Литература(Разное)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Разное\
\Справочник специалиста

3           ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ  ЗАБОЙНЫЕ  ДВИГАТЕЛИ

Таблица 3.1.

Шифр двигателя	Число ступеней	Расход жидкости	Рабочий режим			Присоединитель-ная резьба		Длина	Масса
	шт	л/с	частота вращения вала, об/мин	момент на валу кН*м	перепад давления МПа	к долоту	к буриль-ной колонне	мм	кг
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Д-42	-	0,3-0,5	240-400	0,02-0,03	2-4	З-	З-	700	9
Д1-54	-	1-2.5	180-366	0.07-0.11	4.5-5.5	З-42	З-42	1890	27
Д-60	-	2	396	0.14	7	З-42	З-42	3600	34
ДГ-60	-	2	360	0.08	3.5	З-42	З-42	3600	34
Д-85	-	4.8	144	0.5	5.6	З-66	З-66	3240	111
Д1-88	-	4.5-7	162-300	0.53-0.61	5.8-7	З-66	З-66	3240	110
(ДГ)ДО-88	-	5-8	180-300	0.4-0.6	5.8-7	З-66	З-66	2400	100
ДГ-95	-	6-10	120-180	0.6-0.9	4-5	З-76	З-76	2640	108
ДГ1-95	-	6-10	170-280	0.55-0.75	4.5-6	З-76	З-76	2270	78
ТСЧА-104,5	212	8-9	870-978	0.15-0.2	4.4-5.4	З-76	З-76	12775	630
Д-105	-	6-12	80-160	0.8-1.3	3.5-5.5	З-76	З-88	5570	196
Д1-105	-	6-10	156-228	0.9-1.6	5-8	З-76	З-88	3770	180
ДГ-105	-	6-10	110-180	0.6-1	5-8	З-76	З-88	2850	146
ДО-105	-	6-10	150-240	0.8-1.4	7.5-11	З-76	З-88	2900	150
ЗТ-105К	210	10	798	0.3	7.1	З-76	З-88	13400	590
ТО-105Р	70	12	228	0.9	6.1	З-76	З-88	7600	420
ТПВ-105	-	10-15	570-680	0.15-0.2		З-76	З-76	10570	530
						Продолжение 3.1.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ТПР-105		10	800	0.25	4.5	З-76	З-88	8700	400
ВРМ-105	-	4-6	30-48	2.2-3.0	4.0-6.0	З-76	З-88	4870	250
ТРМ-105	-	10-15	165-196	0.6-0.8	4.7-6.8	З-76	З-88	7200	450
ТСМ-105	-	10-15	570-680	0.15-0.2	7.1-10.2	З-76	З-88	7100	590
ТШ-105Б	2 секции 3 секции	10 8	1020-1140 780-900	0,2-0,25 0,2-0,25	7-7,5 7-7,5	З-76 З-76	З-88 З-88	8845 12265	435 606
Д-106	-	8-15	110-180	1.4-2.4	6-9	З-88	З-88	4715	240
ДГ-106	-	6-12	80-160	0.8-1.2	3.5-5.5	З-88	З-88	3230	118
ДГ2-106	-	6-14	110-230	0.5-1.2	3.5-8	З-88	З-88	2900	127
ЛЗД-107	-	5-7	270-380	0.6-0.84		З-76	З-92	1470	84
ДГ-108	-	6-12	78-160	0.8-1.2	3.5-5.5	З-88	З-88	3200	167
Д1-108	-	6-12	78-160	0.8-1.3	3.5-5.5	З-76	З-88	2930	167
ДГ2-108	-	6-12	78-162	0.8-1.3	3.5-5.5	З-88	З-88	2570	147
Д-108	-	6-12	78-162	0.8-1.2	3.5-5.5	З-76	З-88	2900	167
Д-110	-	4-12	30-96	0.8-1.8	3-6.5	З-76	З-88	4715	256
ТШ-108Б	2 секции 3 секции	10 8	800-900 700-800	0.2-0.25 0.2-0.25	7.0-7.5 7.0-7.5	З-76 З-76	З-88 З-88	8850 12270	435 610
