Винтовые забойные двигатели

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Введение

При углублении скважины порода может разрушаться долблением, сверлением или (и) истиранием (последний случай - разновидность предыдущего). Каждому из этих видов разрушения соответствуют основные методы бурения: ударное, вращательное, ударно-вращательное (практически неприменяемое) и дробовое (применяется редко) бурение.

Наибольшее применение получило вращательное бурение. При этом способе цилиндрический ствол формируется непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы в процессе бурения также непрерывно выносятся на поверхность циркулирующим буровым раствором (газом, газированной жидкостью). При вращательном бурении долото внедряется в породу в результате одновременного действия осевого усилия (нагрузки), направленного перпендикулярно к плоскости забоя, и окружного усилия от вращающего момента.

Различают: роторное бурение, когда двигатель, приводящий во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб, находится на поверхности; турбинное бурение и бурение с использованием электробура, когда двигатель расположен у забоя скважины, над долотом. Поток бурового раствора, кроме известных функций, выполняет функции источника энергии.

Роторное и турбинное бурение являются основными способами проводки скважин и используются повсеместно. Особенно широко используется турбинный способ бурения в России.



1. Принцип действия и состав

Турбобур (Рисунок 1) представляет собой забойный гидравлический агрегат с многоступенчатой гидравлической турбиной, приводимой в действие потоком бурового раствора, который закачивают в бурильную колонну с поверхности насосами.

Турбобур состоит из двух групп деталей: вращающихся и не вращающихся. Не вращающуюся группу деталей составляют переводник 1, при помощи которого турбобур соединяется с бурильной колонной, цилиндрический корпус 2 с кольцами пяты 4, дисками статора 6, средней опорой и ниппелем 8. К вращающейся группе деталей относится вал 3 с насаженными на нем дисками роторов 7 и пяты 5, закрепленными на валу при помощи шпонки, гайки и контргайки. Нижняя часть вала имеет отверстие внутри и боковые каналы для протока раствора к долоту и снабжено резьбой, которой через переводник присоединяется долото.

Рисунок 1 - Многоступенчатый турбобур

Турбина состоит из большого числа ступеней (100--350). Каждая ступень (Рисунок 2) представляет собой два диска с лопатками: один диск ротор укреплен на валу турбобура, второй статор. Лопатки статора и ротора расположены под углом друг к другу, вследствие чего поток жидкости, поступающий под углом из каналов статора на лопатки ротора, меняет свое направление и производит силовое воздействие на них. В результате этого создаются силы, стремящиеся повер­нуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закрепленный в корпусе диск статора в другую сторону. Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки статора ниже расположенной ступени, где вновь происходят изменение направления потока жидкости и подача его на лопатки ротора этой ступени. На роторе второй ступени также возникают силы, создающие активный крутящий момент, и т. д.

А) Б)

А-внешний вид; Б-схема ступени; 1-статор; 2-ротор; 3-лопатки статора; 4-обод статора; 5-лопатки ротора.

Рисунок 2- Ступень турбины турбобура

Жидкость, поступающая в турбобур, проходит через все его ступени и подводится к В зависимости от требований бурения применяют турбобуры диаметром от 127 до 220 мм с числом ступеней от 25 до 350 и более. При большем числе ступеней для удобства перевозки и монтажа турбобур выполняется из отдельных секций (до че­тырех) длиной 6--10 м каждая, соединяемых между собой на буровой в один агрегат перед спуском в скважину.

Диски ротора и статора отливают из стали, ковкого чугуна или комбинируют из пластмассовых (капроновых, полипропиленовых) венцов и стальных ступиц ротора и ободов статора. Профили лопаток статора и ротора обычно являются зеркальным отображением.

В турбобурах диаметром 170 мм и менее при­меняют без ободные диски.

Ротор фиксируется в статоре посредством радиальноосевого и радиальных резинометаллических подшипников скольжения. В односекционных турбобурах и первых (нижних) секциях секционных турбобуров используется различное расположение опор.

Опорапята, через которую передается осевая нагрузка от бурильной колонны долоту, в зависимости от конструкции располагается в верхней или нижней частях турбобура. Резинометаллическая пята состоит из нескольких ступеней (Рисунок 3). Каждая ступень имеет подпятник, который представляет собой металлический обод / с резиновой облицовкой 2, укрепляемый в корпусе, и стальной диск 3, сидящий на валу турбобура.

