Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Турбобуры. Назначение и классификация
Введение
турбобур редукторный многоступенчатый
Турбобур - многоступенчатая турбина. Гидравлическая энергия потока жидкости приводит во вращение вал, соединенный с валом шпинделя и долотом. Турбобуры различаются по диаметру, числу секций, расположению и конструкции опор и устройству турбинных аппаратов.
По устройству турбины:
1. низкометражные, высоконапорные, имеющие максимальную мощность, большую частоту вращения и значительный вращающий момент.
2. среднеметражные, имеют максимальный вращательный момент, среднюю частоту вращения при высоком расходе жидкости.
3. высокометражные, имеют максимальное отношение вращающего момента к частоте вращения.
Многорядные осевые подшипники - 20…100 ч. Резинометаллические опоры - 50…150 ч. Турбобуры применяются диаметром от 127 до 240 мм, с числом ступеней от 52 до 369, длиной от 8,8 до 26 м, каждая секция 6…10 м. Шифр: А - турбина имеет изменяющуюся характеристику; Ш - шпиндельный турбобур. Частота вращения регулируется от 30 до 250 об/мин. Турбобур - забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях, с многоступенчатой гидравлической турбиной, приводимой в действие потоком бурового раствора.
Классификация:
1. с металлическими цельнолитыми турбинами;
2. с металлическими турбинами точного литья (шифр ТЛ);
3. с составными турбинами из металлических ступиц и пластмассовых проточных частей (шифр П);
4. с резинометаллическими опорами с привулканизированной резиной;
5. с резинометаллическими опорами со смешенными резиновыми вкладками (шифр СР);
6. с опорами качения (турбина А7Н1С, А7Н4С).
Классификация:
1. Турбобур типа Т12 - односекционный с числом ступеней турбины 100-120, диаметры 240, 215, 195, 172.
Т12М3 - для бурения вертикальных и наклонных скважин, до 2000 метров.
Т12РТ9” - для бурения стволов большого диаметра методом РТБ (реактивно турбинного бурения).
2. Турбобур, тип Т123К (укороченные) - для забуривания новых стволов, бурения сильно искривленных, многозабойных и горизонтальных скважин. Число ступеней турбин 30 и 60, диаметр 215 и 172 мм.
3. Секционные турбины типа ТС - состоят из двух и более секций. Число ступеней 200 и более, диаметр 240, 215, 195, а при бурении глубоких скважин - 172, 127, 104 мм.
ТС4А-4” - при КРС (разбуривание цементных пробок).
4. Турбобуры типа КТД (колонковое турбодолото) - для отбора образцов пород при бурении скважин, диаметром 238, 212, 196, 172, 164, 127 мм.
5. Шпиндельные турбобуры ТСШ - бурение глубоких скважин. Выпускаются как с обычной схемой промывки, так с алмазными и гидромониторными долотами, диаметры 240, 195, 185, 172, 164 мм. Диаметры 185 и 164 - для бурения с алмазными долотами. Шпиндельный турбобур собирается из шпинделя с 2-х или 3-х секций. Турбобуры с турбинами точного литья (ТЛ) из шпинделя и 2, 3, 4-х секций.
6. Турбобуры типа А7Н - для бурения вертикальных и наклонных скважин, диаметр 195 мм, двух секционные.
7. Шпиндели с шаровой опорой типа 1ШШ, диаметром 240 и 195. Для работы с турбинными секциями шпиндельных турбобуров взамен с резинометаллической опорой, а также взамен нижней секции 2-х и 3-х секционных турбобуров.
Турбина состоит из большого числа ступеней (до 370). Каждая ступень состоит из статора с наружным и внутренним ободами, между которыми размещены лопатки и ротора, обод которого снабжен лопатками. Лопатки статора и ротора расположены под углом друг к другу, вследствие чего поток жидкости, поступающий под углом из каналов статора на лопатки ротора, меняет свое направление и давит на них. В результате этого создаются силы, стремящиеся повернуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закрепленный в корпусе статор - в другую. Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки статора второй ниже расположенной ступени, на лопатки ее ротора, где вновь изменяется направление потока раствора. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате раствор под действием энергии давления, создаваемой буровым насосом, расположенным на поверхности, проходит все ступени турбобура. В многоступенчатой турбине раствор движется вдоль ее оси. Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный (равный по величине и противоположный по направлению), создаваемый на лопатках статора, суммируется на корпусе турбобура. Реактивный момент через корпус турбобура передается соединенной с ним бурильной колонне, а активный - долоту. На создание крутящего момента перепад давления, срабатываемый в турбобуре, составляет от 3 до 7 МПа, а иногда и более. Это является большим недостатком турбобура, поглощающего значительную часть энергии, создаваемую насосом и затрачивающего ее на вращение долота, а не на очистку и эффективное разрушение забоя скважины, что практически исключает возможность применения гидромониторных долот.
1. Общий вид редукторного турбобура
Рисунок 3.20. Турбобур с маслонаполненным редуктором-вставкой: А -- турбинная секция (или модуль винтового двигателя); В, D -- узел опорный; С -- редуктор-вставка; Е -- долото; 1 -- входной вал; 2 -- планетарная передача; 3 -- корпус редуктора; 4 -- вал выходной; а -- раствор буровой; б -- масло.
