Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (2999 руб.)

Турбобур ЗТСШ1-195-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Дата закачки: 29 Февраля 2016
Продавец: Алексей
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Д О К Л А Д
Несмотря на сокращение объема буровых работ в последние годы, доля турбинного способа бурения по-прежнему составляет более 75% общего объе-ма. В связи с этим внимание к турбобуру как объекту дальнейшего совершен-ствования сохра¬няется и в настоящее время.
На данный момент глубины скважин увеличиваются, возрастают нагрузки, действующие на бурильную колонну и турбобур в частности. Возникает необ-ходимость увеличения надежности турбобура.
Как объект исследований был выбран турбобур 3ТСШ1-195, серийно вы-пускаемый Кунгурским машиностроительным заводом и являющийся основ-ным гидравлическим забойным двигателем, применяемым для бурения нефтя-ных и газовых скважин.
В данной работе рассматривается причины выхода из строя резинометалличе-ской пяты турбобура (РМП), а также предложены мероприятия по продлению ее срока службы.
НАЗНАЧЕНИЕ, КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Турбобур ЗТСШ1-195 представляет собой 3-х-секционный гидравличес¬кий забойный двигатель, осевая опора которого вынесена в отдельный узел -шпиндельную секцию.
В шпиндельной секции устанавливается 25-ступенчатая резинометалличе-ская осевая опора-пята непроточного типа, воспринимающая гидравли¬ческую нагрузку (определяемую перепадом давления на турбине и долоте) и нагрузку массы вращающихся деталей турбобура (валы, система роторов), а также ре-акцию забоя. Преобладающей нагрузкой является гидравлическая. В шпин-дельной секции установлены две радиальных нижних опоры для сниже¬ния ам-плитуды радиальных колебаний долота.
В каждой турбинной секции устанавливается цельнолитые турбины и ра-диальные опоры.
На валах шпиндельной и турбинной секции детали крепятся с по¬мощью полумуфт на малоконусной резьбе с внутренним упорным торцем.
Соединение валов шпиндельной и турбинных секций осуществляется с
помощью конусно-шлицевых полумуфт (верхней и нижней).
По числу секций турбобуры подразделяются на односекционные, в которых турбина и опорная пята расположены в одном корпусе, и многосекционные, состоящие из нескольких турбинных секций и шпинделя с осевой опорой.

Резинометаллический подшипник состоит из нескольких сту¬пеней. Каждая ступень имеет подпятник, который представляет собой металлический обод с резиновой облицовкой, укрепляемый в корпусе, и стальной диск, расположен-ный на валу турбобура. Резиновая облицовка одного из элементов радиально-го или осе¬вого подшипника обеспечивает его работу со смазкой буровым рас-твором. Резинометаллические опоры турбобуров в зависимо¬сти от условий эксплуатации имеют работоспособность в пре¬делах 50—150 ч.
АНАЛИЗ УСЛОВИЙ И РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ТУРБОБУРА
Для эффективного использования турбобура его диаметр и тип следует выби-рать в зависимости от конкретных условии бу¬рения. Наружный диаметр турбо-бура должен быть на 25— 30 мм меньше диаметра долота. Требования к харак-теристике турбобура и числу его секций определяются условиями обеспе¬чения не-обходимого режима работы долота.
Режим эксплуатации турбобура зависит от многих факторов: физико-механические свойства проходимых пород (в первую очередь их абразивность), тип породоразрушающего инструмента, свойства промывочной жидкости, кри-визна скважины, условия залегания горных пород, глубина бурения и т.д.
В качестве примера турбинного бурения можно привести ряд скважин,
расположенных на Вать-Еганском месторождении города Когалыма Тюменской
области.
ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА ТУРБОБУРОВ

Ремонт турбобура может быть различный в зависимости от степени износа и повреждения его деталей. К капитальному обычно относят ремонты, связан-ные с заменами на 30% ступеней турбин, вала или корпуса. К среднему ремон-ту относятся ремонты, когда заменяются быстроизнашивающиеся или сравни-тельно не дорогие детали турбобура (осевые и радиальные опоры). В текущий ремонт включаются лишь затраты на ревизию и проверку турбобура и очистку его от шлама. Во всех случаях открепляются резьбовые соединения, поэтому может измениться характеристика турбобура.
Если по каким-либо причинам невозможно доставить турбобур в мастер-скую, его необходимо распрессовать при помощи буровой лебедки. В против-ном случае буровой раствор высохнет и образует корку между статорами и корпусом, что сделает невозможной его разборку даже с применением паровых или нефтяных ванн.
Ниже представлена технология ремонта турбобура, где более подробно рассмотрен ремонт вала.

 В основу конструкции резиновых опор турбобура были положены сооб-ражения о механизме работы резиноподшипника на промывочных жидкостях, содержащих значительное количество абразивных частиц (0,5-10%).
 Если обе трущиеся поверхности – металлические, твердые частицы внед-ряются и в ту и другую поверхности, причем величина внедрения пропорцио-нальна силе прижатия частицы к поверхностям.
Если одна из трущихся поверхностей эластична, абразивная частица лег-ко внедряется в нее, не вызывая остаточных деформаций на резиновой обклад-ке. Сила нажима вдавленной частицы на металлическую поверхность опреде-ляется упругостью резиновой обкладки и не зависит от нагрузку на опору. Следовательно, соприкасающаяся с резиной металлическая поверхность изна-шивается в несколько раз меньше, чем при контакте двух металлических по-верхностей.
В резинометаллических опорах скольжения рабочая поверхность одного из элементов трения выполнена из резины. Взаимодействие высокоэластичной резины с твердым телом характеризуется весьма значительной площадью при малой нагрузке. Этим в первую очередь и объясняется износоустойчивость ре-зины по отношению к образивной среде и способность РМП работать на водя-ной смазке, когда контактирование трущихся поверхностей становится неиз-бежным из-за малой толщины рабочего слоя. Возникающие при этом зацеп-ления неровностей рабочих поверхностей не приводят к существенному износу и заеданию, как это наблюдается в металлических подшипниках, а сопровож-дается лишь некоторым увеличением трения. Высокой эластичностью резины объясняются и другие важные свойства резинометаллических опор, в частно-сти, слабая чувствительность к небольшим дефектам, допущенным при изго-товлении и сборке опорного узла, а также амортизационные свойства. Основ-ным объектом исследований в области опор турбобура является его пята - наиболее тяжело нагруженный узел всей конструкции.
Ступень пяты турбобура (рисунок ) состоит из обрезиненного подпят-ника 2, соединенного с корпусом турбобура, металлического диска 1 и кольца пяты 3, вращающихся вместе с валом 4.
Осевые нагрузки через одну из сторон диска передаются на соответству-ющую торцовую резиновую пяты. Поперечные нагрузки, действующие на верхнюю часть вала, воспринимаются кольцами пяты, которые опираются на внутренюю радиальную поверхность подпятника.


Изнашивание деталей пяты турбобура – подпятников, дисков и распор-ных колец – вызвано воздействием на них абразива, содержащегося в буровой жидкости, а также вибрационным и ударным характером нагрузок. Вредное влияние на резину этих факторов усиливается в условиях повышенных забой-ных температур, снижающих прочность резины. Действие абразива становится более интенсивным при вибрации поверхностей трения.
Износ дисков пяты.