Рисунок 3 -Резинометаллическая пята

Эластичная резиновая облицовка одного из элементов пяты или подшипника обеспечивает его работу при смазке буровым раствором и распределяет нагрузку по поверхности трения. Резинометаллические опоры турбобуров в зависимости от условий эксплуатации имеют работоспособность в пределах 50--150 ч.

Пята, расположенная в верхней части турбобура, снабжается каналами для протока раствора, а пята, расположенная в нижней части вала, не имеет каналов и служит лабиринтным уплотнением, препятствующим утечкам раствора в зазор между валом и ниппелем. При такой конструкции можно работать с некоторым перепадом давления в долотах без значительных утечек раствора через нижнее уплотнение. Валы верхних секций имеют только радиальные опоры.

Ниппель, свинченный с корпусом турбобура, служит для зажатия дисков статора. Резиновая обкладка ниппеля является одновременно нижней радиальной опорой и сальником, уплотняющим зазор между корпусом и валом турбобура.

Валы секций соединяются с помощью конусных фрикционных или шлицевых муфт. Последний тип, более сложный в изготовлении, приспособлен к условиям сильной вибрационной нагрузки при бурении крепких пород. Шлицы предназначены для предотвращения проворота муфты.

Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный момент, создаваемый на лопатках дисков статора, суммируется на корпусе турбобура. Эти оба момента активный и реактивный равны по величине и противоположны по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается соединенной с ним бурильной колонне, а активный долоту.

2. Конструкция

По конструкции турбобуры делятся на односекционные, многосекционные, высоко моментные, редукторные, шпиндельные и укороченные.

Односекционные турбобурыТ12МЗ (Рисунок 4) изготовляют диаметрами 240, 212, 195 и 172 мм с числом ступеней 100--120, собранных в одном корпусе. Они снабжены резинометаллической пятой, расположенной в верхней части. Резиновые подпятники выполняются либо приваренными к металлическим дискам, либо в виде сменных резиновых вкладышей.

Для ориентированного искривления при бурении наклонных скважин применяют более короткие односекционные турбобуры с чис­лом ступеней 30--60.

1-вал; 2-втулка ниппеля; 3-шпонка; 4-упорная; 5, 10, 11-регулировочные кольца, 6-ротор; 7-статор; 8, 9-радиальная опора; 12, 13-диск и кольцо пяты; 14-подпятник; 15-гайка ротора; 16-колпак; 17-контргайка; 18-корпус; 19-втулка; 20, 22-переводники; 21-ниппель.

Рисунок 4 - Односекционный турбобур

Многосекционные турбобуры типа ТС состоят из двух и более последовательно соединенных между собой секций, каждая из которых собирается в отдельном корпусе вместе со своим валом и имеет100 и более ступеней. Валы секций соединяются конусно шлицевыми муфтами при свинчивании корпусов секций. Свинчиваются секции в вертикальном положении на буровой над устьем скважины.

У секционного турбобура одна общая осевая опора располагается в нижней секции. Конструкция резинометаллической пяты такая, как и у односекционных турбобуров. Конструктивно нижняя секция отличается от односекционного турбобура тем,что корпус в верхней части снабжен переводником с конической резьбой, а на верхней части вала имеется соединительная полумуфта. Положение роторов относительно статоров регулируется с помощью кольца, установленного между турбиной и осевой пятой.

Статоры в корпусе закрепляются с помощью ниппеля. У турбобуров ТС5Б-9",ЗТС5Б-9", ТС4А-5", ТС4А-4" ниппель имеет цилиндрическую резьбу. Секционные турбобуры других типов имеют коническую соединительную резьбу. Для создания необходимого натяга для сжатия статоров применяют регулировочные кольца.

В средних и верхних секциях турбобуров нет осевых пят. Положение вала с роторами относительно корпуса со статорами определяется регулировочнымкольцом,устанавливаемым между соединительным переводником и дисками статора.

