Турбобуры. Назначение, типы, конструктивные особенности. Особенности режима бурения турбинным способом

Гидравлические забойные двигатели типа турбобур – это основной элемент буровых установок. Характеристика турбобура влияет на множество факторов, которые определяют функциональную мощность всей добывающей конструкции. Это обусловлено тем, что именно к валу турбины и присоединяется долото.

Устройство турбобура: описание

Данный гидравлический забойный двигатель представляет собой достаточно сложную и компактную конструкцию, которая обеспечивает работу добывающие установки, а именно – функционирование долота.

Сам турбобур можно разделить на следующие элементы:

турбинный вал;
опора осевая и радиальная;
статоры.

Различают две группы деталей: вращающиеся и не вращающиеся.

К не вращающейся группе относятся:

Переводник. С его помощью бурильная колонна присоединяется к турбобуру.
Цилиндрический корпус. Является основой всего комплекса.
Кольца пяты. Функциональный элемент.
Диска статора. Через его окна буровая жидкость попадает внутрь.
Средняя опора. Обеспечивает поддержку отдельных элементов.
Ниппель. Обеспечивает фиксацию деталей внутри корпуса.

К вращающейся группе относятся:

диски ротора;
пяты.

В основе функционирования оборудования для бурения лежат идентичные ступени гидравлического вида, элементами которых являются:

направляющий элемент – неподвижный статор;
рабочее колесо – подвижный ротор.

Статорные колеса крепко зафиксированы в корпусе, а роторные – непосредственно на турбинном валу. В подавляющем большинстве ситуаций, на нижний конец турбобура навинчивается долото, а верхний подсоединяется к бурильным трубам с помощью резьбы.

В идеальном варианте, конструкция турбобура должна:

обеспечивать достаточны крутящий момент;
стабильно работать при низкочастотном вращении;
иметь постоянную энергетическую характеристику;
быть независимым от свойств бурового раствора.

Несмотря на конкретные требования, на данный момент не существует модели двигателя, который бы полностью им удовлетворял.

При выборе следует учитывать конкретные условия, при которых будет осуществляться бурение – это позволит подобрать оптимальный вариант среди всех доступных моделей

Они различаются как по наклону лопаток, так и по особенностям циркулирования промывочной жидкости и ряду других функциональных характеристик. Также следует учитывать особенности выбранного долота.

Принцип работы турбобура: основные моменты

В основе функционирования турбобура лежит давление потока жидкости. Именно за счет неё возможно эффективное бурение. Она, под воздействием давления, постепенно проходит через все ступени турбобура, тем самым создавая рабочий реактивный момент. На этом и базируется принцип работы.

Через бурильную колонну сам поток попадает на I ступень турбобура. Направление данной жидкости задается посредством статора. Именно в нем происходит формирование закрутки и достигается заданная скорость. Механическая энергия преобразуется из кинетической в роторе, и используется для непосредственного вращения вала.

Вышеперечисленные детали являют собой составляющие ступеней двигателя. Система, в которую входят статоры, подпятников и опор промежуточного типа, фиксируется с помощью ниппеля с повышенным осевым усилием. За счет этого на торцах элементов создается сила трения, которые и удерживают детали в неподвижном состоянии. Охлаждение подпятников обеспечивается за счет постоянно поступающей жидкостью, которая проходит через верхнюю часть турбобура, а именно – проходит через подпятниковые дисковые окна.

Жидкость промывочная поступает непосредственно в двигатель гидравлический, и только после этого – в нижележащую валовую полость.

Ниппель – это опора радиального вида для двигателя. По этой причине внутренняя площадь полностью покрыта резиной.

Бурение турбобуром: основные сведения

Турбобуры применяются для бурения скважин. Данная процедура подразумевает несколько процессов:

спуск турбобура;
опускание долота;
обеспечение циркуляции жидкости промывочной;
корректировка забойной нагрузки.

За счет изменения забойной нагрузки, а также постоянного удерживания допустимого давления в системе циркуляции трубопровода, в турбобуре поддерживается стабильный перепад. Он подстраивается таким образом, чтобы соответствовать установленной частот вращения. Именно она и определяет мощность, которую и развивает турбобур.

Устройство турбобура способствует обеспечению достаточной вариативности относительно частоты вращения. Сама конструкция содержит турбобур с долотом, который устанавливается на колонну бурильной трубы, а также снабжен:

спуско-подъемным устройством;
аппаратом для обеспечения циркуляции жидкости;
аппаратурой, фиксирующей её давление;
автомат подачи буро-инструмента.

Последние два программно связаны между собой, так что при указанном расходе жидкости для промывки поддерживается максимально возможное давление.

Система бурения располагается над местом будущей скважины. Исходя из геологического исследования и прогнозов относительно особенностей почв, подбирается конкретный вид долота. Если грунт состоит из нескольких слоев, то скважина создается с помощью долот нескольких видов.

В зависимости от глубины забоя, процесс может приостанавливаться для монтажа специальных труб – они препятствуют обрушению грунта со стенок скважны.

Турбобур может использоваться в различных климатических условиях, и является универсальным двигателем, обеспечивая надежную работу и высокую эффективность.

Последнее возможно при ответственном подходе к процессу оптимизации режимов отработки.

Турбинный принцип работы гораздо более производительный, чем роторный, а показатели крутящего момента не зависит от глубины забоя, свойств горных пород или режимов бурения.

