Гидравлические забойные двигатели и керноотборные устройства
|
Скачать 2.03 Mb.
|
| РАЗДЕЛ 6 ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ И КЕРНООТБОРНЫЕ УСТРОЙСТВА (Составители: Кулябин Г.А., Грачев С.И., Овчинников В.П.) 6.1. Забойные гидравлические двигатели. Турбобуры Турбобур - это забойный двигатель, в котором кинетическая энергия потока промывочной жидкости при ее скоростном напоре и силовом воздействии на лопатки турбины преобразуется в механическую энергию вращения ротора двигателя (вала). В турбобуре применяются многоступенчатые осевые турбины лопастного типа с несколькими лопатками в каждой ступени (турбинке). Направляющим аппаратом турбинки является статор. Поток жидкости попадает в статор первой ступени и, пройдя каналы статора, поступает на лопатки ротора, оказывая силовое воздействие на них. В результате ротор стремится повернуть вал турбобура. Далее поток жидкости совершает работу во всех последующих ступенях турбины, вал турбобура приобретает суммарный крутящий момент и вращается с определенной частотой. Естественно, противоположно активному на статор турбины действует реактивный крутящий момент, который передается бурильной колонне и закручивает ее на определенный угол. Поток жидкости, пройдя турбину, через нижнюю полую часть турбобура поступает к долоту. Турбина турбобура представляет собой набор от100 до 400 турбинок (ступеней). Устройство турбобура можно рассмотреть на примере односекционного турбобура типа Т12М3, конструкция которого является одной из первых моделей, послужившей базой для конструкций почти всех современных турбобуров. Причем двигатель Т12М3, в свою очередь, является результатом многолетних разработок, начатых в 1923 г. Капелюшниковым М.А. и интенсивно продолженных в 1935-1936 гг. Шумиловым П.П. и др. Надо отметить, что в США испытания многоступенчатого редукторного турбобура проводили в 1926 г. Турбобур состоит из не вращающихся и вращающихся деталей (узлов). К не вращающимся относится корпус двигателя, в котором сверху вниз в осевом направлении закреплены: распорная втулка, регулировочное кольцо, подпятники осевой опоры (верхней), статоры (100 комплектов), радиальные (средние) опоры, которые ставятся через 33 ступени турбинок и нижний переводник (ниппель), поджимающий в корпусе все указанные детали. Вращающаяся деталь – вал турбобура, на котором затеплены (снизу вверх): втулка нижней опоры, упор, на который упираются внутренние кольца роторов турбинок, втулки радиальных опор, диски и кольца осевой опоры. Сверху на валу имеется резьба. На нее наворачивается гайка и поджимает на валу названные вращающиеся с валом детали. Верхняя часть гайки коническая и разрезная. На нее надевается обжимающий колпак, закрепляемый контргайкой. В радиальном направлении вращающиеся и не вращающиеся детали имеют небольшой зазор, а осевая опора – люфт, отрегулированный на определенную величину. Таким образом, названные две группы деталей турбобура имеют степени свободы в осевом и радиальном направлении, а также вокруг оси, поэтому в общем случае выделяют статор и ротор турбины или турбобура. Так как осевая опора может быть расположена вверху турбобура, например у T12M3, то в этом случае опора сделана проточной. Статор турбобура через переводник крепится к бурильной колонне, а к нижней части вала ротора через переводник крепится долото, корпус которого совершает те же движения, что и нижняя часть вала турбобура. Когда между долотом и валом размещают калибраторы, маховики, удлинители, центраторы, амортизаторы, спецпереводники и др., характер движения долота меняется. Другие типы турбобуров, в основном, отличаются количеством секций турбин и расположением осевых опор, поэтому работу турбобура, как машинного агрегата, работающего совместно со всем бурильным инструментом, можно рассматривать с применением схемы. В турбобурах применяют разные типы турбин и имеются свои конструктивные отличия.  