Турбобуры. Принцип работы турбобура

Турбобур представляет собой забойный гидравлический двигатель, снабженный осевой опорой, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости преобразуется в механическую работу вала, к которому прикрепляют породоразрушающий инструмент. Турбобур опускают в скважину на бурильной колонне, которая по мере углубления скважины наращивается с поверхности новыми бурильными трубами. В качестве гидравлического двигателя в турбобуре применяют многоступенчатую осевую турбину.

Гидравлические двигатели, в которых используется кинетическая или скоростная энергия потока жидкости, называют турбинами. В турбинах работа совершается главным образом в результате изменения количества движения жидкости.

В турбобурах применяют многоступенчатые осевые турбины лопастного типа. На рис. 1 схематично изображена одна ступень турбины турбобура, состоящая из статора и ротора.

Турбина работает следующим образом. Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, т.е. жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление, указанное стрелкой А. 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 ее на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате жидкость под действием энергии давления, создаваемой поверхностным насосом, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к долоту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу.

Рис. 1 Схема ступени турбины турбобура: l -- лопатка статора; 2 -- лопатка ротора

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. Источником энергии в пределах рабочего органа турбины является скоростной напор потока жидкости, создаваемый вследствие перепада давления на входе в турбину и выходе из нее.

В процессе бурения осевая нагрузка на долото передается через турбобур, так как его обычно устанавливают непосредственно над породоразрушающим инструментом. Для восприятия и передачи осевой нагрузки турбобур снабжают специальной опорой, размещаемой в верхней или нижней части корпуса турбобура. Вал турбобура также снабжается радиальными опорами, предназначенными для центрирования вала, работающего при высоких осевых нагрузках и частотах вращения.

В качестве осевой опоры в серийных турбобурах применяют резино-металлические подшипники скольжения. Попытки использовать в качестве осевых опор стандартные упорные подшипники качения не дали положительных результатов. В 1960 г. во ВНИИБТ для турбобуров удалось разработать многорядную шаровую опору специальной конструкции.

Резинометаллический подшипник состоит из нескольких ступеней. Каждая ступень включает подпятник, закрепляемый в корпусе, и диск, сидящий на валу турбобура. Кольцо служит для защиты вала турбобура от изнашивания и для обеспечения заданного расстояния между дисками пяты. Подпятник по дисковой части облицован резиной, т.е. по верхней, нижней и внутренней цилиндрической поверхностям. Корпус подпятника имеет каналы для пропуска промывочной жидкости.

Радиальная резинометаллическая опора турбобура представляет собой корпус, внутренняя поверхность которого облицована резиной. В качестве нижней радиальной опоры используют ниппель. Резиновая обкладка ниппеля выполняет также функции сальникового уплотнения.

Работоспособность резинометаллических подшипников турбобура в абразивной среде в различных нефтяных районах страны колеблется в пределах 50--150 ч. Этим временем определяется межремонтный срок работы турбобура. Сравнительно высокая работоспособность резинометаллических подшипников турбобура объясняется тем, что твердые частицы, находящиеся в промывочной жидкости, попадая в зазор между эластичной облицовкой подпятника и стальной пятой, вдавливаются в резиновую поверхность, вследствие этого сила прижатия твердых частиц к стальному диску определяется упругостью резины и не зависит от удельного давления между металлической и резиновой поверхностями. Износ таких трущихся поверхностей в 4 --6 раз ниже, чем при работе двух твердых поверхностей, находящихся в абразивной среде.

Эластичная обкладка подпятников осевой опоры турбобура позволяет равномерно распределять осевую нагрузку по ступеням в пределах 0,5 -- 1,0 МПа. Коэффициент трения при промывке водой в резинометаллической опоре составляет 0,04 -- 0,10, в глинистом растворе -- 0,06 -- 0,16.

Осевая опора качения представляет собой радиально - упорный многорядный бессепараторный шарикоподшипник. Одна ступень подшипника состоит из наружного и внутреннего 2 рабочих колец, между парами которых размещается шарик 3. Расстояние между рабочими кольцами определяется размерами распорных колец -- наружного 4 и внутреннего 5. От попадания крупных абразивных частиц подшипник защищен сальником. Ввиду того, что бессепараторные подшипники работают в абразивной среде, большое влияние на их работоспособность оказывает правильная приработка опоры.