Во время бурения управляющему узлу (человеку или автомату) после доведения до забоя необходимо производить нагрузку на долото до тех пор, пока на выбросе насоса давление стабильно повышается.

Турбобур в действии

В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением её тормозного момента) не зависит от глубины скважины, скорости вращения долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород.

Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб при этом способе бурения примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении. В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном.

Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции:

1. Достаточный крутящих момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 смІ площади забоя.
2. Устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с

для шарошечных и 7 - 10 с

для алмазных долот.

3. Максимально возможный КПД.
4. обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа.
5. Наработку на отказ не менее 300 ч.
6. Долговечность не менее 2000 ч.
7. Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ.
8. Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.
9. Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.
10. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.
11. Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.
12. Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны.
13. Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения.
14. Гашение вибраций бурильного инструмента
15. Экономию проведённых затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

В одной конструкции все эти требования воплотить очень сложно. В то же время целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров одинакового диаметра.

В начале 50-х годов в связи с возрастанием глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух-трёх секций, собираемых непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров осевая опора была вынесена в отдельную секцию - шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура - его опоры.

Резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что снижало эффективность способа бурения, поэтому в конце 50-х годов были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения приблизительно 2,5 - 5 с

Что привело к созданию ряда новых направлений в конструировании турбобуров:

с системой гидродинамического торможения;

многосекционных;

с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;

с системой демпфирования вибраций;

с разделенным потоком жидкости и полым валом;

с плавающей системой статора;

с тормозной приставкой гидромеханического типа;

с редукторной приставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа - винтовые.

1. Турбобуры. Назначение, типы, конструктивные особенности.

Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции:

1. Достаточный крутящих момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см² площади забоя.

2. Устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с

для шарошечных и 7 – 10 с для алмазных долот.

3. Максимально возможный КПД.

4. обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа.

5. Наработку на отказ не менее 300 ч.

6. Долговечность не менее 2000 ч.

7. Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ.

8. Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.

9. Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.

10. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.

11. Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.

12. Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны.

13. Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения.

14. Гашение вибраций бурильного инструмента

15. Экономию проведённых затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров осевая опора была вынесена в отдельную секцию – шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура – его опоры.

, что привело к созданию ряда новых направлений в конструировании турбобуров:

· с системой гидродинамического торможения;

· многосекционных;

· с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;

· с системой демпфирования вибраций;

· с разделенным потоком жидкости и полым валом;

· с плавающей системой статора;

· с тормозной приставкой гидромеханического типа;

· с редукторной приставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа – винтовые.

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры типа 3ТСШ! Предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами. Состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции. В шпинделе установлена непроточная резинометаллическая осевая опора, которая выполняет также функцию уплотнения вала турбобура.

В каждой турбинной секции размещено около 100 ступеней турбины, по четыре радиальные опоры и по три ступени предохранительной осевой пяты. Последняя применяется для устранения опасности соприкосновения роторов и статоров турбины из-за износа шпиндельного подшипника в процессе работы.

Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения

Высокомоментные турбобуры типа АГТШ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но могут применяться и при алмазном бурении.

Состоят из трех секций и шпинделя. Две турбинные секции содержат многоступенчатую высокоциркулятивную турбину. В третьей устанавливаются ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ состоят из статора и ротора, лопатки венцов которых имеют безударное обтекание жидкостью на тормозном режиме. При вращении такого ротора возникает крутящий момент, противоположный моменту, развиваемому турбиной турбобура. Значение тормозящего момента пропорционально частоте вращения вала.

В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный шарикоподшипник серии 128 000. в качестве уплотнения вала используются круглые резиновые кольца ПРУ.

Многосекционные турбобуры

С целью снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяются многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Серийные турбобуры, собранные из пяти-шести турбинных секций, позволяют эффективно отрабатывать высокопроизводительные долота при пониженных расходах бурового раствора, а также предоставляют технологам значительно более широкие возможности для выбора оптимальных параметров режима бурения.

По своей конструктивной схеме многосекционный турбобур не отличается от серийного. Однако увеличение числа турбинных секций предъявляет более высокие требования к надежности работы шпинделя турбобура: он должен быть более надежным и более долговечным, чем шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД. Их долговечность составляет 2000-4000 ч.

Формирование энергетической характеристики многосекционного турбобура может осуществляться несколькими путями: использованием разных типов турбин, их сочетанием со ступенчатыми ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.

Турбобур с независимой подвеской

Увеличение числа секций турбобура позволяет сформировать оптимальную энергетическую характеристику для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами и алмазными породоразрушающими инструментами. Этот путь представляется наиболее простым и надежным, однако требует более квалифицированного подхода к сборке и регулировке турбинных секций. Для упрощения этих операций и взаимозаменяемости секций разработана конструкция турбобура с независимой подвеской.

Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упорный шарикоподшипник. Корпусы секций соединяются между собой с помощью конической резьбы, а валы – квадратными полумуфтами и могут свободно перемещаться в осевом направлении. В результате такой компоновки секций износ упорного подшипника шпинделя не влияет на осевой зазор между статором и ротором турбины. Последний определяется только износом подшипников, установленных в турбинных секциях. Поскольку осевая нагрузка на эти секции действует только с одной стороны и практически не имеет динамической составляющей, то этот износ легко прогнозируется. При сборке ротор турбины устанавливается в крайнее верхнее положение относительно статора, что позволяет увеличить время работы упорного подшипника секции. По данным промысловых испытаний диапазон наработки турбинной секции на отказ составляет 120-350 ч.