Рис. 6.1. Схема турбобура с долотом и УБТ: 1- бурильные трубы (чаще УБТ); 2 - корпус турбобура со статорами турбинрк; 3 - "статор турбобура"; 4 - роторы турбинок; 5 - вал турбобура; 6 - радиальная опора (средняя); 7 -канал для потока промывочной жидкости в нижней части вала или в шпинделе турбобура; 8 - осевая опора турбобура; 9 - уплотнение; 10 - долото; Gкол,- осевое усилие от веса бурильной колонны и статора турбобура; Gr - гидравлическая нагрузка на вал турбобура; Gвp- вес вращающихся деталей (вес ротора турбобура с присоединенными к нему деталями); Тn – осевая нагрузка на осевую опору турбобура. Турбобуры выпускаются диаметром 240 мм, (215), 195, 172 и 127 мм. Разработаны конструкции турбобуров и с меньшими диаметрами для специальных работ, например, для забуривания новых стволов из обсаженных трубами скважин. Наружный диаметр турбобура выбирают из условия  ,или, чтобы площадь пространства скважины за турбобуром была не менее 20 % от площади забоя скважины. С уменьшением  увеличивается прогиб турбобура в скважине, в связи с чем необходима установка центрирующих устройств. Кроме того, двигатели с малыми имеют малую мощность.Как отмечено выше, турбина турбобура включает несколько десятков (и сотен) отдельных турбинок, состоящих из статора и ротора. Применяются пропеллерные турбинки лопастного типа. В роторе и статоре по окружности размещено одинаковое количество (до 30) лопаток с определенным изгибом (разные σц и ma) и высотой. В этой связи турбинки часто имеют шифр, в котором указывается количество лопаток и их высота в мм, например, 24/16,5; 30/16,5; 28/16. В турбобуре А7ПЗ турбинка имеет это же обозначение. Турбинки обычно наготавливаются полностью из стали путем кокильного или точного литья. В последнем случае присваивается обозначение "ТЛ", которое входит в шифр турбобура. Лопатки турбинок отливаются отдельно или совместно с корпусом турбинки. Разработаны безободные турбинки и пластмассовые, полностью или частично. Специальная конструкция турбинок разработана для турбобуров с плавающими статорами (обод статора разрезной, имеется стопорное устройство, торцы турбинки профильные). У турбины А7ПЗ лопатки имеют поджатие с боков. Лопатки турбинок ГТ ("гидрорешетки торможения") прямые. Таким образом, турбина, являясь частью турбобура, выполняет функцию преобразователя энергии, тогда как турбобур представляет собой машинный агрегат, работающий совместно с бурильным инструментом, поэтому характеристики турбобура и турбины отличаются. Перед рассмотрением конструктивных особенностей других турбобуров следует ознакомиться с понятием "коэффициент циркулятивности" (σц) турбин. Величина σц характеризует степень искривленности лопаток ротора и статора турбинок, причем имеется ввиду, что лопатки статора и ротора загнуты одинаково. Схема расположения лопаток для разных σц приведена на рис. 6.2, где лопатки показаны в разрезе турбинки (или в развертке).  Рис. 6.2. Схемы лопаток турбинки При σц > 1 турбинки считаются предельными (если сильно изогнуты лопатки, то σц = ∞); турбины с σц = 1 считаются нормальноциркулятивными, а при σц < 1 - кизкоциркулятивными. Кроме того, турбинки разделяют по коэффициентам активности (mа) и реактивности (mр), которые характеризуют степень искривленности лопаток статора по отношению к лопаткам ротора. В настоящее время применяют турбинки с σц > 1 и σц = 1, в которых лопатки ротора и статора изогнуты одинаково, а поэтому для них mа = mр и перепады давления в турбине равномерно распределяются в статоре и роторе. В турбинах с σц > 1 их мощность обеспечивается, в основном, путем силового воздействия потока на лопатки ротора турбинки - это турбины с повышенными mв. Если σц > 1, то мощность турбины достигается только за счет скоростного воздействия потока на лопатки ротора. Такие турбины развивают большие частоты n и в настоящее время не применяются. Первую довольно большую группу составляют турбобуры с нормальноциркулятивными турбинами (σц = 1). Конструкция односекционных двигателей рассмотрена на примере Т12МЗ. Разработаны и конструкции 2-х секционных машин типа ТС (ТС6, ТСА, ТС5Б и др.) длиной 13-15 м с числом ступеней до 240, с проточной осевой опорой, обычно размещенной в нижней секции. Опора резинометаллическая. Корпусы секций соединяются переводниками с конической резьбой, а валы - конусно-шлицевыми муфтами. Мощность таких турбобуров увеличилась. Применялись турбобуры и в 3-х, 4-х секционном исполнении. Статоры закреплялись ниппелем, через который происходила значительная утечка промывочной жидкости. Для снижения утечек жидкости через турбобур осевую