2. Конструкция редукторного турбобура
В основу конструкции редукторного турбобура положен агрегатный метод соединения машин. Поэтому он состоит из трех основных элементов: секций турбины, редуктора и шпинделя. Требуемые варианты компоновки редукторных турбобуров собирают непосредственно на буровой в зависимости от технологических требований строительства скважины. Высокая прочность планетарного редуктора позволяет в зависимости от горно-геологических условий бурения компоновать редукторный турбобур одной или несколькими турбинными секциями различных типов, одним или несколькими редукторами с различным передаточным числом, шпинделем или шпиндель-редуктором. Также к нему можно присоединять керноотборный инструмент для отбора керна или отклонитель для зарезки наклонного участка ствола скважины или корректировки ее направления. Если по условиям бурения применение редуктора не требуется, например, при использовании алмазных долот, то турбобур собирается в обычной комплектации -- из турбинных секций и шпинделя.
3. Типы редукторных турбобуров
В настоящее время разработаны редукторные турбобуры нескольких типов:
Турбобур ТРВ-142 - вставной редукторный турбобур, предназначенный для использования в составе комплекса вставного инструмента для бурения без подъема бурильной колонны труб.
Турбобур ТР-145Т - турбобур с маслонаполненным редуктором диаметром 145 мм предназначен для бурения глубоких и сверхглубоких скважин при высоких температурах до 300 °С и давлении (до 250 МПа) долотами диаметром от 158 до 165 мм при сниженной частоте вращения и увеличенном моменте силы на выходном валу турбобура с использованием воды или бурового раствора.
ТР-175/178 -- редукторный турбобур с уменьшенным наружным диаметром.
ТРМ-195 с редуктором РМ-195 -- наиболее широко применяемая конструкция редукторного турбобура, в которой осевые опоры вынесены в отдельные узлы (в виде промежуточного и нижнего шпинделя).
ТРШ-195-- редукторный турбобур с одной или двумя турбинными секциями и редуктором-шпинделем с усиленными опорными узлами качения повышенной грузоподъемности, размещенными в маслонаполненной камере редуктора, воспринимающими осевые нагрузки от турбины и реакцию забоя скважины.
ТРМЗ-195 -- турбобур с уменьшенной длиной редуктора-шпинделя и короткой турбиной, предназначенный для бурения горизонтальных скважин и искривленных участков наклонно
ТР-195СТ -- турбобур в термостойком исполнении с механизмом стопорения вала для бурения сверхглубоких скважин при температуре до 300 °С и давлении до 250 МПа. Механизм стопорения предназначен для освобождения долота при его заклинивании и срабатывает при вращении бурильной колонны «вправо». Максимальный момент, передаваемый стопорным устройством заклиненному долоту ротором, составляет 20 кН м.
ТРОЗ-195М -- редукторный турбобур, представляет собой новый универсальный гидравлический забойный двигатель для бурения нефтяных и газовых скважин долотами диаметром 212,7 -- 215,9 мм.
Семейство турбобуров типов ТР-240 и ТРЗ-240 -редукторные турбобуры являются универсальными и предназначены для бурения верхних интервалов глубоких скважин долотами диаметром от 269,9 до 490 мм.
Редукторный маслонаполненный шпиндель типа РШЗ-240 представляет собой отдельный узел, присоединяемый на буровой к турбинной секции взамен серийного шпинделя.
Турбобур типа ТР-240 состоит из одной турбинной секции и короткого маслонаполненного редукторного шпинделя РШЗ-240.
Редукторные турбобуры типов ТРМ-105 и ТСМ-105 предназначены для бурения глубоких скважин.
Редукторные турбобуры типов TP2-120FL и ТРЗ-120Т - турбобуры нового поколения.
Редукторные турбобуры типов ТР2-120Г и ТРЗ-120Г предназначены для забуривания новых стволов и бурения наклонных и горизонтальных интервалов глубоких скважин.
Короткий редукторный турбобур предназначен для бурения наклонных и горизонтальных скважин различного назначения.
Односекционные
Рабочий орган - многоступенчатая турбина, состоит из статора и ротора. Все вращающиеся детали - роторы, втулки нижней и средних опор, диски и кольца пяты закрепляются на валу роторной гайки. Верхняя часть роторной гайки имеет корпус и продольные прорезы. При закреплении контргайки колпак, имеющий внутренний конус, обжимает конусную часть гайки на резьбе вала, предохраняя её от отвинчивания. В нижнем кольце вала имеется проводник для присоединения долота. Все неподвижные детали, статоры, средние опоры, подпятники, закрепляются в корпусе ниппелем. Корпус присоединяется к бурильным трубам посредством переводника. Регулированное кольцо определяется положением ротора относительно статора. Размер зависит от люфта осевого и конструктивных размеров пяты. Осевые усиления воспринимаются многоступенчатым, радиально-упорным резинометаллическим подшипником, каждая ступень состоит из неподвижного обрезиненного полпятника и вращающихся диска и кольца пяты. Ниппель и средние опоры - это резинометаллические подшипники. Основные осевые усиления, действующие на вал:
1. гидравлическая нагрузка от перепада давления и долота (сверху вниз);
2. реакция забоя на долото (снизу вверх).
Турбобуры должны изготовляться следующих типов:
ТБ - бесшпиндельные,
ТШ - шпиндельные;
Следующих исполнений по конструкции:
ф - с фрикционным креплением турбин,
пс - с плавающим статором,
пр - с плавающим ротором,
р - с устройством, регулирующим характеристику.
Турбобуры с устройством, регулирующим характеристику, должны изготовляться следующих исполнений по типу устройства:
Г - с решетками гидродинамического торможения, В - с винтовым преобразователем,
Р - с редуктором.
Условное обозначение турбобуров должно состоять из шифра, построенного по приведенной ниже схеме, и обозначения нормативно-технического документа.