Шпиндельный турбобур (Рисунок 5) был разработан с целью уменьшения потерь бурового раствора через нижний подшипник, ниппель, при бурении с гидромониторными долотами, для которых необходимо большое давление раствора при выходе его из вала турбобура, для этого к нижней части турбобура присоединяется на резьбе отдельная секция- шпиндель, имеющая осевую пяту и радиальные подшипники, сконструированные так, чтобы снизить утечку раствора через зазоры между валом и подшипником корпуса.

1-вал; 2-корпус; 3, 4-радиальные опоры; 5-подпятник; 6-диск пяты; 7, 8-гайка и контргайка; 9-нижняя полумуфта; 10-переводник.

Рисунок 5 - Шпиндельный турбобур

Шпиндельные турбобуры изготовляют диаметрами 240, 195, 185, 172 и 164 мм. Шпиндель состоит из вала, укрепленного в корпусе на двух радиальных подшипниках. Для восприятия осевых нагрузок служит резинометаллическая пята, которая состоит из набора стальных дисков и резинометаллических подшипников, чередующихся между собой. Корпус шпинделя присоединяется к нижней турбинной секции через переводник, а вал через муфту так же, как секции соединяются между собой.

Турбобуры с предельными турбинами типа Л(Рисунок 6) отличаются от ранее описанных тем, что их турбины имеют изменяющуюся характеристику при постоянном расходе жидкости. Эти турбины сконструированы так, что перепад давления на турбине уменьшается в зависимости от нагрузки на долото и изменяющегося при этом тормозного момента. В них использованы так называемые высокоциркулятивные турбины, постоянный перепад на которых поддерживается с помощью перепускного клапана, через который часть жидкости сбрасывается в затрубное пространство, минуя турбобур. Этим достигается стабильный режим работы турбины при переменном расходе жидкости.

Эти турбобуры отличаются от ранее описанных еще и тем, что в них вместо резинометаллических опор и подшипников применены шарикоподшипники. Пята этого турбобура расположена в нижней части и выполнена в виде десяти рядного шарикоподшипника. Эти подшипники работают в среде бурового раствора, поэтому для предохранения подшипника от попадания в него крупных абразивных частиц установлены защитные сальники. Турбины расположены в верхней части с промежуточными шариковыми радиальными подшипниками, через которые протекает буровой раствор. Подшипники применяют без сепараторной конструкции.

Крепление турбин, корпусов и соединение валов аналогично описанным выше. Конечно, работоспособность шарикоподшипников в среде бурового раствора небольшая, так как происходит их сильный абразивный износ.

Турбобуры типа А изготовляют диаметрами 240, 195 и 164 мм следующих шифров; А9К5Са, А7Н4С и А6КЗС с числом ступеней до 240. В нижней секции устанавливают по ступеней, а остальные в верхней.

I, II- нижняя и верхняя секции; 1-вал; 2-упор; 3-ниппель;4-упорнорадиальный шарикоподшипник; 5-торцовый сальник; 6, 7-втулки; 8-ротор; 9-статор; 10-шаоиковые опоры; 11-гайки; 12-колпак; 13-контргайки; 14-полумуфты; 15-корпус; 16, 17-переводники.

Рисунок 6 - Турбобуры с предельными турбинами типа Л

Для улучшения условий работы долота и обеспечения повышенного крутящего момента при увеличении нагрузки на долото при бурении турбобуры типа А7Н могут использоваться с редукционным клапаном, устанавливаемым непосредственно над турбобуром или на некотором расстоянии от него.

Клапанная перепускная приставка (Рисунок 7) имеет обратный клапан, к которому пружиной прижата втулка. При уменьшении разности давления под клапаном и над клапаном втулка перемещается вниз и открывает боковое отверстие Л, сообщая внутреннюю полость труб с затрубным пространством. Если разности давлений нет, то втулка под действием нижней пружины поднимается вверх, перекрывает боковое отверстие, и весь буровой раствор поступает в турбобур.

Эти приставки могут работать при применении двигателей привода буровых насосов с регулируемой частотой вращения. В этом случае по мере торможения долота снижается перепад на турбине, а следовательно, и мощность. Двигатели насосав автоматически увеличивают частоту вращения и подачу насосов, что ведет к повышению крутящего момента, развиваемого турбобуром.