Упорный подшипник шпинделя работает в тяжелых условиях. Действующая на него реакция забоя скважины переменна по величине и частотам возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному износу этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может составлять около 16-20 мм, поэтому наработка на отказ может быть вполне соизмерима и даже выше, чем у шпинделя обычного типа, но только в тех случаях, когда износ опоры не сопровождается расколом отдельных ее элементов (обоймы, шара).

Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80-90 ступеней.

Турбобур с плавающим статором

Турбобуры с плавающим статором обладают теми же преимуществами, что и турбобуры с независимой подвеской секций, однако осевая опора шпинделя имеет повышенную гидравлическую нагрузку.

Их конструкции принципиально отличаются от известных. Каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения в осевом направлении и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз корпуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой и пяту для соответствующего статора, который не имеет приставочных дистанционных колец.

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

Односекционные турбобуры Т12МЗ (рис. XIII.5) 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.

Рис.5. Односекционный турбобур.

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.

Многосекционные турбобуры типа ТС (рис.6) состоят из двух и более последовательно соединенных между собой секций, каждая из которых собирается в отдельном корпусе вместе со своим валом и имеет

100 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.

Крепления статоров в корпусах верхней и средних секций осуществляется затяжкой конического резьбового соединения через регулировочные кольца. В турбобурах ТС4А-5" И ТС4А-4" применяется цилиндрическая резьба.

Рис. 7.Шпиндельный турбобур.

1-вал; 2-корпус;

3, 4-радиальные опоры;

5-подпятник; 6-диск пяты;

7, 8-гайка и контргайка;

9-нижняя полумуфта; 10-переводник.

Шпиндельный турбобур (рис.7) 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.

Рис. 7 .Шпиндельный турбобур.

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

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 (рис.8) 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 десятирядного 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 ПОступеней, а остальные - в верхней.

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.

Рис.8 .Турбобуры с предельными турбинами типа Л.

I, II- нижняя и верхняя секции; 1-вал; 2-упор; 3-ниппель;4-упорно-радиальный 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.

Клапанная перепускная приставка (рис.9) 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.

Рис.9.Клапанная перепускная приставка.

1-корпус;

3-поршень;

4-пружины;

5-переводник;

6-хвостовик;

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.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Турбобуры. Назначение и классификация

Введение

турбобур редукторный многоступенчатый

Турбобур - многоступенчатая турбина. Гидравлическая энергия потока жидкости приводит во вращение вал, соединенный с валом шпинделя и долотом. Турбобуры различаются по диаметру, числу секций, расположению и конструкции опор и устройству турбинных аппаратов.

По устройству турбины:

1. низкометражные, высоконапорные, имеющие максимальную мощность, большую частоту вращения и значительный вращающий момент.

2. среднеметражные, имеют максимальный вращательный момент, среднюю частоту вращения при высоком расходе жидкости.

3. высокометражные, имеют максимальное отношение вращающего момента к частоте вращения.

Многорядные осевые подшипники - 20…100 ч. Резинометаллические опоры - 50…150 ч. Турбобуры применяются диаметром от 127 до 240 мм, с числом ступеней от 52 до 369, длиной от 8,8 до 26 м, каждая секция 6…10 м. Шифр: А - турбина имеет изменяющуюся характеристику; Ш - шпиндельный турбобур. Частота вращения регулируется от 30 до 250 об/мин. Турбобур - забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях, с многоступенчатой гидравлической турбиной, приводимой в действие потоком бурового раствора.

Классификация:

1. с металлическими цельнолитыми турбинами;

2. с металлическими турбинами точного литья (шифр ТЛ);

3. с составными турбинами из металлических ступиц и пластмассовых проточных частей (шифр П);

4. с резинометаллическими опорами с привулканизированной резиной;

5. с резинометаллическими опорами со смешенными резиновыми вкладками (шифр СР);

6. с опорами качения (турбина А7Н1С, А7Н4С).

Классификация:

1. Турбобур типа Т12 - односекционный с числом ступеней турбины 100-120, диаметры 240, 215, 195, 172.

Т12М3 - для бурения вертикальных и наклонных скважин, до 2000 метров.

Т12РТ9” - для бурения стволов большого диаметра методом РТБ (реактивно турбинного бурения).

2. Турбобур, тип Т123К (укороченные) - для забуривания новых стволов, бурения сильно искривленных, многозабойных и горизонтальных скважин. Число ступеней турбин 30 и 60, диаметр 215 и 172 мм.

3. Секционные турбины типа ТС - состоят из двух и более секций. Число ступеней 200 и более, диаметр 240, 215, 195, а при бурении глубоких скважин - 172, 127, 104 мм.

ТС4А-4” - при КРС (разбуривание цементных пробок).

4. Турбобуры типа КТД (колонковое турбодолото) - для отбора образцов пород при бурении скважин, диаметром 238, 212, 196, 172, 164, 127 мм.

5. Шпиндельные турбобуры ТСШ - бурение глубоких скважин. Выпускаются как с обычной схемой промывки, так с алмазными и гидромониторными долотами, диаметры 240, 195, 185, 172, 164 мм. Диаметры 185 и 164 - для бурения с алмазными долотами. Шпиндельный турбобур собирается из шпинделя с 2-х или 3-х секций. Турбобуры с турбинами точного литья (ТЛ) из шпинделя и 2, 3, 4-х секций.

6. Турбобуры типа А7Н - для бурения вертикальных и наклонных скважин, диаметр 195 мм, двух секционные.