Характер износа дисков пяты зависит как от технического состояния дру-гих деталей и узлов турбобура, так и от таких факторов, как кривизна ствола скважин, режим бурения, тип и качество промывочной жидкости, конструкция низа бурильной колонны, производительность буровых насосов и др.
Осевой износ дисков может быть одно- и двусторонним. В случае преоб-ладания на долоте нагрузки от гидравлического перепада давления в турбобу-ре и долоте диск пяты изнашивается только снизу, а для других условий нагружения – с двух сторон. Для Западной Сибири характерен односторонний износ дисков пяты.
В процессе проработки ствола скважины и в начальный период работы долота на забое, соответствующей стадии приложения к нему относительно ма-лых осевых нагрузок, имеет место односторонний износ дисков пяты. В после-дующем, по мере увеличения осевой нагрузки на долото, диск пяты будет под-вергаться износу и с другой стороны, как только изменится направление дей-ствующей на него осевой нагрузки. Следовательно, установив, с какой стороны изношен диск пяты, можно определить преобладающее направление действия нагрузки, передаваемой диском пяты подпятником или наоборот – подпятни-ком диску пяты. Следует отметить, что возможен некоторый износ и верхней стороны пяты вследствие периодического контакта соударений последнего с подпятником из-за осевой вибрации бурильного инструмента, обусловленного динамикой работы шарошечного долота на забое скважины. Величина осевого износа стороны диска пяты, соударяющегося с подпятником из-за вибрации забойного инструмента, как правило, принимает наибольшие значения для крайних дисков в комплекте пяты, контактирующих с первыми и последними с самыми нижними и самыми верхними) подпятниками.

Износ подпятников.

В подпятнике подвержены износу и разрушению резиновая обкладка, а износу и деформации – стальной остов по внутреннему диаметру.
Подпятники подвергаются сильному эрозионному воздействию потоком промывочной жидкости, протекающей через их промывочные каналы и окна. Нередко в месте расположения промывочных каналов поток промывочной жидкости вызывает отрыв резины от металлического остова подпятника со всеми вытекающими отсюда последствиями. Наиболее сильно эрозии подвер-гаются проточные пяты, устанавливаемые в турбинные секции.
В качестве повышения износостойкости и к.п.д. пяты турбобура предло-жены: подбор новых материалов для элементов трения пяты; защита пяты тур-бобура от попадания абразивных частиц; применение «плавающей» пяты; ослабление вредного влияния динамических нагрузок; упрочнение поверхно-стей трения и улучшение качества резины и т.д.


Коментарии: 1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР И ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА
КОНСТРУКЦИЙ ТУРБОБУРОВ

1.1 Классификация и характеристика основных типов турбобуров

Разнообразные условия, в которых работают турбобуры, привели к необходимости создания различных конструктивных разновидностей турбо-буров. Однако все турбобуры можно классифицировать по определенным при-знакам. Некоторые однотипные турбобуры, имея идентичную конструкцию, отличаются только габаритными размерами.
Турбобуры выпускаются:
1) с металлическими цельнолитыми турбинами;
2) с металлическими турбинами точного литья (в этом случае в шифр турбобура после размера добавляются буквы ТЛ);
3) с составными турбинами из металлических ступиц и пластмассовых приточных частей (в шифр турбобура после размера добавляется буква П);
4) с резино-металлическими опорами с привулканизированной резиной;
5) с резино-металлическими опорами со сменными резиновыми вклады-шами: (в шифр турбобура после размера добавляются буквы СР);
6) опорами качения (турбобуры с шифром А7Н1С и А7Н4С и турбобу-ры, имеющие в шифре букву Ш, например, ЗТСШ-9Ш", ЗТСШ-7 ½ " Ш)

1.1.1 Конструкции турбобуров назначение и область их применения

1) Турбобуры типа Т12 — односекционные с числом ступеней турбины 100—120. Турбобуры выпускаются наружным диаметром 240; 215;195 и 172 мм.
Турбобуры типа Т12МЗ (рисунок 1) предназначены для бурения верти-кальных и наклонн¬ых скважин. Применяются при бурении скважин глубиной до 2000 м. Турбобур Т12РТ"- предназначен для бурения стволов большого диаметра методом РТБ (реактивно-турбинного бурения).



Рисунок 1.1 — Турбобур типа Т12МЗ:
1 — переводник; 2 — корпус; 3 — контргайка; 4 — шайба замко-вая; 5 — колпак; 6 — втулка распорная; 7 — гайка роторная; 8 — диск пяты; 9 — кольцо пяты; 10 — подпятник; 11 — кольцо регулировочное; 12 — статор; 13 — вал; 14 — ротор; 15 — шпонка упора; 16 — втулка средней опоры; 17 — опора средняя; 18 — упор; 19 — нип¬пель; 20 — втулка нижней опоры; 21 — шпонка втулки; 22 — переводник вала

Роторы турбобуров типа Т12МЗ с втулкой нижней опоры и двумя втул-ками средней опоры вала, переходной деталью (упором), дисками пяты и кольцами пяты закрепляются на валу роторной гайки. Для предохранения ро-торной гайки от самоотвинчивания предусмотрен колпак, закрепляемый контргайкой. Верхняя часть роторной гайки снаружи обточена на конус и име-ет продольные прорези. При закреплении контргайки колпак, имеющий внут-ренний конус, обжимает конусную часть гайки, предохраняя ее от отвин-чивания.
Упор и нижняя втулка фиксируются шпонкой.
Статоры, средние опоры, регулировочное кольцо и подпятники закре-пляются в корпусе ниппелем. Корпус соединяется с колонной бурильных труб через переводник. На валу турбобура имеется переводник, к которому присо-еди¬няется долото. Регулировочное кольцо, расположенное между турбиной и упор¬ным подшипником-пятой, определяет положение ротора относительно статора. Размер его (по высоте) устанавливается соответственно осевому люфту турбины и конструктивным размером деталей пяты. Роль верхнего упорного торца тур¬бобура выполняет торец переводника, присоединяемого к корпусу на конической резьбе.
В турбобурах Т12МЗБ-9" и Т12МЗБ-65/8" ниппель закрепляется цилин-дрической резьбой.
В турбобурах Т12МЗБ-240 (рисунок 1.2) , Т12МЗБ-8", T12M3B-71/2" и Т12МЗЕ-6 5/8" системы статоров в корпусе закрепляются конической резьбой (типа замковой). В этом случае в корпус турбобура под ниппельный конец закре¬пляющей детали устанавливается регулировочное кольцо резьбы. Устанавли¬ваемые на валу турбобура уплотнительные кольца предохраняют от проник¬новения глинистого раствора в зазор между валом и роторами.
В турбобурах размером 9", 71/2" 65/8" кроме подпятников с привулкани-зированной резиной предусмотрено применение подпятников со сменными ре-зиновыми вкладышами, а для турбобуров размером 7 1/2" и 65/8" изготавли-вается также и пластмассовая турбина.
Турбобур Т12РТ-9 выполнен на базе турбобура Т12МЗБ-9" и отличает-ся только тем, что на корпусе турбобура напрессовано специальное кольцо для передачи осевой нагрузки на долото при бурении установкой РТБ. Присоеди-нительные резьбы на переводнике корпуса и вала предусматривают монтаж турбобура в установке РТБ с долотом.


