ТГ-124	2 секции 3 секции	12 10	780-840 660-720	0,45-0,6 0,45-0,6	7,5-8,5 7,5-8,5	З-88 З-88	З-88 З-88	9160 12940	930 1330
Д1-127	-	15-20	132-174	2.2-3	6.5-8.7	З-88	З-101	5795	402
Д1-145	-	15-20	120-180	3-4.5	7-9	З-88	З-108	4670	418
ДГ-145	-	15-20	120-180	5-6	7-10	З-88	З-108	6900	415
ТР-145Т	-	12-22	126-220	0.5-1.0	1.8-5.0	З-88	З-108	8000	800
Д-155		24-30	132-162	3.5-4	6.5-7.5	З-117	З-133	4330	466
						Продолжение таблицы 3.1.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ДГ-155	-	24-30	132-162	3.5-4	6.5-7.5	З-117	З-133	4330	466
Д4-172	-	25-35	102-150	6-9	9.2-12.6	З-117	З-147	6720	832
Д5-172	-	25-35	78-108	4.5-6	4.5-7	З-117	З-147	6220	770
Д5-172М	-	25-35	90-120	7.4-9.8	7.2-9.7	З-117	З-147	6720	830
2Д5-172	-	25-35	90-114	7.5-10.6	7.5-10.5	З-117	З-147	8670	1070
ТПС-172	426	25	396	1.6	4.8	З-117	З-147	26250	3325
ТПС-172М	436	25	390	1.65	6	З-117	З-147	18500	2290
3ТСШ1-172	336	25	630	1.8	8.8	З-117	З-147	25400	3530
Т13С3Е-172	106	25-28	630-702	0.6-0.7	2.8-3.5	З-117	З-147	7940	1057
ТО-172	109	25	670	0.65	3.8	З-117	З-147	10745	1500
ТО2-172	110	28	705	0.8	3.9	З-117	З-147	9715	1363
ДО-172	-	20-30	150-240	3-4	3.9-7	З-117	З-147	3400	575
ШОЗД-172	-	25-35	80-110	3-4	5-7	З-117	З-117	1300	-
ДГ-172	-	25-35	78-156	3.2-3.8	3.5-5.5	З-117	З-147	5300	575
ДГ1-172	-	24-35	150-190	3.5-4	5.8-7.8	З-117	З-147	4860	575
УДГС1-172	-	25-35	78-108	4.5-6	4.5-7	З-117	З-147	5968	830
УДГС2-172Ш	-	32	168	6.3	7.9	З-117	З-147	5.133	790
ДВ-172	-	24-32	180-220	5-6.5	6.2-9.2	З-117	З-147	5420	650
ДН-172	-	25-35	78-156	3.2-3.8	3.5-5.5	З-117	З-147	5050	687
ОШ-172	-	25-35	80-110	1.5-3	4.5-7	З-		3370	440
ДОТ172Ш	-	32	120	6.3	7.9	З-117	З-147	4835	700
ЛЗД-172	-	5-7	270-380	0.6-0.84		З-76	З-92	2600	800
Д3-172	-	25-35	78-108	3.1-3.7	3.9-4.9	З-117	З-147	6880	912
ДММ-178	-	28-32	180-200	6-10	8-10	З-117	З-147	13000
Д1-195	-	25	80	3.1	3.9	З-117	З-147	7675	1350
Д2-195	-	25-35	90-114	5.2-7	4.3-6.7	З-117	З-171	6550	1100
						Продолжение таблицы 3.1.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Д1-195	-	25	80	3.1	3.9	З-117	З-147	7675	1350
Д2-195	-	25-35	90-114	5.2-7	4.3-6.7	З-117	З-171	6550	1100
Д5-195	-	25-35	114-167	7.5-11.5	6.1-12.6	З-117	З-147	7265	1200
2Д2-195	-	25-35	90-114	7.5-10.6	7.5-10.5	З-117	З-147	9135	1533
Д2-195М	-	25-35	78-108	9.5-11	7.9-9.9	З-117	З-147	7265	1200
Д3-195	-	25-35	78-132	10.5-13.7	9.2-11.2	З-117	З-171	7940	1300
Д4-195	-	28.5-42	180-210	7.6-10.8	6-8	З-117	З-171	6970	1270