7. Шпиндели с шаровой опорой типа 1ШШ, диаметром 240 и 195. Для работы с турбинными секциями шпиндельных турбобуров взамен с резинометаллической опорой, а также взамен нижней секции 2-х и 3-х секционных турбобуров.

Турбина состоит из большого числа ступеней (до 370). Каждая ступень состоит из статора с наружным и внутренним ободами, между которыми размещены лопатки и ротора, обод которого снабжен лопатками. 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 давит на них. В результате этого создаются силы, стремящиеся повернуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закрепленный в корпусе статор - в другую. Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки статора второй ниже расположенной ступени, на лопатки ее ротора, где вновь изменяется направление потока раствора. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате раствор под действием энергии давления, создаваемой буровым насосом, расположенным на поверхности, проходит все ступени турбобура. В многоступенчатой турбине раствор движется вдоль ее оси. Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный (равный по величине и противоположный по направлению), создаваемый на лопатках статора, суммируется на корпусе турбобура. Реактивный момент через корпус турбобура передается соединенной с ним бурильной колонне, а активный - долоту. На создание крутящего момента перепад давления, срабатываемый в турбобуре, составляет от 3 до 7 МПа, а иногда и более. Это является большим недостатком турбобура, поглощающего значительную часть энергии, создаваемую насосом и затрачивающего ее на вращение долота, а не на очистку и эффективное разрушение забоя скважины, что практически исключает возможность применения гидромониторных долот.

1. Общий вид редукторного турбобура

Рисунок 3.20. Турбобур с маслонаполненным редуктором-вставкой: А -- турбинная секция (или модуль винтового двигателя); В, D -- узел опорный; С -- редуктор-вставка; Е -- долото; 1 -- входной вал; 2 -- планетарная передача; 3 -- корпус редуктора; 4 -- вал выходной; а -- раствор буровой; б -- масло.

2. Конструкция редукторного турбобура

В основу конструкции редукторного турбобура положен агрегатный метод соединения машин. Поэтому он состоит из трех основных элементов: секций турбины, редуктора и шпинделя. Требуемые варианты компоновки редукторных турбобуров собирают непосредственно на буровой в зависимости от технологических требований строительства скважины. Высокая прочность планетарного редуктора позволяет в зависимости от горно-геологических условий бурения компоновать редукторный турбобур одной или несколькими турбинными секциями различных типов, одним или несколькими редукторами с различным передаточным числом, шпинделем или шпиндель-редуктором. Также к нему можно присоединять керноотборный инструмент для отбора керна или отклонитель для зарезки наклонного участка ствола скважины или корректировки ее направления. Если по условиям бурения применение редуктора не требуется, например, при использовании алмазных долот, то турбобур собирается в обычной комплектации -- из турбинных секций и шпинделя.

3. Типы редукторных турбобуров

В настоящее время разработаны редукторные турбобуры нескольких типов:

Турбобур ТРВ-142 - вставной редукторный турбобур, предназначенный для использования в составе комплекса вставного инструмента для бурения без подъема бурильной колонны труб.

Турбобур ТР-145Т - турбобур с маслонаполненным редуктором диаметром 145 мм предназначен для бурения глубоких и сверхглубоких скважин при высоких температурах до 300 °С и давлении (до 250 МПа) долотами диаметром от 158 до 165 мм при сниженной частоте вращения и увеличенном моменте силы на выходном валу турбобура с использованием воды или бурового раствора.

ТР-175/178 -- редукторный турбобур с уменьшенным наружным диаметром.

ТРМ-195 с редуктором РМ-195 -- наиболее широко применяемая конструкция редукторного турбобура, в которой осевые опоры вынесены в отдельные узлы (в виде промежуточного и нижнего шпинделя).

ТРШ-195-- редукторный турбобур с одной или двумя турбинными секциями и редуктором-шпинделем с усиленными опорными узлами качения повышенной грузоподъемности, размещенными в маслонаполненной камере редуктора, воспринимающими осевые нагрузки от турбины и реакцию забоя скважины.

ТРМЗ-195 -- турбобур с уменьшенной длиной редуктора-шпинделя и короткой турбиной, предназначенный для бурения горизонтальных скважин и искривленных участков наклонно

ТР-195СТ -- турбобур в термостойком исполнении с механизмом стопорения вала для бурения сверхглубоких скважин при температуре до 300 °С и давлении до 250 МПа. Механизм стопорения предназначен для освобождения долота при его заклинивании и срабатывает при вращении бурильной колонны «вправо». Максимальный момент, передаваемый стопорным устройством заклиненному долоту ротором, составляет 20 кН м.

ТРОЗ-195М -- редукторный турбобур, представляет собой новый универсальный гидравлический забойный двигатель для бурения нефтяных и газовых скважин долотами диаметром 212,7 -- 215,9 мм.

Семейство турбобуров типов ТР-240 и ТРЗ-240 -редукторные турбобуры являются универсальными и предназначены для бурения верхних интервалов глубоких скважин долотами диаметром от 269,9 до 490 мм.

Редукторный маслонаполненный шпиндель типа РШЗ-240 представляет собой отдельный узел, присоединяемый на буровой к турбинной секции взамен серийного шпинделя.

Турбобур типа ТР-240 состоит из одной турбинной секции и короткого маслонаполненного редукторного шпинделя РШЗ-240.

Редукторные турбобуры типов ТРМ-105 и ТСМ-105 предназначены для бурения глубоких скважин.