Рисунок 1.2 — Турбобур Т12МЗБ-240:
1 — вал; 2 — втулка нижней опоры; 3 — шпонка; 4 — упор; 5 и 10 — уплотнительные кольца; 6 — ро¬тор; 7 — статор; 8 — средняя опора;
9 — втулка средней опоры; 11 — регулировочное кольцо; 12 — диск пяты; 13 — кольцо пяты; 14 — подпятник; 15 — роторная гайка; 16 — колпак; 17 — контргайка; 18 — корпус; 19 — втулка корпуса;
20 — пере¬водник; 21 — регулировочное кольцо резьбы; 22 — нип-пель; 23 — переводник вала.
2) Турбобуры типа Т12МЗК (укороченные) предназначены для забури-вания новых стволов, бурения сильно искривленных, многозабойных и гори-зонтальных скважин.
Число ступеней турбин 30 и 60.
Пополняются с наружным диаметром 215 и 172 мм.
Конструкция укороченных турбобуров аналогична конструкции турбо-буров типа Т12МЗ и отличается меньшим количеством ступеней турбин и опор, что дало возможность значительно сократить длину турбобура.
Положение ротора относительно статора определяется регулировочным кольцом, расположенным между турбиной и упорным подшипником-пятой. Ниппель закрепляется в корпусе с помощью цилиндрической резьбы.
При наборе кривизны к корпусу турбобура присоединяют искривленный переводник.
В турбобурах Т12МЗК-8"М1 для облегчения запуска устанавливается однорядный пусковой шарикоподшипник.
3) Секционные турбобуры типа ТС состоят из двух и более секций, кор-пуса которых соединены последовательно при помощи конических резьб. Ва-лы секции турбобуров соединены при помощи муфт (конусных или (конусно-шлицевых). Секции соединяют в турбобур непосредственно на буровой.
Число ступеней турбины 200 и более. Турбобуры выпускаются с наруж-ным диаметром 240; 215; 195; 172; 127 и 104 мм.
Секционные турбобуры применяют при бурении глубоких скважин. Тур-бобуры TC4A- применяют также при капитальном ремонте скважин для раз-буривания цементных станков. В зависимости от условий бурения применяют двух- и трехсекционные турбобуры (а турбобуры ТС4А-4 — до 4 секций).
4) Турбобуры секционные типа ТС (секционные турбобуры) состоят из двух и более секций. Секции в собранном виде транспортируются на буровые, где их соединяют в один турбобур.
Корпуса секций соединяются на замковых резьбах. Валы секций во всех турбобурах (кроме ТС5Б-9") соединяются при помощи конусно-шлицевых муфт, а в турбобуре ТС5Б-9" — с помощью конусных муфт.
Гидравлическая нагрузка всех секций и вес вращающихся деталей вос-при¬нимаются подшипником-пятой, расположенной в нижней секции.
Конструкция нижней секции турбобуров ТС подобна конструкции оди-нарных турбобуров.
Положение ротора относительно статора определяет регулировочное кольцо, расположенное так же, как и в турбобурах Т12МЗ, между турбиной и упорным подшипником-пятой.
В нижних секциях турбобуров ТС5Б-9", ЗТС5Б-9", ТС4А-5" и ТС4А-4" система статоров закрепляется в корпусе ниппелем с цилиндрической резьбой, а во всех остальных турбобурах ТС для закрепления статоров в корпусе ис-поль¬зуется коническая резьба с установкой регулировочного кольца.
Нижнюю секцию можно применять как самостоятельный односекционный турбобур. Верхняя и средняя секции отли¬чаются от нижней отсутствием упор-ного подшипника-пяты.
Положение ротора относительно статора в этих секциях определяет ре-гулировочное кольцо, которое обычно располагается между соединительным переводником и турбиной. Размер его (по высоте) устанавливается в зависи-мости от осевого люфта турбины и осе¬вых размеров корпуса, валов и перевод-ника соединяемых деталей.
Закрепление системы статоров в корпусах верхних и средних секций (во всех турбобурах, кроме ТС4А-5" и ТС4А-4") производится конической резьбой с подбором высоты регулировочного кольца резьбы.
В турбобурах ТС4А-5" и ТС4А-4" статоры закрепляются соединитель-ным переводником с цилиндрической резь¬бой.
Для присоединения к бурильным трубам на переводнике верхней секции имеется замковая резьба.
В турбобурах ТС5Б-8"; 3TG5B-8" и ЗТС5Б-9," применено крепление контр¬гайки конической резьбой, причем в ЗТС5Б-9" и в средней секции турбо-бура ЗТС5Б-8" нижняя полумуфта выполняет роль контргайки.
В турбобурах размером 71/2" " и 6 6/8" кроме подпятников с привулка-низированной резиной предусмотрено\' применение подпятников со сменными резиновыми вкладышами, а для турбо¬буров Б-71/2 " и 6 5/8 " изготавливают¬ся также и пластмассовые турбины.
5) Турбобуры типа КТД (колонковое турбодолото) предназна¬чены для отбора образцов пород при бурении скважин.
Выполняются с наружным диаметром 238; 212; 196; 172; 164 и 127 мм.
Конструкция турбобуров типа КТДЗ и КТД4 (рисунок 1.3) аналогична конструкции турбобуров типа Т12МЗ и отличается наличием полого вала, в котором размещается грунтоноска. Посадка грунтоноски осуществля-ется по конусной поверхности в опоре. Грунтоноска прижимается к опоре гид-равлическим усилием от перепада дав¬ления в турбобуре и долоте; возникаю-щие при этом силы трения удерживают грунтоноску от вращения.
Значительная длина кольцевой щели между грунтоноской и стенками от-верстия вала создает большие гидравлические сопротивления, поэтому утечки жидкости в зазоре невелики и практически не отражаются на работе турбобу-ра.
Конструкция предусматривает применение съемной грунтоноски, обе-спечивающий отбор керна без подъема бурильных труб. Для этого в верхней части грунтоноски (на головке) имеется бурт для захвата шлипсом при подъеме грунтоноски.
Колонковая труба съемной грунтоноски имеет клапан, перепускающий жидкость из колонковой трубы в зазор между валом и грунтоноской. Керн, образованный бурильной головкой, поступает в колонковую трубу и удержи-вается в ней собачками кернорвателя.



















