Разработка гидродинамических виброгасителей с центраторами для совершенствования технологии турбинного бурения наклонных скважин

• Автор: Лягов, Александр Васильевич
• Шифр специальности: 05.15.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1985
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 262 c. : ил

СОдЕРЖАНИЕ
ВЗЕдЕНИЕ

1. АНАЛИЗ ИССЛЕдОВАНИл ПО ОТРАБОТКЕ ЗАБ0ДиХ ДВИГАТЕЛЕЙ

при наличии в конпономе бурильной колонн

ВИБРОГАСЛЦИХ УСТРОТ

Выводы к 1Й главе .

2. ОШЗЬ ТУРБОБУРОВ ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ И АНАЛШ

21 Внезапные отказы турбобуров .

22. Постепенные отказы турбобуров.

Выводы к 2й главе .

3. ИССЛЕДОВАНИЯ НАПРШШОШ СОСТОЯНИЯ ТУРБОБУРА В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ НА КПОННОНАПРА ШЕННаХ СКВАйИН .
3.1 Исследования материала конусношлицевом полумуфты
шпиндельном секции турбобура .
3.2. Постановка задачи по исследованию у пру гона пряженного состояния турбобура и его элементов
3.3. действие изгибающего момента на турообур в наклоннонаправленной скважине Выбор оптимальной длины шпиндельной секции турбобуров.
34. Расчет нагрузок в радиальных опорах шпиндельной секции турбобуров при бурении обычными компонов
ками .
3.5 Расчет нагрузок в радиальных опорах шпиццельной
секции турбобуров с включением в компоновку нижней
части бурильной колонны центрирующего элемента
Выводы к 3й главе .
4. АНАЛИТИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ДИНАМИКИ КОМПОНОВКИ НИЕНЕж ЧАСТИ БУРИЛЬНОА КОЛОННц С ПРИМЕНЕНИЕМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ВИБРОГАСИТЕЛБй.
41. Модель устройств подавления вибраций гидродинамического принципа действия .
42. Уравнение движения компоновки нижней части бурильной колонны с виброгасителем типа Гц и дГ
4.3. Аппроксимация невязкого демпфера . оЗ
44. Решение системы уравнений движения колеоательной
модели
45. Оценка эффективности гашения продольных колебаний бурильного инструмента виброгасителями типа Гц и
Выводы к 4й главе
5 РАЗРАБОТКА НАДДОЛОГНЬХ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ РАБОТЫ ТУРБОБУРА В СОСТАВЕ ЗАБОйШ
КОМПОНОВКИ ПРИ ПРОВОДКЕ НЕШНЬХ И ГАЗОЗыХ СКВАЖИН
5.1. Разработка конструкций технических средств подавления вибраций
5.1.1. Конструкция наддолотного демпфера типа ДГ.
512. Конструкция демпфера типа дГМ .
5.1.3. Конструкция гидравлического центратора типа Гц.
5.2 Теоретическое обоснование демпфирующих устройств
при гашении продольных колеоаний оурильного инструмента .
5.3. Промысловая отработка конструкции разработанных устройств
5.4. Результаты опытного бурения с применением гидродинамических устройств .
5.5. Экономическое обоснование применения гидродинамических вибро гасителей
Выводы к 5й главе
6. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ .
ЛИТЕРАТУРА


Основными параметрами, определяющими работоспособность турбобура, как машины, преобразующей один вид энергии в другой, являются его мощность и коэффициент полезного действия. В настоящее время уровень выпускаемых турбобуров отвечает достаточно высоким параметрам работоспособности, но при этом показатели его надежности остаются не на должном уровне. Забойный двигатель является машиной, которая находится во взаимодействии с человеком и окружающей средой, поэтому при оценке надежности необходимо исследовать причины вредных воздействий на турбобур, лежащих в основе взаимодействия его с окружающими объектами при учете субъективного фактора. С другой стороны, вопросы надежности должны решаться в тесном контакте с экономикой, то есть с затратами на повышение показателей надежности. Показатели надежности забойных двигателей следует выбирать из условия проведения плановых ремонтов, так как выход из строя турбобура не может привести к человеческим жертвам, поэтому о безотказности изделия судят непосредственно по значению коэффициента надежности или вероятности безотказной работы. Поэтому характеристикой безотказной работы турбобура может служить параметр потока отказов - отношение числа отказавших деталей в единицу времени к числу изделии, находящихся под наблюдением []7б]. При оценке долговечности турбобура следует учитывать долговечность эго составных узлов. При этом долговечность должна оцениваться по показателям, определяющим основные технические характеристики турбобура и стоимость ремонта. Поэтому за показатель, определяющий долговечность турбобура, следует брать коэффициент долговечности - отношение времени работы турбобура непосредственно при бурении за весь срок эксплуатации к этому же времени, сложенному с суммарным временем ремонтов за тот же срок. В соответствии с ГОСТ 7- ("Надежность в технике. Термины и определения), отказ - это событие, заключающееся в нарушении работоспособности изделия. Все отказы, в том числе и отказы турбобуров, можно разделить по характеру процессов, приводящих к отказу, на постепенные и внезапные. Постепенные отказы в основном связаны с износом, который протекает медленно, и вероятность их появления в определенный интервал времени зависит, как правило, от того, сколько времени прошло до наступления интересуемого интервала. Характерньм примером внезапного отказа является зашлам-ление турбобуров из-за низкого качества очистки промьвочной жидкости или отсутствия фильтров в бурильной колонне и обратных клапанов в турбобуре* Существует мнение, что внезапные и постепенные отказы взаимосвязаны, и поэтому разделение на эти основные вцды носит условный характер, другое мнение - что деление на постепенные и внезапные отказы обусловлено природой их возникновения, причем за основу деления отказов взята зависимость вероятности появления отказа от срока службы или её отсутствие [? Внезапные отказы возникают неожиданно и, как правило, влекут за собой длительные и сложные аварии. Рассмотрим некоторые из них. К наиболее часто встречающимся внезапным отказам турбобуров, эксплуатируемых в ряде буровых предприятий Урало-Поволжского региона, относится слом вала и корпуса турбобура. Анализ рассматриваемого вида отказов показывает, что слом вала и корпуса происходит наиболее часто со шпиндельными турбобурами. В табл. ЗТСШ-1? Нефтекамскому УБР объединения "Башнефть". Как видно из табл. Основной причиной такого большого количества отказов является слом средних опор турбинных секций из-за некачественной приварки ребер к наружной втулке средней опоры, а также чрезмерный износ нижних радиальных опор шпиндельной секции или ниппеля в секционных турбобурах. Таблица 2. Наименование аварий ! I ! В табл. ЗТСШ-2 и ЗТСШ1-2 по Туймазинскому УБР объединения “Башнефть”. Таблица 2. Продолжение табл. Г~ ~Т '""2 -? Слом вала по конусной части,промывочным окнам конусно-шли-цевой полумуфты, трещины в корпусе турбинных и шпиндельных секций наблюдались в Краснохолмском, Азнакаевском, Ленино горском, Уфимском, Нефтекамском и Отрад ненеком и других управлениях буровых работ. На рис, 2.