непроточную опору вынесли в отдельную секцию - шпиндель с полым валом. При этом увеличили угол установки лопаток турбинки с 62°-65° до 72°-75°, уменьшили толщину валов, повысили герметичность уплотнения шпинделя, применили шаровые (ШО) и амортизированные шаровые осевые опоры типа ШШО. Таким образом, появились секционные шпиндельные турбобуры типа ТСШ, которые можно применять, как в 3-х секционном (например, ЭТОШ-195), так в одно - и двухсекционном исполнении. При этом упростилась сборка и регулировка турбобуров. После унификации деталей в секциях, они стали взаимозаменяемы - появился шифр ЗТСШ1. Затем применили турбинки точного литья в турбобурах типа ЗТСШ-195ТЛ. Потребляемая мощность на сопротивления в этих двигателях резко сократилась, но для увеличения их выходной мощности потребовалась подача промывочной жидкости много больше Qmin. В связи с этим выпуск таких турбобуров в последнее время ограничили. Для упрощения регулировки люфта турбобура с одновременным увеличением числа турбинок и мощности турбобура (при длине 1 секции 8 м) разработали турбобуры типа ТПС с "плавающими" статорами турбинок. Испытывались двигатели и с "плавающими" роторами. Шифр "ТПС" остался для турбобуров диаметром 172 им, а турбобурам с dr = 195 мм присвоили шифр ЗТСШ1М2-195. Высоту статора и ротора турбинки уменьшили на 9-12 мм, в результате в 3-х секциях двигателя вместо 330 турбинок стало входить до 468 ступеней. Появилась возможность получать те же величины Мв, что и с ЗТСШ-195, но при меньших Q и пониженных частотах вращения вала турбобура, а при тех же Q - большие Мв. Ограничения на величину люфта турбобура в 5-10 мм здесь сняты, так как в осевом направлении статоры перемещаются свободно. Наличие шпоночного соединения исключает проворот статоров вокруг оси турбобура, а силы трения при опоре статора на ротор турбинки снижены благодаря специальной конструкции торцевой поверхности турбинок. Статор турбинки разрезной, чтобы он плотней вписывался внутри корпуса двигателя, при этом стопорное устройство свободно перемещается в шпоночном пазу корпуса. В каждой секции турбобура типа ЗТСШ1М2 имеется по 4 радиальных опоры (также со шпоночным соединением). Применяются шпиндели с 12 рядной амортизирующей опорой качения типа ШШО1М и с торцевым твердосплавным уплотнением. В группу турбобуров с σц = 1 также входят двигатели: ЗТСШ2-195-01 с цельнолитными турбинками; ЗТСШ2-195-02 - с комбинированными турбинками; ЗТСША1 - 195 - для бурения алмазными долотами и др. С применением турбобуров с σц = 1 разных диаметров можно обеспечить Мв = 1500-4000 Нм и частоты n = 250-750 об/мин, т.е. по параметрам такие машинные агрегаты могут применяться для бурения в самых различных породах. Турбобуры серии "А" выпускались в 2-х и 3-х секционном исполнении. Причем, к 1976 г. в нашей стране их выпускалось до 30 % от общего числа всех турбобуров. В таких ГЗД предусмотрены турбины σц > 1, а у турбобуров типа А7ПЗ - лопатки турбинок дополнительно поджаты с боков. Обтекание лопаток потоком жидкости безударное, высокие Мв достигаются при меньших расходах Q, чем у турбин с σц = 1, соответственно можно поддерживать и более низкие n, хотя при сравнимой (для турбин с σц = 1) подаче в них жидкости, частоты n могут быть высокими. Перепад давления (Ртп) у двигателей "А" снижается при уменьшении, что облегчает контроль за их работой. Для бурения с Pт = const разработаны приставки с целью сброса жидкости в затрубное пространство; приставки можно устанавливать над турбобуром и выше, например в манифольдной линии вблизи буровых насосов. Менять величину Q, можно применением буровых насосов с регулируемой подачей. Осевая и радиальные опоры таких ГЗД шаровые, причем в турбобурах А9К5Са и А7Н4С осевые опоры расположены только в нижних секциях, а у А6КЗС - в нижней и верхней секциях, независимая подвеска вала верхней секции воспринимает гидравлическую нагрузку на вал. Применяются в настоящее время турбобуры с σц > 1 со шпиндельной секцией (А6Ш, А7Ш и др.), с решетками гидроторможения (А7ГТШ, АГТШ) и с турбинами точного литья – АГТШ-195 ТЛ, АШГТШ-240 ТЛ. Заметим, что эффект, получаемый с применением решеток ГТ, можно получить установкой штуцеров над корпусом турбобура, регулированием перепада в долоте и