1-корпус; 2-седла; 3-поршень; 4-пружины; 5-переводник; 6-хвостовик; 7-втулка.

Рисунок 7 - Клапанная перепускная приставка

В результате широкого внедрения турбинного бурения потребовалось создать турбобуры, способные удовлетворить всему многообразию условий строительства скважин и обеспечить дальнейший рост технико-экономических показателей бурения. Накопленный значительный опыт применения турбобуров, изучение условий их эксплуатации и ремонта, а также конструкторские и исследовательские работы наряду с теоретической разработкой вопросов улучшения характеристики турбин, изучение влияния осевых зазоров на к. п. д. турбин и т. п. позволили создать нормальный ряд турбобуров, наиболее отвечающих повысившимся требованиям практики бурения.

3. Назначение

В процессе бурения скважин долото приводится во вращение с поверхности земли либо ротором через бурильную колонну, либо двигателями, расположенными непосредственно в скважине в нижней части бурильной колонны над долотом. Для этих целей могут применяться гидравлические, электрические и пневматические двигатели.

Существуют гидравлические двигатели двух типов: гидравлические многоступенчатые турбины, называемые турбобурами, и гидравлические двигатели объемного действия -- гидробуры.

Электрические забойные двигатели -- это электробуры. Они состоят из маслонаполненного двигателя трехфазного переменного тока, соединенного со шпинделем, на котором укреплено долото.

Идея использования забойных двигателей для бурения скважин родилась еще в конце прошлого века, однако впервые турбобур был применен для бурения скважин советским инженером. М. А. Капелюшниковым в 1923 г. Этот турбобур был с одноступенчатой осевой турбиной, развивавшей частоту вращения 2000--2500 об/мин. Для снижения ее до 50--200 об/мин турбина была соединена с планетарным редуктором, но в то время не удалось решить проблему надежности и достаточной долговечности этой конструкции, и работы были прекращены.

Несколько позднее в США (штат Калифорния) инженером Шарпенбергом были проведены испытания высокооборотного многоступенчатого турбобура тоже с редуктором, однако эта конструкция также успеха не имела.

В 1935--1936 гг. в Баку турбобуры этого типа прошли успешные промышленные испытания, причем впервые были выявлены преимущества без редукторного турбобура перед турбобуром с редуктором. В результате этих испытаний полностью отказались от применения редуктора в турбобуре.

1-роторы; 2-статоры; 3-втулка под нижним статором; 4-верхний упорный подшипник; 5-нижний упорный подшипник; 6-сферическая шайба; 7-нижний переводник; 8-втулка под нижний упорный подшипник;9-вал турбобура; 10-поршень; 11-отверстия в валу; 12-картер; 13-паз; 14-верхняявтулка;15-лубрикаторная труба; 16-верхний сальник; 17-нижний сальник.

Рисунок 8 - Многоступенчатый без редукторный турбобур

В многоступенчатом безредукторном турбобуре благодаря большой дифференциации напора и как следствие невысоких скоростей протекания глинистого раствора по лопаткам турбины струя глинистого раствора не вызывала никакой эрозии. Но наряду с этим опорные элементы турбобура, упорные шариковые подшипники и радиальные подшипники скользящего трения работали неудовлетворительно. В новой конструкции работоспособность турбобура определялась не стойкостью самой турбины, а стойкостью его опорных элементов.

Многоступенчатые турбобуры до начала их широкого применения прошли ряд конструктивных изменений.

Сначала были разработаны радиальные резиноподшипники, которые в процессе работы не нужно было смазывать или защищать от глинистого раствора, так как для них глинистый раствор являлся смазкой и одновременно охлаждающей жидкостью. Затем предложили осевыерезиноподшипники, благодаря чему резко упростилась конструкция турбобура, отпала необходимость защитных и компенсационных устройств для опорных элементов. По стойкости резиноподшипники турбобуров значительно превосходили стойкость радиальных и упорных роликовых и шариковых подшипников, работающих в смазке.

В 1941 г. был создай многоступенчатый без редукторного турбобураКонструкции Инженеров П. П. Шумилова, Р. А. Иосяннесяном, Э. И. Тагиевым и М. Т. Гусманом, который отличался от предыдущих тем, что в нем не было ни одного опорного элемента, выполнен­ного на базе подшипников качения.

В турбобуре Т12 статоры и турбины были гуммированы (облицованы резиной), благодаря чему они представляли собой гребенчатый упорный и одновременно радиальный подшипник. Таким образом, в этой конструкции опорные элементы турбобура (осевые и радиальные опоры) были органически слиты с самой турбиной.

Радиальные резиноподшипники до появления турбобуров применялись в машиностроении. Однако эти подшипники использовались только для работы на воде. Когда же создали турбобур, впервые вынуждены были приспособить радиальные резиноподшипники для работы в условиях глинистого раствора. Осевых же резиноподшипников до создания турбобура Т12 вообще не было. В результате отсутствия необходимого опыта по конструированию и изготовлению качественных резиноподшипников, способных работать при высоких удельных нагрузках, срок службы гуммированного турбобура был ограничен. Изнашивались роторы, работающие на резине, и отрывалась резина от поверхности статора из-за недостаточного ее сцепления с металлом.

Кроме того, роторы па валу крепились недостаточно надежно, вследствие чего во время работы турбобура срезалась шпонка. В результате роторы проворачивались на валу, что, естественно, исключало возможность передачи момента, развиваемого роторами, на вал турбины. Недостаток турбобура Т12 заключался также в том, что роторы, выполненные из ковкого чугуна без специальной термической обработки, работали на резине.

В связи с этими недостатками в 1941 г. временно отказались от широкого внедрения в промышленность турбобура Т12. В дальнейшем в конструкцию турбобура был внесен ряд изменений: разработаны нижняя и средняя радиальные резиновые опоры со специальной гребенчатой резиновой пятой, вынесенной в верхнюю часть турбобура, и с не гуммированной турбиной, у которой роторы, вращаясь со статорами, имели радиальные и осевые зазоры.

Конструкция турбобура исключала поломку вала вследствие поперечных вибраций. Однако в результате работы турбобура на оборотах, близких к критическим, вал терял устойчивость и деформировался; кроме того, интенсивно изнашивались обода статоров и роторов и прогрессивно увеличивался между ними радиальный зазор, определяющий величину амплитуды поперечной вибрации вала турбобура.

При длительной работе вала с числом оборотов, близким к критическому, может быть не только износ, но и поломка ободов турбин, лопаток и т. д.

Однако большая частота вращения вала турбобура приводит к быстрому износу шарошечного долота и небольшим проходкам на долото при сравнительно высокой скорости механического бурения. В 60-х годах во ВНИИБТ были начаты работыпо созданию забойного объемного гидравлического двигателя, вращающего долото с частотой 50--200 об/мин. Первые гидробуры этого типа были испытаны в 1967--1969 гг. В настоящее время создано несколько конструкций гидробуров этого типа, работающих достаточно надежно.

Первый электробур создавался в Советском Союзе в 1938-- 1940 гг. инженерами А. П. Островским, Н. В. Александровым, Н. Г. Григоряном, А. Л. Ильским и А. А. Богдановым. Этим электробуром была пробурена на промысле Азизбековнефть (Баку) первая скважина глубиной 1468 м.

В настоящее время электробуры применяют для бурения скважин, но ввиду конструктивной сложности они не получили широкого распространения.

4. Расчет рабочих параметров показателей надежности и износостойкости турбобура

турбобур забойный вал турбина

Расчет резинометаллической пяты

Число ступеней пяты определяется с учетом требования равномерного распределения нагрузки между ними. Технология изготовления металлических деталей пяты и технология обрезинивания накладывают на конструкцию определенные ограничения по размерам отдельных элементов и допускам на эти размеры (Рисунок 18).

Основной размер резинометаллического подпятника - ширина В рабочей резиновой подушки является величиной производной, получаемой конструктивно, исходя из диаметров корпуса и вала турбобура и радиальных размеров остова подпятника и кольца пяты.

Ширина д торца остова подпятника, толщины дКкольца пяты и д наружного кольца пяты-сальника определяются из условия прочности деталей при закреплении их в корпусе с необходимым усилием.

Ширина дЗторцев, запирающих полость пресс-формы при заливке резины, по требованиям технологии должна быть не менее 2-3 мм.

Наружный диаметр диска dД определяется исходя из наружного диаметра dНрезиновой обкладки подпятника и величины перекрытия дП резины диском, которая в зависимости от размера пяты должна быть в пределах 1,5-3 мм.

В пяте-сальнике турбобура минимальная величина радиальных зазоров S1 и S2 зависит от величины допусков на диаметры всех деталей (подпятника, колец, пяты, корпуса, вала, радиальных опор и втулок радиальных опор шпинделя); зазоры S1и S2 устанавливаются в пределах 1,5-2 мм.

Толщина диска hДи толщина hoнесущей площадки остова подпятника зависит от требований прочности, а толщина диска, кроме того, определяется технологией термической и механической обработки.

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Рисунок 18 - Элементы ступени пяты-сальника

Толщина резиновой обкладки h в зависимости от размера турбобура принимается равной 5-8 мм, высота h1резины, выступающей над остовом, обычно равна 3 мм. После определения ширины В рабочей подушки подпятника находится длина подушек L:

(1)

где л - относительная ширина подушки, л=0,211.

Оптимальное количество ступеней пяты:

(2)

где PП - нагрузка на пяту;

F0 - контактная поверхность одной ступени пяты;

КУ.ОПТ=10;

Z =15,6 ступеней, принимаем 16.

Величина контактной поверхности F0 одной ступени определится:

(3)

Нагрузка на пяту определится как:

(4)

где PГ-гидравлическая нагрузка от перепада давления в турбобуре;

GBP- вес вращающихся деталей турбобура, GBP=12000 Н;

G - реакция забоя, G=1600 Н;

Гидравлическая нагрузка определяется по формуле:

(5)

где PТ- перепад давления в турбобуре, PТ=3,9 МПА;

PД- перепад давления в долоте, PД=1,5 МПА;

dCP.T=31 мм;

dCP.П- средний диаметр подушки пяты, dСР.П=27 мм;

Расчет корпуса турбобура на избыточное давление

Расчет корпуса турбобура на избыточное давление, при котором напряжение в корпусе турбобура достигает предела текучести, определяется по формуле:

(6)

где S - толщина стенки, S=11,6 мм;

?Т-предел текучести материала трубы, для материала Сталь 40ХН, ?Т=835МПа;

D - внутренний диаметр корпуса турбобура, D=171,724 мм;

Коэффициент 0,875 учитывает разностенность материала корпуса турбобура;

Расчет вала на кручение и смятие

(7)



где Т - крутящий момент на валу турбобура, Т=1,5 кНм;

Wp- полярный момент сопротивления для шестигранного сечения;

ф - касательные напряжения в сечении;

Рисунок 19 - Сечение вала турбобура

Тогда МПа для материала Сталь 40 ХН.

(8)

где Ft - тангенсальное усилие на валу турбобура;

где Асм - площадь поверхности смятия вала турбобура;



м2.

Тогда МПа?[фсм].

Вывод: Надежность и износостойкость турбобура обеспечивается.

Подбор турбобура

По расчётным данным, выбираем турбобур 3ТСШ1-195. Тип турбины 26/16,5. Количество ступеней 330, Q=30 л/с, М=1480 Н.м, n=6,6; P=3,9 МПа, D=125.



Заключение

В данном курсовом проекте я рассмотрел турбобур, винтовой забойный двигатель, а также расчет рабочих параметров показателей надежности и износостойкости турбобура. Все эти элементы очень важны в процессе бурения.Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб при этом способе бурения примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении.Винтовые забойные двигатели предназначены для бурения наклонно-направленных, глубоких, вертикальных, горизонтальных и других скважин.



Список литературы

1Баграмов Р.А., Буровые машины и комплексы. М.: Недра, 1988.

2 Буяновский Н.И., Лесецкий В.А., Буровые машины и механизмы М.: Недра, 1968.

3 А.Л. Ильский, А.П. Шмидт .Буровые машины и механизмы М.: Недра, 1989

4 Е.А. Палашкин. Справочник механика по глубокому бурению М.: Недра, 1974 .

Размещено на Allbest.ru

...