 8, который постоянно взвешивается взвешивающим устройством 9 с показаниями величины плотности на шкале или на табло. При остановке или прекращении процесса приготовления жидкость стекает из обеих полостей дополнительной емкости 1 через сливные отверстия, выполненные в его днище в нижних частях обеих полостей.
Индикатор плотности жидкостей целесообразно располагать над резервуаром с перемешивающими устройствами.
Технический результат, достигаемый изобретением, заключается:
- во взвешивании определенного объема измеряемой жидкости в мерном стакане 8 с обеспечением постоянной быстрой и полной смены в нем измеряемой жидкости;
- в исключении воздействия на показания взвешивающего устройства напора потока измеряемой жидкости, комкообразных включений и газовоздушной фазы в ней. Использование предлагаемого индикатора плотности позволит постоянно контролировать на потоке истинную плотность приготавливаемых жидкостей, оперативно поддерживать необходимые режимы их приготовления, обеспечивая им заданные свойства и качество проводимых с их помощью технологических процессов и операций, особенно при строительстве нефтяных и газовых скважин.
Простота конструкции индикатора плотности позволит также широко применять его в различных отраслях промышленности, в том числе на мобильной цементировочной и другой технике.


2.4 Скважинный термометр


Изобретение относится к устройствам для измерения температуры в буровых скважинах.
Основное назначение устройства высокоточное измерение температуры в скважинах с целью решения следующих геофизических задач: определение величины теплового потока, построение температурного разреза верхней части земной коры, обнаружение аномальных изменений температуры в скважинах, вызванных притоками и перетоками флюидов внутри скважины.
Область применения устройства геофизические исследования скважин.
Целью предлагаемого изобретения скважинного термометра является обеспечение его калибровки непосредственно в процессе измерений. Это достигается тем, что термометр содержит не менее трех капсул, расположенных одна в другой и заполненных легкоплавкими материалами, имеющими различную температуру плавления, а чувствительный элемент термометра расположен в пределах внутренней капсулы.
Три капсулы 1, 2, 3, имеющие различный диаметр, расположены одна в другой. Внутреннее пространство капсул 1, а также внутренний объем между стенками капсул 1 и 2, 2 и 3 заполнены различными легкоплавкими веществами с добавками активаторов, имеющими различную температуру плавления. Все три капсулы жестко удерживаются на термоустойчивом каркасе 7. В объеме внутренней капсулы 1 распложен термочувствительный элемент 8.
Принцип работы скважинного термометра с автоматической калибровкой состоит в следующем. При проведении температурных исследований в скважинах измерения температуры производят последовательно при спуске термометра. Температура флюида в скважине с глубиной увеличивается и, наконец, достигает величины, равной температуре фазового перехода вещества, расположенного, например, в первой (внутренней) капсуле. Вещество начинает плавиться, и термометр фиксирует первую реперную точку. При дальнейшем повышении температуры (увеличении глубины исследования) расплавившееся вещество продолжает нагреваться, и следующая реперная точка будет только тогда, когда температура достигнет точки плавления второго вещества, расположенного, например, в пространстве между первой и второй капсулами. При дальнейшем увеличении температуры аналогично будет зафиксирована и третья реперная точка. Таким образом, непосредственно в процессе измерений получены три реперных точки, стабильность температуры в которых фиксируется с высокой точностью, поскольку эти точки отражают температуру фазовых переходов различных веществ. Кроме того, в процессе калибровки задействована вся система измерений, включающая в себя соединительный кабель, измерительные мосты, АЦП, устройства обработки и отображения информации, то есть производится сквозная калибровка всей измерительной системы. Поэтому данная калибровка успешно работает при любых изменениях отдельных элементов системы, например, при изменении длины кабеля или его типа, при замене типа регистрирующего устройства и т.п.
Испытания предлагаемого устройства проводились на рабочей модели термометра, в зо которой в качестве реперных веществ использовалась три металла: 1. Сплав калия и натрия, Т 7,80С. 2. Галлий, Т 29,780С. 2. Калий, Т 63,550С.