Рисунок 1.3 — Турбобур КТД4-164-190/40:
1 — вал; 2 — упорное кольцо; 3 — втулка нижней опоры; 4 — ниппель;
5 — нижняя опора; 6 — кольцо пяты; 7 — диск пяты 8— подпятник;
9 — наружное кольцо пя¬ты; 10 — кольцо; 11 — втулка упора; 12 — упор; 13 — нижняя втулка; 14 — втулка средней опоры; 15 — средняя опо¬ра; 16 — ротор; 17 — статор; 18 — ро¬торная гайка; 19 — контр-гайка; 20 — корпус; 21 — распорная втулка; 22 — опора грунтоноски; 23 — втулка; 24-регулировочное кольцо резьбы; 25 —пе¬реводник корпуса; 26 — отражатель; 21 — нижний шлакоуловитель;
28 — установоч¬ное кольцо; 29 — переводник вала; 30 — грунтоноска; 31 — верхний шлакоуловитель.

6) Шпиндельные турбобуры ТСШ, как и секционные турбобуры типа ТС, применяют при бурении глубоких скважин. Они могут быть и. поль-зованы для бурения как с обычной схемой промывки, так и алмазными и гид-ромониторными долотами. Выпускаются с наружным диаметром 240; 195; 185; 172; 164 мм.
Турбобуры диаметром 185 и 164 мм предназначены для бурения алмаз-ными долотами. В зависимости от условий бурения шпиндельный турбобур можно собрать из шпинделя и 2 или 3 секции, а турбобуры с турбинами точно-го литья (Т.Л) собираются из шпинделя и 2, В или 4 секций.
В этих турбобурах осевая опора вынесена в самостоятель¬ный узел-шпиндель, к которому при¬соединяется необходимое количество секций с тур-бинами, что дает возможность получить турбобуры с различны¬ми характери-стиками. Количество сек¬ций, собираемых в турбобур, опреде¬ляется технологи-ческими условиями бурения. Так, при бурении на неболь¬шой глубине целесо-образно примене¬ние одной турбинной секции со шпинделем, с увеличением глубин бурения производится последовательное нара¬щивание количества сек-ций.
Осевая опора турбобура, вынесен¬ная в самостоятельный шпиндель, по-зволяет заменять ее без разборки сек¬ций турбин.
Резино-металлическая пята шпин¬деля воспринимает осевые нагрузки и одновременно выполняет роль уплот¬нения/ снижающего утечки через нип¬пель. Радиальные опоры шпинделя в виде обрезиненных втулок устанавли¬ваются над пятой и под ней.
Шпиндельные турбобуры размером 71/4 и б1/2" выпускаются с турбинами точного литья.
Турбобуры размером 9, 71/2 65/8 " могут поставляться как с турбинами точного литья, так и с турбинами, от¬литыми в землю.
7) Турбобуры типа А7Н предназначены для бурения вертикаль-ных и поклонных скважин. Выполняются с наружным диаметром 195 мм и применяются для бурения глубоких скважин долотами № 9 и 10. Турбобуры выпускаются заводом в двухсекционном исполнении. Нижнюю секцию можно применять как самостоятельный односекционный турбобур. Турбобуры могут применяться для работы как с шарошечными долотами с обычной схемой промывки, так и с гидромониторными ж алмазными.
В турбобуре А7Н1С установлена упорно-радиальная пята каче¬ния, ра-диальная опора качения, промежуточные шаровые опоры.
Упорно-радиальная пята качения, расположенная в нижней секции турбо-бура, представляет собой многорядный бессепараторный шарикоподшипник. Радиальный многорядный роликовый подшипник также расположен в нижней части вала нижней секции турбобура. Промежуточные шаровые опоры распо-лагаются равномерно между ступенями турбин в обеих секциях турбобура»
Для защиты нижних опор от попадания крупного абразива в турбобуре установлен торцовый сальник. Такой сальник позволяет бурить с гидромони-торными долотами, срабатывающими перепад давления до 60 кГ/см*.
Регулирование положения роторов относительно статоров в нижней сек-ции осуществляется за счет разности высот между втулкой вала и втулкой кор-пуса.
В верхней секции турбобура расположены ступени турбин с промежу-точными шаровыми опорами. Регулирование положения роторов относи-тельно статоров верхней секции осуществляется подбором регулировочного кольца, устанавливаемого так же, как и в турбобурах типа ТС.
Статоры крепятся в корпусе ко¬нической резьбой (типа замковой) с соот-ветствующим подбором высоты регулировочного кольца резьбы.
Корпуса секций соединяются на замковых резьбах. Валы секций сое-диняются с помощью конусно-шлицевой муфты.
Турбобур А7Н4С (рисунок 1.4) пред¬ставляет собой модернизированную конструкцию турбобура А7Н1С. Турбина его выполнена цельнолитой с про-филем Э-43, по своей харак¬теристике аналогичной Т6, установ¬ленной в турбо-буре А7Н1С. Радиально-роликовый подшипник в ниж¬ней секции не устанавли-вается, а количество рядов упорно-радиаль¬ного шарикоподшипника увеличено до 14. В остальном конструкция ос¬талась без изменения.
Турбобуры имеют турбину, пе¬репад давлений на которой при по-стоянном расходе жидкости умень¬шается от режима холостого хода к тормоз-ному режиму. При постоян¬ной производительности буровых насосов исполь-зование такой тур¬бины в комбинации с перепускным клапаном обеспечивает работу турбины с постоянным перепадом давления; при этом расход потока через рабочие органы турбины будет переменный (расход через турбину уменьшается с уве¬личением скорости вращения ротора турбобура). Это при-водит к снижению разгонного числа оборотов на валу турбобура и позволяет увеличить тор¬мозной момент,
В специальной приставке устанавливается перепускной клапан. Клапан выполнен многоступенчатым, в каждой ступени клапана срабатывается перепад давления 5—6 кГ/см*.
Клапанная приставка исключает возможность зашламования турбобура в процессе его спуска в скважину, а также в процессе продавки и выравнивания глинистого раствора. Клапанная приставка состоит из переводника с разме-щен¬ным в нем обратным клапаном и корпуса, имеющего седло для установки пере¬пускного клапана или хвостовика — заглушки.
Применение в турбобурах опор качения и турбин с падающей к тормозу линией давления в сочетании с перепускным клапаном дает возможность дли-тельно и устойчиво работать в левой зоне кривой мощности, улучшает запуск турбобура на высокоабразивных и утяжеленных глинистых растворах, улуч-шает стабильность работы турбобура на повышенных нагрузках на долото, что приводит к увеличению механических скоростей бурения и проходок на долото. Турбобуры типа А7Н могут использоваться не только с перепускным клапаном. Они особенно удобны при работе на установках с дизельным при-водом, отрегулированным на определенное давление на выкиде насоса. В этом случае по мере затормаживания долота плавно увеличивается расход промы-вочной жидкости, подаваемой насосами в скважину, а следовательно, растет и момент на валу турбобура.





















Рисунок 1.4 — Турбобур A7H4С:
1) нижняя секция: 1 — вал; 2 — упор; 3 — упорная втулка; 4 — упорно-радиальный шарикоподшипник; 5 — торцовый сальник; 6 — втулка ва-ла;
7 — втулка корпуса; 8 — ротор; 9 — статор; 10 — средняя шаровая опора;
11 — роторная гайка; 12 — колпак; 13 — контргайка; 14 — ниж¬няя по-лумуфта; 15-—корпус; 16 — втулка корпуса; 17 — переводник корпуса; 18 — ре¬гулировочное кольцо резьбы; 19 — ниппель; 20 — переводник вала.
2) верхняя секция: 21 — верхняя полумуфта; 22 — вал верхней секции;
23 — втулка вала; 24 — ротор; 25 — Статор; 26 — средняя шаровая опора; 27 — роторная гайка; 28 — колпак; 29 — контргайка; 30 — кор-пус; 31 — регулировочное кольцо турбины; 32 — соединительный переводник;
33 — регулировочное кольцо резьбы; 34—переводник корпуса.

