Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 [ 241 ] 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332

Конструкция шпинделя допускает дозаправку или полную замену СМ на буровой, для чего верхняя и нижняя части картера имеют заправочные втулки.

В настоящее время ведутся работы по использованию смазочных материалов, обладающих высокоэффективными тормозящими свойствами. С внедрением таких СМ применение герметизированных шпинделей станет еще более эффективным, так как тормозное устройство станет наиболее компактным из всех известных.

В результате сравнительных испытаний новых шпинделей турбобуров конструкция шпинделя ШГД-195 признана наиболее надежной и долговечной. Его средняя наработка на отказ составила 294 ч.

Ниже приведена конструктивная характеристика шпинделей ШГД:

Шифр шпинделя .......................................................................... ШГД-240 ШГД-195

Наружный диаметр, мм.............................................................. 240 195

Масса, кг....................................................................................... 2200 1450

Внутренний диаметр корпуса, мм............................................ 205 165

Наружный диаметр вала, мм..................................................... 115/130 105/115

Общая длина, мм ......................................................................... 7700 7650

Число радиальных опор.............................................................. 3 3

Число уплотнителей картера..................................................... 8 8

Общий объем смазочного материала, дм3 .............................. 36 24

Число лубрикаторов.................................................................... 3 3

Шифр подшипников по ТУ 37.006.042-81.............................. 128723 128721К

Присоединительная резьба по РТМ 26-02-15-72:

к турбинной секции............................................................... РКТ-208 З-117

к долоту.................................................................................... З-147 З-117

корпуса.....................................................................................РКТ218 РКТ177

верхней части вала................................................................. МК116 СПМК105

нижней части вала ................................................................. З-133 З-117

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБИНЫ

Турбина современного турбобура является многоступенчатой, осевого типа и состоит из системы статоров и системы роторов. Как правило, система статоров связана с корпусом, а система роторов - с валом турбобура.

При постоянном значении расхода бурового раствора через турбину развиваемый ею крутящий момент М определяют по формуле Эйлера

Qpr(C1u - C2u)Z,

(20.1)

где Q - объемный расход жидкости; р - плотность жидкости; г - средний радиус турбины; C1u, C2u - проекции абсолютной скорости потока жидкости, протекающего соответственно через статор и ротор, на направление окружной скорости турбины; z - число ступеней турбины. Эффективный перепад давления на турбине

pu2z,

(20.2)

где u - окружная скорость турбины на среднем диаметре.

Развиваемый турбиной крутящий момент зависит от режима ее работы, т.е. от частоты вращения ротора турбины. Для большинства современных турбин эта зависимость линейна и определяется уравнением

Мт(1 - П/Пх),

(20.3)

где Мт - тормозной (предельный) крутящий момент; n - частота вращения; пх - частота вращения на холостом режиме (предельная).

Совокупность зависимостей крутящего момента, перепада давления, мощности и коэффициента полезного действия (КПД) от частоты вращения называется энергетической характеристикой турбины. Турбина турбобура обладает сериесной характеристикой. Однако это не означает, что работа турбобура может осуществляться на всех режимах от холостого до тормозного. Известно, что при увеличении осевой нагрузки частота вращения вала турбобура сначала уменьшается, затем турбобур начинает работать неустойчиво, а потом резко останавливается - «срывается».

«Срыв» турбобура объясняется многими факторами, основными из которых являются нелинейный рост момента сопротивления на долоте и в пяте турбобура при увеличении осевой нагрузки и снижении частоты вращения, низкочастотные колебания момента сопротивления вследствие вибрации и неравномерной подачи бурильного инструмента, перемежаемость разбуриваемых горных пород по твердости. Все эти факторы приводят к тому, что устойчивая работа турбобура возможна только с определенным, как правило, не менее чем двукратным запасом крутящего момента, т.е. на режимах, располагающихся правее от режима максимальной мощности.

Эти режимы в большинстве случаев характеризуются также и максимальным значением механической скорости проходки, поэтому условно режим максимальной мощности можно считать рабочим режимом турбобура.

Чем глубже забой скважины, чем больше искривлен ее ствол, чем более моментоемкое долото используется при бурении, тем выше вибрация бурильного инструмента. Кроме того, чем больше перемежаемость горных пород, тем ближе к холостому режиму должен располагаться рекомендуемый рабочий режим турбобура и тем соответственно ниже должна быть холостая частота его вращения.

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

M = 2л Q р r2 nz; (20.4)

p = 4л2рr2, (20.5)

где р - перепад давления на турбине; г\ - максимальный КПД.

При перерасчете показателей характеристики турбины на другие значения расхода, плотности жидкости и числа ее ступеней следует пользоваться выражениями

n ~ Q; M ~ Q2; p ~ Q2; N ~ Q3; цщ ~ Q;

nin ~ р; M ~ р; p ~ р; N ~ р; ~ р; (20.6)

~ z; M ~ z; p ~ z; N ~ z; nin ~ z,

где N - мощность турбины.

Турбины турбобуров изготовляют из низколегированной стали преимущественно цельнолитыми в земляные формы и составными, когда лопаточный венец выплавляют методом точного литья по моделям. Впускают

Основные показатели стендовых энергетических характеристик серийных опытных турбин турбобуров

Пр имечание. Число ступеней ническая вода).

1; плотность бурового раствора - 1000 кг/м3 (тех-

также лопаточные венцы, изготовленные из пластмассы. Стойкость пластмассовых венцов, как правило, намного ниже стойкости стальных.

Характеристики турбин определяют экспериментально при испытаниях на специальном турбинном стенде (табл. 20.11).

ВНЕШНЯЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОБУРА

Эта характеристика представляет собой графическую зависимость момента и мощности от скорости вращения вала турбины с учетом потерь энергии в осевой опоре. В отличие от стендовой внешняя характеристика позволяет оценить энергетические параметры, непосредственно затрачиваемые турбобуром на процесс разрушения горной породы долотом. Внешнюю характеристику можно получить теоретически или на стенде, дополнительно оборудованном специальными устройствами, позволяющими осуществлять процесс бурения в лабораторных условиях. Нагрузка Р на осевую опору определяется тремя величинами:

P = T + G - R, (20.7)

где T - гидравлическая сила, возникающая под действием перепада давления на подвижные элементы турбобура; G - вес подвижных деталей турбобура, включая долото; R - реакция забоя, равная по значению осевой нагрузке на долото.

Гидравлическую силу приближенно можно определить по формуле

-(Др п +Др т +Ap д),

(20.8)

где Дрп, Дрт, Дрд - перепад давления соответственно в пяте, турбине и долоте; Dср - осредненный диаметральный размер для серийного турбобура.

Величина в скобках представляет собой общий перепад давления в турбобуре и долоте Дрт.д, поэтому можно записать