Д6-195	-	25-35	156-210	6.5-9.6	4.9-9	З-117	З-171	7340	1200
ДМШ-195	-	20-28	80-120	6.5-9	7-9	З-117	З-147	10500	1900
ДВШ-195	-	25-35	90-120	2.8-4.5	3.6-5.7	З-117	З-147	6800	1150
ТНВ-195	220	28	115	0.3	7.9	З-117	З-147	16500	3100
ТРМ-195	97	28	130	2.6	4.1	З-117	З-147	18440	3110
РМ-195		28-34	90-132	2.7-3.5	3.0-5.5	З-117	З-147	10.4	1100
РШ3-195		28-34	90-132	2.7-3.5	2.5-3.7	З-117	З-147	4.8	800
ТРМ4-195		24-30	102-108	11.8-13.2	2.4-3.8	З-117	З-147	5.9	1800
А7ГТШ-195	228/111	30	320	1.8	6.9	З-117	З-147	24950	4420
А7П3-195	328	26	650/320	2.5	4.0	З-117	З-147	25680	4788
3ТСШ1-195	330	30	380	1.5	3.9	З-117	З-147	25700	4790
ТО2-195	105	30	520	0.9	3.5	З-117	З-147	10110	1850
3ТСШ-195ТЛ	318	40	340	1.5	2.9	З-117	З-147	25700	4325
3ТСШ2-195	330	30	450	1.7	5.7	З-117	З-147	25850	4325
ТСШ1М1-195	444	28	323	1.2	4.7	З-117	З-147	25840	3930
3Т-195К	330	28	450	2.4	8.6	З-117	З-147	25850	4500
ТО-195К	110	30	500	0.95	4.1	З-117	З-147	10110	1774
ДРУ-195	-	25	80	3.1	3.9	З-117	З-147	8100	1420
А6Ш-195	212	20	470	0.7	4.3			17250	2095
						Продолжение таблицы 3.1.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
А6Ш-195	212	20	470	0.7	4.3			17250	2095
1сек.А7П3+ + ШО-195	109	32	500/400	1.8	3.5	З-117	З-147	7620+5700	1400+875
Д1-240	-	30-50	70-135	10-14	6-8	З-152	З-171	7570	1746
Т12РТ-240	104	55	760	2.5	5.4	З-152	З-171	8210	2020
1ТСШ-240	110	52	440	2.05	5.4	З-152	З-171	9742	1991
2ТСШ-240	210	40	470	2.7	4.9	З-152	З-171	15486	3983
3ТСШ-240	315	32	440	2.7	5.5	З-152	З-171	23225	5975
ТНВ-240	220	32-40	114-180	3.5-4.9	6.7	З-152	З-171	22000	4700
РШ3-240		34-45	145-210	5.6-9.0	2.4-5.0	З-152	З-171	3.9	1200
ТКН-240	120	50-55	630-702	2.1-2.5	4.5-5.4	З-171	З-188	8210	2017
ТВШ-240	90	50-55	492-540	1.6-1.9	3.4-4.1	З-171	З-188	8210	2017
ДМШ-240		30-55	100-160	7.2-10.7	6.4-10.5	З-152	З-171	8180	1890
А9ГТШ-240	210/199	45	250	3.1	5.5	З-152	З-171	23290	6125
ТО2-240	93	45	420	1.3	2.9	З-152	З-171	10170	2595
ТУ-240К	108	55	690	2.4	6.2	З-152	З-171	8650	2320
2Т-240К	220	40	480	3.6	7.7	З-152	З-171	17000	4560
3Т-240К	330	35	415	4	8.9	З-152	З-171	23750	6420
ТО-240К	95	45	400	1.5	3.4	З-152	З-171	10170	2734
ТВД-240М	-	32-45	132-162	2.2-4.5	4.1-7.1	З-152	З-171	20465	2712
ЛЗД-240	-	5-7	270-380	0.6-0.84		З-76	З-92	3000	1700
2УКТ-172/40	-	25	402	2	8.5	З-117	З-147	26485	-
*2Т-195К	220	30	480	1.8	6.4	З-117	З-147	19590	3225
*2ТУ240КД	220	40	174	5.5	10.3	З-152	З-171	23250	5810