др. путями. Применяя турбобуры серии "А" можно обеспечить довольно широкий диапазон n и Мв: n = 170-550 Об/мин, Mв = 700-3100 Нм, при относительно высоких перепадах давления в них – Ртп 6-10 МПа. В отдельную группу выделены турбобуры, в которых одновременно применяются турбинки с σц = 1 и σц > 1. Идея комбинирования турбин была выдвинута более 20 лет назад. В Тюменской области стали применять такие двигатели под названием "ТРХ" (турбобуры с "рациональной характеристикой"), с разным соотношением указанных типов турбиной. Большее число ступеней (порядка двух с половиной секций) берется от турбинок 26/16,5 или 24/18 и меньшее (от 50 до 100 шт.) - турбииок А7ПЗ. Для отдельных условий бурения таким путем можно подобрать эффективный ГЗД. Для бурения с пониженными n разработано несколько конструкций ГЗД с редукторами, которые называют редукторными турбобурами. Наиболее работоспособным по времени отработки признан двигатель ТРМ-195 .(турбобур редукторный с маслонаполненным редуктором). Схема его показана на рис. 6.3. Осевая опора а верхнем шпинделе необходима для передачи гидравлической нагрузки, действующей на вал турбинной секции, через корпус двигателя на нижнюю осевую опору, во избежание передачи Gг на редуктор 6. Это сделано с целью обеспечения нормальной работы редуктора и увеличения срока его отработки до ремонта. Применяют турбины σц > 1 и σц = 1. Редуктор двухрядный зубчатый, от промывочной жидкости защищен торцевыми сальниками.  Рис. 6.3 Схема двигателя ГРМ: I - турбинная секция; II - секция промежуточной осевой опоры; Ш - редукторная секция (редуктор); IV - шпиндель; 1 - УВТ или бурильные трубы; 2 - ступени статора и ротора турбины; 3 радиальная опора; 4, 7 - осевые опоры; 5 - каналы для патока промывочной жидкости; 6 - зубчатый редуктор; 8 - долото. Меняя расход Q и передаточное отношение редуктора, обеспечивают снижение n до 60 об/мин, а крутящие моменты на валу повышают до 4000 Нм и более, т.е. по технической характеристике это достаточно эффективный ГЗД, но межремонтное время работы редукторных ГЗД в среднем остается небольшим, хоти при испытаниях получены высокие результаты, например при испытании редукторного ГЗД ТР-178. Разработано несколько модификаций турбобуров типа ТН. Одна из моделей такого гидравлического забойного двигателя включает короткую турбинную секцию до 64 турбинок, секцию двигателя "Д" (ВЗД) и шпиндель с амортизированной опорой. Валы секции ВЗД и шпинделя соединяются торсионным валом для снижения биений вала шпинделя, обусловленных эксцентричным вращением вала ВЭД. Разработаны конструкции ТН, в которых снижено вредное влияние такого вращения зала секции ВЗД. С применением ТН в вышеприведенном исполнении и Q = 28 л/с получено: n=168 об/мин, Мв = 2940 Нм, с перепадом давления в нем 8,6 МПа. Для бурения скважин (шурфов) разработаны агрегаты активно-турбинного бурения – РТВ диаметром до 2600 мм и более. Агрегат состоит из 2-х или 3-х параллельно и жестко скрепленных между собой турбобуров. В верхней части турбобуры соединены между собой траверсой, через которую подается жидкость в турбобуры, а ниже траверсы турбобуры крепят полумуфтами и плитой, между которыми закрепляют грузы. Вал каждого турбобура вращается вокруг его оси, а весь агрегат под действием реактивного момента вращается вокруг своей оси (или вокруг оси скважины) в обратную сторону. При таком движении образуется плоский забой скважины и в работе по разрушению пород в основном участвуют зубцы периферийных венцов шарошек долота. Поэтому при РТВ экономичней применять специальные долота типа ДРБ, у которых отсутствуют зубцы на основных конусах шарошек. Естественно, при РТБ необходим значительно больший расход Q, чем в процессе обычного турбинного бурения. С целью изменения направления оси скважины в процессе ее углубления (в основном для увеличения зенитного угла) применяют турбинные отклонители - ТО, состоящие из турбинной и шпиндельной секций, корпусы которых соединены муфтой о перекошенной резьбой. Валы шпинделя и турбины имеют специальное соединение, предотвращающее их слом. Шпиндель у ТО укорочен. Для проводки направленно-искривленных скважин разработана конструкция укороченного турбобура типа T12M3K. При отборе керна применяют специальные турбобуры с полым валом, которые