8) Шпиндели с шаровой опорой типа 1ШШ предназначены для работы с турбинными секциями шпиндельных турбобуров взамен шпинделя с резина-металлической опорой, а также взамен нижней секции двух- и трехсекционных турбобуров. Шпиндели типа 1ШШ вьполняются с наружным диаметром 240 и 195 мм.
В шаровом шпинделе 1ШШ (рисунок 1.5) установлен многорядный ра-диально-упорный шарикоподшипник, аналогичный подшипнику турбобуров А7Н. Для защиты его от попадания абразива и для уменьшения утечек над подшипником и под ним устанавливаются уплотнения в виде обрезиненных ко-лец.





































Рисунок 1.5 — Шпиндель турбобура с ша¬ровой опорой 1ШШ-9",
1ШШ-71/2":
1 — вал; 2 — втулка вала; 3 — втулка нижней опоры; 4 — нижняя опора;
5 —кольцо вала; 6 — кольцо дросселя; 7 — диск дросселя; 8 — втулка дросселя; 9 — манжета дросселя; 10 — уплотнительное кольцо; 11 — промежуточная втулка; 12 — дистанционная втулка вала; 13 — ди-станционная втулка корпуса; 14 — кольцо вала; 15 — диск сальника; 16 — манжета сальника; 17 — кольцо сальника; 18 — кольцо корпуса; 19 — опорно-ра¬диальный шарикоподшипник; 20 — коль¬цо вала; 21 — уплот-нительное кольцо; 22 — роторная гайка; 23 — колпак; 24 — контргайка; 25 — нижняя полумуфта; 26 — корпус; 27 — втулка ниппеля; 28 — нип-пель; 29 — втулка корпуса; 30 — ре¬гулировочное кольцо резьбы; 31 — пере¬водник корпуса шпинделя; 32 — пере¬водник вала.
1.2 Патентная проработка

А. С. №415348
Шпиндель забойного двигателя
Изобретение относится к шпинделям забойных двигателей, предназна-ченным для восприятия реакции забоя скважины и передачи вращения от вала двигателя к долоту при бурении.
Цель изобретения – создание шпинделя турбобура с большим ресур-сом работы (превышающим ресурс наиболее долговечного двигателя с рези-нометаллическими подшипниками) и высоким КПД и надежностью работы. Это достигается тем, что диск пяты выполнен с полостью, гидравлически со-единенной с внутренней полостью вала и затрубным пространством каналами, перекрываемыми шариком, расположенным в полости.
При указанном выполнении диска пяты внутренняя полость вала гид-равлически сообщается через радиальный канал в нем с кольцевой проточкой в резиновом элементе подпятника, контактирующего с диском. При этом шарик перекрывает канал полости со стороны второго подпятника, не имеющего кон-такта с диском пяты, и обеспечивает разность давлений между внутренней по-лостью вала и полостью между валом и корпусом, которая сообщается через уравнительные каналы в подпятниках и проточную радиальную опору с за-трубным пространством. Разность давлений между внутренней полостью вала и затрубным пространством дает гидростатический эффект и уменьшает потери на трение в осевой опоре. Число ступеней пяты выбирается по величине ожида-емой осевой на долото. За счет уменьшения потерь в шпинделе значительно возрастает мощность на забое скважины, уменьшается износ осевых опор и возрастает ресурс работы шпинделя.
Шпиндель (рисунок 1.6) состоит из корпуса 1 с размещенными в нем подпятниками, вала 3 с внутренней полостью 4 и закрепленными дисками 5 и двух радиальных опор: верхней 6 и нижней 7. Полость 8 между валом и кор-пусом через уравнительные каналы 9 и приточную радиальную опору 7 сооб-щается с затрубным пространством. Корпус имеет резьбу 10, а вал конус 11 для соединения с забойным двигателем. К нижнему концу вала при помощи резьбы 12 присоединяется долото. Подпятники имеют нижние и верхние рези-новые элементы 13 и 14 соответственно с кольцевыми проточками 15 и 16. Ра-диальный канал 17 связывает внутреннюю полость вала с полостью 18 диска, а каналы 19 и 20 – полость диска с полостью между валом и корпусом. Шарик 21 предназначен для перекрытия любого из трех каналов.
Забойный двигатель запускается без нагрузки на долото при наличии промывки. При этом под действием вертикальной нагрузки, слагающейся из собственного веса и действия перепада давления на долоте в случае работы с электробуром и перепада давления на гидравлическом двигателе плюс перепад давления на долоте, вал 3 шпинделя находится в крайнем нижнем положении (как показано на чертеже). Промывочная жидкость движется через полость 4 вала 3 и долото, а также по каналу 17 в полость 18 и далее через канал 19, по-лость 8, уравнительный канал 9 и проточную радиальную опору 7 – затрубное пространство. Под действием разности давлений между полостями 18 и 8 ша-рик 21 закрывает канал 19. Движение жидкости по радиальному каналу 17 прекращается. В проточке 16, замкнутой диском 5, давление увеличивается, выравнивается с давлением в полости 4 и создает гидростатический эффект, равный площади проточки, умноженной на разность давлений между полостя-ми 18 и 8, и уменьшающей удельное давление дисков 5 на резиновые элементы 14 подпятников 2. При этом сопротивление вращению дисков 5 относительно подпятников 2 уменьшается и в прелее может оказаться равным вязкости жид-кости при гидростатическом эффекте, который равен вертикальной нагрузке на осевую опору. Во время бурения под действием реакции забоя, превышающей направленную вниз нагрузку на вал 3, последний перемещается в крайнее верхнее положение. При этом диски 5 отходят от верхних резиновых элементов 14 подпятников 2 и прижимаются к нижним резиновым элементам 13. Промы-вочная жидкость по радиальным каналам 17 через полость 18 и канал 20 начи-нает перетекать в полость 8. Под действием разности давлений между полостя-ми 18 и 8 шарик 21 закрывает канал 20 и прекращает переток жидкости. Дав-ление в кольцевой проточке 15 выравнивается с давлением в полости 4 и созда-ет гидростатический эффект, направленный на встречу действию реакции за-боя, в результате чего значительная часть усилия в осевой опоре передается через жидкость и приводит к снижению потерь энергии на трение и уменьше-нию износа элементов опоры.



Рисунок 1.6 – Шпиндель забойного двигателя (А. С. №415348)







А.С. 1627766
Упругий шпиндель забойного двигателя
Цель изобретения – повышение надежности и эффективности работы шпинделя за счет выполнения наружной оболочки в виде цилиндрической плоско-прорезной пружины, внутренняя поверхность которой покрыта слоем материала с повышенным коэффициентом трения по стали.
На рисунке 1.7 изображен упругий шпиндель забойного двигателя с частичными вырывами, общий вид; на рисунке 1.8 – то же, продольный раз-рез.