* - Опытные образцы с повышенными энергетическими характеристиками

 

Контроль ресурса шпиндельного турбобура                           в условиях буровой

 

Одним из способов контроля на буровой отработки шпиндельных турбобуров является контроль по износу шпиндельной секции, люфт которой не должен превышать 6 мм. Указанная технология контроля отработки не позволяет определить момент соприкосновения ротора со статором турбобура, в результате чего при имеющихся случаях некачественной сборки турбинных и шпиндельных секций наблюдается просадка валов турбобура при неотработанных шпиндельных секциях, влекущая к отказу турбобура или снижению его приемистости при нагрузках. Для увеличения ресурса работы турбинных и шпиндельных секций предлагается способ контроля ресурса турбобура, когда производится инструментальный обмер качества сборки турбобура с помощью глубиномера или двух мерных линеек.

Определяются и записываются в вахтовый журнал: люфт собранного турбобура

(см. рис..1), т.е. смещение вала турбобура относительно корпуса, который должен быть в пределах 12-16 мм.

 После спуска собранных турбинных секций на устье замеряется расстояние соприкосновения ротора со статором Кс (рис.2), затем при сочленении шпиндельной секции с турбинными определяется подъем вала Кш (рис.3), разница Кс - Кш дает рабочий подъем Кр вала, т.е. определяет расстояние между роторной и статорной системами в процессе бурения. Сочленение турбобура с новой шпиндельной секцией (после ремонта) должно дать подъем вала Кр до 10±1 мм. После очередного долбления, необходимо производить контрольный замер расстояния Кш и определять рабочий подъем вала Кр, допускается отработка шпиндельной секции при обеспечении подъема вала турбобура до Кр = Кс - Кш = 2 мм, т.е. производить замену шпиндельной секции при недохождении роторной системы до статорной на 2 мм, что обеспечит сохранение турбинных секций и повысит ресурс работы шпиндельной секции, одновременно позволит в условиях буровой проверить качество сборки турбобура и исключить спуск в скважину некачественно собранного турбобура. При преобладании осевой нагрузки снизу над гидравлической дополнительно контролируется наработка люфта шпинделя согласно инструкции.

 

 

П Р А В И Л А

контроля качества сборки и отработки турбобура 3ТСШ-195

 

1. Произвести сборку турбинных секций.

2. Замерить люфт турбобура ( см. рис.1)

3. Опустить три турбинных секции в скважину (рис.2)

Замерить при помощи линеек расстояние соприкосновения ротора со статором - Кс

4. Поднять из скважины три турбинных секции. Навернуть шпиндельную.

5. Опустить турбобур со шпинделем в скважину (рис.3)

Замерить при помощи линеек расстояние до вала - Кш

6. Определить фактический подъем вала Кр

Кр=Кс - Кш

(при новом шпинделе Кр должен быть до 10±1 мм

7. Определять Кр при каждой смене долота.

8. Менять шпиндель при Кр=Кс - Кш=2 мм.

где:

Кс - расстояние соприкосновения ротора со статором

Кш - расстояние до вала при навернутом шпинделе

Кр - фактический подъем вала

Кр=Кс - Кш

(при новом шпинделе Кр должен быть до 10±1 мм)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

     

Рис. № 1

 

 

   

                                      

                                                     Рис. № 2                                 

                                                                                Рис. № 3

 

 

 

Отработка винтовых забойных двигателей

При использовании винтового забойного двигателя оптимальный режим бурения выбирается по перепаду давления на двигателе:

1. Загруженность двигателя (Рз) - это величина разности рабочего давления (Рр) и давления холостого хода ( Рх ):  Рз = Рр – Рх. Для определения величины (Рз) необходимо создать заданную нагрузку на долото и снять показания (Рр);
2. Величину загруженности винтового забойного двигателя ( Рз ) необходимо поддерживать на протяжении всего времени работы ВЗД;
3. При зависании инструмента рабочее давление снижается до величины близкой к холостому давлению (Рх), в этом случае необходимо оторвать инструмент от забоя, определить (Рх) и плавно увеличивая нагрузку довести перепад  давления до величины           Рр =  Рх + Рз.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  Таблица 3.2.