Характеристика турбобура

Рабочая характеристика турбины турбобура определяется частотой вращения вала п, крутящим моментом М на его валу, развиваемой мощностью N , перепадом давления Dр и гидравлическим коэффициентом полезного действия η количеством бурового раствора Q , прокачиваемого через турбину. В процессе бурения вследствие изменения момента сопротивления на долоте и количества прокачиваемого раствора всœе параметры турбобура меняются.

Крутящий момент на валу турбины возникает в результате взаимодействия потока жидкости с лопатками статора и ротора, В расчетах принимают, что в каналах ротора и статора турбины жидкость движется цилиндрическими слоями и не влияет на другие слои в радиальном направлении. Течение жидкости в цилиндрическом слое рассматривается в теории турбин, разработанной в прошлом веке инженером Эйлером. Согласно этой теории, в проточной части турбины протекает бесчисленное число цилиндрических слоев жидкости, а в каждом слое имеется множество струек или линий тока жидкости. Скорости движения струек в каждом цилиндрическом слое различны как в радиальном, так и в окружном направлении.

Для упрощения расчетов принимают, что эквивалентная струйка имеет некоторую среднюю скорость, соответствующую усредненным параметрам жидкости на расчетном диаметре D ср лопаток турбобура.

Осевая скорость потока c z жидкости (в м/с) в любом поперечном сечении турбины вычисляется по уравнению расхода

с z = Q/F = Q/πD cp l , (4.1)

где Q - расход жидкости, м 3 /с; F - площадь поперечного сечения решетки турбины, м 2 ; l - радиальная длина лопаток, м.

Для обеспечения протекания жидкости через турбину с определœенной скоростью нужно на входе в турбину иметь напор, который расходуется как на полезную работу, так и на преодоление вредных сопротивлений.

В турбобурах применяются многоступенчатые аксиальные турбины с густой решеткой специфичной конструкции и в теории турбин общего назначения эти турбины не рассмотрены. В 1936 ᴦ. инженером П. П. Шумиловым впервые была рассмотрена теория этих турбин и была предложена циркулятивная теория аксиальных многоступенчатых турбин, что позволило правильно подойти к проектированию турбин для турбобуров с учетом условий их работы. На базе анализа степени циркулятивности (с и ) турбины была предложена методика выбора наиболее важного параметра турбобура - соотношения вращающего момента М и частоты вращения п при работе на оптимальном режиме, т. е. отношение М/п .

Построение специальной циркулятивной теории аксиальных турбин потребовало введения некоторых понятий и обозначений к ранее существовавшим в теории турбин. Для всœех величин, относящихся к месту входа потока жидкости в каналы ротора, принимаются индексы ʼʼ1 ʼʼ, а к месту выхода - индексы ʼʼ2 ʼʼ. Абсолютные скорости потока жидкости обозначаются буквой с , относительные w и переносные (окружные) и .

Рассмотрим изменение скоростей потока жидкости в лопастной системе многоступенчатой осœевой турбины турбобура. Абсолютная скорость потока с должна быть разложена на скорости в трех направлениях: осœевом с z , тангенциальном (окружном) и и радиальном. При этом так как размер лопастей турбин турбобуров мал по сравнению со средним диаметром турбины, можно пренебречь изменениями в потоке жидкости вдоль радиуса и рассмотреть планы скоростей по двум осям: на направлении переносной скорости и на цилиндрической поверхности со средним диаметром D ср и в осœевом направлении с z . На рис. 4.6. показаны планы скоростей в осœевой решетке лопастей турбины.

Окружная скорость на среднем диаметре D ср
лопаток u = πD ср n.

Конструктивные углы наклона профиля лопаток на выходе статора обозначим α 1 , на входе α 2 , на входе ротора β 1 и на выходе β 2 . В турбинах турбобуров применяют густые решетки и угол наклона α 1 абсолютной скорости с 1 , приблизительно равен углу наклона лопастей статора.

Направление относительной скорости w 1 , зависит от соотношения скоростей u 1 и c 1 Построим треугольник скоростей в координатах u 2 и c 1 в точке истечения из ротора на входе в статор нижелœежащей ступени (координаты u 2 = u 1 и c z 2 = c z 1 ). Относительная скорость истечения жидкости с лопатки ротора направлена под углом β 2 между направлением кромки профиля лопатки ротора и вектором окружной скорости. На рис.4.6, б показано совмещение этих двух треугольников скоростей, по которым можно судить об изменении циркуляции потока.

