Результати експериментів за визначенням оптимального осьового навантаження. Залежності х_м = f(G) показують, що три секційний турбобур зручніший в експлуатації унаслідок меншої чутливості до зміни осьового навантаження.

Використання діамантових доліт і доліт із замінників алмазів дає великі перспективи для глибокого турбінного буріння. Діамантові долота найповніше відповідають суті турбінного буріння, а саме можливості форсування швидкості обертання долота в широких межах. Впровадження шарошочних доліт з герметизованою опорою певною мірою обмежило розповсюдження діамантових доліт. Проте поки не створено ущільнень шарошок, здатних працювати на високих швидкостях обертання, слід порівнювати шарошочні долота, що працюють при низьких швидкостях обертання, і діамантові долота, що працюють при високих, числах оборотів. Необхідність збільшення механічної швидкості при діамантовому бурінні є основним чинником підвищення конкурентоспроможності діамантових доліт. Досвід буріння на великих глибинах показав, що при використанні турбобурів для діамантового буріння і підвищенні тиску на насосах діамантовими долотами досягаються механічні швидкості, що перевищують швидкості буріння шарошочними долотами[3].

1.6 Турбобури для буріння з відбором керна

Відбір керна при турбінному бурінні звичайними колонковими снарядами, що пригвинчуються до валу турбобура, довгий час був утруднений, оскільки сильні вібрації інструменту руйнували керн в колонкової трубі і керноприйомі. Це обмежувало впровадження турбінного буріння з відбором керна, особливо в рихлих продуктивних горизонтах. Крім того, при бурінні з великими інтервалами відбору керна при використанні діамантових доліт обмеження довжини керна приводили до частих спуско-підйомам долота[3].

Завдання відбору керна в турбінному бурінні було вирішене створенням конструкції спеціального турбобура - колонкового турбодолота, запропонованого Р.А. Іоаннесяном и М.Т. Гусманом в 1949 р. Конструкція колонкового турбодолота типу КТДЗ аналогічна конструкції турбобура типу Т 12МЗ і відрізняється від останнього наявністю полого валу, в якому розміщується колонкова труба, - грунтоноска. Посадка грунтоноски здійснюється по конусній поверхні в опорі, закріпленій в корпусі турбобура разом з іншими нерухомими деталями.

Грунтоноска притискається до опори гідравлічним зусиллям від перепаду тиску в турбіні і долоті; сили тертя, що виникають при цьому, утримують грунтоноску від обертання. Така схема дозволяє піднімати грунтоноску з керном на поверхню без витягання долота зі свердловини, тобто мати колонкове турбодолото із знімною грунтоноскою. Для цього у верхній частині грунтоноски (на головці) є бурт для захоплення спеціальним шліпсом, що спускається в свердловину на канаті від додаткової лебідки[3].

Колонкова труба знімної грунтоноски має клапан, що перепускає рідину з колонкової труби в зазор між валом і грунтоноской при входженні керна в трубу. Керн, утворений бурильною головкою, поступає в колонкову трубу і утримується в ній кернорвачем, приєднаним до нижньої частини грунтоноски. Після витягання грунтоноски з керном на поверхню в бурильні труби скидають грунтоноску, яка під власною вагою доходить до місця посадки в опору доліт обмеження довжини керна приводили до частих спуско-підйомам долота.

Невеликий зазор між грунтоноской і отвором валу (1 мм) і значною довжиною кільцевої щілини створюють великі гідравлічні опори, тому витоки рідини в зазорі невеликі і практично не відбиваються на роботі турбобура.

Використання для колонкових турбодолот деталей серійних турбобурів (турбіни, п'яти, радіальних опор і ін.) дозволило мати діаметр керна в межах 33-50 мм (відповідно для турбодолот КТДЗ-172 і КТДЗ-255) [3].

Для отримання керна збільшеного діаметру розроблена конструкція колонкового турбодолота типу КТД 4 (мал. 28). Колонкою турбодолото Ктд 4 відрізняється від турбодолот КТДЗ збільшеним діаметром керна (за рахунок збільшення діаметру валу), підвищеним моментом (за рахунок збільшення кількості ступенів турбіни), що крутить, розташуванням п'яти в нижній частині валу, а також наявністю регульованою по довжині грунтоноски. Залежно від типу вживаної бурильної головки можна змінювати довжину грунтоноски і встановлювати необхідний її виліт. Колонкові турбодолота в даний час серійно випускаються наступних типорозмірів: КТЗ-240-265/48, КТД 4-195-214/60, КТД 4М-172-190/40 и КТД 4С-172-190/40.