1 - наименование изделия; 2 - тип; 3 - исполнение по конструкции (кроме исполнения ф); 4 - исполнение по регулирующему устройству; 5 - диаметр, мм; 6 - модификация
Рисунок 3.1. Турбобур типа Т12М3Б-240: 1 - переводник вала; 2 - вал; 3 - ниппель; 4 - упор; 5 - ротор; 6 - статор; 7 - опора средняя; 8 - гайка роторная; 9 - контргайка; 10 - корпус; 11 - переводник верхний.
Секционные
2 и более секций. Нижняя секция - аналогична односекционным машинам. Верхняя секция - в ней отсутствует упорный подшипник (пята). Гидравлическая нагрузка и вес вращающихся деталей верхней секции воспринимается пятой нижней секции.
Эти нагрузки служат для создания сил трения в конусно-шлицевых муфтах, передающих вращающий момент. Трех секционные - наличие третьей (верхней) секции. Регулированное кольцо между соединительным переводником и статором.
Рисунок 3.5. Турбобур секционный бесшпиндельный типа ТС (ТС5Б-240): I - секция нижняя; II - секция верхняя; 1 - переводник вала; 2 - вал; 3 - ниппель; 4 - упор; 5 - ротор; 6 - статор; 7, 18 - опора средняя; 8 - гайка роторная; 9 - контргайка; 10 - корпус; 11 - переводник; 12 - полумуфта нижняя; 13 - полумуфта верхняя; 14 - вал верхней секции; 15 - переводник соединительный; 16 - ротор; 17 - статор; 19 - гайка роторная; 20 - колпак; 21 - корпус; 22 - переводник корпуса
4. Шпиндельные секционные турбобуры
Недостаток ТС5 и 3ТС5, при износе осевой опоры в нижней секции шпинделя, в ремонтную базу отправляются все секции. В секционных машинах осевую опору устанавливают в отдельном узле - шпинделе. Корпус шпинделя с корпусом секции соединен с помощью конической резьбы, а валы с помощью конусно-шлицевой полумуфты. Вал шпинделя имеет центральное сквозное отверстие без специальных промывочных окон. Осевая опора шпинделя воспринимает гидравлическую нагрузку и вес вращающихся деталей секций и одновременно выполняет роль сальника. Положение роторов относительно статоров определяется регулировочным кольцом, устанавливаемым переводником и статором. Перенос осевой опоры вниз позволило разгрузить валы секции от осевых нагрузок, при этом уменьшает продольный изгиб валов и увеличивает КПД турбобура. Увеличилась осевая нагрузка на 10-20% по сравнению с турбобуром, в котором пята расположена в верхней части вала. Дальнейшее улучшение характеристик шпиндельных турбобуров - специальные конструкции тихоходных турбин (точное литье по выполняемым моделям). Угол установки лопаток 72-750 против 62-650обычных турбин. Малая толщина выходных кромок лопаток. Унифицированные турбобуры 3ТСШ1. Использование турбин и осевых опор любого; необходимо по условиям бурения типа. Возможность установки, как резинометаллической пяты сальника, так и подшипников качения. Шаровая опора воспринимает более высокие осевые нагрузки и эффективно работает при низких скоростях вращения. Опора вращения:
1. многоступенчатый упорно-радиальный шарикоподшипник. Ступень подшипника состоит из ряда шаров, четырех обойм с коническими поверхностями и двух распорных колец, помещенных между наружными и внутренними обоймами.
2. упорный на резиновых амортизаторах шарикоподшипник. Ступень состоит из упорных двойных шариковых подшипников, свободные кольца которых установлены на эластичные резинометаллические компенсаторы. Герметизация за счет сальниковых устройств.
3ТСШ1-240: 3 - число турбинных секций; 1-шпиндельных; 240 - диаметр.
Рисунок 3.8. Шпиндель типа ШД: 1, 8 -- переводник-стабилизатор лопастной; 2 -- опора радиальная верхняя; 3 -- уплотнение лабиринтное; 4 -- отверстие дренажное; 5 -- уплотнение резинометаллическое; 6 -- опора осевая; 7 -- опора нижняя радиальная.
5. Турбобуры с наклонной линией давления
Существуют турбобуры, в которых применяются турбины с безударным обтеканием потока на тормозном режиме, позволяющим получить наклонную линию давления. Снижение перепада давления у турбины при уменьшении скорости вращения позволяет подать дополнительное количество жидкости на режимах низких скоростей, что увеличивает вращающий момент. Применяются турбобуры с наклонной линией давления, работающие при постоянном расходе промывочной жидкости без установки редукционных клапанов. А9К5Са - 240 мм, А7Н4С - 195 мм. Аналогичны секционным машинам ТС6. Вместо резинометаллической пяты - упорно-радиальный подшипник. 12рядный, 15рядный. Средние опоры - однородные радиальные шаровые подшипники. Торцевой сальник, над упорно-радиальным подшипником, ограничивает расход жидкости через подшипник, защищает последний от попадания крупных абразивных частиц. А6К3С - 164 мм, выполнен по схеме независимой подвески вала каждой секции на осевой опоре. Упорно-радиальный 10 рядный шаровой подшипник. В верхней секции - гидравлическая нагрузка. В нижней секции - гидравлическая нагрузка + нагрузка на долото. Система гидродинамического торможения состоит из статоров и роторов, лопатки, которые имеют одинаковый угол наклона относительно плоскости, перпендикулярной оси вала турбин. Эти турбины подбирают некоторый момент, тем больше, чем выше скорость вращения турбины. Турбины с гидроторможением вала. А9ГТ - 240, А7ГТ -195, А6ГТ - 164. Турбобуры с наклонной линией давления, а также с системой гидродинамического торможения А9Ш, А7Ш, А9ГТШ, АГТШ, А6ПШ (осевая опора расположения в отдельном шпинделе, как у ЗТСШ). Турбобуры для бурения с отбором керна. Колонковое турбодолото КТД3 аналогична Т12М3 и отличается наличие полого двигателя, в котором размещена колонковая труба - грунтоноска. Посадка грунтоноски осуществляется по конусной поверхности в опоре, закрепленной в корпусе. Грунтоноска прижимается к опоре гидравлическим усилением от перепада давления в турбине и долоте. Силы трения предотвращают вращение. Грунтоноска с керном поднимается на поверхность без извлечения долота из скважины. Верхняя часть грунтоноски имеет бурт для захвата специальным шлипсом, спускаемым в скважину на канате от дополнительной лебедки. КТД3-172 диаметр керна 33 мм. КТД3-255 диаметр керна 50 мм. Для керна увеличенного диаметра КТД4 (за счет увеличения диаметра вала). Повышенный крутящий момент (увеличивает кольцо ступеней турбин). Расположение пяты в нижней части вала. Регулируемая по длине грунтоноска. КТ3-240-265/48; КТД4-195-214/60; КТД4М-172-190/40 - 4 м в диосекционных. КТД4С-172-190/40 - двухсекционный, увеличен вращающий момент, увеличена длина керна-приема до 7 м. Конструкция аналогична ТС55, 2 секции. Осевая опора в нижней секции, воспринимает гидравлическую нагрузку обеих секций.