При движении поток жидкости направляется в каналы статора, неся с собой определœенный запас энергии, представленный в виде давления. По всœей высоте канала статора происходит трансформация давления в скоростной напор.
Размещено на реф.рф
При этом весь поток к концу канала статора вследствие поворота лопаток ротора начинает вращаться вокруг оси турбины. Статор вырабатывает в потоке к моменту его истечения винтовой вихрь, осью которого является ось турбины, а напряжение вихря потока зависит от скорости циркуляции его вокруг этой оси.

Скорость циркуляции потока, созданная в статоре

(4.2)

Скорость циркуляции потока в роторе

(4.3)

где проекции скоростей потока c 1u = c 1 cosα 1 ; c 2u = c 2 cosα 2 ; абсолютные скорости с 1 = c z /sinα 1 , c 2 = c z = c z /sinα 2 .

Вращающийся ротор турбины, принимая винтовой вихрь, снижает величину его напряжения, создавая некоторый вращающийся момент. Лопатки статора, закручивая поток вокруг оси турбины, воспринимают направленный в противоположную сторону реактивный момент и передают его на неподвижный корпус турбобура. В многоступенчатой аксиальной турбинœе напряжение вихря потока, отработанного в ступене ротора, равно напряжению вихря потока на входе в статор следующей расположенной ниже ступени и т. д.

Эффективная мощность турбины пропорциональна суммарному возбужденному в ступенях ротора крутящему моменту, умноженному на угловую скорость вращения ротора. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, чем больше амплитуда изменения давления потока в ступенях статора и ротора, тем больше создаваемый на роторе рабочий момент и тем ниже можно получить угловую скорость вращения вала турбины при одной и той же ее мощности.

При небольшом отношении радиальной ширины каналов турбины к среднему радиусу r ср можно считать, что средний момент скорости по сечению равен среднему моменту скорости по окружности радиусом r ср. Тогда из уравнений теории турбин Эйлера получим приближенный момент, развиваемый одной ступенью турбины (в Н·м)

(4.4)

где ρ - плотность жидкости, кг/м 3 ; Q - расход жидкости, м 3 /с; r ср - средний радиус ступени, м.

Мощность турбины (в Вт)

где ω = πn /30 - угловая скорость ротора турбины, с -1 ; п - частота вращения ротора, об/мин.

Мощность, развиваемая одной ступенью турбобура,

где Dр ст - эффективный используемый перепад давления на ступени турбины, МПа,

(4.6)

Для турбобуров с числом ступеней k мощность и вращающий момент будут в k раз больше.

Для тихоходных турбин турбобуров с большим вращающимся моментом требуется создание значительной амплитуды колебания циркуляции, а, следовательно, большой разности проекций скоростей потока

с 1 u -с 2 u .

Для оценки этих качеств турбобуров введены понятия:

коэффициент циркулятивности турбин

(4.7)

(и - окружная скорость потока);

коэффициент расхода ступени

(c z - осœевая скорость потока).

С увеличением разности проекций скоростей потока возрастает вращающий момент, развиваемый каждой ступенью; с уменьшением окружных скоростей снижается частота вращения.

Высокий коэффициент циркулятивности с и имеют тихоходные турбины с большим вращающим моментом. Быстроходные турбины имеют низкий коэффициент циркулятивности и небольшой вращающий момент. В современных турбобурах применяют высокоциркулятивные турбины с небольшим расходом, но при высоком напоре.

В реальных условиях поток жидкости в каналах турбин турбобуров неодинаков и неоднороден. При работе турбобура скорость и давление жидкости в любой точке потока изменяются без определœенной закономерности, что вызвано неравномерностью нагрузки на валу при бурении и колебаниями подачи насосов. Форма же лопаток статора и ротора турбины постоянна и она должна быть такой, чтобы обеспечивать достаточно высокий к.п.д. при различных режимах работы.