Колонкове турбодолото КТД 4С-172-190/40 на відміну від перерахованих турбодолот виконано двохсекційним, що дозволило підвищити момент (за рахунок збільшення кількості ступенів турбіни), що обертав, а також збільшити довжину керноприйомі до 7 м (проти 4 м односекційних турбодолот). Конструкція його аналогічна секційним турбобурам типу Тс 5б. Секційне турбодолото складається з двох секцій. Осьова опора турбодолота, розташована в нижній секції, сприймає гідравлічне навантаження обох секцій. Корпуси секцій з'єднуються між собою за допомогою перевідників конічним різьбленням, вали секцій - за допомогою конусно-шліцьових муфт.

Для надійного відриву і утримання керна в грунтоноску встановлена компоновка кернорвачів цангового і ричажкового типу[3].

1.7 Висновки до розділу

У даному розділі ми ознайомилися з існуючими видами бурових установок, а також детально розглянули типи та характеристики турбобурів, їх призначення та особливості будови.

2. Турбобур односекційний Т 12РТ-240

Робочий орган турбобура - багатоступінчата турбіна, кожен ступінь якої складається з нерухомого направляючого колеса - статора і робочого колеса, що обертається, - ротора. Турбіна турбобура осьового типу, канали статора і ротора якої чергуються в осьовому напрямі, а їх середні діаметри однакові. У каналах турбіни по колу рівномірно розміщені лопатки. Напрями нахилу лопаток статора і ротора протилежні (ліве і праве)[3].

На валу турбобура вмонтовуються ротори і деталі опор, що обертаються. Деталі, що все обертаються, - ротори, втулки нижньої і середніх опор, диски і кільця п'яти закріплюються на валу роторною гайкою. Верхня частина роторної гайки має конус і подовжні прорізи. При закріпленні контргайки ковпак, що має внутрішній конус, обжимає конусну частину гайки на різьбленні валу, оберігаючи її від відгвинчування.

На нижньому кінці валу є переводник для приєднання долота[3].

У корпусі турбобура вмонтовуються статори і деталі опор, що не обертаються. Всі нерухомі деталі турбобура - статори, середні опори, підп'ятники - закріплюються в корпусі ніпелем. Корпус через переводник з'єднується з колоною бурильних труб.

Регулювальне кільце, розташоване між статором і підп'ятником, визначає положення ротора щодо статора. Розмір його по висоті встановлюється залежно від осьового люфта турбіни і конструктивних розмірів деталей п'яти.

Монолітність деталей, що закріплюються в корпусі, досягається правильним вибором висоти регулювального кільця різьблення корпусу.

Основними осьовими зусиллями, що діють на вал турбобура, є гідравлічне навантаження від перепаду тиску в турбіні і долоті, що діє в напрямі зверху вниз, і реакція забою на долото, що діє в напрямі від низу до верху.

Осьові зусилля в турбобурі Т 12МЗ сприймаються багатоступінчатим радіально-наполегливим резинометалевим підшипником, кожен ступінь якого складається з нерухомого обрезиненного підп'ятника і диска, що обертаються, і кільця п'яти.

Радіальні опори валу турбобура - ніпель і середні опори також є резинометалевими підшипниками.

У табл. 2.7 характеристики односекційних турбобурів при роботі на воді.

Таблиця 2.7 - Характеристики турбіни турбобуру типу Т 12РТ-240

Турбобур типу 12РТ-240, як і турбобур типу Т 12РТ, має опорне кільце на зовнішній поверхні для передачі осьового навантаження на породоруйнуючих інструмент, створюваної за допомогою вантажів-обважнювачів.

Турбобур типу ТНК-240 може використовуватися і як самостійний односекційний забійний двигун, а також в якості нижньої секції або шпинделя в секційному турбобура будь-якого типу аналогічного діаметру.

