Ремонт и эксплуатация турбобуров и бурильных труб

Тема 10. Ремонт и эксплуатация турбобуров и бурильных труб

Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравличе- скую осевую турбину. Он применяется в качестве забойного двигате- ля для бурения нефтяных скважин. Конструкция турбобура представ- лена на рис. 10. Вращающаяся часть турбобура состоит из вала 10 с переводником 19, на котором неподвижно закреплены втулка ниж- ней опоры 18, удерживаемая от проворота шпонкой 20, упор 16, рото- ры 12, втулки промежуточных опор 14, диски пяты 7 и кольца пяты 8. Затяжка деталей ротора осуществляется роторной гайкой 5, которая стопорится от самоотвинчивания колпаком 3 и контргайкой 2. Непод- вижная часть турбобура образована корпусом 15, в который вставле- ны упорная втулка 4, подпятники 6, регулировочное кольцо 9, стато- ры 11, средние опоры 13, затянутые в корпусе ниппелем 17. Присое- динение турбобура осуществляется переводником 1. Все детали тур-

бобура работают в абразивной среде при больших давлениях и осевых нагрузках, что вызывает интенсивный износ деталей.

Рис. 10. Турбобур:

1 – переводник; 2 – контргайка; 3 – колпак; 4 – упорная втулка; 5 – роторная гайка;

6 – подпятники; 7 – диски пяты; 8 – кольца пяты; 9 – регулировочное кольцо;

10 – вал; 11 – статор; 12 – ротор; 13 – средняя опора; 14 – втулка промежуточной опоры; 15 – корпус; 16 – упор; 17 – ниппель; 18 – втулка нижней опоры;

19 – переводник; 20 – шпонка

Рекомендуемые материалы

В процессе работы турбобура могут возникнуть следующие не- исправности:

1. Остановка турбобура, вызванная чрезмерной нагрузкой на до- лото. Если при уменьшении нагрузки турбобур не вращается, прове- ряют производительность насосов по снижению давления на мано- метре. Если насосы работают нормально, то  турбобур необходимо

поднять на поверхность и проверить его работу на ведущей трубе.

Причиной неисправности может служить ослабление затяжки ротор- ной 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.

2. Резкое снижение осевой нагрузки, при которой турбобур ос- танавливается. Причиной может явиться износ осевой опоры и ослаб- ление затяжки роторной гайки, что вызывает соприкосновение рото- ров и статоров.

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 помога- ет, отправить на ремонт.

4. Резкое падение давления может свидетельствовать об износе резьбовых соединений труб. В этом случае необходимо поднять на поверхность турбобур. Малейшая негерметичность в соединениях верхнего переводника с корпусом и корпуса с ниппелем может при- вести к износу деталей и оставлению турбобура на забое.

Состояние резьб деталей турбобура проверяют внешним осмот- ром, резьбовыми калибрами, а также свинчиванием резьбового со- единения. Перед проверкой резьба должна быть очищена и промыта. Детали, поступающие на сборку, не должны иметь дефектов в резьбе. При проверке конических резьб измеряется натяг резьбы, который должен соответствовать установленным нормам. Изношенные резьбы перенарезают. У вала проверяют состояние шпоночных пазов. При смятии шпоночного паза или значительном увеличении его ширины на валу под углом 90 или 180º фрезеруют новый паз. Корпус, имею- щий радиальную выработку внутренней поверхности, выбраковыва- ют. При восстановлении резьбы корпуса часть его отрезают и заме- няют новой надставкой, которую устанавливают с предварительным

нагревом до 400–450

°C .

Резиновые обкладки подпятников не должны иметь поврежде-

ний. Допускается дальнейшее использование подпятников при износе

до 1 мм и соответствующем уменьшении по высоте колец пяты. По- следние при износе наружной поверхности больше чем на 1 мм от- браковываются. Диски пяты при наличии гладких рабочих поверхно- стей и износе по высоте менее чем на 1 мм могут использоваться по- вторно.

Перед сборкой ступени подбирают в комплекты. Все турбины

одного комплекта должны иметь одинаковую номинальную высоту и осевой зазор.

Комплект с износом по высоте лопатки до 2 мм не рекомендует- ся применять при бурении скважин глубиной свыше 3000 м. Турбо- бур, укомплектованный ступенями с износом по высоте лопатки бо- лее 2 мм, можно применять только при бурении верхних интервалов, где имеется возможность компенсировать снижение мощности турбо- бура соответственным увеличением производительности насосов.

Укомплектованные детали турбобура собираются на сборочном стенде. Основным условием правильной сборки является получение заданного осевого  зазора  при  полной  затяжке  деталей  подвижной и неподвижной частей. Необходимый осевой зазор получают с помо- щью регулировочного кольца, которое является компенсирующей де- талью.

