2.5. Выбор и обоснование типа забойного двигателя. Разновидности забойных двигателей


Тип - забойный двигатель - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Тип - забойный двигатель

Cтраница 2

В настоящее гремя в Среднем Приобье применяется более 10 типов забойных двигателей, из которых необходимо выбрать допбодее эффективные по мощности и частоте вращения вала. Однако в теории бурения яетчеткого разграничения частот вращения долота, соответствующих твердости пород, а применяется условное понятие Высоко и ниэкооборотнов бурение. В связи с этим в статье рассмотрены вопросы разделения указанных частот на диапазоны, йэответ-ствующие принятому делению пород на ( крепкие), средние к мягкие, а таюке обоснования эффективных значений частот вращения шлрошзч-ннх долот при турбинном бурении.  [16]

Представленный выше алгоритм расчета частотно-зависимого импеданса применим для всех типов забойных двигателей применяемых в бурении.  [17]

В табл. 1.3 приведены величины k и b для различных углов перекоса и типов забойных двигателей.  [18]

Рациональное составление гидравлических программ при изменении диаметра долот, компоновки бурильного инструмента, типа забойного двигателя, неопробованного планированного пуска двух и более насосов, появлении новой информации о давлениях поглощения ( поровых, пластовых давлениях) является основным при определении потребности в насадках долот, глубин смены втулок насоса.  [19]

В ходе работ, выполненных на различных нефтяных месторождениях среднего Приобья, применялись такие типы забойных двигателей, как: КТД-4С-172 с виброуправляющей массой, установленной в наддолотном варианте и ЗТСШ-195 с ВУМ, расположенный на верхнем конце вала его третьей секции.  [20]

В настоящее время в Советском Союзе для бурения нефтяных и газовых скважин применяются два типа забойных двигателей - турбобуры и электробуры.  [21]

Для дальнейшего повышения эффективности бурения нефтяных и газовых скважин возникает необходимость выбора рационального режима бурения, типа забойного двигателя, породоразрушалщего инструмента, прогнозирование его технического состояния на основе оценки забойных параметров процесса углубления ствола сква-кины.  [22]

Для дальнейшего повышения эффективности бурения нефтяных и газовых скважин возникает необходимость выбора рационального режима бурения, типа забойного двигателя, породоразрушающего инструмента, прогнозирование его технического состояния на основе оценки забойных параметров процесса углубления ствола скважины.  [23]

В случае выбора способа бурения с забойными гидравлическими двигателями, после расчета осевой нагрузки на долото необходимо выбрать тип забойного двигателя. Этот выбор осуществляется с учетом удельного момента на вращение долота, осевой нагрузки на долото и плотности бурового раствора. Технические характеристики выбранного забойного двигателя учитываются при проектировании частоты оборотов долота и гидравлической программы промывки скважины.  [24]

Полная программа опытного бурения предусматривает проведение исследований по выявлению: рациональных типов поро-доразрушающих инструментов; эффективных способов бурения, типов забойных двигателей и агрегатов, если вновь опробуемый метод проводки стволов больших диаметров предполагает возможность варьирования их типами; компоновок низа бурильных колонн, препятствующих недопустимо интенсивному искривлению стволов скважин; оптимальных параметров режима бурения. В зависимости от применяемой технологии проводки скважин в тех или иных условиях объем работ, предусмотренный полной программой опытного бурения, может быть изменен.  [25]

При анализе процесса бурения с забойными двигателями, частота вращения вала которых либо постоянная ( электробуры), либо является функцией расхода бурового раствора и осевой нагрузки на долото ( гидравлические забойные двигатели), вместо частоты вращения используется фактор - тип забойного двигателя. Так как тип забойного двигателя, как и тип долота, не имеет количественного выражения, то все исходные данные группируются в пределах пачки по типам забойных двигателей и по типам долот.  [26]

При анализе процесса бурения с забойными двигателями, частота вращения вала которых либо постоянная ( электробуры), либо является функцией расхода бурового раствора и осевой нагрузки на долото ( гидравлические забойные двигатели), вместо частоты вращения используется фактор - тип забойного двигателя. Так как тип забойного двигателя, как и тип долота, не имеет количественного выражения, то все исходные данные группируются в пределах пачки по типам забойных двигателей и по типам долот.  [27]