Відмінною конструктивною особливістю турбобура типу ТНК-240 є заміна осьового торцевого стиснення всього пакету роторів на валу за допомогою роторної гайки на незалежне кріплення кожного ротора турбіни за допомогою ексцентричного кріплення складових деталей, зображених на рис. 2.3.

Рисунок 2.4 - Ексцентричне кріплення роторів в турбобура типу Т 12РТ-240

В осьовому напрямку ротори нерухомі. Кожен ротор за допомогою індивідуального підшипника закріплюється на відповідному статорі. Цей підшипник сприймає обмежену навантаження від 20 до 30 кПа. При такій незначній навантаженні підшипник кожного ступеня здатний працювати кілька сотень годин.

Установка опорних елементів в кожному ступені дозволяє значно зменшити осьові зазори. Якщо у звичайних турбобура осьової зазор складає в середньому 16 мм, то в конструкціях турбобурів з незалежним кріпленням роторів тільки 10 мм. Це дозволяє збільшити на 30% число ступенів турбіни в секції.

Висновки: у даному розділі ми підібрали до нашої свердловини із даним родовищем и свердловиною, згідно ГТН визначили яку будемо брати бурову установку і в результатів розрахунків ми підібрали установку Уралмарш 3Д-76.а також коротко описали обладнання яке будемо модернізувати.

3. Техніко-економічне обґрунтування

Завданням створення винаходу є розробка конструкції турбінної секції, що дозволяє збільшити ККД турбобура, підвищити надійність і довговічність його роботи, можливість санкціонування [3].

Головним для отримання високих техніко-економічних показників буріння є визначення найбільш вигідних співвідношень між проходкою за рейс і механічної швидкості буріння. Реалізація вигідних співвідношень між цими показниками визначає рівень вартості 1м проходки що разом з виконанням планових показників за швидкістю будівництва свердловини є основним критерієм ефективності бурових робот і основною метою модернізації.

Ще в 1959г були визначені ті співвідношення проходки і механічної швидкості які можуть бути покладені в основу проектування режимів буріння, що забезпечують економічні показники.

Зміна економічній швидкості буріння від швидкості обертання долота в загальному вигляді може бути виражене таким чином:

х_м= с_м=n^x= 90

Де х - показник ступеня, що визначає темп зростання економічної швидкості при збільшенні швидкості обертання.

Час роботи долота на забої, визначуване ресурсом опори шарошки, має наступний вигляд: t_б= c₀

По дослідженнях радянських і американських авторів може бути прийнято, що зміна тривалості роботи долота залежно від стійкості його опори обернено пропорційно до швидкості обертання долота. Якщо врахувати формули, то вирази для проходки за рейс матиме наступний вигляд:

h= с_мс ₀n^х-у= 36*12*6^4-3= 2592

Враховуючи що показник ступеня х менше 1, проходка за рейс буде зменшаться при збільшенні обертанні швидкості долота. отже при збільшенні глибини буріння і часу спуско-підйомних операцій необхідно добиватися максимальної проходки за рейс, для цього необхідно знижувати швидкість обертання валу турбобура.

З іншого боку, при бурінні на невеликих глибинах коли час спуско-підйомних операцій невеликий, значення механічної швидкості превалює над проходкою за рейс. Отже, при бурінні неглибоких свердловин необхідно мати високу механічну швидкість.

Скорочення проходки за рейс, пов'язане із зростанням швидкості обертання, допустимо тільки при значному зменшенні величини t, тобто при великому зростанні механічної швидкості. Конкретні умови показують, на приклад, що при тривалості спуско-підйомних операцій 10ч і більш вартість однієї хвилини проходки може скоротиться лише за умови що проходка за рейс при підвищеній швидкості обертання впаде не більше ніж на 10-12 відсотків, якщо при цьому механічна швидкість зростає більш ніж в 4-5 разів.

На оборот, при зменшенні часу спуско-підйомних операцій до 3х годинника, триразове підвищення швидкості виправдовує зниження проходки за рейс 40-50%[3].

При бурінні (безопорним) порід руйнованим інструментом, стійкість якого менше ступеня залежить від швидкості обертання, вигідно підтримувати високу швидкість обертання, бо в більшості випадків це дає приріст механічної швидкості буріння[2].