Редукторные турбобуры типов TP2-120FL и ТРЗ-120Т - турбобуры нового поколения.

Редукторные турбобуры типов ТР2-120Г и ТРЗ-120Г предназначены для забуривания новых стволов и бурения наклонных и горизонтальных интервалов глубоких скважин.

Короткий редукторный турбобур предназначен для бурения наклонных и горизонтальных скважин различного назначения.

Односекционные

Рабочий орган - многоступенчатая турбина, состоит из статора и ротора. Все вращающиеся детали - роторы, втулки нижней и средних опор, диски и кольца пяты закрепляются на валу роторной гайки. Верхняя часть роторной гайки имеет корпус и продольные прорезы. При закреплении контргайки колпак, имеющий внутренний конус, обжимает конусную часть гайки на резьбе вала, предохраняя её от отвинчивания. В нижнем кольце вала имеется проводник для присоединения долота. Все неподвижные детали, статоры, средние опоры, подпятники, закрепляются в корпусе ниппелем. Корпус присоединяется к бурильным трубам посредством переводника. Регулированное кольцо определяется положением ротора относительно статора. Размер зависит от люфта осевого и конструктивных размеров пяты. Осевые усиления воспринимаются многоступенчатым, радиально-упорным резинометаллическим подшипником, каждая ступень состоит из неподвижного обрезиненного полпятника и вращающихся диска и кольца пяты. Ниппель и средние опоры - это резинометаллические подшипники. Основные осевые усиления, действующие на вал:

1. гидравлическая нагрузка от перепада давления и долота (сверху вниз);

2. реакция забоя на долото (снизу вверх).

Турбобуры должны изготовляться следующих типов:

ТБ - бесшпиндельные,

ТШ - шпиндельные;

Следующих исполнений по конструкции:

ф - с фрикционным креплением турбин,

пс - с плавающим статором,

пр - с плавающим ротором,

р - с устройством, регулирующим характеристику.

Турбобуры с устройством, регулирующим характеристику, должны изготовляться следующих исполнений по типу устройства:

Г - с решетками гидродинамического торможения, В - с винтовым преобразователем,

Р - с редуктором.

Условное обозначение турбобуров должно состоять из шифра, построенного по приведенной ниже схеме, и обозначения нормативно-технического документа.

1 - наименование изделия; 2 - тип; 3 - исполнение по конструкции (кроме исполнения ф); 4 - исполнение по регулирующему устройству; 5 - диаметр, мм; 6 - модификация

Рисунок 3.1. Турбобур типа Т12М3Б-240: 1 - переводник вала; 2 - вал; 3 - ниппель; 4 - упор; 5 - ротор; 6 - статор; 7 - опора средняя; 8 - гайка роторная; 9 - контргайка; 10 - корпус; 11 - переводник верхний.

Секционные

2 и более секций. Нижняя секция - аналогична односекционным машинам. Верхняя секция - в ней отсутствует упорный подшипник (пята). Гидравлическая нагрузка и вес вращающихся деталей верхней секции воспринимается пятой нижней секции.

Эти нагрузки служат для создания сил трения в конусно-шлицевых муфтах, передающих вращающий момент. Трех секционные - наличие третьей (верхней) секции. Регулированное кольцо между соединительным переводником и статором.

Рисунок 3.5. Турбобур секционный бесшпиндельный типа ТС (ТС5Б-240): I - секция нижняя; II - секция верхняя; 1 - переводник вала; 2 - вал; 3 - ниппель; 4 - упор; 5 - ротор; 6 - статор; 7, 18 - опора средняя; 8 - гайка роторная; 9 - контргайка; 10 - корпус; 11 - переводник; 12 - полумуфта нижняя; 13 - полумуфта верхняя; 14 - вал верхней секции; 15 - переводник соединительный; 16 - ротор; 17 - статор; 19 - гайка роторная; 20 - колпак; 21 - корпус; 22 - переводник корпуса

4. Шпиндельные секционные турбобуры

Недостаток ТС5 и 3ТС5, при износе осевой опоры в нижней секции шпинделя, в ремонтную базу отправляются все секции. В секционных машинах осевую опору устанавливают в отдельном узле - шпинделе. Корпус шпинделя с корпусом секции соединен с помощью конической резьбы, а валы с помощью конусно-шлицевой полумуфты. Вал шпинделя имеет центральное сквозное отверстие без специальных промывочных окон. Осевая опора шпинделя воспринимает гидравлическую нагрузку и вес вращающихся деталей секций и одновременно выполняет роль сальника. Положение роторов относительно статоров определяется регулировочным кольцом, устанавливаемым переводником и статором. Перенос осевой опоры вниз позволило разгрузить валы секции от осевых нагрузок, при этом уменьшает продольный изгиб валов и увеличивает КПД турбобура. Увеличилась осевая нагрузка на 10-20% по сравнению с турбобуром, в котором пята расположена в верхней части вала. Дальнейшее улучшение характеристик шпиндельных турбобуров - специальные конструкции тихоходных турбин (точное литье по выполняемым моделям). Угол установки лопаток 72-750 против 62-650обычных турбин. Малая толщина выходных кромок лопаток. Унифицированные турбобуры 3ТСШ1. Использование турбин и осевых опор любого; необходимо по условиям бурения типа. Возможность установки, как резинометаллической пяты сальника, так и подшипников качения. Шаровая опора воспринимает более высокие осевые нагрузки и эффективно работает при низких скоростях вращения. Опора вращения:

1. многоступенчатый упорно-радиальный шарикоподшипник. Ступень подшипника состоит из ряда шаров, четырех обойм с коническими поверхностями и двух распорных колец, помещенных между наружными и внутренними обоймами.