Соединение:
1. корпусы - переводники с конической резьбой.
2. валы - конусно-шлицевые муфты.
Конструктивные параметры турбины зависят от диаметральных размеров скважин, поэтому радиальные габариты прочной части являются весьма ограниченными. Турбина, выполняется многоступенчато, для обеспечения необходимых энергетических параметров. Все ступени турбины идентичны.
Шифр турбины.
числитель - число лопаток колеса; знаменатель - ширина лопаток (размер по оси двигателя); последнее число - диаметр турбобура.
Число лопаток статора и ротора одинаковы. Важное требование к конструкции колес - прочность в условиях выбранной нагрузки. Этим условиям удовлетворяет монолитная цельнолитая конструкция турбинного колеса. Большинство турбин имеют обод, повышающий механическую прочность лопаточного винца и уменьшающий утечки рабочей жидкости через радиальные зазоры. Величина осевого зазора турбины устанавливается с учетом возможного осевого перемещения роторов вместе с валом турбины в связи с: 1) износом осевой опоры; 2) возможностью деформации турбинных колес. Характеристика турбины зависит в первую очередь от его идеального веса. Высокое содержание абразива приводит к быстрому износу прочной части. Турбина рабочего двигателя является нерегулируемой, поэтому скорость вращения и крутящий момент на валу изменяется в широких пределах, определяемых величиной нагружения долота, непосредственно связанного с валом. Нагружения двигателя осуществляется путем создания осевого усиления на долото через с/с бурильных труб. Необходимо обеспечить достаточно широких межлопаточных каналов, уменьшающих возможность захламления турбин.
6. Режим работы турбобуров
Рабочая характеристика турбобуров - это зависимость момента сопротивления на валу, мощности, КПД и перепада давления от частоты вращения вала при постоянном расходе. Число оборотов достигает своего максимального значения, близкого к холостому, при расширении и проработке ствола скважины. При увеличении нагрузки на долото число оборотов турбины уменьшается, а вращающий момент турбины возрастает. Графические характеристики турбин и турбобуров представляет - зависимость крутящего момента, мощности, КПД и перепада давления от частоты вращения ротора при постоянном расходе жидкости. Число оборотов турбины при режиме максимальной мощности равно половине числа оборотов холостого хода nр = nхол/2. Вращающий момент турбины достигает максимальной величины при полном торможении МТ = 2МР, где:
МТ - тормозной момент; МР - вращающий момент при максимальной мощности.
Режим работы турбобура при максимальном КПД называется оптимальным. Наиболее устойчивая и эффективная работа турбобура при экстремальном режиме (наибольшей мощности). В рабочей зоне достигается наибольшие значения механической скорости бурения. Характеристика турбин должна обеспечить высокие механические скорости бурения при сохранении достаточной износостойкости долота. Для определения типа турбины пользуются коэффициентом быстроходности ПS, численно равным величине оборотов турбины данного типа, которая при напоре Н=1 м развивает мощность 1 л/с.
ПS = П ON / H 4OH
N - мощность в л/с; П - число оборотов в минуту; Н - перепад напора в м., при максимальном КПД.
Мощность многоступенчатой турбины:
NT = (Q HT g / 75) h, где
Q - расход рабочей жидкости; HT - переход напора многоступенчатой турбины; g - удельный вес рабочей жидкости; h - КПД турбины.
Коэффициент быстроходности всей многоступенчатой турбины турбобура:
hST = ПS / K0.75
Основное уравнение турбины:
М = (Q g / g) r (C1И - C2И), где
М - величина вращающего момента, создаваемой турбиной; Q - расход жидкости через лопаточный аппарат; g - удельный вес жидкости; C1И и C2И - проекции абсолютной скорости входа и выхода потока в рабочем колесе на направление окружной скорости; r - радиусы входа и выхода потока жидкости в рабочем колесе.