Рисунок 1.7 – Упругий шпиндель забойного двигателя

Упругий шпиндель состоит из упорно-радиальной опоры 1, корпуса 2, упругого элемента, выполненного в виде коаксиально расположенных и взаи-модействующих между собой двух цилиндрических оболочек: наружной 3, из-готовленной в виде плоскопрорезной пружины, и внутренней 4 – с продоль-ными прорезями, ствола 5, наполнителя 6, втулки 7 и поршней 8. На нижний конец оболочки 3 навинчен вал 9, закрепленный ниппелем 10 и снабженный переходником долота 11. внутренняя поверхность наружной оболочки 3 по-крыта слоем материала, нанесенным, например, напылением, обладающего по-вышенным коэффициентом по стали.

С навинченным долотом и соединенным с забойным двигателем (не показаны) шпиндель опускают в скважину. При работающем двигателе и приложенной осевой нагрузке, крутящий момент от двигателя к долоту передается посред-ством наружной оболочки 3, а осевая нагрузка посредством поршней 8, наполнителя 6 и втулки 7 трансформируется в радиальные деформации внут-ренней оболочки 4 При передаче крутящего момента наружная оболочка 3 ра-ботает как торсион. Внутренняя оболочка 4, воспринимая осевую нагрузку и деформируясь в радиальном направлении, своей наружной поверхностью прижимается к внутренней поверхности оболочки 3, в результате происходит демпфирование энергии колебаний.
Рисунок 1.8 - Упругий шпиндель забойного двигателя (продольный
разрез)
Наличие демпфирования исключает возникновение резонансных коле-баний. Выполнение наружной оболочки 3 в виде плоскопрорезной пружины позволяет передавать крутящий момент от двигателя по всей длине, что позво-ляет повысить усталостную прочность этой оболочки.
1.4 Назначение, краткая характеристика турбобура 3ТСШ1 - 195
Турбобур ЗТСШ1-195 представляет собой 3-х-секционный гидравличес-кий забойный двигатель, осевая опора которого вынесена в отдельный узел - шпиндельную секцию.
В шпиндельной секции устанавливается 25-ступенчатая резинометалли-ческая осевая опора-пята непроточного типа, воспринимающая гидравли-ческую нагрузку (определяемую перепадом давления на турбине и долоте) и нагрузку массы вращающихся деталей турбобура (валы, система роторов), а также реакцию забоя. Преобладающей нагрузкой является гидравлическая. В шпиндельной секции установлены две радиальных нижних опоры для сниже-ния амплитуды радиальных колебаний долота.
В каждой турбинной секции устанавливается цельнолитые турбины и радиальные опоры.
На валах шпиндельной и турбинной секции детали крепятся с по¬мощью полумуфт на малоконусной резьбе с внутренним упорным торцем.
Соединение валов шпиндельной и турбинных секций осуществляется с
помощью конусно-шлицевых полумуфт (верхней и нижней).
Унифицированная турбинная секция турбобура ЗТСШ-195 (рисунок 1.9) состоит из переводника 1, свинченного на конусной резьбе с корпусом 8, в ко-тором находятся пакеты статоров гид¬ротормоза 7 и турбины 10, сжимаемые регулировочными кольцами 11 и фиксируемые нижним переводником 12. Этот пере¬водник снабжен ниппелем с конусной замковой резьбой, к кото¬рой присо-единяется вторая секция турбобура или шпиндельная секция, а при транспор-тировке навинчивается колпак.











Рисунок 1.9- Унифицированная турбинная секция турбобура ЗТСШ1-195

Вращающаяся группа деталей: регулировочное кольцо 3, втулки уплот-нения 4 и распорная 5, радиальные опоры средняя и верхняя 6 и пакеты рото-ров гидротормоза 7 и турбины 10, закрепленные на валу секции 9 стяжной по-лумуфтой 2.
В многосекционных турбобурах валы секций соединяются с помощью конусных или шлицевых муфт на резьбах с неболь¬шим углом конусности.
Рабочий элемент турбобура—турбина. Каждая ступень тур¬бины состоит из статора и ротора. Турбина состоит из большого числа ступеней (до 370).
Рисунок 1.10 - Ступень турбины турбобура:
1 - вал; 2 - ступень ротора; 3 – лопасти; 4 - ступень статора; 5 - корпус турбобура
Каждая ступень (рисунок 1.10) состоит из статора с наружным 2 и внут-ренним 3 ободами, между которыми размещены лопатки 4 и ротора, обод 1 которого снабжен лопатками 5. Лопатки стато¬ра 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 по¬вернуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закреп¬ленный в корпусе статор - в другую.
Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки ста-тора второй ниже расположенной ступени, на лопат¬ки ее ротора, где вновь из-меняется направление потока раствора. На роторе второй ступени также воз-никает крутящий момент. В результате раствор под действием энергии давле-ния, создаваемой буровым насосом, расположенным на поверхности, проходит все ступени турбобура. В многоступенчатой турбине раствор движется вдоль ее оси. Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммиру-ется на валу, а реактивный (равный по величине и противоположный по направлению), создаваемый на лопатках статора, суммируется на корпусе тур-бобура.
Реактивный момент через корпус турбобура передается сое¬диненной 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 затрачиваю¬щего ее на вращение долота, а не на очистку и эффективное разрушение забоя скважины, что практически исключает воз¬можность применения гидромониторных долот.
По устройству турбин, требующих различного расхо¬да жидкости, тур-бобуры подразделяются на:
 низколитражные, высоконапорные, имеющие максимальную мощ-ность, большую частоту вращения и значительный вращаю¬щий мо-мент;
 среднелитражные, развивающие максимальный вращающий момент, среднюю частоту вращения при высоком расходе жид¬кости;
 высоколитражные, имеющие максимальное отношение вращающего
момента к частоте вращения М/n, относительно низ¬кую частоту вращения и повышенный расход жидкости.
По числу секций турбобуры подразделяются на односекционные, в кото-рых турбина и опорная пята расположены в одном корпусе, и многосекцион-ные, состоящие из нескольких турбинных секций и шпинделя с осевой опорой.