Возможные неисправности в работе турбобуров и способы их устранения

Неисправность	Причина неисправности	Способ устранения
1	2	3
Остановка тур­бобура при бу­рении	1. Чрезмерное увеличение наг­рузки на долото, перегрузка турбобура 2. Значительное уменьшение количества рабочей  жидкости, подаваемой в турбобур из-за неполадок в насосах или  утечек в бурильной  колонне. Признаком служит снижение давления, регистрируемого манометром.	Долото приподнять над забоем и снова опустить, после чего посте­пенно увеличивать нагрузку на долото. Если при меньшей осевой нагрузке турбобур не работает, его необходимо поднять на поверхность для проверки на устье. Проверить насосы и резьбовые со­единения бурильных труб. Если принятые меры не обеспечивают улучшения работы турбобура, его следует проверить на устье.
Турбобур не принимает на­грузку (резкое уменьшение осе­вой нагрузки на долото по срав­нению с прило­женной ранее, при которой турбобур оста­навливается)	Если при бурении давление по манометру не снижается, тур­бобур может не принимать на­грузку по следующим при­чинам: 1. Заклинивание долота. При­поднятый над забоем турбобур (разгруженный) работает, а при нагрузке останавливается.  2.  Роторы соприкасаются со статорами вследствие сверх­ допустимого износа деталей осевой опоры или ослабления резьбовых соединений, закре­пляющих систему роторов или  систему статоров	Бурение необходимо прекратить, турбобур поднять на поверхность для проверки долота и турбобура.
Турбобур не за­пускается на устье при давлении незначительно пре­вышающим рабо­чее (вал свободно вращается при приложении момента до 20 кгс*м	Значительный перепад давления на долоте. При этом создается большое в осевой опоре шпинде­ля и дополнительное сопротив­ление трения в резинометаллической пяте, что препятствует вра­щению вала.	Опрессовать турбобур без долота. При необходимости увеличить диаметр гидромониторных насадок.
		Продолжение таблицы 3.2.
1	2	3
Резкое повыше­ние давления в нагнетательной линии	1. Засорение фильтра 1.1. Наличие посторонних предметов, окалин в манифольде после проведения на нем ремонтных работ и при запуске 1 скважины 1.2. Засорение фильтра шламом 2. Засорение турбобура 2.1. Наличие посторонних предметов в новом бурильном инструменте 2.2. При большом количестве в растворе коллоидной фракции частицы шлама, не задержан­ные фильтром, с  прекращением циркуляции осаждаются в тур­бобуре, при последующем включении насоса этот осадок запрессовывается в турбине 2.3. При неуравновешенности столба жидкости в затрубном и колонном пространстве во вре­мя наращивания или про­ведения ИК, при неработаю­щем обратном клапане, выбу­ренная порода вследствие воз­никновения обратного движе­ния жидкости ("сифон") запол­няет долото и турбину, если турбобур не приподнят от за­боя	1.1. Промыть манифольд через квадрат с максимальной произ­водительностью буровых насосов 1.2. Отвернуть ведущую трубу, промыть и прочистить фильтр 2.1. При сборке нового инстру­мента и использования бурильного инструмента со стеллажей необхо­димо его прошаблонировать. После остановки в процессе бурения под кондуктор и первого долбления в начале запускается один насос на минимальной произ­водительности (в случае регули­руемого привода) или с наимень­шим диаметром втулок. Включе­ние второго насоса и полная про­изводительность насосов осущест­вляется после доведения долота до забоя. 2.3. Для исключения забития тур­бобура обратной циркуляцией тща­тельно промыться перед ос­тановкой циркуляции, в случае срочных непредвиденных оста­новок, поднять компоновку на длину свечи от забоя. При засоре­нии турбобур поднять на поверх­ность и промыть в течение 10-15 мин при неполной производитель­ности буровых насосов, следя за повышением давления по мано­метру.  Если промывка не дает ре­зультатов, турбобур заменить
Резкое падение давления в на­гнетательной линии	Поломка бурильных труб или срыв резьбовых соединений корпусов и переводников	Поднять инструмент

 

 

 

Таблица 3.3.