7. Эксплуатация турбобуров
Во время погрузки, разгрузки и транспортировки турбобуров к месту работы должна быть обеспечена полная их сохранность. Турбобуры транспортируются отдельными секциями на специально оборудованных машинах - турбовозах. Разгружают турбобуры при помощи подъемного крана. Транспортировка турбобуров волоком и сбрасывание их при разгрузки недопустимы, так как повреждаются корпус и вал (изгиб, вмятина и т.д.).Во избежание засорения турбины и повреждения резьбы турбобур транспортируются с предохранительными пробками и колпаками. Соединение секций в турбобуре. Соединение отдельных секций в турбобуров типа ТС, ТСШ, А7Н в один турбобур производят в следующем порядке:
1. На шейку корпуса нижней секции (для турбобура ТСШ - на шейку шпинделя) одевается хомут, секция подхватывается и устанавливается на стол ротора.
2. Вторая секция при помощи второго хомута поднимается на элеваторе над устанавливаемой на столе ротора нижней секцией (или шпинделем) и направляется так, чтобы её полумуфта вошла в полумуфту нижней секции. Затем корпуса соединяются по конической резьбе, при этом полумуфты валов входят в закрепление. Соединенная резьба секций закрепляется мощными ключами.
3. Соединенные секции приподнимаются над ротором хомут с нижней секции, снимается, а турбобур спускается и устанавливается на стол ротора на элеваторе второй секции.
Поступивший на буровой турбобур считается годным при следующих условиях:
1. Величина осевого люфта находится в пределах:
А) не более 2,0 мм - для турбобура с резинометаллической пятой;
Б) не более 0,4 мм - для турбобура с шаровой пятой.
2. Величина подъемного вала в верхних секциях находится в допустимых пределах. ТС5 - (7-9 мм), ТС4А - 4”(7-9 мм), А7Н (6…8 мм), 3ТСШ - (9-12 мм).
3. Турбобур легко запускается при давлении не выше 2 МПа.
4. Перепад давления в турбобуре соответствует рабочим характеристикам турбине приведенной в паспорте.
5. Все резьбовые соединения герметичны при производительности насосов, необходимой для работы турбобура.
Турбобур, находящийся в бурении, считается годным к дальнейшей работе при соблюдении следующих условий:
1. Осевой люфт не превышает 5 мм при резинометаллической пяте и 6 мм при шаровой опоре.
2. Запуск турбобура происходит при давлении, не превышающем первоначальное.
3. Отсутствие пропусков рабочей жидкости в резьбовых соединениях.
4. Резьбовые соединения свинчены до упора в торцы.
5. Величина натяга в цилиндрических резьбовых соединениях ниппеля и соединительного переводника не изменилась по сравнению с первоначальной.
6. Присоединительная резьба под долото в удовлетворительном состоянии.
Осевой люфт определяют следующим образом: вал турбобура опирают на стол ротора и у торца ниппеля на валу наносят риску, затем турбобур приподнимают и на валу точно также наносят вторичную риску. По расстоянию между рисками определяют величину осевого люфта.
Сборка турбобуров
Износ деталей упорного подшипника приводит к перемещению вала вместе с роторами относительно статоров. Уменьшение осевого зазора между роторами и статорами приводит к соприкосновению их между собой, быстрому износу лопаток турбины по высоте и к ухудшению рабочей характеристики турбобура и его остановке.
Подготовка деталей к сборке.
1. Прочистить валы и смазать машинным маслом УС-2.
2. Корпус и детали вала прочистить и смазать машинным маслом, а торцы в процессе сборки прорезать.
3. Резьбы прочистить, обезжирить, протереть насухо и перед закреплением смазать. Смазки: Р-2 ВТУ №НП-34-60; Р-416 с металлическим наполнителем свинцово-йодистая; молибденовую. Проверить натяг резьбовых соединений.
4. Провести контрольные замеры высоты роторов и статоров, 10 штук. Разница между 10 роторами и 10 статорами не должна превышать 0,2 мм.
5. Детали, собранные на валу, смазать снаружи насосной смазкой ТУ577-55. Допускается её разбавление касторовым маслом в соотношении 5:1.
Сборка турбобуров типа Т12М.
Вал турбобура укладывается на подставки, прочищают шпоночные канавки, пригоняют шпонки. На валу монтируется втулка нижней опоры, упор, ступени турбины, детали средних опор. Средние опоры распределяются равномерно между ступенями турбины. При сборке следят за величиной выхода ступицы ротора из диска статора, который должен быть в пределах осевого люфта. Между верхним статором и нижним подпятником устанавливают регулировочное кольцо. Затем монтируются детали упорного подшипника. Детали вала зажимают роторной гайкой. Надевают колпак, затем её закрепляют контргайкой. Переводник корпуса турбобура и переводник вала крепят до упора в торец так же, как и в замковых соединениях бурильных труб.
Правильность сборки:
1. натяг ниппеля от 5 до 20 мм.
2. осевой люфт турбобура не более 2 мм.
Регулировочное кольцо.
Турбобуры Т12М, Т32, КТД, укороченные и нижние секции секционных турбобуров: регулировочное кольцо расположено в корпусе или на валу между подпятником и турбиной. Секционные турбобуры: регулировочное кольцо расположено на валу или корпусе между соединительным переводником и турбиной.
Регулировочное кольцо резьбы.
Турбобуры Т32, ТС5Б, ТС6, 3ТС5А-8”. Закрепление системы статоров в корпусе производится конической резьбой типа замковая. Определение высоты регулировочного кольца:
a) При помощи специального приспособления, состоящего из регулировочного переводника и упорного винта, система статоров снимается в корпусе с усилием, соответствующим моментом.
b) После проверки легкость вращения с моментом 10-15 кг.м. вала и осевой люфт турбины: 7…10 мм от модели.
c) Замеряют размер Б, разбирают приспособление и вычисляют размер k.
d) Определяют высоту Н регулированного кольца резьбы Н=k-l, где l - длина конусной резьбы.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Описание устройства и принципа действия двигателей постоянного тока. Коэффициент полезного действия, рабочие и механические характеристики. Анализ основных качеств: пусковой, тормозной и перегрузочный момент, быстродействие и регулируемость вращения.