Рисунок 1.11-Унифицированная шпиндельная секция:
  а - на резинометаллической опоре;
б - на упорно-радиальных шарикоподшипниках

Унифицированная шпиндельная секция (рисунок 1.11) пред¬ставляет собой самостоятельную сборку, которую можно исполь¬зовать с одно- и мно-госекционным турбобуром. Шпиндельная секция выполняется в двух моди-фикациях: на упорном подшип¬нике качения (рисунок 1.11, а) и на резиноме-таллической опоре скольжения (рисунок 1.11, б).
Все основные детали шпиндельных секций—взаимозаменяе¬мые, что упрощает ремонт и обслуживание. Вал 3 шпинделя в нижней части имеет ниппельную часть с резьбой для присоеди¬нения переводника .9 долота. Верхний конец вала 3 снабжен конической резьбой, на которую навинчива-ется полумуфта 1, стягивающая регулировочные кольца 4, втулку радиаль-ной ниж¬ней опоры 5 и внутренние кольца упорно-радиального подшип¬ника 7 (рисунок 1.11, а) или диски резинометаллической пяты 7 (рисунок 1.11, б). Корпус шпинделя 6 представляет собой трубку с внутренней конической резьбой по концам, к которым сверху привинчен переводник 2, а снизу нип-пель 8, являющийся ради¬альной опорой вала шпинделя. Пята 7 воспринима-ет осевые нагрузки от долота и гидравлического давления и передает их че-рез корпус бурильной колонне.
Многорядный осевой подшипник качения (рисунок 1.12) имеет не-сколько параллельно работающих упорных бессепараторных шариковых подшипников (до 10), каждый из которых состоит из наружного 1 и внут-реннего 2 колец, между которыми разме¬щены шарики 3, наружные 4 и внутренние 5 распорные кольца. Многорядные осевые подшипники качения опор турбобуров работают в пределах 20—100 ч.







Рисунок 1.12 Осевая опора качения турбобура

Резинометаллический подшипник состоит из нескольких сту¬пеней. Каждая ступень имеет подпятник, который представляет собой металличе-ский обод с резиновой облицовкой, укрепляемый в корпусе, и стальной диск, расположенный на валу турбобура. Резиновая облицовка одного из элемен-тов радиального или осе¬вого подшипника обеспечивает его работу со смаз-кой буровым раствором. Резинометаллические опоры турбобуров в зависи-мо¬сти от условий эксплуатации имеют работоспособность в пре¬делах 50—150 ч.
Осевые подшипники турбобуров располагают в верхней или нижней части турбобура. При верхнем расположении опора снабжается каналами для протока раствора, а при расположе¬нии в нижней части вала не имеет ка-налов и служит лабиринт¬ным уплотнением, препятствующим утечкам рас-твора в зазор между валом и нижним радиальным резинометаллическим под¬шипником, расположенном в ниппеле. При такой конструкции можно работать с некоторым перепадом давления на долоте без значительных уте-чек раствора через нижнюю опору. Валы верхних секций имеют только ра-диальные опоры.
Ниппель, свинченный с корпусом турбобура, служит также для зажа-тия статоров турбины. В турбинных секциях осевые де¬формации элементов ротора и статора турбины должны быть одинаковыми. Деформация опреде-ляется соотношением натягов конусных резьб муфты и соединительного пе-реводника. Детали шпиндельной секции крепятся за счет деформации вра-щающихся и неподвижных элементов подшипника, обеспечивающих рав-номерное распределение нагрузки.
В зависимости от требований бурения применяют турбобуры диамет-ром от 127 до 240 мм с числом ступеней от 52 до 369, длиной от 8,8 до 26 м.. Для удобства монтажа и перевозки турбобуры выполняются из отдель-ных секций (до четырех) дли¬ной 6—10 м каждая, соединяемых между собой на буровой пе¬ред спуском в скважину.



1.4 Классификация отказов турбобуров и их анализ

1.4.1 Классификация отказов турбобуров

Способность турбобура выполнять заданные функция, сохраняя уста-новленные эксплуатационные показатели в заданных пределах, в течение установленного срока определяется совокупностью таких свойств надежно-сти, как безотказность, долговечность, сохраняемость и ремонтопригод-ность.
В настоящем разделе основное внимание уделяется рассмотрению та-ких свойств надежности турбобура, определяющих его состояние, как безот-казности и долговечности. Под отказом понимается событие, заключающиеся в нарушении работоспособности объекта.
Ниже приведена классификация отказов турбобура, осуществленная по различным признакам, основными из которых являются причины воз-никновения, характер изменения параметров турбобура до момента завер-шения отказа на работоспособность, возможность предсказания.
По причинам возникновения различают:
 конструкционные отказы;
 производственные отказы;
 эксплуатационные отказы.
Доля эксплуатационных отказов составляет 60%, конструкционных – 30%, производственных-10%.
По характеру проявления все отказы делят на внезапные и постепен-ные. Доля внезапных отказов –70%, постепенных – 30%.
По степени влияния на работоспособность турбобура все отказы мож-но разделить на полные (70%) и частичные (30%).

 1.4.2 Анализ отказов турбобуров

Для буровых предприятий Западной Сибири характерен высокий уро-вень отказов шпиндельной секции турбобуров, особенно диаметром 195 мм.
Аварийность турбобуров, частота отказов и их ремонтов возрастают, а наработка до отказа уменьшается с увеличением глубины бурения, объемов бурения наклонно-направленных скважин и срока службы турбобура [13].
Средний межремонтный период шпинделя турбобуров типа 3ТСШ1-195 с осевой резинометаллической опорой по различным нефтяным районам в среднем находится в пределах 40-60 часов.
Проведенный анализ [13] отказов турбобуров позволяет оценить уро-вень надежности его базовых деталей и узлов, в частности, шпиндельной секции, как недостаточно высокий. В шпиндельных турбобурах, несмотря на их более высокие показатели работоспособности по сравнению с бесшпин-дельными турбобурами, часто наблюдаются поломки валов и корпусов сек-ций по резьбе, конусно-шлицевых полумуфт по промывочным окнам и резь-бе, низкая стойкость осевой резинометаллической опоры турбобура.
При бурении наклонно-направленных скважин от общего количества разрушенных деталей шпинделя до 45% падает на разрушение резины под-пятников, 30% - поломки корпуса шпинделя, 20% - поломки вала шпинделя, 5…8% - поломки полумуфты шпинделя, 2% - поломки дисков пяты.
Наработка до отказа турбобуров лимитируется стойкостью узла осе-вой опоры шпинделя. Анализ показал, что основной причиной отказов шпинделей турбобуров является износ их осевой многоступенчатой резино-металлической опоры.

