Курсовая работа (т): Расчет конструкции скважины

Другой конструкцией, выполненной по этой схеме, является турбобур с «плавающими» статорами, в которых статоры свободно вставляются в корпус. Реактивный момент от статоров воспринимается шпоночным соединением. Конструкция турбобура с плавающими статорами дает еще одно преимущество, заключающееся в том, что средний диаметр турбины благодаря отсутствию опорных торцов у статора значительно увеличен, что существенно улучшает характеристики турбины.

Установка в каждой ступени турбины опорных элементов позволяет значительно уменьшить осевые зазоры. Если в обычных системах величина осевого зазора составляет 1420 мм, то в конструкциях турбобуров с «плавающими» рабочими органами величина зазора сокращается до 58 мм. Это позволяет заметно увеличить число ступеней турбины в секции. Секции с «плавающими» элементами могут применяться и как дополнительные к обычным трехсекционным турбобурам.

Основным преимуществом конструкций с «плавающими» рабочими органами является то, что они не требуют регулировки осевых зазоров турбины и поэтому позволяют собирать турбобур с большим числом ступеней.

Рис. 1.2.2 Турбобур с плавающими роторами.

1.3 Турбинное бурение. Турбобуры

Турбина турбобура представляет собой гидравлический двигатель, преобразующий энергию потока бурового раствора в механическую работу на валу. Основные рабочие части турбины - неподвижное направляющее колесо (статор) и вращающееся рабочее колесо (ротор). Жидкость, попадая на лопатки статора, приобретает определенную скорость и направление движения и входит в ротор, отдавая ему часть кинетической энергии для передачи валу.

Рис.1.3.1. Турбина турбобура

Турбобур работает в скважине в особых условиях. Он должен иметь крайне ограниченные поперечные размеры. В качестве рабочей жидкости используется буровой раствор - структурированная жидкость, содержащая абразивные частицы породы. В связи с непрерывным изменением нагрузки на валу турбина работает в переменном режиме, т.е. с различной частотой вращения ротора. При этом технология отработки долот требует, чтобы турбобур работал в оптимальном режиме при минимальной частоте вращения вала. Основы теории малогабаритных гидравлических турбин турбобуров были разработаны П. П. Шумиловым. В результате сформулированы следующие основные положения:

для получения требуемой мощности и необходимой для долот частоты вращения вала турбина должна выполняться многоступенчатой;

все ступени турбины должны быть совершенно одинаковы, чтобы обеспечивалось равномерное и пропорциональное наращивание мощности и крутящего момента;

с целью уменьшения гидроабразивного износа турбинных лопаток ступени роторов должны быть выполнены как зеркальное отображение ступеней статоров, при этом абсолютная скорость потока жидкости в статоре и относительная скорость в роторе будут равны по модулю, величины этих скоростей не должны быть большими, чтобы не вызывать чрезмерного гидроабразивного износа проточной части турбины, который возникает при скорости потока 10-12 м/с;

перепад давления на турбине во избежание толчков давления в системе не должен существенно изменяться при изменении частотного режима работы турбобура.

Элементы конструкции

Рис.1.3.2. Конструкция турбобура.

Все турбобуры имеют принципиально одинаковое устройство(рис.1.3.2). В цилиндрическом корпусе установлены ступени статоров, подпятники и промежуточные радиальные опоры, которые удерживаются от проворачивания за счет трения, возникающего на торцах при свинчивании ниппеля с корпусом. На валу в промежутках между ступенями статоров установлены ступени роторов, кольца и диски пяты, которые также удерживаются от проворачивания за счет момента трения, возникающего на торцах после затяжки роторных гайки и контргайки. Сначала все детали ротора и статора поочередно собираются на валу с установкой деталей подшипниковых опор, закрепляются роторными гайками и затягиваются в корпус, где ступени статоров между собой и корпусом крепятся путем затяжки ниппеля.

Турбина турбобура, как правило, состоит из 100-400 ступеней (рис. 1.3.3). Каждая ступень содержит статор и ротор со своими лопаточными аппаратами. Между статорами и роторами имеются осевые и радиальные зазоры. Величины указанных зазоров устанавливаются исходя из условий монтажеспособности и эксплуатационной надежности многоступенчатой турбины. В процессе работы роторы перемещаются относительно статоров вследствие износа осевой опоры в пределах установленного осевого зазора.

Рис. 1.3.3. Схема ступени турбины турбобура

Для минимизации утечки жидкости в турбине целесообразно выполнять малые радиальные зазоры, исключающие касание между собой роторов и статоров.

Осевые опоры

Осевая опора (рис. 1.3.4, 1.3.5) в турбобурах многорядная. Преимущественно опоры выполняются резинометаллическими. Они состоят из чередующихся подпятников с обрезиненными опорными поверхностями и дисков с упрочненными износостойкими опорными поверхностями. В системах крепления вала и корпуса между смежными дисками и подпятниками устанавливаются соответствующие распорные кольца. В большинстве серийно выпускаемых промышленностью турбобуров применяются именно резинометаллические опоры скольжения (рис.1.3.4). Промысловая практика показала, что они обладают достаточной долговечностью при сравнительно небольших потерях на трение. Так, коэффициент трения в этих опорах при смазке водой или глинистым раствором и скоростях скольжения 3-5 м/с составляет 0,015-0,030. Однако при уменьшении скоростей скольжения резко возрастают силы трения в опорах и существенно изменяются характеристики турбобуров. Поэтому при конструировании тихоходных турбобуров предпочтение отдают опорам качения специальной конструкции.