2. упорный на резиновых амортизаторах шарикоподшипник. Ступень состоит из упорных двойных шариковых подшипников, свободные кольца которых установлены на эластичные резинометаллические компенсаторы. Герметизация за счет сальниковых устройств.

3ТСШ1-240: 3 - число турбинных секций; 1-шпиндельных; 240 - диаметр.

Рисунок 3.8. Шпиндель типа ШД: 1, 8 -- переводник-стабилизатор лопастной; 2 -- опора радиальная верхняя; 3 -- уплотнение лабиринтное; 4 -- отверстие дренажное; 5 -- уплотнение резинометаллическое; 6 -- опора осевая; 7 -- опора нижняя радиальная.

5. Турбобуры с наклонной линией давления

Существуют турбобуры, в которых применяются турбины с безударным обтеканием потока на тормозном режиме, позволяющим получить наклонную линию давления. Снижение перепада давления у турбины при уменьшении скорости вращения позволяет подать дополнительное количество жидкости на режимах низких скоростей, что увеличивает вращающий момент. Применяются турбобуры с наклонной линией давления, работающие при постоянном расходе промывочной жидкости без установки редукционных клапанов. А9К5Са - 240 мм, А7Н4С - 195 мм. Аналогичны секционным машинам ТС6. Вместо резинометаллической пяты - упорно-радиальный подшипник. 12рядный, 15рядный. Средние опоры - однородные радиальные шаровые подшипники. Торцевой сальник, над упорно-радиальным подшипником, ограничивает расход жидкости через подшипник, защищает последний от попадания крупных абразивных частиц. А6К3С - 164 мм, выполнен по схеме независимой подвески вала каждой секции на осевой опоре. Упорно-радиальный 10 рядный шаровой подшипник. В верхней секции - гидравлическая нагрузка. В нижней секции - гидравлическая нагрузка + нагрузка на долото. Система гидродинамического торможения состоит из статоров и роторов, лопатки, которые имеют одинаковый угол наклона относительно плоскости, перпендикулярной оси вала турбин. Эти турбины подбирают некоторый момент, тем больше, чем выше скорость вращения турбины. Турбины с гидроторможением вала. А9ГТ - 240, А7ГТ -195, А6ГТ - 164. Турбобуры с наклонной линией давления, а также с системой гидродинамического торможения А9Ш, А7Ш, А9ГТШ, АГТШ, А6ПШ (осевая опора расположения в отдельном шпинделе, как у ЗТСШ). Турбобуры для бурения с отбором керна. Колонковое турбодолото КТД3 аналогична Т12М3 и отличается наличие полого двигателя, в котором размещена колонковая труба - грунтоноска. Посадка грунтоноски осуществляется по конусной поверхности в опоре, закрепленной в корпусе. Грунтоноска прижимается к опоре гидравлическим усилением от перепада давления в турбине и долоте. Силы трения предотвращают вращение. Грунтоноска с керном поднимается на поверхность без извлечения долота из скважины. Верхняя часть грунтоноски имеет бурт для захвата специальным шлипсом, спускаемым в скважину на канате от дополнительной лебедки. КТД3-172 диаметр керна 33 мм. КТД3-255 диаметр керна 50 мм. Для керна увеличенного диаметра КТД4 (за счет увеличения диаметра вала). Повышенный крутящий момент (увеличивает кольцо ступеней турбин). Расположение пяты в нижней части вала. Регулируемая по длине грунтоноска. КТ3-240-265/48; КТД4-195-214/60; КТД4М-172-190/40 - 4 м в диосекционных. КТД4С-172-190/40 - двухсекционный, увеличен вращающий момент, увеличена длина керна-приема до 7 м. Конструкция аналогична ТС55, 2 секции. Осевая опора в нижней секции, воспринимает гидравлическую нагрузку обеих секций.

Соединение:

1. корпусы - переводники с конической резьбой.

2. валы - конусно-шлицевые муфты.

Конструктивные параметры турбины зависят от диаметральных размеров скважин, поэтому радиальные габариты прочной части являются весьма ограниченными. Турбина, выполняется многоступенчато, для обеспечения необходимых энергетических параметров. Все ступени турбины идентичны.

Шифр турбины.

числитель - число лопаток колеса; знаменатель - ширина лопаток (размер по оси двигателя); последнее число - диаметр турбобура.

Число лопаток статора и ротора одинаковы. Важное требование к конструкции колес - прочность в условиях выбранной нагрузки. Этим условиям удовлетворяет монолитная цельнолитая конструкция турбинного колеса. Большинство турбин имеют обод, повышающий механическую прочность лопаточного винца и уменьшающий утечки рабочей жидкости через радиальные зазоры. Величина осевого зазора турбины устанавливается с учетом возможного осевого перемещения роторов вместе с валом турбины в связи с: 1) износом осевой опоры; 2) возможностью деформации турбинных колес. Характеристика турбины зависит в первую очередь от его идеального веса. Высокое содержание абразива приводит к быстрому износу прочной части. Турбина рабочего двигателя является нерегулируемой, поэтому скорость вращения и крутящий момент на валу изменяется в широких пределах, определяемых величиной нагружения долота, непосредственно связанного с валом. Нагружения двигателя осуществляется путем создания осевого усиления на долото через с/с бурильных труб. Необходимо обеспечить достаточно широких межлопаточных каналов, уменьшающих возможность захламления турбин.