При изменении скоростей потока у входа в каналы ротора и выхода из него изменяются стороны треугольников скоростей. Учитывая зависимость отконструкции турбины всœе стороны треугольника скоростей, т. е. векторов абсолютных, относительных и окружных скоростей могут изменяться либо пропорционально, либо непропорционально. В последнем случае нет подобия между геометрическими и динамическими треугольниками скоростей. Турбина будет работать в режиме с низким к. п. д. вследствие ударного течения вихревого потока жидкости. Наиболее благоприятен безударный режим без интенсивного вихреобразования на лопатках.

При замедлении вращения происходит вихреобразование с тыльной стороны профиля (зона S на рис.4.6), а при увеличении скорости и вихреобразование происходит на лицевой стороне лопатки (зона S" ). Наиболее благоприятные условия для уменьшения гидравлических потерь обеспечиваются при плавном и безотрывном обтекании лопатки потоком с обеих сторон.

Характеристика турбин при постоянном расходе жидкости показана на рис. 4.7 кривыми зависимости момента М , перепада давления Dр , мощности N и к. п. д. η от частоты вращения п при постоянном значении расхода жидкости Q с определœенными свойствами (плотность ρ и вязкость μ ). Для построения кривых используются формулы (4.4) - (4.6). По этим формулам бывают определœены характеристики каждой ступени, а характеристики всœего турбобура пропорциональны числу ступеней k .

Гидравлический к.п.д. пропорционален мощности

(4.9)

Режим работы турбобура при максимальном к.п.д. η m ах принято называть оптимальным. Наиболее устойчивая и эффективная работа турбобура при экстремальном режиме, ᴛ.ᴇ. наибольшей мощности. В многоступенчатых турбинах экстремальный и оптимальный режимы почти совпадают. Гидравлический к.п.д. турбины определяется потерей мощности при прохождении жидкости в каналах турбины. Эти потери зависят от шероховатости поверхности лопаток, их формы, утечек в зазорах между дисками турбины.

Характеристики турбин различных конструкций неодинаковы, в связи с этим существует много модификаций и конструкций турбобуров. Важно заметить, что для снижения частоты вращения и перепада давления

Для расчета характеристики турбины могут использоваться преобразованные формулы, определяющие крутящий момент и перепад давления на режиме максимальной мощности:

(4.10)

(4.11)

где р – перепад давления на турбинœе; η – КПД.

П.П. Шумилов установил следующие основные закономерности, характеризующие влияние количества бурового раствора на работоспособность турбины.

1. Частота вращения турбины пропорциональна количеству прокачиваемой жидкости

(4.12)

ᴛ.ᴇ. при увеличении количества прокачиваемого раствора, к примеру, в 3 раза жидкости частота вращения турбины увеличивается также в 3 раза, и наоборот.

2. Перепад давления на турбинœе пропорционален квадрату количества раствора

(4.13)

Таблица 4.1.

Технические характеристики турбин,

выпускаемых отечественной промышленностью

3. Вращающий момент турбины, как и перепад давления, пропорционален квадрату количества прокачиваемого раствора.

(4.14)

4. Мощность турбины пропорциональна кубу количества прокачиваемого раствора

, (4.15)

ᴛ.ᴇ. при увеличении количества прокачиваемого раствора, к примеру, в 2 раза мощность турбины увеличивается в 8 раз, и наоборот перед соединœением секций турбобура на буровой их проверяют. Элементы турбобура с видимыми дефектами и повреждениями к сборке не допускаются.

Поступивший из турбинного цеха турбобур допускается к эксплуатации при следующих условиях:

· осœевой люфт 2 мм для турбобуров с резинометаллической осœевой опорой и не более 0,4 мм с шаровой осœевой опорой;

· величина подъема вала в верхних секциях находится в соответствии с указанной в инструкции;

· перепад давления в турбобуре соответствует паспортному;

· всœе резьбовые соединœения герметичны при прокачке раствора, расход которого соответствует паспортному.

Перед спуском в скважину вал турбобура проверяют на легкость вращения, проворота его ключом при моменте не более 200 Н·м. Целœесообразно перед спуском турбобур опробовать над столом ротора. Запускаться он должен при давлении 1 - 1,5 МПа. Перепад давления крайне важно фиксировать в его паспорте и буровом журнале. При опробовании турбобур должен работать без рывков и плавно останавливаться при прекращении подачи раствора.