Основним принципом, закладеним в перенесенні двигуна на забій свердловини, є форсування режимів буріння і в першу чергу швидкості обертання долота. Із збільшенням глибини свердловини форсування швидкості обертання шарошечного долота стає все більш і більш скрутним із за падіння проходки за рейс: у цих умовах превалює стає форсування режимів буріння по навантаженню. Характеристика турбобурів винна будується так, що б при бурінні неглибоких свердловин здійснювався швидкісний режим буріння, при якому висока швидкість обертання долота поєднується з навантаженнями на долото, необхідними для ефективного руйнування забою. При збільшенні глибини буріння гідравлічна потужність підводиться до турбобурів, повинна трансформуватися переважно підвищеною момент, що крутить, при значно понижених швидкостях обертання долота. Це в майбутньому дозволить створювати на долоті навантаження що перевищують ті, які можуть бути передані на забій при роторному способі, оскільки в останньому величина навантаження визначається міцністю бурильних труб.

Приблизно також із збільшенням глибини буріння повинна формуватися характеристика турбобурів при бурінні діамантовими долотами: тут, коли не можна одночасно підвищувати навантаження і швидкість обертання, переваги треба віддавати навантаження на забій. При цьому слід зберегти деякий мінімум числа оборотів, визначений нами приблизно 400-500 оборотів в хвилину[2].

Підхід до конструювання забійного двигуна істотно відрізняється від відомих принципів конструювання наземних машин. Вельми малих діаметральних габаритів свердловини необхідно отримати двигун що задовольняє вимогам буріння по величині потужності, моменту, що обертає, що має достатньо високий кпд. Із збільшенням глибини свердловин роль кпд гідравлічного забійного двигуна зростає, оскільки передача на забій значної гідравлічної потужності зв'язана з втратами енергії в циркуляційній системі бурової.

Складність конструювання забійних машин визначається також і тим, що, маючи як породоруйнівний інструмент шарошечное долото, двигун працює в умовах важкого вібраційного режиму. Вібрації пред'являють особливі вимоги до віброміцності і вібростійкості турбобура.

Умови роботи забійного двигуна визначили труднощі, пов'язані із створенням цих систем що захищають редуктор і опори двигуна і дії промивальної рідини[2].

Відмова від застосування маслонаповнених систем дала можливість створити промислову конструкцію турбобура.

При малих діаметральних габаритах турбобура виконання достатньо довговічних одноступінчатих опор, що сприймають значні навантаження і незахищених від промивальної рідини, практично неможливо. Багатоступінчата опора з багатократним діленням навантаження по ступенях має значно збільшену тривалість роботи. Збереження працездатності поверхонь осьової опори, що труться, при зносі, а так само прироблення опори в процесі експлуатації дозволили полегшити рішення задачі, пов'язане з розподілом навантаження по великому числу ступенів.

Той же принцип покладений в основу конструювання багатоступінчатої турбіни. Тут необхідний для буріння момент, що обертає, виходить шляхом підсумовування великого числа елементарних моментів, що виробляються кожним ступенем. Ділення натиску по великому числу ступенів дозволило обмежити швидкості протікання рідини по каналах турбіни і тим самим виключити ерозійний знос і забезпечити тривалу роботу вінців лопаток турбіни[2].

Для тривалої роботи в умовах інтенсивних вібрацій необхідно мати монолітну напружену конструкцію забійного двигуна. Виходячи з цього, у вузлах з'єднань деталей турбобура, що як не обертаються, так і обертаються, необхідно створити напругу достатнього для боротьби з вібраційним навантаженням випробовуваною вузлами турбобура. Ці завдання виконують конічні різьбові з'єднання, конусні фрикційні сполучні муфти валів і інші зчленовування деталей турбобура[2].

Отримання оптимальних характеристик турбін, особливо безредукторне виконання, вимагає раціонального використання діаметру турбобура маючи на увазі отримання максимально можливого для даних умов середнього діаметру турбіни. Тому вибір розміру турбобура починається з визначення допустимого коефіцієнта просвіту між корпусом забійного двигуна і стінкою свердловини. Природним прагненням конструктора турбобура є максимальне використання діаметру свердловини. Практика діаметру експлуатації турбобура дозволило розробити основні принципи визначальні габаритні розміри забійного двигуна. Оскільки прохідність турбобурів, в свердловині визначається не тільки діаметром турбобура, але і його довгою, визнана безпечною розташування в нижній частині колони при прийнятих в даний час зазорів в трьох-чотирьох секцій турбобура.