6. Режим работы турбобуров

Рабочая характеристика турбобуров - это зависимость момента сопротивления на валу, мощности, КПД и перепада давления от частоты вращения вала при постоянном расходе. Число оборотов достигает своего максимального значения, близкого к холостому, при расширении и проработке ствола скважины. При увеличении нагрузки на долото число оборотов турбины уменьшается, а вращающий момент турбины возрастает. Графические характеристики турбин и турбобуров представляет - зависимость крутящего момента, мощности, КПД и перепада давления от частоты вращения ротора при постоянном расходе жидкости. Число оборотов турбины при режиме максимальной мощности равно половине числа оборотов холостого хода nр = nхол/2. Вращающий момент турбины достигает максимальной величины при полном торможении МТ = 2МР, где:

МТ - тормозной момент; МР - вращающий момент при максимальной мощности.

Режим работы турбобура при максимальном КПД называется оптимальным. Наиболее устойчивая и эффективная работа турбобура при экстремальном режиме (наибольшей мощности). В рабочей зоне достигается наибольшие значения механической скорости бурения. Характеристика турбин должна обеспечить высокие механические скорости бурения при сохранении достаточной износостойкости долота. Для определения типа турбины пользуются коэффициентом быстроходности ПS, численно равным величине оборотов турбины данного типа, которая при напоре Н=1 м развивает мощность 1 л/с.

ПS = П ON / H 4OH

N - мощность в л/с; П - число оборотов в минуту; Н - перепад напора в м., при максимальном КПД.

Мощность многоступенчатой турбины:

NT = (Q HT g / 75) h, где

Q - расход рабочей жидкости; HT - переход напора многоступенчатой турбины; g - удельный вес рабочей жидкости; h - КПД турбины.

Коэффициент быстроходности всей многоступенчатой турбины турбобура:

hST = ПS / K0.75

Основное уравнение турбины:

М = (Q g / g) r (C1И - C2И), где

М - величина вращающего момента, создаваемой турбиной; Q - расход жидкости через лопаточный аппарат; g - удельный вес жидкости; C1И и C2И - проекции абсолютной скорости входа и выхода потока в рабочем колесе на направление окружной скорости; r - радиусы входа и выхода потока жидкости в рабочем колесе.

7. Эксплуатация турбобуров

Во время погрузки, разгрузки и транспортировки турбобуров к месту работы должна быть обеспечена полная их сохранность. Турбобуры транспортируются отдельными секциями на специально оборудованных машинах - турбовозах. Разгружают турбобуры при помощи подъемного крана. Транспортировка турбобуров волоком и сбрасывание их при разгрузки недопустимы, так как повреждаются корпус и вал (изгиб, вмятина и т.д.).Во избежание засорения турбины и повреждения резьбы турбобур транспортируются с предохранительными пробками и колпаками. Соединение секций в турбобуре. Соединение отдельных секций в турбобуров типа ТС, ТСШ, А7Н в один турбобур производят в следующем порядке:

1. На шейку корпуса нижней секции (для турбобура ТСШ - на шейку шпинделя) одевается хомут, секция подхватывается и устанавливается на стол ротора.

2. Вторая секция при помощи второго хомута поднимается на элеваторе над устанавливаемой на столе ротора нижней секцией (или шпинделем) и направляется так, чтобы её полумуфта вошла в полумуфту нижней секции. Затем корпуса соединяются по конической резьбе, при этом полумуфты валов входят в закрепление. Соединенная резьба секций закрепляется мощными ключами.

3. Соединенные секции приподнимаются над ротором хомут с нижней секции, снимается, а турбобур спускается и устанавливается на стол ротора на элеваторе второй секции.

Поступивший на буровой турбобур считается годным при следующих условиях:

1. Величина осевого люфта находится в пределах:

А) не более 2,0 мм - для турбобура с резинометаллической пятой;

Б) не более 0,4 мм - для турбобура с шаровой пятой.

2. Величина подъемного вала в верхних секциях находится в допустимых пределах. ТС5 - (7-9 мм), ТС4А - 4”(7-9 мм), А7Н (6…8 мм), 3ТСШ - (9-12 мм).

3. Турбобур легко запускается при давлении не выше 2 МПа.

4. Перепад давления в турбобуре соответствует рабочим характеристикам турбине приведенной в паспорте.

5. Все резьбовые соединения герметичны при производительности насосов, необходимой для работы турбобура.

Турбобур, находящийся в бурении, считается годным к дальнейшей работе при соблюдении следующих условий:

1. Осевой люфт не превышает 5 мм при резинометаллической пяте и 6 мм при шаровой опоре.

2. Запуск турбобура происходит при давлении, не превышающем первоначальное.

3. Отсутствие пропусков рабочей жидкости в резьбовых соединениях.

4. Резьбовые соединения свинчены до упора в торцы.

5. Величина натяга в цилиндрических резьбовых соединениях ниппеля и соединительного переводника не изменилась по сравнению с первоначальной.

6. Присоединительная резьба под долото в удовлетворительном состоянии.

Осевой люфт определяют следующим образом: вал турбобура опирают на стол ротора и у торца ниппеля на валу наносят риску, затем турбобур приподнимают и на валу точно также наносят вторичную риску. По расстоянию между рисками определяют величину осевого люфта.