в сборке о керноприемным устройством принято называть "колонковым турбодолотом" - КТД (в основном КТДЗ и КТД4). Последняя модель применяется в двухсекционном исполнении для повышения мощности турбины. С целью стабилизации направления оси скважины и замеров зенитного и азимутального углов вблизи забоя разработано также несколько конструкций забойных двигателей. В одной из последних конструкций - ТВК - 240 (турбобур с вращающимся корпусом) предусмотрены вращение корпуса, турбобура и полый вал для пропуска инклинометра ближе к долоту. Инклинометр при замерах располагается в немагнитной вставке пологого вала ТВК. Часть потока промывочной жидкости, пройдя через турбину, отводится в затрубное пространство, а часть - через полый вал и долото поступает на забой скважины для очистки ее нижней части. Рассмотрены не все разновидности турбобуров, но их достаточно, чтобы запроектировать приемлемую модель для большинства условий бурения скважин. 6.1.2. Характеристика турбобуров. Характеристикой турбины называют зависимость вращающего момента на ее валу (Мв), развиваемой мощности (Nт), перепада давления в турбинках (Рт) и его КПД (ηт) от частоты вращения вала турбины при фиксированной величине расхода промывочной жидкости (Q), причем характеристика турбин с σц = 1 и σц > 1 отличаются (рис. 6.4, а-в). Параметры Мв, Рт и n измеряют в процессе стендовых исследований с прокачиванием через турбобур жидкости (обычно воды) и приложением к валу, установленному на подшипниках качения, тормозящего момента. Реперными точками или параметрами характеристик турбин являются: тормозной вращающий момент (Мт) - это величина Mв при n = 0; частота холостого хода - nx , когда Мв = 0; мощность Nт max и оптимальный момент Моп = Мт/2, которые для нормальноциркулятивных турбин определяются при оптимальных частотах – nоп = nх/2, и максимальный КПД - ηт max. Для турбин с σц = 1 момент Мв линейно зависит от n, а линия Рт в рабочем режиме работы турбобура практически параллельна оси "n", поэтому характерную величину Рт не выделяют (рис. 6.4, а). Соответственно величинам ηт max, Мт, Nт max и nх выделяют оптимальный, тормозной, экстремальный режимы и режим холостого хода турбины. У ГЭД с σц = 1 максимумы ηт и Nт имеют место при n близких к nоп, поэтому обычно рассматривают только оптимальный режим работы турбин, когда  .С изменением расхода Q и ρ1 (γ1) меняются величины Мв, n, Рт и Nт, Для расчета этих величин в оптимальном режиме работы турбин применяют формулы пересчета:     или формулы в виде  ;  ; ;  ,где индексы "пр" и "сп"- относятся к проектируемым (или искомым) и справочным параметрам; Аn, Аm, АN, Аp - постоянные величины для турбин по соответствующему параметру; ρ, γ - плотность и удельный вес прокачиваемой через турбобур жидкости (ранее для промывочной жидкости, подаваемой в бурильную колонну, принято ρ = ρ1, γ = γ2). Особенности технической характеристики турбин с σц > 1. У турбин с σц > 1 с увеличением Q потребляемая ею мощность растет быстрей, чем у нормальноциркулятивных турбин, поэтому с ростом Q, а следовательно и с ростом n, перепад РT в таких турбинах (рис. 6.4, б) повышается. Меняя Q можно сохранить Pт = const при всех n. Когда Q ≠ const, линия моментов Мв прогнута (рис. 6.4, в) вниз, a Nт max и ηт max больше, чем при Q = const и смещены влево от nоп = nх/2. При таком режиме эксплуатации турбобуров серии "А" имеется большая возможность бурить с меньшими n, (т.е. с nх/2), чем с применением двигателей с σц = 1. Конечно, речь идет о случаях, когда и Q меньше, чем для турбин с σц = 1. Если Q = const, то перепад Рт снижается с уменьшением n; Мв от n зависит линейно, а максимумы Nт и ηт незначительно смещены влево относительно точки nоп = nx/2 (рис. 6.4, 6).  