Розробка забійного двигуна з вельми великою довгою, яка доходить до 25-35 метрів, зажадало вирішення конструкцій валу і його радіальних опор, здатних працювати при таких великих осьових габаритів. Несоосність валів, що є результатом з'єднання секцій через численних різьблення, компенсується гнучкістю самого валу і еластичністю радіальних опор.

Товщина стінки корпусу турбобура визначається з наступних міркувань: достатня міцність корпусу на те, що зім'яло його в процесі монтажу і демонтажу при кріпленні різьб механічними ключами; можливість виконання конічного різьблення, необхідного для з'єднання корпусів.

Виходячи з цих міркувань, мінімальна товщина стінки корпусу для турбобурів діаметром 172 мм і менш прийнята 11-12 мм, а для решти турбобурів 15-17 мм і більш.

При конструюванні турбобурів враховуються також вимоги зручного транспортування машини монтажу і демонтажу її в умовах промислових майстерень.

Одним з найважливіших показників, що визначають експлуатаційні якості турбобурів, є час міжремонтного періоду їх роботи. Саме цей показник зробив вирішальний вплив на вибір конструкції забійного двигуна.

Застосування порівняльне простих, хоча і багатодетальних, безредуктних схем забезпечило задовільний міжремонтний період роботи турбобурів. Компактніші схеми машин редукторів, значно поступаючись поки по тривалості роботи із-за недостатньої надійності систем гідрозахисту, в даний час не можуть конкурувати з громіздкішими, але надійнішими безредукторными машинами [2].

Збільшення зносостійкості доліт як у зв'язку з переходом її менші швидкості обертання, так і у зв'язку з удосконаленням їх конструкцій дає збільшення тривалості рейсів. Це, у свою чергу, приводить до необхідності збільшення міжремонтного періоду турбобура. Для роботи з діамантовим інструментом великий міжремонтний період турбобура є абсолютно необхідною умовою. При роботові з діамантовим породоруйнівним інструментом різко зменшуються вібрації. По великому числу спостережень встановлено, наприклад, що якщо тривалість роботи найбільш швидкозношуваних осьових резинометалевих опор при бурінні шарошечними долотами знаходитися в межах 40-60ч, то та ж конструкція п'яти з діамантовими долотами працює 80-120ч. Для у величання вібростійкості деталей турбобура при роботові шарошечними долотами надзвичайно важливо максимально зменшити вібраційні навантаження, тобто ввести в конструкцію низу бурильної колони або в сам турбобур амортизуючі пристрої.

Повинен бути змінений підхід конструювання турбобурах редукторів, особливо систем гідрозахисту. Ні тільки знос сальників торців, але і їх розкриття під дією вібрації порушує герметичність масло наповненої камери. Зниження швидкості обертання і пов'язане з цим поліпшення вібраційного режиму не приводить до бажаного результату, оскільки вібрації бистрого обертання валу турбіни порушує герметичність верхнього сальника. Вирішення проблеми гідрозахисту редуктора в турбобурі, очевидно, повинне йти по шляху створення запобіжних тканин, щілин і лабіринтів, наповнених консистентними мастилами, що захищають сальники і що запобігають прямому проникненню і глинистого розчину в порожнину редуктора.

Єдиним типом відкритої зубчатої передачі що працює на глинистому розчині, є робочі органи гвинтового двигуна, проте і тут тривалість роботи в середовищі промивальної рідини до зносу складає всього лише 60-100ч, що виправдовується простотою і економічністю конструкції.

Безредукторні турбобури були і є в даний час найбільш надійною схемою забійною машиною. Одним з вирішень проблеми тихохідного двигуна здатного працювати в прибудовах 100-200 оборотів в хвилину, є створення конструкції багатоступінчатих або багатосекційних машин з числом ступенів в одному агрегаті до 1000 і більш. Для цих цілей стають непридатними рішеннями, використані в звичайних типах турбобура, засновані на базуванні всіх валів турбін на одне осьове поле. Регулювання осьових зазорів при великому числі секцій стає практично неможливим. В цьому випадку рішення може бути знайдене тільки в сприйнятті гідравлічних навантажень усередині кожної секції. Проте подібне ускладнення конструкцій висуває вимога багатократного збільшення міжремонтного періоду роботи секції. Турбобур, що має 6-10 секцій, повинен бути здатний пропрацювати без ревізії не менше 500-800ч, в цьому випадку його експлуатація буде рентабельною.[2].