Возможные неисправности в работе ВЗД и способы их устранения

Неисправность	Причина неисправности	Способ устранения
1	2	3
При опробовании на устье скважины
Незапуск  двигателя или запускается при давлении больше 40 кгс/см2 а) перепуск­ной клапан не закрывается б)перепускной клапан закрылся	1. Диаметр фильтра равен внутреннему диаметру ведущей бурильной трубы, переводников 2. Зашламован фильтр. Большой натяг в рабочей паре. Слишком большой расход бурового раствора. Не прогрет двигатель. Двигатель неисправен (зашламован, разрушена обкладка статоров)	1 .Установить фильтр меньшего диаметра в месте компоновки с большим проходным отверстием 2. Очистить фильтр 1,2 Опробовать на минимальном расходе. В случае запуска при дав­лении более 40 кгс/см2, менее 70 кгс/см2, не прекращать подачу бу­рового раствора в течение 3-5 мин, если давление снизилось, то раз­решается эксплуатация двигателя на этом же расходе первые 30-50 часов, в дальнейшем расход буро­вого раствора можно увеличить.     3.Отогреть двигатель  4.Убедившись в неисправности, двигатель заменить..
Перепускной клапан при опробовании пропускает буровой раствор, двигатель работает нормально	1.Посторонний предмет в клапане 2.Клапан неисправен	1. Повторить опробование путем 2-х 3-х разового включения и вы­ключения бурового насоса. 2.Заменить клапан или исключить его из компоновки.
Двигатель  в  скважине
Двигатель в скважине не запускается двигатель, дав­ление превышает допустимое (порыв мемб­раны). Отсутст­вие реактив­ного момента на роторе.	1. Несоответствие мембраны и кольца необходимому давлению. Не осуществлялись во время спуска на большую глубину промежуточные промывки скважины (раствор имеет большую вязкость и СНС). Зашламован двигатель. 4. Разрушение обкладки статора под действием высокой забойной температуры, некачественного изготовления	1. Привести насосы (цилиндровые втулки) и мембрану с кольцом в соответствии с расчетным рабочим давлением. 2,3,4. Расхаживать инструмент без промывки с вращением ротора 2-3 мин, после чего, не останавливая ротор, включить буровой насос на минимальной производительности (допускается работа насоса на 1-ом - 2-х клапанах). Во избежание по­рыва пласта не допускать длитель­ной работы насоса без выхода буро­вого раствора из скважины. При отрицательном результате поднять инструмент от забоя на 300-500 м и более, и повторить все сначала. При отрицательном результате заменить двигатель.
1	2	3
Двигатель не запускается, на роторе есть реактивный момент. Во время расхаживания заметны «посадки» и «затяжки» бу­рильного инст­румента, при этом двигатель запускается, давление в манифольде резко падает и вновь также резко поднимается до тормозного.	1.Заклинило долото или калибратор в суженой части ствола, в резко искривленном  участке ствола и т.д.  2.На забое посторонние металлические предметы.	1.Поднять долото от забоя на длину квадрата, запустить двигатель и проработать призабойную зону. В случае применения винтового отклонителя прорабатывать скважину не рекомендуется. Бурение скважины отклонителем  можно произво­дить только в хорошо подготовлен­ном стволе.  2.Очистить забой
Снижение ме­ханической скорости про­ходки, двига­тель часто останавливается, при этом повы­шается давле­ние	1 .Большой износ рабочих органов 2.Недостаточная производитель­ность буровых насосов (промыт поршень, клапан и т.д.) 3.Промыт буровой инструмент, переливной клапан и т.д.	1.Определить техническое состоя­ние рабочих органов по способу, описанному в разделе 3. При подт­верждении чрезмерного износа увеличить по возможности произ­водительность насосов или снизить нагрузку на долото. 2. Определить    расход   бурового раствора,   проверить  насосное  хо­зяйство, устранить неисправность. 3. В случае промыва бурового ин­струмента давление при холостой работе   двигателя    и    неизменном расходе    промывочной    жидкости должно быть ниже первоначального более, чем на 5-10 кгс/см2. В этом случае     необходимо     произвести подъем бурильного инструмента и заменить     промытые     бурильные трубы   с   последующей   проверкой забойного двигателя.