Рис. 6.4. Техническая характеристика турбин и турбобура: а - турбины с σц = 1; б, в - турбины с σц > 1, соответственно с Q = const и Q ≠ const; г - турбобура (турбина σц = 1); д - рабочая (заштрихована) зона n . Характеристику турбобура определяют те же параметры, что и турбины (на рис. 6.4 г и д, показаны только Мв и Нт), но с учетом расходования Мв на сопротивления в опорах турбобура, на работу калибраторов, присоединенных к валу ГЗД и на М0. В опубликованных работах понятие "характеристика турбобура" иногда трактуется по-разному, но в основном определяется часть момента Мв (Мр), которую можно передать на забой для разрушения пород, обеспечить Мдп и преодолеть сопутствующие потери Мв или Nт. Мощность Nт расходуется на трение: в осевой (Nп*) и радиальных (Nрад) опорах турбобура, долота о стенки скважины (No), а также на работу калибраторов (Nкц), поэтому мощность, переданная на забой скважины (Nдз), определяется выражением: Nдз = Nт – (Nп* + No + Nрад + Nкц), при Nдз min = Nдп, здесь Nдп - мощность на разрушение забоя и неизбежное рассеивание части Nт в породе и бурильной колонне при рабочей частоте n = ηр (Nдп = 2 π Мдп nр). При Nдз < Nдп эффективного углубления забоя не будет. Таким образом, только часть рабочего момента Мр Мдп = Мв – Мп* - М1 = Мр – М0 – Мкц, где М1 = М0 + Мрад + Мкц, можно расходовать на поддержание «полезно» расходуемого на забое момента Мдп. Величину Мв max, при которой вал турбобура остановится, можно найти как Мв max = Моп + Мji, где Мji - крутящий (маховой) момент, расходуемый на вращение всей массы ротора турбобура (в том числе и с дополнительными маховиками на его валу), когда рабочая n (nр) минимальна, т.е. np = nmin. При n < nоп имеет место Мj < Мол , поэтому при nmin < 0,9ηоп наступает неустойчивый режим работы турбобура, после которого его вал резко останавливается. Уровни nmin и "устойчивых" n зависят от модели турбобура, величины Gвр (или массы ротора с маховиком, калибраторами), от величины Тп, числа двигательных секций турбобура, состояния его опор и долота и др. Поэтому в зависимости от условий Mр = f(n) меняется. 6.1.3. Расчет параметров технической характеристики турбин Текущий крутящий момент Мв турбины определяют по формуле: Мвi = Кст · ρ1 · Гср · Q · (C1 – C2), где Кст - число ступеней турбины; Гср - средний радиус турбины; С1, С2 - соответственно скорости выхода потока жидкости со статора (или входа в ротор турбины) и выхода с ротора ступени; скорости С1 и С2 в свою очередь зависят от Q, площади сечения каналов турбинки, Гср, радиальной высоты каналов, угла выхода жидкости со статора турбинки, количества лопаток турбинки и толщины лопатки. После замены С1 и С2 на соответствующую окружную скорость перемещения лопаток ротора турбинки, а затем на n (в об/мин) получают: Мв1 = Кст · ρ1 · Гср · Q · nx · (1 –  ).Приняв Кст · ρ1 · Гср · Q · nx = Мmax = Мт, Мвi = Мт (1 –  ),где ni - может быть рабочей и оптимальной частотой вращения вала турбин - ni = nоп, а параметр Мт является максимальной величиной для турбин. Мощность турбины рассчитывается согласно выражению: Nт = 2·π·М·n, а ее максимальная величина для двигателей с σц = 1 определяется при Мв = Моп и n = nоп (n – в 1/с, Мв – в Н·м): Nт max = 2·π·Моп·nоп, Величина КПД турбины:  ,где Nв, Nn мощность, которую можно снять с вала турбобура, и подводимая к нему мощность, соответственно. Величину ηт определяют и другим методом: ηт* = ηу ηг ηм, где ηу, ηг, ηм – КПД, учитывающие утечки, гидравлические и ударные потери и потери в опорах ГЗД. Величина ηм зависит от загруженности осевой опоры и в большей степени характеризует ηт турбобура, чем ηу и ηг. Следовательно, КПД турбобура понятие относительное, т.к. этот параметр зависит от величины Тп и веса Gвр. В этой связи, кроме коэффициента передачи мощности на забой скважины (Kмз) предлагаем рассчитывать КПД способа бурения – ηсп. В процессе углубления скважин с ГЗД, у которых величины ηт меньше, часто получают бо'льшие коэффициенты Кмз и ηсп, так как последние зависят от работы всего бурильного инструмента и от количества подаваемой в скважину промывочной жидкости. В технологии бурения принято уравнение: Мв = Мс называть основным уравнением турбинного бурения. В левой части представлен крутящий момент на валу турбобура, а справа - суммарный крутящий момент, который необходимо преодолеть турбобуру в процессе углубления скважины. Составляющие Мс рассчитывают, согласно выражению: Мс = Мд + М0 + Мп* + Мкц + Мрад + Мкр, где Мдп – крутящий момент, необходимый для работы долота на разрушение пород на забое скважины - Мдп  Мдз, поддержание вибрации бурильного инструмента и рассеивание мощности в массиве горных пород в призабойной зоне; Мо - момент на трение долота о стенки скважины и промывочную жидкость; Мп* = Мп + Ммп; Мп, Ммп - затраты момента Мв на трение в осевой опоре турбобура обусловленные, соответственно, действием осевой нагрузки на пяту турбобура (ГЗД) и молекулярным трением в паре "пята-подпятник"; Mкц - вращающий момент на работу калибраторов и центраторов, закрепленных на валу ГЗД (последнее бывает редко); Мрад - момент в радиальных опорах турбобуров, которым часто пренебрегают; Мкр - сумма моментов для поддержания крутильных колебаний долота и преодоления сопротивлении, обусловленных неравномерной работой вооружения долота на забое скважины; методов расчета Мкр нет, но его величина в среднем невелика, хотя пиковые значения могут отражаться на работе долота и ГЗД (при роторном бурении величиной Мкр, видимо, нельзя пренебрегать). Величину Мс - бывает удобно записать как Мс = Мдп + М1. Также имеются затраты крутящего момента на преодоление сопротивлений при взаимодействии статора и ротора через поток жидкости в турбине (Мгт), но поскольку Мв определяют опытным путем, то Мгт автоматически входит в Мв , приводимый в справочной литературе.Момент Мдз можно рассчитывать как Мдз = Мдз = Gст · Му, где Qст - статическая часть нагрузки на забой - G3; вместо G3 ошибочно подставляют G или Gгив; My - удельный момент при работе долота на забое, который измеряют опытным путем (обычно при электробурении), или рассчитывают согласно выражению (в Н·м/кН) Му = μгп (0,55. . .0,72) · R · 103, μгп - коэффициент сопротивления при взаимодействии вооружения долота с забоем, μгп=0,40...0,05, где верхний предел для очень мягких пород, а нижний - для крепких. Величину М0 находят согласно эмпирической формуле для бурения с ГЗД Мо=550·Дд, а для роторного бурения - Мо= 250·Дд (диаметр долота в м). Для расчета Mкц с одним калибратором радиусом Rк применима формула Мкц = Gрад Rк Кр, где Gрад - радиальное усилие на рабочие элементы калибратора, H; в расчетах можно принять: Gрад = 3 кН - для нового калибратора с Rк = R; Gрад = 2 кН - для изношенного с Rк = R и Gрад = 1 кН - для калибратора с Rк < R; Кр - учитывает свойства пород; Кр = 0,15…0,50 с верхним пределом для мягких пород, с нижним – для твердых; Rк - в м. Крутящий момент для работы на забое алмазного долота можно рассчитать по формуле: Мдп* ~ 0,5 · μс · G3 · R, где μс - коэффициент сопротивления в процессе резания пород алмазами, μс =0,384; G3 - в Н; R - в м. Если М2 = Мкц + Мрад + Мкр = 0, то Мв = Мс* = Мдп + Мп* + М0. Для установившегося режима работы долота и турбобура, основное уравнение турбинного бурения запишем в виде: Мв = Мдз + М1, С учетом Мт (1 –  ) = Мдп + М1,рабочая частота вращения вала турбобура np = nx (1 -  ).Формула применима, когда G > R3 при условии ny min < np < np max, где ny min, np max - величины n, которые можно поддерживать сохраняя устойчивый режим работы турбобура; ny min = nx·  ;np max = nx·  ,где МJM – минимальный маховой момент ротора забойного двигателя; ΔGг - гидравлическое усилие, действующее снизу на бурильный инструмент. Если условие не выполняется, то следует изменить какой-либо параметр, учитывая взаимосвязь между ними, или сменить ГЗД. Вращающий кинетический момент МJ следует рассчитывать при nmin, которую в связи со сложностью расчетов находят опытным путем. Считают, что турбобур остановится при n = n0:  ,где Кд - коэффициент определяющей величину осевой нагрузки Gд; Кд = 1,0...1,3; m, rм - масса ротора ГЗД и радиус маховика при этом; t2 ~ 1/ny min; Gф- фактическая (или проектная) осевая нагрузка на долото за вычетом ΔGг. Произвольно менять m и G нельзя. Турбобур остановится и при n > nо, если критическая частота вращения его вала возникнет при n < nоп. Эту частоту предлагается определять по формуле:  ,где Zn - число зубцов на периферийном венце шарошки долота; hδ - амплитуда биений при осевых зубцовых вибрациях долота; g* - ускорение свободного падения низа бурильного инструмента в условиях скважины (снижается до 0,7 g); остальные обозначения расшифрованы ранее. Когда n близка к nкр, начинается приотрыв долота от забоя, нарушается нормальный режим работы ГЗД, появляются его мгновенные перегрузки, что ускорит остановку вала двигателя. Наиболее устойчивой работа турбобура может быть при Моп и n ≠ nкр, поэтому определяют "эффективную" Gст = GЭ: GЭ =  .