Изобретение относится к бурению и может быть использовано для регулирования частоты вращения долота при турбинном бурении.
Целью изобретения является повышение надежности контроля скорости вращения турбобура.
Поставленная цель достигается тем, что устройство контроля скорости вращения турбобура, содержащее установленные в корпусе взаимодействующие друг с другом два дроссельных элемента, один из которых соединен с валом турбобура, снабжен двигателем, на валу которого установлен другой дроссельный элемент, при этом взаимное перемещение дроссельных элементов ограничено в пределах одного оборота.
Таким образом, заявленный способ обладает высокой надежностью, так как нет необходимости передавать динамические гидравлические сигналы на поверхность, в связи с чем заявленное устройство обладает требуемой надежностью и простой конструкцией.
Способ контроля скорости вращения турбобура, основанный на измерении давления в колонне бурильных труб, отличающийся тем, что задают оптимальную частоту вращения забойного двигателя и устанавливают соответствующее ей давление в колонне бурильных труб, а отклонение от оптимальной частоты вращения контролируют по изменению давления относительно давления, соответствующего оптимальной частоте вращения забойного двигателя.
Важным преимуществом «серийно» выпускаемых турбобуров является унификация основных размеров их длинномерных деталей у всех типов турбобуров одного номинального (габаритного) ряда.
Технология апгрейда турбобура базируется на следующих основных требованиях к сменным деталям и узлам.
1. Конструкции новых сменных деталей турбобура должны предусматривать унификацию габаритных и установочных размеров с заменяемыми деталями.
2. Новые детали должны иметь большую износостойкость, чем заменяемые.
3. Параметры энергетической характеристики новой турбины должны обеспечивать оптимальные или близкие к ним параметры режима бурения для заданных геолого-технических условий.
4. Энергетическая характеристика новой турбины не должна увеличивать потребную гидравлическую мощность буровых насосов при бурении скважины.
5. Новые ступени статора и ротора на должны ухудшить эксплуатационные характеристики турбобура.
6. Новые опоры должны обеспечивать увеличение параметров надежности и долговечности турбобура.
7. Новые уплотнительные элементы должны обеспечивать уменьшение вредных утечек бурового раствора.
8. Стоимость новых деталей не должна снижать эффективность и конкурентоспособность турбинного бурения.
9. Замена устаревших деталей на новые не должна существенно усложнять процесс сборки – разборки турбобура на существующем стандартном оборудовании.
10.  Показатели апгрейда должны быть подтверждены промысловыми испытаниями турбинной техники в данном буровом предприятии
Системный апгрейд предусматривает регулярное обновление парка используемых турбобуров путем замены сменных деталей, с целью обеспечения качественно новых характеристик турбобуров, в зависимости от меняющихся требований технологии бурения. Эти требования должна определять технологическая служба бурового предприятия в результате изучения физико-механических свойств горных пород, выбора рационального типоразмера породоразрушающего инструмента, оптимизации параметров режима бурения и других факторов.
Что касается технических средств, то для апгрейда могут быть использованы новые типы ступеней турбин, опор и сальников, которые разрабатываются и производятся в последние годы, как крупными машиностроительными заводами, так и малыми научно-внедренческими фирмами. Важно, чтобы эти средства соответствовали приведенным выше требованиям.
 Из представленных данных видно, что, заменив сменные детали серийного турбобура А7Ш на новые, буровое предприятие фактически получает новый турбобур, обладающий улучшенными параметрами характеристики и надежности. Причем, для повышения эффективности апгрейда могут быть использованы длинномерные детали – корпуса и валы секций, отработавшие определенный срок с первым (заводским) комплектом сменных деталей и пригодные к дальнейшей эксплуатации.
Применение прогрессивной системы апгрейда позволит существенно расширить технологические возможности турбобура и повысить технико-экономические показатели турбинного способа бурения.Практика турбинного бурения показывает, что срок службы длинномерных деталей турбобура на порядок превышает срок службы сменных деталей. Так, например, корпуса и валы турбинных секций турбобуров типа 3ТСШ1-195 или А7ГТШ могут работать более 1000 ч с минимальным количеством ремонтов их резьбовых соединений. В то же время, осевые опоры шпинделя (как шаровые, так и резинометаллические) служат не более 100 ч, радиальные опоры – не более 200 ч, а ступени турбин – не более 500 ч.
Используя унификацию основных деталей серийных турбобуров одного номинального (габаритного) ряда можно реально обновить их энергетические и эксплуатационные характеристики путем замены морально устаревших сменных деталей вновь разработанными конструкциями, обладающими гораздо лучшими показателями. Например, компанией «Велл Процессинг» разработаны и производятся новые типы турбин, шпинделей и опор, которые могут быть использованы в стандартных секциях серийных турбобуров.
Шпиндель стабилизированный ШС-195, предназначен для использования в компоновке с любыми турбобурами и винтовыми забойными двигателями диаметром 195 мм. Имеет повышенную наработку на отказ – около 300 ч. Оснащен корпусными стабилизаторами лопастного типа.
Осевые резинометаллические опора серии ПУМ, предназначены для использования в шпинделях всех серийных турбобуров и винтовых забойных двигателей диаметром 240, 195 и 172 мм. Наработка на отказ в среднем составляет 200 – 300 ч.
Все указанные технические средства прошли широкие промысловые испытания в Белоруссии, Западной Сибири и др. нефтегазовых регионах, в результате которых были подтверждены их показатели назначения.
 Используя новые сменные детали можно в значительной степени модернизировать парк используемых серийных турбобуров, улучшить их энергетические и эксплуатационные характеристики, а также существенно расширить технологические возможности турбобуров и повысить технико-экономические показатели турбинного способа бурения.