1.5 Триботехнический анализ узлов трения турбобура

Триботехника – наука о контактном взаимодействии твердых тел при их относительном движении, охватывающая весь комплекс вопросов трения, изнашивания и смазывания машин.
Существует специальный стандарт (ГОСТ Р 50740-95) триботехниче-ских требований и показателей, от которых зависит безопасность изделий для жизни и здоровья населения, окружающей среды.
Совокупность явлений в процессе трения определяет вид изнашивания и его интенсивность.
Согласно стандарту (ГОСТ 16429-70) все виды изнашивания можно разделить на три основные группы [16]:
 механическое;
 молекулярно-механическое;
 коррозионно-механическое.
Каждая из групп, в свою очередь, делится на подгруппы. Так, механи-ческое делится на абразивное, гидроабразивное, газоабразивное, эрозион-ное, кавитационное и усталостное, молекулярно-механическое – на адгези-онное и избирательный перенос, коррозионно-механическое – на окисли-тельное, фреттинг-коррозию и т.д.
Рассмотрим один из основных видов изнашивания в узлах трения турбобура – абразивный, т.к. в основу конструкции резиновых опор турбо-бура были положены соображения о механизме работы резиноподшипника на промывочных жидкостях, содержащих значительное количество абразив-ных частиц (0,5-10%) [14].
Если обе трущиеся поверхности – металлические, твердые частицы внедряются и в ту и другую поверхности, причем величина внедрения про-порциональна силе прижатия частицы к поверхностям.
Если одна из трущихся поверхностей эластична, абразивная частица легко внедряется в нее, не вызывая остаточных деформаций на резиновой обкладке. Сила нажима вдавленной частицы на металлическую поверхность определяется упругостью резиновой обкладки и не зависит от нагрузки на опору. Следовательно, соприкасающаяся с резиной металлическая поверх-ность изнашивается в несколько раз меньше, чем при контакте двух метал-лических поверхностей [1].
В резинометаллических опорах скольжения рабочая поверхность од-ного из элементов трения выполнена из резины. Взаимодействие высокоэла-стичной резины с твердым телом характеризуется весьма значительной пло-щадью при малой нагрузке. Этим в первую очередь и объясняется износо-устойчивость резины по отношению к абразивной среде и способность РМП работать на водяной смазке, когда контактирование трущихся поверхностей становится неизбежным из-за малой толщины рабочего слоя. Возникающие при этом зацепления неровностей рабочих поверхностей не приводят к су-щественному износу и заеданию, как это наблюдается в металлических под-шипниках, а сопровождается лишь некоторым увеличением трения. Высокой эластичностью резины объясняются и другие важные свойства резинометал-лических опор, в частности, слабая чувствительность к небольшим дефектам, допущенным при изготовлении и сборке опорного узла, а также амортиза-ционные свойства. Основным объектом исследований в области опор турбо-бура является его пята - наиболее тяжело нагруженный узел всей конструк-ции [1].
Осевые нагрузки через одну из сторон диска передаются на соответ-ствующую торцовую резиновую пяты. Поперечные нагрузки, действующие на верхнюю часть вала, воспринимаются кольцами пяты, которые опираются на внутренюю радиальную поверхность подпятника.
Изнашивание деталей пяты турбобура – подпятников, дисков и рас-порных колец – вызвано воздействием на них абразива, содержащегося в буровой жидкости, а также вибрационным и ударным характером нагрузок. Вредное влияние на резину этих факторов усиливается в условиях повышен-ных забойных температур, снижающих прочность резины. Действие абрази-ва становится более интенсивным при вибрации поверхностей трения [1].

1.5.1 Износ дисков пяты

Характер износа дисков пяты зависит как от технического состояния других деталей и узлов турбобура, так и от таких факторов, как кривизна ствола скважин, режим бурения, тип и качество промывочной жидкости, конструкция низа бурильной колонны, производительность буровых насо-сов и др.
Осевой износ дисков может быть одно- и двусторонним. В случае пре-обладания на долоте нагрузки от гидравлического перепада давления в тур-бобуре и долоте диск пяты изнашивается только снизу, а для других условий нагружения – с двух сторон. Для Западной Сибири характерен односторон-ний износ дисков пяты.
В процессе проработки ствола скважины и в начальный период работы долота на забое, соответствующей стадии приложения к нему относительно малых осевых нагрузок, имеет место односторонний износ дисков пяты. В последующем, по мере увеличения осевой нагрузки на долото, диск пяты бу-дет подвергаться износу и с другой стороны, как только изменится направ-ление действующей на него осевой нагрузки. Следовательно, установив, с какой стороны изношен диск пяты, можно определить преобладающее направление действия нагрузки, передаваемой диском пяты подпятником или наоборот – подпятником диску пяты. Следует отметить, что возможен неко-торый износ и верхней стороны пяты вследствие периодического контакта соударений последнего с подпятником из-за осевой вибрации бурильного инструмента, обусловленного динамикой работы шарошечного долота на забое скважины. Величина осевого износа стороны диска пяты, соударяюще-гося с подпятником из-за вибрации забойного инструмента, как правило, принимает наибольшие значения для крайних дисков в комплекте пяты, кон-тактирующих с первыми и последними с самыми нижними и самыми верх-ними) подпятниками.

1.5.2 Износ подпятников

В подпятнике подвержены износу и разрушению резиновая обкладка, а износу и деформации – стальной остов по внутреннему диаметру.
Подпятники подвергаются сильному эрозионному воздействию пото-ком промывочной жидкости, протекающей через их промывочные каналы и окна. Нередко в месте расположения промывочных каналов поток промы-вочной жидкости вызывает отрыв резины от металлического остова подпят-ника со всеми вытекающими отсюда последствиями. Наиболее сильно эрозии подвергаются проточные пяты, устанавливаемые в турбинные секции.

1.5.3 Износ колец пяты

В процессе износа кольца пяты приобретают характерные профили. При чрезмерном износе радиальных опор шпинделя износ кольца пяты име-ет кольцевой характер. Причиной этого служит взаимное трение наружной поверхности кольца пяты со стальным остовом подпятника. Ширина кольце-вой выработки позволяет установить величину люфта вала шпинделя. Знание глубины и ширины кольцевой выработки позволит установить радиальный люфт вала шпинделя. Следовательно, информацию о наличии изношенных колец пяты с кольцевой выработкой при ремонте шпинделя можно рекомен-довать для целей диагностики технического состояния радиальных опор. Конуснообразный и бочкообразный профили износа кольца пяты являются самыми распространнеными в практике эксплуатации турбобуров. для За-падной Сибири характерен первый профиль износа. Два последних вида из-носа являются следствием гидроабразивного воздействия промывочной жидкости на металл кольца пяты.

1.5.4 Износ наружных колец пяты и регулировочных колец

У наружных колец пяты износу подвержены торцевые поверхности и поверхность по внутреннему диаметру. Износ последней обусловлен гидро-абразивной эрозией. Эрозия интенсифицируется с увеличением скорости по-тока промывочной жидкости и содержанием в ней абразивных частиц.

1.5.5 Износ полумуфты шпинделя

Изучение аварийно разрушенных полумуфт шпинделя и их анализ позволили установить, что износ и разрушение являются следствием гидро-абразивной эрозии. Следует отметить, что поломки полумуфт часто наблю-даются при бурении твердых и крепких пород.
Все без исключения детали турбобура в процессе эксплуатации под-вергаются коррозии [12]. Для деталей пяты турбобура характерны следую-щие виды коррозии: сплошная, язвенная, межкристаллитная, щелевая, фрет-тинг-коррозия, коррозия под напряжением.
Сплошная коррозия наблюдается практически во всех случаях, часто сопровождая другие виды коррозии. Наиболее интенсивно сплошная корро-зия поражает детали в теплое время года в период нахождения турбобура на мостках буровой. При длительном нахождении турбобура ожидании ремон-та сплошная коррозия переходит в язвенную на деталях, изготовленных из углеродистых конструкционных сталей марок 40 и 45 ГОСТ 1050-74, 40Х ГОСТ 4543-71.
Щелевая коррозия и фреттинг-коррозия протекают в местах контакта подпятников и наружных колец пяты, колец пяты и дисков пяты, ниппелей и регулировочными втулками (кольцами), а также в резьбовых соединениях [17].

Размер файла: 11,5 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.zip)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.




Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Турбобур ЗТСШ1-195-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт




Сайт помощи студентам, без посредников!