реферат , добавлен 11.12.2010
Назначение, технические характеристики и устройство измерительных трансформаторов напряжения. Описание принципа действия трансформаторов напряжения и способов их технического обслуживания. Техника безопасности при ремонте и обслуживании трансформаторов.
контрольная работа , добавлен 27.02.2015
Режим электромагнитного тормоза асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором (противовключение): механические характеристики режима динамического торможения, принципа действия схемы торможения АД: порядок ее работы и назначение органов управления.
лабораторная работа , добавлен 01.12.2011
Назначение, классификация и маркировка дизельных электростанций, их устройство и комплектация. Требования к обслуживающему персоналу. Подготовка электроагрегата к работе, пуск и остановка. Наблюдение за работой ДЭС. Указания по технике безопасности.
реферат , добавлен 25.01.2011
Основные сведения о конструкциях трансформаторов тока. Устройство, режим работы и принципы действия различных типов трансформаторов тока. Основные параметры и характеристики отдельных конструкций, а также их применение, классификация и назначение.
реферат , добавлен 08.02.2011
Элегазовое комплектное распределительное устройство электроэнергии, его характеристики. Конструкции основных элементов устройства в элегазовых ячейках с двумя системами сборных шин в трех различных типоисполнений. Общий вид трансформатора напряжения.
презентация , добавлен 20.07.2015
Описание структуры и тепловой схемы теплоэлектроцентрали, турбоагрегата и тепловой схемы энергоблока, конденсационной установки, масляной системы. Энергетическая характеристика и расход пара на турбину. Принцип работы котла и топочного устройства.
отчет по практике , добавлен 25.04.2013
Особенности паровой турбины как теплового двигателя неперерывного действия. История создания двигателя, принцип действия. Характеристики работоспособности паровой турбины, ее преимущества и недостатки, область применения, экологическое воздействие.
презентация , добавлен 18.05.2011
Технические характеристики и основные преимущества элегазового комплектного распределительного устройства. Общий вид конструкции основных элементов. Трансформатор напряжения для элегазовой ячейки. Конструкция элегазового ограничителя перенапряжений.
презентация , добавлен 07.11.2013
Классификация и конструкции электросчетчиков. Общий вид трехфазного электронного счетчика CE 302. Назначение и описание средства измерений; требования безопасности. Технические параметры: устройство и работа счетчика, проверка и текущий ремонт прибора.
Турбобур представляет собой весьма интересный по своей конструкции и принципу действия вид оборудования для бурения скважин. Турбобуром именуется , конструкция которого позволяет преобразовать механическую энергию для вращения породоразрушающего инструмента из энергии потока промывочного раствора. Подобное преобразование осуществляется за счет многоступенчатой турбины.
Такая конструкция позволяет более эффективно передавать мощность источника энергии к породоразрушающему инструменту и снижает показатель износа труб в разы по сравнению с роторным типом бурения скважин.
На сегодняшний день существуют различные типы турбобуров, которые отличаются по конструкции и количеству расходуемой жидкости и другим параметрам.
Так, в зависимости от типа конструкции различают: одно- и многосекционные изделия. В первом случае опорная пята и турбина заключены в едином корпусе устройства, в то время как в многосекционном, как следует из самого названия этого типа турбобуров, используется несколько турбинных секций и шпиндель. С любым из этих типов турбобуров возможно использовать унифицированную шпиндельную секцию – самостоятельное устройство, которое в зависимости от конкретной модели может быть выполнено как на опоре скольжения, так и на подшипнике качения.
Типы турбобуров также можно выделить на основе показателя литража устройства. Низкий литраж в сочетании с высоким показателем напора отличаются наибольшим показателем мощности, большим показателем частоты вращения и весьма высокий вращательный момент. Средний литраж устройства демонстрирует высокий расход жидкости, однако при этом частота вращения остается средней, а вращающей момент достигает наиболее высоких возможных показателей. Типы турбобуров с высоким литражом наоборот демонстрируют низкую частоту вращения и при этом – большой расход промывочной жидкости.
В качестве отдельного типа турбобуров можно выделить реактивно-турбинный, применяемый для бурения скважин диаметром до пяти метров. Подобное устройство состоит из нескольких параллельно смонтированных и жестко скрепленных между собой турбобуров. При этом происходит вращение как всей конструкции вокруг оси колонны, так и вращение долот вокруг оси ствола и оси корпуса турбобура.
В качестве одного из типов турбобуров иногда рассматривается турбодолото, которое, хотя и имеет схожую конструкцию, несколько отличается от турбобура. Как правило, это турбобур с одной или двумя секциями, пустотелым валом и грунтоносом в верхней части корпуса. Бурение с применением турбодолота осуществляется при необходимости проведения отбора керна.
Турбобур (рис.2) представляет собой забойный гидравлический агрегат с многоступенчатой гидравлической турбиной, приводимой в действие потоком бурового раствора, который закачивают в бурильную колонну с поверхности насосами.
Турбобур состоит из двух групп деталей: вращающихся и не вращающихся. Невращающуюся группу деталей составляют переводник 1, при помощи которого турбобур соединяется с бурильной колонной, цилиндрический корпус 2 с кольцами пяты 4, дисками статора 6, средней опорой и ниппелем 8. К вращающейся группе деталей относится вал 3 с насаженными на нем дисками роторов 7 и пяты 5, закрепленными на валу при помощи шпонки, гайки и контргайки. Нижняя часть вала имеет отверстие внутри и боковые каналы для протока раствора к долоту и снабжено резьбой, которой через переводник присоединяется долото.