Для бурения нефтяных и газовых скважин до глубин 3000 - 3500 м в СССР широко используют забойные двигатели, к которым относят турбобуры, винтовые двигатели, гидроударники и электробуры. Первые три типа забойных двигателей - гидравлические и предназначены для преобразования энергии движущегося бурового раствора во вращательное движение породоразрушающего инструмента для турбобуров и винтовых забойных двигателей, а третий тип предназначен для создания дополнительных ударных нагрузок с определенной частотой и энергией при роторном способе бурения для увеличения эффективности разрушения горных пород.  [29]

Для бурения нефтяных и газовых скважин до глубин 3000 - 3500 м в СССР широко используют забойные двигатели, к которым относят турбобуры, винтовые двигатели, гидроударники и электробуры. Первые три типа забойных двигателей - гидравлические и предназначены для преобразования энергии движущегося бурового раствора во вращательное движение породо-разрушающего инструмента для турбобуров и винтовых забойных двигателей, а третий тип предназначен для создания дополнительных ударных нагрузок с определенной частотой и энергией при роторном способе бурения для повышения эффективности разрушения горных пород.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

2.5. Выбор и обоснование типа забойного двигателя

В разделе 2.1. был выбран турбинный способ бурения. Выбор забойного двигателя производится в зависимости от конструкции скважины, глубины и геологических условий проводки скважины.

Выбираемый забойный гидравлический двигатель должен отвечать следующим требованиям:

  • вращающий момент двигателя при его работе в условиях наибольшей мощности и КПД должен быть достаточным для вращения долота при заданной осевой нагрузке;

  • диаметр и жесткость забойного двигателя должны соответствовать КНБК для достижения заданной траектории скважины;

  • подача насосов, при которой двигатель работает в заданном режиме, должна удовлетворять условиям промывки скважины.

При выборе турбобура необходимо брать во внимание диаметр долота и номинальный момент на валу.

Диаметр гидравлического забойного двигателя определяется из условия:

Dтб = 0,9 ∙ Dд, мм (2.18)

где Dд – диаметр долота, мм.

Рассчитывается диаметр турбобура на интервале бурения от 0 до 905 метров по формуле (2.18):

Dтб = 0,9 ∙ 295,3 = 265,7 мм;

Рассчитывается диаметр турбобура на интервале бурения от 300 до 1390 метров по формуле (2.18):

Dтб = 0,9 ∙ 215,9 = 194,3 мм.

Номинальный крутящий момент (Мкр) на долоте рассчитывается по формуле:

Мкр = Муд ∙ Gос, (2.19)

где Муд – удельный момент на долоте, Н∙м / кН;

Gос – осевая нагрузка на долото, кН.

Муд = θ ∙ 1,2 ∙ Dд, (2.20)

где θ – опытный коэффициент, для шарошечных долот θ равен 1 Н∙м / кН;

Dд – диаметр долота, см.

Рассчитывается номинальный крутящий момент на долоте для интервала от 0 до 905 метров по формулам (2.19), (2.20):

Муд = 1 ∙ 1,2 ∙ 29,53 = 35,436 Н∙м / кН;

Мкр = 35,436 ∙ 74 = 2622,26 Н∙м.

Рассчитывается номинальный крутящий момент на долоте для интервала от 905 до 1740 метров по формулам (2.19), (2.20):

Муд = 1 ∙ 1,2 ∙ 21,59 = 25,908 Н∙м / кН;

Мкр = 25,908 ∙ 184 = 4767 Н∙м.

По полученным выше значениям выбираем турбобуры для соответствующих интервалов бурения.

Так как при бурении будут использоваться гидромониторные долота, следовательно, выбираются турбобуры шпиндельные, секционные потому что они выдерживают большие перепады и в них меньше потерь промывочной жидкости через уплотнительные элементы.

В соответствии с ГОСТ 26673-90 для бурения интервала под кондуктор будет использоваться турбобур 3ТСШ – 240, а для бурения интервала под эксплуатационную колонну 3ТСШ1 – 195.