Висновки: В даному розділі ми розгляну доцільність нашої модернізації і побачили внаслідок розрахунків що дана модернізація є рентабельно.

4. Опис технічної пропозиції

Суть винаходу полягає в тому, що вал турбінної секції виконаний роз'ємним з двох частин, на нижній з яких розміщені пружний елемент і опори, що сприймають радіальні і осьові навантаження, які виконані у вигляді секторних підшипників ковзання, що мають корпус циліндрової форми з опорними поверхнями, який виконаний роз'ємним у вигляді двох зовнішніх обойм, що мають порожнини, і забезпечений внутрішньою, цілісною обоймою, що має виточки, і опорний уступ, а також забезпечений вкладишами-секторами з антифрикційного метала, розміщений в порожнинах, при цьому пружний елемент, як складова частина опори, що сприймає радіальні і осьові навантаження, містить корпус циліндрової форми, що має внутрішню і зовнішню обойми, в яких встановлені диски і підп'ятники. Винахід дозволяє підвищити надійність і довговічність роботи турбінної секції.

Відомо, що в багатосекційних турбобурах 3ТСШ 1-195, застосовувалися турбінні секції, загальною осьовою опорою яких був шпиндель.

У односекційних турбобурах Т 12РТ-240 і ін. аналогічних турбобурах використовувалася осьова опора резинометалева з проточними підп'ятниками або багатосекційна кульова опора кочення з розташуванням у верхній частині секції.

Недоліком існуючих багатосекційних турбобурів є те, що при передчасному виході з ладу загальної опори шпинделя у всіх турбінних секціях наступає катастрофічний знос і поломка статора турбіни. Крім того, вся система ротора багатосекційного турбобура під час буріння при будь-якому зміни навантаження на долото переміщається і відстань між ротором і статором турбіни постійно міняється, що негативно впливає на роботу всієї турбіни і знижує ККД.

Відома трубна секція, що включає корпус, встановлений в корпусі вал з верхньою і нижню посадочними поверхнями, на яких розміщені багатоступінчаті турбіни, радіальні резино металеві опори, осьові опори і сполучну муфту. Даний пристрій узятий за прототип.

Недоліком пристрою прототипу є складність конструкції, трудомісткість у виготовленні, її надійність і низька стійкість використовуваних опор.

Завданням створення винаходу є розробка конструкції турбінної секції, що дозволяє збільшити ККД турбобура, підвищити надійність і довговічність його роботи, можливість санкціонування.

Поставлене завдання вирішується за допомогою ознак, вказаних у формулі винаходу, загальних з прототипом, таких як турбінна секція, що включає корпус, встановлений в корпусі вал з верхньою і нижнею посадочними поверхнями, на яких розміщені багатоступінчаті турбіни, радіальні резино металеві опори, осьові опори і сполучну муфту, і відмітних істотних ознак, таких як вал, виконаний роз'ємним з двох частин, на нижній з яких розміщені пружний елемент і опори, що сприймає радіальні і осьові навантаження, які виконані у вигляді секторних підшипників ковзання, що мають корпус циліндрової форми з опорними поверхнями, який виконаний роз'ємним у вигляді двох зовнішніх обойм, що мають порожнини, і забезпечений внутрішньою цілісною обоймою, що має виточки, і опорний уступ, а також забезпечений вкладишами-секторами з антифрикційного матеріалу, розміщеними в порожнинах, при цьому пружний елемент, як складова частина опори, що сприймає радіальні і осьові навантаження, містить корпус циліндрової форми, що має внутрішню і зовнішню обойми, в яких встановлені диски і підп'ятники.

Виконання валу роз'ємним з двох частин - для розміщення турбіни багатоступінчатою (90-120 ступенів) і нижній для опор сприйняття осьових і радіальних навантажень турбіни секцій і передачі моменту, що крутить, дозволяє збільшити ККД турбобура. Підвищити його надійність і довговічність роботи.