Рис. 1.3.4. Многорядная резинометаллическая опора

Резинометаллическая осевая опора выполняется проточной, а шариковая опора может быть проточной и непроточной. Последние помимо восприятия осевой нагрузки выполняют также функцию уплотнения выхода вала.

Рис. 1.3.5. Многорядная осевая опора качения

Для улучшения условий запуска турбобура, а также для работы в высокотемпературной среде (выше 110°С) применяют шарикоподшипники

(рис. 1.3.5).

Радиальные опоры

Радиальные опоры, центрирующие валы турбинных секций, называют средними опорами (рис. 1.3.6), а центрирующие валы шпиндельных секций - нижними (рис. 1.3.7). В бесшпиндельных турбобурах центрирование нижней части вала с одновременным его уплотнением осуществляют с помощью ниппеля (рис. 1.3.8).

Рис. 1.3.6. Средняя опора

Рис. 1.3.7. Нижняя опора

Рис. 1.3.8. Ниппель

Конусно-шлицевое соединение

Конусно-шлицевое соединение (рис. 1.3.9) применяется в качестве разъемного соединения валов секций между собой, для чего концы соединяемых валов оснащаются соответствующими полумуфтами. При свинчивании секций полумуфты между собой перекрываются на расчетную величину М (заход полумуфт), которая учитывается при сборке и регулировке турбобура.

Переводники секций имеют две резьбы, одна из которых используется для крепления деталей в корпусе, а другая - для соединения секций турбобура между собой.

Применяемые в турбобурах наддолотный и буровой переводники служат соответственно для соединения выходного вала и породоразрушающего инструмента и турбобура с бурильной колонной.

Рис. 1.3.9. Конусно-шлицевое соединение

Валы турбинной и шпиндельной секций являются несущими элементами конструкции. На валу турбинной секции закрепляются роторы турбины и втулки средних опор, а на валу шпиндельной секции - диски и кольца осевой опоры и втулки нижней опоры. Крепление деталей вызывает растяжение вала. Возникающая при этом упругая сила обеспечивает фрикционную фиксацию деталей относительно вала.

Корпусы турбинной и шпиндельной секций так же, как и валы, являются несущими элементами конструкции. В корпусе турбинной секции закрепляются статоры турбины и средние опоры, а в корпусе шпиндельной секции - подпятники и кольца осевой опоры и нижние опоры. Крепление деталей в корпусе производится аналогично креплению деталей на валу за счет упругой силы, создаваемой при его растяжении.

Рис. 1.3.10. Секция турбинная нижняя:

- переводник нижний; 3 - полумуфта; 4 - кольцо регулировочного вала; 5 - втулка кольца уплотнительного; 6 - кольцо резиновое уплотнительное; 7 - втулка; 8 - кольцо регулировочное; 9 - корпус; 10, 11, 13 - кольцо; 12 - подпятник; 14 - диск пяты, 16 - вал; 17 - статор; 18 - ротор; 19 - втулка средней опоры; 20 - опора средняя; 23 - переводник соединительный; 24 - полумуфта; 25 - кольцо регулировочное

Рис. 1.3.11. Секционный шпиндельный турбобур:

-статор турбины, 2-ротор турбины, 3-радиальный резинометаллический подшипник, 4-конусошлицевая муфта, 5-сальник,

-многоступенчатая осевая опора, 7-верхняя секция, 8-нижняя секция, 9-шпиндель.

Для наращивания энергетических параметров турбобур может выполняться из нескольких турбинных секций(рис.1.3.10). Такой турбобур называется секционным (многосекционным). Современные турбобуры изготовляют с наружным диаметром от 164 до 240 мм. В собранном виде длина секционных шпиндельных турбобуров достигает 26 м, в то же время длина односекционных турбобуров около 8 м. Промышленностью освоено серийное производство большого числа типоразмеров турбобуров, способных развивать мощность от 24 до 400 кВт. При этом на турбине перепад давления колеблется от 2,1 до 10,5 МПа. Частота вращения вала при максимальной мощности турбобура может быть различной. У односекционных турбобуров она достигает 500 об/мин, а у турбобуров с наклонной линией давления снижается до 200 об/мин. Ресурс турбобура составляет примерно 1200 часов. За этот период производится несколько ремонтов, при которых производится замена быстроизнашивающихся деталей и узлов, а также дефектоскопия основных несущих элементов: валов, корпусов, переводников, полумуфт.