В процессе работы крайне важно следить за изменением люфта вала. В процессе бурения турбобур может остановиться вследствие перегрузки, снижения подачи насосов или неисправности. В первых двух случаях крайне важно попытаться турбобур запустить, разгрузив опору, приподняв его над забоем, и довести подачу до установленной паспортом. В случае если запустить не удалось, турбобур поднимают на поверхность и устраняют неисправность или направляют на ремонт.

Отработанный турбобур укладывают на мостки и на корпусе делают пометку ʼʼна ремонтʼʼ. К нему прикладывают заполненный паспорт, в котором указывают номер буровой, даты начала и конца его работы, время работы в часах, интервал бурения, параметры бурового раствора и причины отказа.

Характеристика турбобура - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Характеристика турбобура" 2017, 2018.

30.10.2016 15:17

Иллюстрация:

Турбобур - вариант бурового устройства, состоящего из электрогидравлического движка, принцип действия работы которого, основан на превращении энергии движения буровой смеси в энергию движения вала. Назначение такого агрегата - разработка скважинных отверстий для добычи газовых и нефтяных месторождений.

Как все начиналось?

Задаток такого агрегата начал появляться в 20-х годах прошлого века. 1922 год - ознаменовался в СССР изобретением первого турбобура. В этом изобретении одноступенчатая турбина на высоких оборотах сообщает движение долоту посредством редукторного механизма, который наполнен масляным составом.

1938 год - использование безредукторного турбобурного устройства, полезной мощностью 100кВт уже с большим количеством ступеней. В этом экземпляре вал непосредственно сообщает движение долото.

Отличительной чертой такого бура является то, что такая установка является открытым типом, в ней вал крутится в подшипниках на основе резины и металла, которые охлаждаются за счет циркуляции промывочной жидкости. Момент вала считается суммированием моментов, которые дает каждая ступень.

Начало 50-х годов знаменательно тем, что разработчики стали искать пути решения проблемы по увеличению количества ступеней турбины. Это необходимо было сделать, чтобы снизить частоту вращательных движений долото. Тогда были разработаны первые агрегаты, состоящие из двух и трех секций. Они собирались уже непосредственно на территории проводимых работ. Секции приходилось свинчивать по резьбе в виде конуса, а валы присоединялись муфтами: сначала использовались конусные, а затем конусно-шлицевые муфты. Нижняя часть секции была оснащена стержневой опорой агрегата.

Через некоторое время разработчикам удалось переконструировать установку и как результат - эксплуатационные моменты агрегатов стали проще, и стержневая опора стала автономной деталью - секцией и преобразована в шпиндель. Такое новшество способствовало замене на месте самой истершейся части установки - опоры.

50-е годы - их окончание - были ознаменованы тем, что разработчикам пришлось думать над тем, как повысить эффективность бурения, поскольку резинометаллическое основание значительно понижало производительность турбобура, если использовались утяжеленные смеси, или в них попадало много шлака. Поэтому в итоге проектировщики подошли к проектированию опоры качения, которая должна была сгладить все погрешности.

На начало следующего десятилетия пришлось создание упорно - радиальной шаровой опоры. Она включала в себя подшипник качения с массой уровней.

Затем созданный агрегат продолжал свое развитие. Появилось новшество: шарошечные коронки с опорами, заполненными масляным раствором и полностью герметизированные. Эти коронки при 100% результате требовали частоту вращательного движения от 2,5 до 5 с. Такой факт сподвигнул разработчиков к дальнейшему проектированию новшеств для усовершенствований конструкций агрегатов бурения.

Появлялись все необычные витки развития конструкций:

• появилась система гидродинамики;
• многосекционные;
• появился клапан-регулятор смеси;
• смягчение вибраций;
• движение жидкости стало разделяться, и появился пустотелый вал;
• статор стал приходить в движение;
• появилась тормозная приставка, основанная на гидромеханике;
• разрабатывалась приставка редуктора;
• разрабатывались винтовые двигатели, основанные на гидравлике.