Турбина состоит из большого числа ступеней (100-350). Каждая ступень (Рис.3.) представляет собой два диска с лопатками: один диск - ротор - укреплен на валу турбобура, второй - статор. Лопатки статора и ротора расположены под углом друг к другу, вследствие чего поток жидкости, поступающий под углом из каналов статора на лопатки ротора, меняет свое направление и производит силовое воздействие на них. В результате этого создаются силы, стремящиеся повернуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закрепленный в корпусе диск статора - в другую сторону. Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки статора ниже расположенной ступени, где вновь происходят изменение направления потока жидкости и подача его на лопатки ротора этой ступени. На роторе второй ступени также возникают силы, создающие активный крутящий момент, и т. д.
Рис.3. Ступень турбины турбобура.
А-внешний вид; Б-схема ступени; 1-статор; 2-ротор; 3-лопатки статора; 4-обод статора; 5-лопатки ротора.
Жидкость, поступающая в турбобур, проходит через все его ступени и подводится к В зависимости от требований бурения применяют турбобуры диаметром от 127 до 220 мм с числом ступеней от 25 до 350 и более. При большем числе ступеней для удобства перевозки и монтажа турбобур выполняется из отдельных секций (до четырех) длиной 6-10 м каждая, соединяемых между собой на буровой в один агрегат перед спуском в скважину.
Диски ротора и статора отливают из стали, ковкого чугуна или комбинируют из пластмассовых (капроновых, полипропиленовых) венцов и стальных ступиц ротора и ободов статора. Профили лопаток статора и ротора обычно являются зеркальным отображением.
В турбобурах диаметром 170 мм и менее применяют безободные диски.
Ротор фиксируется в статоре посредством радиально-осевого и радиальных резинометаллических подшипников скольжения. В односекционных турбобурах и первых (нижних) секциях секционных турбобуров используется различное расположениеопор.
Опора-пята, через которую передается осевая нагрузка от бурильной колонны долоту, в зависимости от конструкции располагается в верхней или нижней частях турбобура. Резинометаллическая пята состоит из нескольких ступеней (рис.4). Каждая ступень имеет подпятник, который представляет собой металлический обод / с резиновой облицовкой 2, укрепляемый в корпусе, и стальной диск 3, сидящий на валутурбобура.
Рис. 4. Резинометаллическая пята.
Эластичная резиновая облицовка одного из элементов пяты или подшипника обеспечивает его работу при смазке буровым раствором и распределяет нагрузку по поверхности трения. Резинометаллические опоры турбобуров в зависимости от условий эксплуатации имеют работоспособность в пределах 50-150 ч.
Пята, расположенная в верхней части турбобура, снабжается каналами для протока раствора, а пята, расположенная в нижней части вала, не имеет каналов и служит лабиринтным уплотнением, препятствующим утечкам раствора в зазор между валом и ниппелем. При такой конструкции можно работать с некоторым перепадом давления в долотах без значительных утечек раствора через нижнее уплотнение. Валы верхних секций имеют только радиальные опоры.
Ниппель, свинченный с корпусом турбобура, служит для зажатия дисков статора. Резиновая обкладка ниппеля является одновременно нижней радиальной опорой и сальником, уплотняющим зазор между корпусом и валом турбобура.
Валы секций соединяются с помощью конусных фрикционных или шлицевых муфт. Последний тип, более сложный в изготовлении, приспособлен к условиям сильной вибрационной нагрузки при бурении крепких пород. Шлицы предназначены для предотвращения проворота муфты.
Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный момент, создаваемый на лопатках дисков статора, суммируется на корпусе турбобура. Эти оба момента- активный и реактивный - равны по величине и противоположны по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается соединенной с ним бурильной колонне, а активный - долоту.
Негосударственное образовательное учреждение
Среднего профессионального образования
«Нефтяной техникум»
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА
ПО ДИСЦИПЛИНЕ
«Технология бурения нефтяных и газовых скважин»
№ Варианта13
Ижевск
1) Принцип работы турбобура. Сущность турбинного бурения, преимущества, недостатки и область применения…………………………..3
2) Основные требования, предъявляемые к расположению бурового оборудования……………………………………………………………………5
3) Бурение горных пород. Классификация пород по бурению………….8
4) Одношарошечные долота: конструкция, вооружение, типоразмеры, преимущества, недостатки и область применения их……………………..12
5) Легко сплавные бурильные трубы и замки к ним. Конструкция, размеры, преимущества, недостатки и область применения………………..15
6) Задача №1………………………………………………………………..18
7) Задача №2………………………………………………………………..19
8) Задача №3………………………………………………………………..20
9) Задача №4………………………………………………………………..21
10) Задача №5………………………………………………………………..22
11) Задача №6………………………………………………………………..23
12) Задача №7………………………………………………………………..24
13) Задача №8………………………………………………………………..25
14) Задача №9………………………………………………………………..26
15) Задача №10………………………………………………………………27
16) Список литературы……………………………………………………...28
Принцип работы турбобура. Сущность турбинного бурения, преимущества, недостатки и область применения
Турбобур - это разновидность бурового оборудования, гидравлический забойный двигатель, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости (бурового раствора) преобразуется в механическую энергию вращения вала, соединенного с породо-разрушающим инструментом (буровым долотом). Рабочим органом, в котором происходит преобразование энергии, служит многоступенчатая турбина осевого типа.
Так как турбобур устанавливают непосредственно над породо-разрушающим инструментом, то источником энергии и крутящего момента является давление потока жидкости, движущейся под напором поверхностного насоса.
Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, то есть жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление. Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.
Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки ротора под заданным углом и осуществляют силовое воздействие на ротор, в результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй ступени, где вновь происходят формирование направления движения потока жидкости и подача её на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент.
В результате жидкость под действием энергии давления, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к породо-разрушающему инструменту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу. В процессе работы турбины на статорах, закрепленных неподвижно в корпусе турбобура, создается реактивный момент, равный по значению, но противоположный по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается на бурильные трубы и осуществляет их закручивание на определенный угол, зависящий от жесткости и длины бурильной колонны.
Сущность турбинного бурения состоит в использовании забойной машины, называемой турбобуром. Турбобур преобразует поступательное движение очистного агента, подаваемого буровым насосом по колонне бурильных труб, во вращательное движение турбины, передающей вращение на долото или коронку.
Турбинное бурение чаще всего сочетается с оборудованием и процессами роторного бурения, может использоваться и совмещаться с колонковым и бурением подвижным вращателем.
Турбобуры применяется при бурении скважин различного назначения (группы А, Б, В, Г), разрез которых состоит из твердых, абразивных пород 6 - 12 категорий по буримости в интервалах бурения от 100 до 2000 (3000) м, когда плотность и вязкость бурового раствора может быть не высокой. Турбобуры также часто используются при разбуривании цементных мостов.
Кроме того, турбинное бурение эффективнее роторного при искусственном искривлении скважин, из-за повышенной гибкости секций турбобура.
Недостатками турбобуров являются высокая чувствительность к вязкости бурового раствора и высокая частота вращения, которая приводит к повышенной разработке ствола скважины при бурении мягких пород, а также ускоренному износу ПРИ и, следовательно, к увеличению количества СПО.
Турбобуры используются для выполнения различных технологических операции при строительстве и ремонте скважин. Искривление ствола производится турбинными отклонителями.
Турбобуры используются как привод породоразрушающего инструмента при бурении сплошным забоем, а также при обуривании керна в качестве привода керноприемного устройства или без него при размещении керноприемной трубы внутри полого вала турбобура (турбодолота).
Определенную специфику имеют турбобуры, используемые для привода шарошечных долот и безопорных долот. Турбобуры находят применение при бурении обычных по диаметру (до 660 мм) стволов, а также шахтных стволов диаметром более 4000 мм в составе агрегатов реактивно-турбинного бурения.
Турбобур с плавающими статорами типа ТПС (рис.15) отличает то, что статоры его турбины имеют свободу осевого перемещения относительно корпуса, тогда как роторы турбины закреплены на валу. По сравнению с обычными турбобурами, в турбобурах с плавающими статорами на осевую опору секции действует удвоенная сила сверху вниз.
Турбобуры с плавающими статорами нашли применение в геологоразведочном бурении, благодаря простоте их сборки и регулировки, а также сравнительно высоким параметрам. Достоинства турбобуров ТПС основаны на том, что при сборке не требуется точных расчетных размеров между секциями.
При нарастании износа осевой опоры секции, благодаря осевой свободе статоров, исключается их контакт с роторами. Статоры относительно роторов в турбобурах ТПС расположены со значительно меньшим осевыми зазором, чем в обычных турбобурах, что позволяет в турбинной секции установить примерно в 1,3 раза больше турбинных ступеней и тем самым добиться улучшения энергетической характеристики за счет увеличения момента силы при сохранении частоты вращения вала турбобура.
Турбобур с независимой подвеской валов секций (рис.16). В этом турбобуре так же, как и в ТПС, упрощена регулировка секций. Соединение валов секций между собой имеет свободу осевого взаимного перемещения. Ресурс работы турбинной секции определяется величиной осевого износа подшипника в пределах осевого зазора между ротором и статором турбинной ступени. Благодаря исключению жесткой связи между долотом и валами турбинных секций подшипник в последних не нагружен сильными вибрациями, в результате чего он способен нарабатывать много сот часов.
Турбобуры с независимой подвеской типа А6Ш могут быть многосекционными, что позволит наращивать момент силы, а также уменьшать расход жидкости и частоту вращения.
Турбинно-винтовой двигатель типа ТНВ (рис.17) представляет собой агрегат, включающий шпиндельную секцию, турбинную секцию и винтовой модуль. Соединение между собой турбинных и винтовых рабочих органов позволяет получить характеристику низкооборотной машины, какой является винтовой забойный двигатель, и высокую надежность, свойственную турбинным двигателям. При прочих равных условиях двигатели ТНВ имеют многократно большую наработку на отказ, чем винтовые двигатели.
Высокая надежность турбинно-винтовых двигателей основана на обеспечении легких условий работы винтовой пары и осевой опоры - наиболее уязвимых элементов двигателя.
При малых моментах силы на двигателе осевая сила, действующая на ротор, направлена снизу вверх (насосный режим), а при повышенных моментах на двигателе -сверху вниз. На винтовой ротор модуля, в зависимости от режима работы двигателя, действует не только осевая сила с изменяющимся направлением, но и момент силы с изменяющимся направлением. Благодаря уменьшенным нагрузкам в винтовой паре модуля происходит постепенный ее износ.
Успешная работа турбобурами в бурении обеспечивается их правильным использованием, в том числе сборкой и регулировкой. Дальнейшее развитие турбинного бурения связано с улучшением характеристик турбин, повышением их КПД, понижением частот вращения на разгонных режимах, понижением перепада давлений в турбобурах, повышением стойкости, надёжности и межремонтных сроков работы турбобуров, приспособлением их для работы с высоконапорными долотами, тахометрированием частот вращения вала турбобура и автоматизацией подачи инструмента в процессе бурения.