Турбобур считается правильно собранным, если:

а) все  конические  резьбовые  соединения  свинчены  до  упора в торцы;

б) величина натяга ниппеля, то есть расстояние между торцом корпуса и торцом ниппеля в затянутом состоянии, находится в преде- лах 25–15 мм;

в) вал легко и равномерно вращается от момента до 200 кгс∙ м;

г) осевой зазор, замеряемый при перемещении вала в крайнее верхнее и нижнее положения, находится в заданных переделах.

Ремонт и эксплуатация бурильных труб

В практике бурения скважин обычно применяют бурильные трубы с наружным диаметром 89, 114, 127, 141 и 168 мм.

В процессе бурения трубы соединяют между собой замками. Замок состоит из двух частей: ниппеля и муфты, имеющих резьбу с большой конусностью 1:4 или 1:6, шагом 5–6 мм, благодаря чему при свинчивании или развинчивании требуется всего 5–7 оборотов, что сокращает время спуско-подъемных операций. При износе резьбы количество оборотов уменьшается до 2–3, однако прочностные каче-

ства соединения остаются удовлетворительными. Ниппели и муфты соединяются с трубой на мелкой трубной резьбе (шаг 2,5÷3,5 мм) с небольшой конусностью (1:16 или 1:32). В процессе эксплуатации бурильные трубы изнашиваются по наружному и внутреннему диа- метру. Многократные свинчивания и развинчивания приводят к изно- су замковых резъб.

Бурильные трубы подвержены также:

1) усталости и коррозионной усталости металла;

2) большим растягивающим напряжениям при резком торможе- нии или посадке с ударом колонны на ротор;

3) большим скручивающим напряжениям при  роторном буре-

нии.

После проводки скважины комплект бурильных труб подлежит

проверке и ремонту. Обычно эти работы проводятся на специализи- рованном ремонтном предприятии – трубной базе, состоящей из про- верочной площадки, отделения для опрессовки труб и механической мастерской, выполняющей правильные сварочные и трубонарезные работы.

Основными признаками, ограничивающими дальнейшее приме- нение труб и замков, служат:

1) износ стенки трубы или замка по диаметру ниже допустимых

пределов;

2) суммарное количество оборотов, совершенных трубой, дос- тигло установленной нормы (10∙106–2∙107 оборотов);

3) количество оборотов, необходимое для свинчивания изно- шенного замка, которое составляет 0,25–0,3 первоначального количе- ства оборотов нового замка;

4) наличие на трубах трещин, вмятин, промытых отверстий, глубоких рисок и других дефектов;

5) кривизна, исправление которой нарушит прочность трубы;

6) участие труб в аварии или ловильных работах, в результате чего они подверглись нагрузкам, при которых возникли напряжения выше предела текучести.

Проверочная площадка трубной базы служит для установления степени износа труб. Перед этим трубы промывают и очищают.

Критерием определения износа служат суммарное количество оборотов, совершенное трубами, и износ по диаметру. В зависимости от степени износа трубы разделяются на три класса: 1 класс – трубы с

условным износом от 0 до 50 %; 2 класс – от 51 до 85 % износа с пре- дельной глубиной бурения 0,65–0,75 от глубины, допускаемых для 1 класса; 3 класс – условный износ от 86 до 100 %. Предельная глуби- на бурения для труб 3 класса составляет 0,7–0,75 от глубин, допус- каемых для 2 класса. Состояние труб проверяется визуально, обме- рами и с применением различных дефектоскопов, которые позволяют обнаружить невидимые трещины, каверны на внутренней поверхно- сти, а также определить минимальную толщину стенки трубы. Пря- молинейность труб определяют с помощью стальной натянутой про- волоки, а кривизну отдельных участков – с помощью линейки длиной 2–3 м. Линейку прикладывают к образующей трубы и замеряют про- свет между ребром линейки и поверхностью трубы, при этом трубу медленно вращают на опорах вокруг своей оси. Труба считается год- ной, если величина просвета не превышает 1 мм на 1 м длины. Фак- тический натяг и конусность резьбы замеряют гладкими и резьбовы- ми кольцами, калибрами и щупами. Перед проверкой резьба должна быть тщательно промыта и высушена. Проверку резьбы ведут в соот- ветствии с правилами контроля, установленными ГОСТами или тех- ническими условиями.

Замковая резьба ремонтируется путем проточки конической части, подрезки торцов и нарезки новой резьбы. Износ наружных по- верхностей замков и переводников восстанавливают наплавкой руч- ным, полуавтоматическим и автоматическим способами.

1.5 Вопросы, задания и тесты - лекция, которая пользуется популярностью у тех, кто читал эту лекцию.

Подбор может быть осуществлен как на основе измерения резьб калибрами, так и путем непосредственного свинчивания вручную без смазки трубы с замком. Свинчивание труб и замков должно осущест- вляться в горячем состоянии. Температура нагрева для замков труб

диаметром 73–89 мм составляет 400–430

°C , а для труб диаметром

114 мм и выше – 380–400

°C . Признанные годными и восстановлен-

ные бурильные трубы проверяют на герметичность опрессовкой под давлением.