Вал турбіни уніфікований і дозволяє використовувати осьові і радіальні опори як нових конструкцій, так і що серійно випускаються (резино металева п'ята або кульові опори). Пропонована конструкція дозволяє бурити однією секцією. А також передбачає секціонування.

Розміщення в нижній частині валу турбінної секції опор, що сприймають радіальні і осьові навантаження, і пружного елементу дозволяє забезпечити постійність люфта між ротором і статором, що підвищує ККД, виключає просідання лопаток ротора і статора при значному зносі опори шпинделя або його передчасний вихід з ладу, тим самим підвищується ресурс роботи в цілому численних турбобурів.

Вищеперерахована сукупність ознак, як відомих, так і нових, дозволяє підвищити ресурс роботи гідравлічного забійного двигуна, збільшити його надійність порівняно простій конструкції турбінної секції.

Винахід ілюструється кресленнями.

Рисунок 4.1 - а Подовжній розріз турбінної секції, б - пружний елемент, на рис. 3 - опори, що сприймають осьові і радіальні навантаження.

На рис.4.1 зображена турбінна секція, що включає корпус 1, встановлений в корпусі вал 2 з верхньою 3 і нижній 4 посадочними поверхнями, на яких розміщені багатоступінчаті турбіни 5 (від 90 до 120), радіальні резино металеві опори 6 і осьові опори 7, і сполучна муфта 8.

Вал 2 забезпечений пружним елементом 9 і виконаний розємним з двох частин, на верхній з яких розміщена багатоступінчата турбіна 5 і радіальні резино металеві опори 6 (що серійно випускаються), а на нижньої опори 7, що сприймають радіальні і осьові навантаження, і пружний елемент 9, що містить корпус 10 циліндрової форми, має внутрішню 11 і наружную 12 обойм, в яких встановлені диски 13 і підп'ятники 14 (рис.2).

Опори сприймаючі радіальні і осьові навантаження (рис.3), виконаний у вигляді секторних підшипників, що мають корпус 15 циліндрової форми з опорними поверхнями 16, який виконаний роз'ємним у вигляді двох зовнішніх обойм 17, що мають порожнини 18, і забезпечений внутрішньою цілісною обоймою 19, що має виточки 20 і опорний уступ 21, а також забезпечений вкладишами-секторами 22 з антифрикційного матеріалу, наприклад з антифрикційного чавуну або вуглецево-керамічних матеріалів, розміщених в порожнинах 18.

Турбінна секція працює таким чином.

Над шпинделем встановлюється одна або декілька турбінних секцій. Робоча рідина, що поступає в них, направляється лопатками статорів на лопатки роторів багатоступінчатої турбіни 5 приводить в обертання вал 2 турбінних секції.

Потім через проточні канали нижньої частини валу 2 промивальна рідина поступає в наступну турбінну секцію і так далі, нарешті в шпиндель, далі рідина через долото поступає на забій свердловини, охолоджуючи долото і очищаючи забій від руйнованої породи.

Турбінна секція, що включає корпус, встановлений в корпусі вал з верхньою і нижній посадочними поверхнями, на яких розміщені багатоступінчаті турбіни, радіальні і резино металеві опори, осьові опори і сполучну муфту, відрізняється тим, що вал виконаний роз'ємним з двох частин, на нижній з яких розміщені пружний елемент і опори, що сприймають радіальні і осьові навантаження, які виконані у вигляді секторних підшипників ковзання, що мають корпус циліндрової форми з опорними поверхнями, який виконаний роз'ємним у вигляді двох зовнішніх обойм, що мають порожнини, і забезпечений внутрішньою, цілісною обоймою, що має виточки, і опорний уступ, а також забезпечений вкладишами-секторами з антифрикційного матеріалу, розміщеними в порожнинах, при цьому пружний елемент, як складова частина опори, що сприймає радіальні і осьові навантаження, містить корпус циліндрової форми, що має внутрішню і зовнішню обойми, в яких встановлені диски і підп'ятники.

Висновок:наша модель є рентабельною, оскільки дозволяє збільшити ККД турбобура, підвищити надійність і довговічність його роботи, можливість санкціонування.

Размещено на Allbest.ru