Сборка турбобуров

Износ деталей упорного подшипника приводит к перемещению вала вместе с роторами относительно статоров. Уменьшение осевого зазора между роторами и статорами приводит к соприкосновению их между собой, быстрому износу лопаток турбины по высоте и к ухудшению рабочей характеристики турбобура и его остановке.

Подготовка деталей к сборке.

1. Прочистить валы и смазать машинным маслом УС-2.

2. Корпус и детали вала прочистить и смазать машинным маслом, а торцы в процессе сборки прорезать.

3. Резьбы прочистить, обезжирить, протереть насухо и перед закреплением смазать. Смазки: Р-2 ВТУ №НП-34-60; Р-416 с металлическим наполнителем свинцово-йодистая; молибденовую. Проверить натяг резьбовых соединений.

4. Провести контрольные замеры высоты роторов и статоров, 10 штук. Разница между 10 роторами и 10 статорами не должна превышать 0,2 мм.

5. Детали, собранные на валу, смазать снаружи насосной смазкой ТУ577-55. Допускается её разбавление касторовым маслом в соотношении 5:1.

Сборка турбобуров типа Т12М.

Вал турбобура укладывается на подставки, прочищают шпоночные канавки, пригоняют шпонки. На валу монтируется втулка нижней опоры, упор, ступени турбины, детали средних опор. Средние опоры распределяются равномерно между ступенями турбины. При сборке следят за величиной выхода ступицы ротора из диска статора, который должен быть в пределах осевого люфта. Между верхним статором и нижним подпятником устанавливают регулировочное кольцо. Затем монтируются детали упорного подшипника. Детали вала зажимают роторной гайкой. Надевают колпак, затем её закрепляют контргайкой. Переводник корпуса турбобура и переводник вала крепят до упора в торец так же, как и в замковых соединениях бурильных труб.

Правильность сборки:

1. натяг ниппеля от 5 до 20 мм.

2. осевой люфт турбобура не более 2 мм.

Регулировочное кольцо.

Турбобуры Т12М, Т32, КТД, укороченные и нижние секции секционных турбобуров: регулировочное кольцо расположено в корпусе или на валу между подпятником и турбиной. Секционные турбобуры: регулировочное кольцо расположено на валу или корпусе между соединительным переводником и турбиной.

Регулировочное кольцо резьбы.

Турбобуры Т32, ТС5Б, ТС6, 3ТС5А-8”. Закрепление системы статоров в корпусе производится конической резьбой типа замковая. Определение высоты регулировочного кольца:

a) При помощи специального приспособления, состоящего из регулировочного переводника и упорного винта, система статоров снимается в корпусе с усилием, соответствующим моментом.

b) После проверки легкость вращения с моментом 10-15 кг.м. вала и осевой люфт турбины: 7…10 мм от модели.

c) Замеряют размер Б, разбирают приспособление и вычисляют размер k.

d) Определяют высоту Н регулированного кольца резьбы Н=k-l, где l - длина конусной резьбы.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Описание устройства и принципа действия двигателей постоянного тока. Коэффициент полезного действия, рабочие и механические характеристики. Анализ основных качеств: пусковой, тормозной и перегрузочный момент, быстродействие и регулируемость вращения.

реферат , добавлен 11.12.2010

Назначение, технические характеристики и устройство измерительных трансформаторов напряжения. Описание принципа действия трансформаторов напряжения и способов их технического обслуживания. Техника безопасности при ремонте и обслуживании трансформаторов.

контрольная работа , добавлен 27.02.2015

Режим электромагнитного тормоза асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором (противовключение): механические характеристики режима динамического торможения, принципа действия схемы торможения АД: порядок ее работы и назначение органов управления.

лабораторная работа , добавлен 01.12.2011

Назначение, классификация и маркировка дизельных электростанций, их устройство и комплектация. Требования к обслуживающему персоналу. Подготовка электроагрегата к работе, пуск и остановка. Наблюдение за работой ДЭС. Указания по технике безопасности.

реферат , добавлен 25.01.2011

Основные сведения о конструкциях трансформаторов тока. Устройство, режим работы и принципы действия различных типов трансформаторов тока. Основные параметры и характеристики отдельных конструкций, а также их применение, классификация и назначение.

реферат , добавлен 08.02.2011

Элегазовое комплектное распределительное устройство электроэнергии, его характеристики. Конструкции основных элементов устройства в элегазовых ячейках с двумя системами сборных шин в трех различных типоисполнений. Общий вид трансформатора напряжения.

презентация , добавлен 20.07.2015

Описание структуры и тепловой схемы теплоэлектроцентрали, турбоагрегата и тепловой схемы энергоблока, конденсационной установки, масляной системы. Энергетическая характеристика и расход пара на турбину. Принцип работы котла и топочного устройства.

отчет по практике , добавлен 25.04.2013

Особенности паровой турбины как теплового двигателя неперерывного действия. История создания двигателя, принцип действия. Характеристики работоспособности паровой турбины, ее преимущества и недостатки, область применения, экологическое воздействие.

презентация , добавлен 18.05.2011

Технические характеристики и основные преимущества элегазового комплектного распределительного устройства. Общий вид конструкции основных элементов. Трансформатор напряжения для элегазовой ячейки. Конструкция элегазового ограничителя перенапряжений.

презентация , добавлен 07.11.2013

Классификация и конструкции электросчетчиков. Общий вид трехфазного электронного счетчика CE 302. Назначение и описание средства измерений; требования безопасности. Технические параметры: устройство и работа счетчика, проверка и текущий ремонт прибора.