Типы турбобуров

• секционные стандартизованные шпиндельные агрегаты - складываются из четырех составляющих - секций: три из них турбинные, а четвертая шпиндельная. Во всех турбинных составляющих имеется: по 100 уровней, по 4 радиальной опоры и по 3 уровня предохранительной пяты.
• агрегаты с высоким моментом и с конструкцией гидроторможения - состоят из 3 секций и шпинделя. Вращательное движение ротора дает обратную силу турбине агрегата.
• агрегаты, состоящие из большого числа секций - вал агрегата оснащен турбинными составляющими - сборками. Здесь расположено не менее 3 секций;
• агрегат с независимой подвеской - все секции турбины снабжены упорным шарикоподшипником. Коническая резьба объединяет корпусы секций, а полумуфты в виде квадрата объединяют валы. Все секции вмещают от 80 до 90 уровней;
• агрегат с движущимся статором - опора шпинделя в оси несет усиленный вес. Все статоры такой конструкции беспрепятственно движутся вдоль оси;
• агрегат с пустотелым валом - у агрегата имеются шпиндель и секции турбин;
• агрегат с изымаемым редуктором - отличается тем, что эта составляющая всегда может быть подменена на месте.

Данный метод бурения предусматривает отправку на площадку отбитой горной массы агрегата с коронкой. Смесь подается в агрегат с константой по расходу. Также создается и изменяется вес на забой. Поскольку агрегат может развить реактивную мощность, которую определяет частота вращательных движений, при бурении нужно учитывать то, что скачки давления должны быть постоянны. Это можно выполнить с помощью регулировки забойного веса и корректирования и сохранения значения давления на отметке близкой к максимальной, в трубопроводе циркуляционной системы.

Устройство такого типа оборудовано:

• агрегатом с коронкой, установленном на колонне;
• инструментом передвижения в отверстии бурения;
• системой движения смеси;
• интерфейсом фиксирования давления смеси, связанным посредством информации с панелью пуска инструмента бурения.

Данный пульт, запрограммирован на определенную потребляемость смеси, и поддержании уровня давления близкой к максимальной.

Составляющие турбины агрегата - статор и ротор - имеют необычную конструкцию лопаток. Кромки лопаток выполнены со специальной угловой составляющей, а углы лопаток ротора и статора отличаются.

Бурение таким способом не совсем удобно, поскольку сопротивление породы к вращательному движению инструментов, уменьшает максимальный крутящий момент. Он определяется расчетным значением тормозного момента и у него отсутствует зависимость по глубине бурения, движению долота, стержневого веса на коронку и нет зависимости от того, какие породы приходится проходить, то есть, зависимости от их свойств нет.

Данный метод способствует увеличению прочности труб приблизительно в десять раз в параллели с роторным бурением. Это доказано практикой. В данном типе бурения большое значение играет передача мощности от энергоисточника к коронке: он получается больше в отличие от роторного бурения.

Минусовые факты

Минусами всех методов работы турбобуром является то, что максимум скорости, который выдает составляющая проходки, не обуславливает максимум скоростного движения долото за маршрут, отсюда можно сделать вывод о том, что агрегат не работает на уровне максимальных затрат, то есть его невозможно вывести на режим максимума по выдаваемому результату. И на это не способен ни один бурильщик, или автомат.

Минусами всех устройств, которые содержат пульты выдачи бурильного агрегата, является как раз несостоятельность аппаратуры контролирования значения максимального значения в работе агрегата.

Все турбины также имеют недостатки, которые выявляются в том, что поверхностное бурение не обусловлено максимумом мощности агрегата, процесс работы буром нельзя принять в оценке: максимально ли значение мощности на определенном промежутке или нет. Поддержание такого режима так же невозможно.

К тому же, у турбин момент относится так низко к частоте вращательного движения, что увеличение глубины долота за оборот имеет малое значение, а это снижает движение и саму проходку долота за маршрут. У турбин плохой запуск агрегата. Помимо этого, в разгоняемом режиме срабатываемые напоры завышены, что предупреждает аксиальную опору, когда агрегат доводится до забоя отверстия.

