Модернизация секционного шпиндельного турбобура 3ТСШ1-240. Курсовая работа

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ1 предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами.
В настоящее время выпускаются турбобуры ЗТСШ1 с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм.
Турбобуры состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции (рис. 4.1). 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.
В турбобурах ЗТСШ1 устанавливается цельнолитая металлическая турбина, а в турбобурах ЗТСШ1-ТЛ – составная турбина, проточная часть которой, лопаточный венец, изготовлена методом точного литья.


Рисунок 1.5 - Шпиндельный унифицированный турбобур типа ЗТСШ1

В качестве запасного комплекта к турбобурам ЗТСШ1-195ТЛ поставляется и турбина типа 24/18-195ТПК, лопаточный венец которой выполнен из пластмассы.
Существующая технология турбинного бурения в большинстве случаев основана на применении серийных турбобуров АГТШ или ЗТСШ1 в том виде, в каком они поставляются машиностроительными заводами. Энергетические характеристики этих турбобуров, как правило, не удовлетворяют оптимальным параметрам отработки шарошечных долот и гидравлической программе бурения. Особенно это относится к применению новых шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами (ГНУ и ГАУ), а также к использованию одного бурового насоса при бурении скважины.
С целью снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяют многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки.


В своих расчетах мы берем секционный турбобур ЗТСШ1 – 240.
2 Описание гидравлической части турбобура. 
Турбобур – забойный гидравлический двигатель, использующий энергию промывочной жидкости.


Рисунок 1 - Устройство турбобура.
1 – вал; 2 – лопатка статора; 3 – статор; 4 – ротор; 5 – лопатка ротора; 6 – корпус

Это многоступенчатая турбина, каждая ступень которой состоит из жестко закрепленного статора и ротора, укрепленного на валу. Поток промывочной жидкости под давлением стекает с лопаток статора и попадает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращательного момента; затем снова натекает на лопатки статора и т.д. Большое число ступеней (до 350) позволяет при небольших диаметрах турбобура получить значительную мощность и вращающий момент при сравнительно низкой частоте вращения вала. Частота вращения вала турбины пропорциональна количеству прокачиваемой жидкости. Мощность турбины пропорциональна кубу количества прокачиваемой жидкости. Для эффективной работы необходимо стремиться к созданию максимальной для данного типа турбобуров подаче буровых насосов. Мощности турбобура достаточно для бурения самых твердых пород. Бурение турбобуром глубже 5000 м неэффективно из-за потерь давления в трубах.
В турбинном бурении наибольшая величина крутящего момента обусловлена только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трению труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний.
Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, числа оборотов долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород. Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении.
Современный турбобур должен обеспечивать:
1. Достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см2 площади забоя.
2. Устойчивую работу при частотах вращения меньше 7 с–1 для шарошечных и 7–10 с–1 для алмазных долот.
3. Максимально возможный КПД.
4. Срабатывание 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 приведенных затрат на 1 м проходки скважины по
сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

В моем курсовом мы пришли к выбору многосекчионного шпиндельного турбобура типа 3ТСШ1 – 240. Так как он создан для бурения на больших глубинах,а в России нефть в среднем залегает на глубине 2000 – 3000 м. Вследствие применения особого типа турбин перепад давления в этих турбинах уменьшается при снижении числа оборотов, что вызывает увеличение количества жидкости, протекающей через турбину, и, следовательно возрастание крутящего момента. Регулирование расхода жидкости может осуществляться устройствами наземного или забойного типа. Важно что в этих турбобурах применяются шариковые подшипники вместо резинометаллических в осевых, и радиальных опорах. Все это способствует создать на долоте большие осевые нагрузки при сравнительно не высокой частоте вращения, что способствует увеличению проходки на шарошечное долото за счет роста стойки.
Так же при помощи увеличения секций , всегда можно увеличить мощность турбобура.