Гидравлические забойные двигатели и керноотборные устройства (стр. 13 )

Тип механизма искривления	Техническая характеристика
угол искривления, °	наружный диаметр, мм	длина МИ, мм	масса МИ, кг
МИ-164-1В5	1 1,5	164	915	84 84
МИ-164-1.5В5	1 1,5	164	915	98 98
МИ-190-1В5	1 1.5	185	855	160
МИ-190-1.5В5	2	185	855	160
МИ-240-1В5		240	920	160
МИ-240-1.5В5		240	920
МИ-240-2В5		240	920

Таблица 6.27.Техническая характеристика механизмов искривления с двумя углами перекоса

Тип механизма искривления	Техническая характеристика
Угол искривления	Наружный диаметр корпуса, мм	Длина ми, мм	Масса ми, мм
Со стороны двигателя	Со стороны шпинделя
МИ-127-1-1В5	1	1	127	2400	110
МИ-127-1-1.585	1	1,5	127	2400	110
МИ-164-1-1В5	1	1	164	2400	262
МИ-164-1-1.5В5	1	1,5	164	2400	262
МИ-164-1-2В5	1	2	164	2400	262
МИ-190-1-1В5	1	1	185	2400	290
МИ-190-1-1.5В5	1	1,5	185	2400	290
МИ-190-1-2В5	1	2	185	2400	290
МИ-240-1-1В5	1	1	240	2400	350
МИ-240-1-1.5В5	1	1,5	240	2400	350
МИ-240-1-2В5	1	2	240	2400	350

6.7. Центрирующие (межсекционные) вставки (ЦВ)

Предназначены для стабилизации зенитного угла и азимута (разработка Варьеганнефтегаз)

Центрирующие вставки (ЦВ) предназначены для стабилизации зенитного и азимутального углов при бурении наклонно - направленных скважин. На турбобурах 195мм ЦВ могут устанавливаться между первой и второй, между второй и третьей секциями и одновременно между секциями. На вставке имеется кольцевая проточка, на которой проклеймен размер диаметра вставки. При сборке турбобура необходимо выполнить условие: d1 d2 d3 где: d1 - диаметр центратора на ШП - 195 СТК d2 - диаметр ЦВ между первой и второй секциями d3 - диаметр ЦВ между второй и третьей секциями. При сборке турбобура с ЦВ не требуется его дополнительная регулировка. После наворота ЦВ проверка регулировки турбобура производится по стандартной схеме.

6.8. Способ контроля сборки шпиндельного турбобура в условиях буровой

(Авторы: , , Авт. свидетельство № 000)

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 предупредить момент соприкосновения ротора со статором турбобура, в результате чего, отказ турбобура или снижение его приемистости к осевой нагрузке. Для увеличения ресурса работы турбинных и шпиндельных секций предлагается способ инструментального контроля качества сборки турбобура с помощью глубиномера или двух мерных линеек. Определяются и записываются в вахтовый журнал: люфт собранного турбобура (см. рис.6.3.), 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.6.4), затем при сочленении шпиндельной секции с турбинными определяется подъем вала Кш (рис.6.5), 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 зазоре м/у роторной и статорной системами в 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. В процессе эксплуатации турбобура дополнительно контролируется люфт 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. 6.10).

3. Опустить три турбинных секции в скважину (рис. 6.11).

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. 6.12).

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. 6.10. Рис. 6.11. Рис. 6.12.

6.9. Отбор керна

6.9.1. Керноприемные устройства

Для бурения, с отбором керна, выпускаются керноприемные устройства, применяемые при различных по физико-механическим свойствам горных породах и условиях бурения:

- серия "Недра" - для не осложненных условий бурения скважин;

- серия "Кембрий" - для условий бурения в рыхлых слабосцементированных и трещиноватых горных породах;

- серия "Силур" - для бурения в осложненных осыпями и обвалами условий.

Предлагаемые керноприемные устройства имеют преимущества по сравнению с зарубежными аналогами. Существенным преимуществом является конструкция регулировочной головки. Требуемый зазор, между башмаком кернорвателя и бурильной головки достигается без извлечения керноприемника и его подвески, что экономит время вспомогательных работ на буровой и повышает безопасность труда персонала. Корпус и керноприемник, изготовлены из цельнотянутых легированных стальных труб. Специальная обработка корпуса снижает интенсивность износа и повышает срок службы соединений. Конструкция узла подшипников подвески предотвращает вращения керноприемника.

Керноприемные устройства «Недра», «Силур», «Кембрий» могут использоваться в одно и многосекционной сборке. Все устройства могут использоваться на различных глубинах, при любых реальных температурах и режимах бурения.

С устройствами может быть поставлен любой набор кернорвателей.

Серия керноприемного устройства	Диаметр бурильной головки, мм	Наружный Диаметр корпуса, мм	Диаметр керна, мм	Длина устройства, м	Длина керноприема, мм	Кол-во секций
*УКР-114/52 "Силур"	139,7	114	52	8595	6860	1
*УКР-122/67 "Кембрий"	139,7	122	67	7190	6150	1
**УКР-127/67 "Кембрий"		127	67	7530	6290	1
*УКР-138/67 "Недра"	158,7	138	67	15943	13719	2
*УКР-164/80 "Недра"	187,3 и 212,7	164	80	15635	14300	2
*УКР-164/80 (односекционное)		164	80	8180	7300	1
*УКР-172/100 "Кембрий"	187,3 и 212,7	172	100	15900	14315	2
*УКР-172/80-100		172	80-100	15825	14000	2
*УКР-203/100 "Недра"	169,9 и 295,3	203	100	16210	14835	2

Таблица 6.28 – Характеристики керноприемных устройств