Технические характеристики гидравлических забойных двигателей приведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3 - Характеристика забойных гидравлических двигателей

Технические характеристики

Забойный двигатель

3ТСШ – 240

3ТСШ1 – 195

Расход промывочной жидкости, л/с

32

30

Частота вращения вала, об/мин

420

400

Крутящий момент на валу, Н∙м

2500

1300

Перепад давления, МПа

5

3,5

Длина, мм

23550

25905

Масса, кг

5980

4850

Присоединительная резьба:

к долоту

к бурильной колонне

3 – 147

3 – 171

3 – 121

3 – 147

studfiles.net

Типы используемых забойных двигателей, средний срок их службы. Контроль за состоянием забойных двигателей

По проекту для определенных интервалов бурения использовались следующие забойные двигатели:

 

 

Интервал Тип ВЗД, заходность (производитель)
ДГР-240М.7/8.41 ВНИИБТ
ДГР-240М.7/8.41 ВНИИБТ ДГР-240М.5/6.50 ВНИИБТ
ДГР-240М.5/6.50 ВНИИБТ ДВ172-Р 7/8 СОКОЛ
3603.2 ДВ172-Р 7/8 СОКОЛ

Компоновка бурильной колонны, используемые КНБК

Ниже представлены КНБК по интервалам бурения для скважины №430 куста №7 Шингинского месторождения.

 

 

Технология вскрытия продуктивного пласта

Вскрытие продуктивных горизонтов должно быть проведено качественно. Под качеством технологии вскрытия понимают степень изменения гидропроводности продуктивных пластов после выполнения соответствующей операцию Причин снижения продуктивности пласта много, но одной из основных является проникновение в пласт инородных жидкостей и частиц породы. При бурении скважин выбирается такой буровой раствор, чтобы гидростатическое давление его столба было больше пластового.

При вскрытии продуктивных горизонтов обычно используют ту же технологию и тот же буровой раствор, что и при бурении остальной части ствола скважины. Очень часто продуктивные пласты вскрывают с применением буровых растворов на водной основе. В случае применения таких буровых растворов вода отфильтровывается в пласт. Объем отфильтровывающейся воды зависит от водоотдачи бурового раствора, продолжительности контактов с ним продуктивных горизонтов, степени дренирования ластов и разности гидростатического и пластового давлений.

Устранить все причины, вызывающие ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта, почти невозможно. Однако уменьшить их отрицательное влияние на продуктивный горизонт можно следующими мероприятиями:

- при разбуривании и бурении продуктивного горизонта его исследование, спуск и цементирование эксплуатационной колонны должны осуществляться быстро, по заранее составленному плану, что позволит сократить время, в течение которого буровой раствор контактирует со стенками скважины в призабойной зоне;

 

- при вскрытии продуктивного пласта следует применять высококачественный раствор, имеющий минимальную водоотдачу, или буровые растворы на углеводородной основе.

Из множества различных методов вскрытия продуктивного пласта при бурении газовых скважин на Добровольском месторождении используется следующий – вскрытие пласта со спуском НКТ и специальных фильтров, с помощью которых флюид поступает внутрь скважины.

 

Технология отбора керна

На данной скважине, керн не отбирался – из-за узких сроков сдачи скважин, установленных генеральным заказчиком. Это обусловлено тем, что при отборе керна сильно уменьшается не только скорость бурения, но и скорость спускоподъемных операций, что существенно увеличило бы сроки сдачи скважин.

 

cyberpedia.su

Способы бурения и типы забойных двигателей

ТОП 10:

 

Таблица 13 – Способы бурения

Интервал по вертикали Вид технологической операции Способы бурения
от (верх) до(низ)
Бурение Роторный
Бурение Турбинный
Бурение Турбинный
Проработка Турбинный
Бурение Турбинный
Бурение Турбинный
Бурение Турбинный
Бурение Турбинный
Бурение Турбинный
Бурение Турбинный
Проработка Турбинный
Отбор керна в 1/10 скважине Турбинный
Растирка в 1/10 скважине Турбинный

 

 

          СНТО.13100303. 5БС00 ПЗ Лист
         
Изм Лист № документа Подпись Дата

Забойный двигатель

Турбобур — это забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных ге­ологических условиях. В рабочих колесах турбобура гидравлическая энергия бурового раствора, движущегося под давлением, превра­щается в механическую энергию вращающегося вала, связанного с долотом.

Для эффективной работы долотами PDC разработаны высокомоментные быстроходные винтовые двигатели.

Д – 195 7/8

При строительстве горизонтальных скважин используется двигатель – отклонитель.

ДРУ2 – 172

 

Рис. 8 -Д – 195 7/8Рис. 9 - ДРУ2 172

          СНТО.13100303. 5БС00 ПЗ Лист
         
Изм Лист № документа Подпись Дата

Конструкция скважин в данном районе

Понятие о конструкции скважины.Расположение обсадных ко­лонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты подъема закачанного цементного раствора, диаметра долот, которыми ве­дется бурение под каждую колонну, а иногда и других данных на­зывается конструкцией скважины(рисунок 4).