Характеристики турбобура

У агрегата должны иметься следующие характеристики:

• так как обособленный расход жидкости равен 0,07л/с на 1 см2 забойной площади, то агрегат должен иметь нужный момент кручения;
• агрегат должен безопасно работать на пониженной частоте вращательного движения (меньше 7с - шарошечные коронки и меньше 10с - алмазные коронки);
• коэффициент полезного действия должен быть максимальным или приближен к максимальному значению;
• должны быть обеспечены скачки давления не меньше 7МПа на коронке;
• больше 300 часов - таким должен быть задел на отказ;
• больше 2000 часов - такой должна быть жизнеспособность;
• характеристика энергии должна являться константой и не меньше, чем задел на отказ;
• энергетическая составляющая не должна обуславливаться показателями давления и температуры окружающей среды;
• микрореологические свойства смеси, должны поддаваться изменениям при долблении;
• допустимость корректировки свойств смеси путем добавления разнообразных примесей;
• допустимость выполнения очистки бурильного отверстия от устья до забоя, в отсутствие движения коронки;
• допустимость выполнения измерений - линии движения ствола, во всех местах без поднятия устройства выполнения работ;
• выходной вал при первой необходимости должен входить в стопор, и также свободно выходить из него;
• вибрация бурильных агрегатов должна гаситься;
• затраты проходки на 1 м должны быть экономичны, чем в альтернативных методах бурения.

Конструкция должна содержать все эти требования, поскольку они способствуют экономичности и целесообразности бурения. Однако на деле все это непросто.

Однако в наши времена на практике часто встречаются низкооборотные средства бурения, такие как роторные (редукторные низкооборотные турбобуры и винтовые забойные двигатели).

Преимущества перед другими методами проведения работ

Плюсы использования данного агрегата вместо винтовых забойных двигателей:

• КПД значительно выше по потреблению энергии;
• процесс выполнения работ возможен даже при высоких температурах на забое;
• получаемый ствол более прямой (отсутствие изгибов и перекосов);
• при снижении давления на забое, возможно, использовать аэрированные смеси;
• понижение в несколько раз вибрации, которая ускоряет износ инструментов бурения и понижает эффективность их работы;
• у винтовых забойных двигателей наблюдаются также продольные вибрации ротора относительно статора - это из-за угла откоса в блоке управления (регуляторе). Наблюдается потеря энергии при трении скольжения. Это приводит к большому нагреву резины на статоре и как результат - ее износ;
• вращение роторного узла выдает большую кинетическую энергию и как результат - момент кручения более - плавный;
• небольшой реактивный момент;
• более защищен от засорения;
• допустимость использования при врезании, в более проницаемые впитывающие пласты, крупно-разделенных смесей;
• период эксплуатации между ремонтными работами значительно больше и превышен в 2 - 4 раза;
• управление в процессе бурения улучшено, как при наклонном, так и при боковом;
• метр проходки стоит намного меньше - это происходит из-за продолжительной работы на забое и уменьшения СПО.

Сюжеты по теме

Бурение скважин является обязательным этапом работ во многих промышленных сферах. Скважины необходимы как для добычи полезных ископаемых, так и для обеспечения водой жилых домов. В зависимости от предназначения, скважина имеет свое определенное строение, которое начинается с устья. Насколько безопасно и эффективно будет осуществляться эксплуатация скважины, зависит от качества ее крепления. Целью крепления скважины является формирование надежных ее стенок, благодаря которым можно предотвратить нежелательные обвалы. Само скважинное крепление представляет собой систему, основными конструктивными элементами которой являются обсадные колонны и цементные кольца. Обсадная колонна формируется путем скручивания между собой определенного количества обсадных труб. Стоит сказать, что по всей своей протяженности скважина не во всех местах крепится одинаково. В каждом отдельном месте ее крепление происходит разными способами, с использованием разных колонн.

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.

1. Турбобуры. Назначение, типы, конструктивные особенности.

В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением её тормозного момента) не зависит от глубины скважины, скорости вращения долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород.

Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб при этом способе бурения примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении. В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном.

Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции:

1. Достаточный крутящих момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см² площади забоя.

2. Устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с

3. Максимально возможный КПД.

4. обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа.

5. Наработку на отказ не менее 300 ч.

6. Долговечность не менее 2000 ч.

7. Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ.

8. Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.

9. Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.

10. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.

11. Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.

12. Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны.

13. Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения.

14. Гашение вибраций бурильного инструмента

15. Экономию проведённых затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

В одной конструкции все эти требования воплотить очень сложно. В то же время целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров одинакового диаметра.

В начале 50-х годов в связи с возрастанием глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух-трёх секций, собираемых непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров осевая опора была вынесена в отдельную секцию – шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура – его опоры.

Резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что снижало эффективность способа бурения, поэтому в конце 50-х годов были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения приблизительно 2,5 – 5 с

· с системой гидродинамического торможения;

· многосекционных;

· с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;

· с системой демпфирования вибраций;

· с разделенным потоком жидкости и полым валом;

· с плавающей системой статора;

· с тормозной приставкой гидромеханического типа;

· с редукторной приставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа – винтовые.

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры типа 3ТСШ! Предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами. Состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции. В шпинделе установлена непроточная резинометаллическая осевая опора, которая выполняет также функцию уплотнения вала турбобура.

В каждой турбинной секции размещено около 100 ступеней турбины, по четыре радиальные опоры и по три ступени предохранительной осевой пяты. Последняя применяется для устранения опасности соприкосновения роторов и статоров турбины из-за износа шпиндельного подшипника в процессе работы.

Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения

Высокомоментные турбобуры типа АГТШ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но могут применяться и при алмазном бурении.

Состоят из трех секций и шпинделя. Две турбинные секции содержат многоступенчатую высокоциркулятивную турбину. В третьей устанавливаются ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ состоят из статора и ротора, лопатки венцов которых имеют безударное обтекание жидкостью на тормозном режиме. При вращении такого ротора возникает крутящий момент, противоположный моменту, развиваемому турбиной турбобура. Значение тормозящего момента пропорционально частоте вращения вала.

В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный шарикоподшипник серии 128 000. в качестве уплотнения вала используются круглые резиновые кольца ПРУ.

Многосекционные турбобуры

С целью снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяются многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Серийные турбобуры, собранные из пяти-шести турбинных секций, позволяют эффективно отрабатывать высокопроизводительные долота при пониженных расходах бурового раствора, а также предоставляют технологам значительно более широкие возможности для выбора оптимальных параметров режима бурения.

По своей конструктивной схеме многосекционный турбобур не отличается от серийного. Однако увеличение числа турбинных секций предъявляет более высокие требования к надежности работы шпинделя турбобура: он должен быть более надежным и более долговечным, чем шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД. Их долговечность составляет 2000-4000 ч.

Формирование энергетической характеристики многосекционного турбобура может осуществляться несколькими путями: использованием разных типов турбин, их сочетанием со ступенчатыми ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.

Турбобур с независимой подвеской

Увеличение числа секций турбобура позволяет сформировать оптимальную энергетическую характеристику для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами и алмазными породоразрушающими инструментами. Этот путь представляется наиболее простым и надежным, однако требует более квалифицированного подхода к сборке и регулировке турбинных секций. Для упрощения этих операций и взаимозаменяемости секций разработана конструкция турбобура с независимой подвеской.

Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упорный шарикоподшипник. Корпусы секций соединяются между собой с помощью конической резьбы, а валы – квадратными полумуфтами и могут свободно перемещаться в осевом направлении. В результате такой компоновки секций износ упорного подшипника шпинделя не влияет на осевой зазор между статором и ротором турбины. Последний определяется только износом подшипников, установленных в турбинных секциях. Поскольку осевая нагрузка на эти секции действует только с одной стороны и практически не имеет динамической составляющей, то этот износ легко прогнозируется. При сборке ротор турбины устанавливается в крайнее верхнее положение относительно статора, что позволяет увеличить время работы упорного подшипника секции. По данным промысловых испытаний диапазон наработки турбинной секции на отказ составляет 120-350 ч.

Упорный подшипник шпинделя работает в тяжелых условиях. Действующая на него реакция забоя скважины переменна по величине и частотам возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному износу этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может составлять около 16-20 мм, поэтому наработка на отказ может быть вполне соизмерима и даже выше, чем у шпинделя обычного типа, но только в тех случаях, когда износ опоры не сопровождается расколом отдельных ее элементов (обоймы, шара).

Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80-90 ступеней.

Турбобур с плавающим статором

Турбобуры с плавающим статором обладают теми же преимуществами, что и турбобуры с независимой подвеской секций, однако осевая опора шпинделя имеет повышенную гидравлическую нагрузку.

Их конструкции принципиально отличаются от известных. Каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения в осевом направлении и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз корпуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой и пяту для соответствующего статора, который не имеет приставочных дистанционных колец.