Классификация турбинных забойных двигателей

В соответствии с ГОСТ 26673-90 турбобуры должны изготовляться следующих типов:

ТБ - бесшпиндельные,

ТШ - шпиндельные;

по конструкции:

ф- с фрикционным креплением турбин,

пс - с плавающим статором,

пр -с плавающим ротором,

р- с устройством регулирующим характеристику;

по типу этого устройства:

Г - с решетками гидродинамического торможения,

В - с винтовым преобразователем,

Р - с редуктором.

Также по опыту изготовления турбобуров можно выделить следующие типы:

по количеству секций

Односекционные

Секционные

по наличию шпинделя

Односекционные:

Бесшпиндельные (Т12)

Бесшпиндельные унифицированные (ТУ-К)

Со вставным шпинделем (ТВШ)

Секционные:

Бесшпиндельые (ТС)

Шпиндельные (ТСШ)

Шпиндельные унифицированные (ТСШ1, 2Т-К, 3Т-К)

по наружному диаметру

термостойкие

турбинные отклонители

турбодолота колонковые

по типу опор

по типу турбинных решеток

турбинно-винтовой двигатель

роторно-турбинный двигатель

реактивно-турбинный двигатель

Рис. 1.3.12. Характеристика турбобура.

Основными параметрами турбины турбобура являются:

тормозной момент Мт;

частота вращения на холостом режиме nx;

перепад давления на рабочем режиме Р;

максимальный перепад давления Рм;

максимальная мощность Nм;

максимальный КПД ηм.

Основными режимами работы турбины являются:

тормозной, при n=0, M=MT;

экстремальный, при N=Nм;

оптимальный, при η=ηм;

холостой, при n=nx, M=0.

1.4 Обзор и анализ зарубежных производителей

В настоящее время многие европейские фирмы также изготавливают турбобуры: «Зальцгиттер» в Германии, «Трауцль» в Австрии, «Бристол Садели» в Англии, «SMF» во Франции. Сейчас европейскими турбобурами бурят в ФРГ, Англии, Голландии, Австрии, Италии, Франции, Северной и Центральной Африке, Сахаре, Ливии, Аргентине, Венесуэле и т.д.

По многим причинам развитие турбинного бурения за рубежом идёт медленнее, чем в России.

Во Франции в настоящее время турбинным бурением занимается компания «Турбосервис», которая выпускает как одинарные, так и секционные турбобуры.

Каждая французская нефтяная компания, ведущая бурение как во Франции, так и в северной Африке, Испании, Италии, Турции, Бельгии и т.д., использует в основном турбобуры, поставляемые в основном фирмой «Турбосервис».

Основными отличиями турбобуров фирмы «Турбосервис» является нижнее расположение упорного резинометаллического подшипника, возможность соединения нескольких секций и постоянный диаметр по всей длине машин.

Фирма «Турбосервис» пытается менять изнашивающиеся детали непосредственно на буровых, для чего имеется специальный комплект инструмента. Турбобуры фирмы «Турбосервис» изготовляются из высококачественных сталей и износостойкой и нефтестойкой резины.

В настоящее время во Франции турбобуром бурят наклонно-направленные нефтяные скважины диаметрами 215,9 мм (8½"), 250,82 мм (9⅞") и 311,14 мм (12¼"). Французские буровики находят эффективным использование турбобуров при бурении зон, характеризующихся поглощением промывочной жидкости.

В глубоком бурении алмазными долотами, когда механическая скорость роторного бурения составляет до 1-1,5 м/ч, они предпочитают использовать турбобур, который с алмазными долотами даёт механические скорости 2-3м/ч.

В современных турбобурах хвостовая часть турбобура по диаметру несколько меньше диаметра корпуса. Чтобы предотвратить сальникообразование Тираспольский предлагает (патент №1,157.162E/21в) на конец вала надевать двухмуфтовый переводник, в который заходит нижняя часть вала, имеющая уменьшенный диаметр по сравнению с диаметром корпуса (рис.1.4.1). Наружный диаметр переводника равен наружному диаметру корпуса. Опорная поверхность этого переводника, примыкающая к нижней опоре, может служить базой для измерения износа пяты.

Рис.1.4.1 Турбобур с двухмуфтовым переводником.

Большой интерес представляет применение турбинного бурения в Австрии. Нефтяная компания «ОМВ Остеришише Минералогише Вервальтунг», находящаяся по контролем государства, свыше 10 лет использовала турбобур русского типа. В сотрудничестве с компанией «Трауцль Верке» она вела непрерывные работы по его усовершенствованию. В основном конструкция турбобура этой фирмы та же, что и русского турбобура. Он имеет длину 10м при 100-ступенчатой турбине. Одним из недостатков этих турбобуров является быстрый износ осевых резинометаллических подшипников. Для устранения этого недостатка предлагается (патент №207347, Австрия) продольные смазочные канавки располагать не параллельно оси турбобура, как обычно, а по винтовой линии, идущей сверху вниз с наклоном в сторону вращения турбобура (рис.1.4.2). Если канавки расположены не на внутренней поверхности вкладыша, связанного со статором, а на наружной поверхности вкладыша, связанного с ротором, то наклон винтовой линии должен быть в противоположную сторону. Рекомендуемый подъем винтовых линий 3/2. Эффективность этого предложения основана на учёте центробежной силы.