Максимальная величина Gз max, которую может «принять» турбобур, находится по формуле: Gз max = (Моп + 0,5 МJ):Му. Рабочая нагрузка G3 для турбобура определяется согласно выражению: Gрз =  .Для турбобуров А7ПЗ nоп снижается до 0,42·nх, и, видимо, при этой частоте n необходимо брать Моп, хотя определенных рекомендаций в общеизвестной литературе, относительно расчетов Моп и nоп для этих двигателей нет. Таким образом наиболее эффективная эксплуатация турбобура должна осуществляться при условии ny min < np < np max и правильно запроектированном режиме бурения с соответствующим скважинным оборудованием, с наиболее эффективным турбобуром Причем, с позиции экономии энергии выгодно эксплуатировать турбобур, когда Мп* = 0, но такой режим "плавающей пяты" практически нереализуем в связи с малым люфтом турбобура и воздействием вибраций (нагрузки Gд) на пяту двигателя. В какой-то мере это возможно при двигателях типа ТПС и с применением забойного устройства подачи долота, например типа ЗМП, . иногда с РПДЭ. Поэтому надо проектировать режим углубления скважины и параметры Gr, Тп, Рт, Рд так, чтобы бурильщик осуществлял поиск наиболее эффективной Gз (no Gгив) при возможно более узком диапазоне изменения n. Экспериментальные данные о работе турбобуров типа ТС, ТС5Б и ЗТСШ показали, что nmin ≤ 0,9nx. Применение рациональных маховых масс на валу турбобуров позволяет достичь nmin < 0,8nоп. |
Похожие:
 |
Двигатели винтовые забойные Технические условия ту 3664-001-00000000-2012 Требования, установленные настоящими техническими условиями, распространяются также на запасные части к двигателям |
|
План. Бензиновые двигатели. История создания. Электродвигатели. Трудности... Не все в истории изобретения бензинового двигателя было простым. Но бензиновый двигатель сумел пробиться сквозь все препятствия на... |
 |
Инструкция по сборке комплектов цпг на двигатели ямз комплекты запчастей... Комплекты запчастей для двигателей ямз предназначены для установки в двигатели размерностью 130,0 мм. Гильзы по внутреннему диаметру... |
|
О проведении электронного аукциона «Двигатели, запасные части, узлы и агрегаты, комплекты автомобильного имущества для технического обслуживания и текущего ремонта... |
|
Уверждаю Профиль подготовки 15. 03. 02. 12 Гидравлические машины, гидроприводы и гидропневмоавтоматика |
|
Акционерное Общество Золотодобывающая компания «Полюс» Зиф-3 Олимпиадинского гок применяются флотомашины с большой единичной установленной мощностью. Для привода таких механизмов обычно... |
|
Открытый одноэтапный запрос предложений в электронной форме без квалификационного... И должен обеспечивать проведение всех видов испытаний для гтд серийного производства. Двигатели тв3-117 всех модификаций – вертолетные... |
|
2. Номер и наименование предмета договора (лота) В 43. 18 "Специализированное оборудование и материалы (Гидравлические гильотинные ножницы)" |
|
Инструкция по эксплуатации Самоходная электрическая тележка Самоходные гидравлические тележки предназначены для выполнения погрузочно-разгрузочных и транспортных работ |
|
Пресса гидравлические пг-3; пг-6,3; пг-10; пг-15 Пресса общепромышленного применения предназначены для выполнения различных операций холодной штамповки: отрезки, вырубки по контуру,... |
|
И функции деталей устройства Внешний вид устройства, приобретенного Вам, может незначительно отличаться от того, который приводится в настоящем руководстве. Однако... |
|
Технические характеристики гидромолота Delta f-3 Гидромолот Delta f-3 устанавливается на гидравлические манипуляторы марки brokk и toptek, так же на экскавационное оборудование фронтальных... |
|
Руководство пользователя Стр. 3 Для уменьшения риска удара электрическим током не снимайте крышку или заднюю панель устройства. Внутри устройства нет частей доступных... |
|
Руководство пользователя Стр. 3 Для уменьшения риска удара электрическим током не снимайте крышку или заднюю панель устройства. Внутри устройства нет частей доступных... |
|
Российской федерации «Энергетическое машиностроение», профиля «Газотурбинные, паротурбинные установки и двигатели», квалификации – бакалавр |
|
Руководство по эксплуатации, техобслуживанию и ремонту. Двигатели Руководящие технические материалы по режимам техобслуживания автомобилей и автопоездов камаз |