Рисунок 4-Конструкция скважины в данном районе

Таблица 14-Конструкция скважины в данном районе

N/N П/П   Название колонны     Диаметр, мм Интервал установки колонны по вертикали скважины, м
от (верх) до (низ)
Направление 393.7    
Кондуктор 295.3
Эксплуатационная 215.9

 

ПРИМЕЧАНИЕ: Допускается бурение скважины без направления при безусловном обеспечении подъема тампонажного раствора за кондуктором до устья. Если подъем не обеспечен, производится исправительное цементирование, дальнейшее углубление скважин из-под кондуктора допускается после обеспечения подъема цемента до устья.

          СНТО.13100303. 5БС00 ПЗ Лист
         
Изм Лист № документа Подпись Дата

Профиль скважины в данном районе

Таблица 14 – Профиль ствола скважины

Интервал по вертикали Длина интервала по вертикали, м Зенитный угол, градус Горизонтальное отклонение Длина по стволу
От(верх) До(низ) В начале интервала За интервал За интервал Общее Интервал Общее
0,0 0,0 0,0 0,0
0,0 17,79 18,17 18,17
17,79 17,79 449,21 467,38
17,79 10,29 132,57 599,94
10,29 9,49 13,06 613,01

 

ПРИМЕЕЧАНИЕ: Расчет обсадных колонн для каждой скважины, построенной по данному групповому проекту, необходимо производить с учетом фактической пространственной интенсивности искривления ствола в соответствии с «инструкцией по расчету обсадных колонн для наклона направленных скважин», куйбышев,1979г.

          СНТО.13100303. 5БС00 ПЗ Лист
         
Изм Лист № документа Подпись Дата

Типы промывочных жидкостей и их основные параметры

Таблица 15 – Типы и параметры буровых растворов

Тип раствора Интервал по вертикали, м Параметры бурового раствора
От(верх) До(низ) Удельный вес Вязкость Водоотдача, смз/зомин
Глинистый раствор 1.16-1.8 30-35
Техническая вода, естественный глинистый раствор 1.00-1.10 15-20 8-10
Естественный глинистый раствор 1.10-1.12 20-25 6-7
Естественный глинистый раствор   1.2-1.14 25-28 4-6

 

          СНТО.13100303. 5БС00 ПЗ Лист
         
Изм Лист № документа Подпись Дата

Продолжение табл. 15



infopedia.su

Забойный двигатель - тип - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Забойный двигатель - тип

Cтраница 1

Забойный двигатель типа Д ( рис. 32) состоит из двух секций: двигательной и шпиндельной.  [1]

Забойный двигатель типа Д включает две секции: двигательную и шпиндельную.  [2]

Забойные двигатели типа ДВК конструкции Камского НИИКИГС предусматривают размещение внутри вала шпинделя и полого ротора съемной грунтоноски. Упомянутые типоразмеры двигателей прошли промысловые испытания в ПО Уд-муртгеология и на буровых предприятиях Пермской области; освоен их серийный выпуск.  [4]

Турбинно-винтовые забойные двигатели типа ТПС-У ( рис. 3.59) состоят из взаимозаменяемых двух или трех турбинных секций, шпиндельной секции с осевой опорой и преобразователя частоты вращения выходного вала.  [6]

Шпиндели забойных двигателей типа ЗТБС предназначены для восприятия всех осевых нагрузок от действия турбинных или винтовых секций забойного двигателя.  [8]

При использовании забойных двигателей типа В приходятся изменять в небольших пределах расход бурового раствора, чтобы определить влияние в отдельности Р и га. Для установления зависимостей v ( P) и v ( га) существуют различные методы изменения Р и га.  [9]

Передвижные центраторы забойного двигателя типа 3 - ЦЦП ( рис. 4.16) [61] предназначены для управления зенитным углом скважины со стабилизацией азимута.  [11]

При использовании забойных двигателей типа В, для которых при изменении Р меняется п, могут быть следующие сочетания.  [12]

При использовании роторного способа и забойных двигателей типа А задача упрощается.  [13]

При использовании роторного способа бурения и забойных двигателей типа А, для которых Р и и независимые величины, могут быть следующие сочетания.  [14]

В СССР разработан погружной многоступенчатый насос с забойным двигателем типа ЭЦГ для выдачи сжиженных газов из шахтных хранилищ. Насос ЭЦГ состоит из трех узлов: электродвигателя с первой ступенью насоса, собственно насоса и кожуха.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru