§ 4. ТУРБОБУРЫ ДЛЯ ЗАБУРИВАНИЯ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

 

  Главная      Учебники - Разные     Буровые машины и механизмы (Лесецкий В.А.) - 1980 год

 

поиск по сайту            правообладателям  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание      ..     49      50      51      52     ..

 

 

 

ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

§ 4. ТУРБОБУРЫ ДЛЯ ЗАБУРИВАНИЯ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

Для забуривания наклонных стволов турбобур с долотом в скважине должен быть поставлен под углом к вертикали. Для того, чтобы этот угол был большим, турбобур должен иметь возможно меньшую длину. Для этих целей применяют укороченные турбобуры с числом ступней 30—60. По конструкции они аналогичны турбобурам типа 12МЗК, но без средней опоры, так как его общая длина небольшая и промежуточная опора не нужна.

Лопатки турбины имеют больший угол и другую форму для того, чтобы каждая ступень развивала большую мощность. С бурильной колонной такой турбобур соединяется с помощью кривого переводника, у которого оси верхней и нижней резьб выполнены под углом. Такой турбобур вследствие небольшой длины хорошо вписывается в сильно искривленный ствол скважины.

Однако короткие турбобуры имеют небольшую мощность, в результате чего эффективность их низкая при бурении скважин, где необходим набор кривизны на большой длине. В этих случаях применяют секционные турбобуры большей мощности. В них переводник, соединяющий секции, изогнут. Валы секций для обеспечения возможности работы под углом друг к другу соединены зубчатой муфтой, допускающей перекосы и позволяющей передавать вращение под углом даже до 30°.

Основные конструктивные параметры наиболее распространенных турбобуров приведены в табл. XIII. 1.

 

 

 

Таблица XIII.1

 

 

§ 5. ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОБУРА

Рабочая характеристика турбины турбобура определяется частотой вращения вала n в об/мин, вращающим моментом на валу турбобура М в Н*м, мощностью N в кВт, развиваемой турбобуром, перепадом давления Δр в Па и гидравлическим коэффициентом полезного действия η в зависимости от количества бурового раствора Q в м3/с, прокачиваемого через турбину. В процессе бурения вследствие изменения момента сопротивления на долоте и количества прокачиваемого раствора все параметры также меняются. 

Вращающий момент на валу турбины возникает в результате взаимодействия потока жидкости с лопатками ротора и статора. Взаимодействие жидкости с лопатками упрощают и предполагают, что поток в каналах ротора и статора турбины движется цилиндрическими слоями и жидкость в каждом слое не влияет на другие слои в радиальном направлении.

Течение жидкости в цилиндрическом слое рассматривается в одноразмерной теории турбин, разработанной в прошлом веке инженером Эйлером. Согласно этой теории, в проточной части турбины протекает бесчисленное количество 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 направлениях.

Для упрощения расчета принимают, что эквивалентная струйка имеет некоторую среднюю скорость, соответствующую осредненным параметрам движения потока на расчетном радиусе.

Это допущение справедливо при соблюдении двух условий: фактический расход жидкости через турбину и расход, определенный по эквивалентной струйке одинаков;

энергетические параметры турбины, определенные по взаимодействию эквивалентной струйки с лопатками турбины, соответствует фактическим.

 

Теория гидравлических турбин основывается на струйной теории, и она может быть использована для расчетов многоступенчатых осевых турбин турбобуров, в которых радиальные размеры каналов по сравнению с расчетным диаметром турбины относительно малы (соотношение 1 : 10), и можно полагать, что условия передачи энергии всеми струйками в каналах турбины примерно идентичны, поэтому расчеты ведут по среднему диаметру DСР лопаток турбобура.

 

 

 

 

 

 

 

 

мощности Nmax и к. п. д. ηmах не совпадают. Режим максимального к. п. д. ηmax называется оптимальным.

Наиболее устойчива и эффективна работа турбобура при экстремальном режиме. В многоступенчатых турбинах турбобуров экстремальный и оптимальный режимы почти совпадают. Гидравлический коэффициент полезного действия турбины определяется потерями мощности при прохождении жидкости в каналах турбины. Эти потери зависят в значительной степени от шероховатости поверхности лопаток, их формы, утечек в зазорах между дисками турбины и др. Характеристика каждой конструкции турбобура изменяется с изменением величины расхода жидкости. Так как проходные сечения каждой турбины постоянны, скорости потока и окружная составляющая скорости жидкости практически пропорциональны расходу, следовательно, частота вращения будет пропорциональна расходу, т. е.

 

 



т. e. частота вращения пропорциональна отношению числа ступеней.

Для уменьшения скорости вращения и снижения перепада давления при режиме холостого хода в турбинах с высокоцир-кулятивными турбинами предусматриваются особые клапанные устройства, с помощью которых часть потока может отводиться от турбины, но заданный перепад давлений в ней сохраняется.

§ 6. НАГРУЗКА НА ПЯТУ ТУРБОБУРА И РЕГУЛИРОВАНИЕ ЛЮФТА
Нагрузка на осевую опору турбобура

Осевая нагрузка на пяту турбобура определяется гидравлической силой Т, действующей на ротор, весом ротора турбобура и долота G и реакцией забоя R:

 

 

Вес ротора турбобура и долота определяется по справочным данным. Величина нагрузки на забой R выбирается бурильщиком в зависимости от условий бурения. Наибольшее гидравлическое усилие действует на пяту в моменты запуска турбобура и при проработке ствола скважины, когда нагрузки на долото малы. Когда нагрузки на долото очень высокие, усилие на пяту действует снизу вверх и имеет условно отрицательное значение. Из выражения (XIII.38) видно, что если сумма гидравлической силы Т и веса ротора турбобура и долота G равна нагрузке на долото R, то пята практически разоружена и в этом случае ее износ минимален.

Сборка и регулирование резинометаллической пяты

Основным условием сборки многоступенчатой резинометаллической пяты является обеспечение равномерности распределения нагрузки между отдельными дисками и сохранение люфта турбобура для обеспечения нормальной работы многоступенчатой турбины.

Люфт турбобура — расстояние, на которое может перемещаться вдоль оси вал в собранном турбобуре. При затянутых деталях ротора и статора люфт турбобура равен люфту пяты— зазору между подпятником и диском пяты (наименьшему среди всех ее ступеней). Величина люфта турбобура обычно превышает 2 мм.

Люфт турбины — наибольшее расстояние, на которое может перемещаться без пяты вдоль оси ротор турбины относительно статора. По мере износа пяты ее люфт увеличивается, и возникает опасность соприкосновения дисков ротора и статора. При сборке необходимо обеспечить запас на осевое перемещение ротора, зависящий от величины люфта турбины и его распределения.

 

Распределение осевого люфта турбины Ст достигается регулировочным кольцом турбины. Люфт равен сумме зазоров верхнего а и нижнего b (рис. XIII.14):

 

 

 

 

Рис XIII. 15. Схемы проверки зазора в секциях турбобуров:
1—переводник, 2— вал второй секции; 3— корпус нижней секции; 4 — вал нижней секции, 5 — промежуточный корпус; 6,7 — верхняя и нижняя полумуфты

 

 

в корпусе секции между соединительным переводником и турбиной устанавливается упорная втулка (рис. XIII. 15, г), b + L — а — Н = 0; Б+р=М + b + Т.

В многосекционных турбобурах регулировка колец секций и определение их высоты производится в основном так же, как и для двухсекционной турбины. Отличие состоит в том, что при сочленении валов двух секций вследствие отсутствия пяты в нижней секции ее ротор упирается в статор; сумма (b + k) замеряется непосредственно.

После сборки верхней секции нижний зазор можно проверить двумя способами.

1. Замером разницы в нижнем положении верхнего торца вала верхней секции до и после свинчивания с нижней секцией. Эта величина является фактически запасом b на износ пяты.

2. Замерами разности уровней торцов валов относительно корпуса каждой секции в нижних положениях. Замеры производятся перед сборкой секций.

Высоты дисков ротора и статора отклоняются от их номинальных значений вследствие неточности изготовления, остаточных деформаций при затяжке статора в корпусе и ротора на валу, а также вследствие износа торцов при проворачивании. Отклонения в размере (общая величина по длине турбобура) могут вызвать потерю люфта турбины. Поэтому перед сборкой турбины проводят контрольные сопоставления высот стопок по 10—12 дисков ротора и статора, устанавливаемых на контрольной плите. Если разница высот стопок превышает величину, обусловленную инструкцией (обычно 0,1 мм), диски перекомплектуют.

В турбобурах некоторых типов статор закрепляется в корпусе на конической резьбе. В этом случае для обеспечения упора торца резьбового соединения при закрепленной и упруго-деформированной системе статоров в цепь деталей статора включается «регулировочное кольцо резьбы». Высота его определяется при сборке.
 

 

 

§ 7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТУРБОБУРОВ
Максимальная механическая скорость достигается при бурении с применением гидромониторных долот, когда на долото подается максимальная гидравлическая мощность, а на турбобур — мощность, достаточная для привода его во вращение. Тогда полезная мощность, насосной установки (в кВт) должна быть

 

 

 

 

 

 

Для выбора турбобура и определения необходимых параметров и режима работы насосов делают расчеты или определяют параметры по номограммам, чтобы обеспечить оптимальные параметры прокачивания жидкости в долоте с учетом необходимых мощности и давления для турбобура и прокачивания раствора в бурильной колонне и скважине. Для обеспечения эффективного бурения турбобурами с гидромониторными долотами на разных глубинах следует применять турбобуры с различной характеристикой; для каждых условий бурения должны быть проведены тщательные расчеты, выбраны параметры расхода жидкости и давлений, развиваемых насосом, пределы их регулирования в зависимости от применяемых долот, турбобуров и глубин бурении.

Турбобур перед спуском в скважину подвергается тщательному наружному осмотру и контролю. Особое внимание уделяется состоянию корпуса, соединительных муфт и валов. Для предотвращения повреждений при транспортировке перевозить турбобуры надо на специальных прицепах-самопогрузчиках, оборудованных лебедками для погрузки и разгрузки.

Вал турбобура проверяется на легкость вращения. Проворот вала должен осуществляться при моменте на ключе не более 200 Н • м. Перед спуском в скважину турбобур опробуют над ротором. Правильно собранный турбобур должен запускаться при давлении 1,0—1,5 МПа. Перепад давления в турбобуре необходимо фиксировать в его паспорте и буровом журнале.

Во время опрессовки турбобура проверяется герметичность резьбовых .соединений. При вращении вала рывками следует разработать турбобур в течение 10—15 мин. Плавная остановка его свидетельствует о пригодности к эксплуатации. Биение вала или переводника не допускается.

Во время эксплуатации турбобура необходимо следить за люфтом осевой опоры. После 20—30 ч эксплуатации турбобура люфт быстро начинает расти, поэтому для предотвращения износа ступеней турбины надо периодически замерять осевой люфт. Турбобуры направляются на ремонт, если величина, люфта превышает 5 мм.

Отработанный турбобур укладывается на мостки и на корпусе делается пометка «на ремонт». В турбобур укладывается заполненный паспорт, в котором должны быть указаны номер буровой, дата начала работы турбобура, время работы в часах, интервал бурения, параметры бурового раствора и причины выхода турбобура из строя.
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание      ..     49      50      51      52     ..