Гидравлические забойные двигатели и керноотборные устройства (стр. 2 )

В каждой секции турбобура типа ЗТСШ1М2 имеется по 4 радиальных опоры (также со шпоночным соединением). Применяются шпиндели с 12 рядной амортизирующей опорой качения типа ШШО1М и с торцевым твердосплавным уплотнением.

В группу турбобуров с σц = 1 также входят двигатели: ЗТСШ2-195-01 с цельнолитными турбинками; ЗТСШ2-195-02 - с комбинированными турбинками; ЗТСША1 - 195 - для бурения алмазными долотами и др.

С применением турбобуров с σц = 1 разных диаметров можно обеспечить Мв = 1500-4000 Нм и частоты n = 250-750 об/мин, т. е. по параметрам такие машинные агрегаты могут применяться для бурения в самых различных породах.

Турбобуры серии "А" выпускались в 2-х и 3-х секционном исполнении. Причем, к 1976 г. в нашей стране их выпускалось до 30 % от общего числа всех турбобуров. В таких ГЗД предусмотрены турбины σц > 1, а у турбобуров типа А7ПЗ - лопатки турбинок дополнительно поджаты с боков. Обтекание лопаток потоком жидкости безударное, высокие Мв достигаются при меньших расходах Q, чем у турбин с σц = 1, соответственно можно поддерживать и более низкие n, хотя при сравнимой (для турбин с σц = 1) подаче в них жидкости, частоты n могут быть высокими. Перепад давления (Ртп) у двигателей "А" снижается при уменьшении, что облегчает контроль за их работой. Для бурения с Pт = const разработаны приставки с целью сброса жидкости в затрубное пространство; приставки можно устанавливать над турбобуром и выше, например в манифольдной линии вблизи буровых насосов.

Менять величину Q, можно применением буровых насосов с регулируемой подачей. Осевая и радиальные опоры таких ГЗД шаровые, причем в турбобурах А9К5Са и А7Н4С осевые опоры расположены только в нижних секциях, а у А6КЗС - в нижней и верхней секциях, независимая подвеска вала верхней секции воспринимает гидравлическую нагрузку на вал.

Применяются в настоящее время турбобуры с σц > 1 со шпиндельной секцией (А6Ш, А7Ш и др.), с решетками гидроторможения (А7ГТШ, АГТШ) и с турбинами точного литья – АГТШ-195 ТЛ, АШГТШ-240 ТЛ.

Заметим, что эффект, получаемый с применением решеток ГТ, можно получить установкой штуцеров над корпусом турбобура, регулированием перепада в долоте и др. путями.

Применяя турбобуры серии "А" можно обеспечить довольно широкий диапазон n и Мв: n = 170-550 Об/мин, Mв = 700-3100 Нм, при относительно высоких перепадах давления в них – Ртп 6-10 МПа.

В отдельную группу выделены турбобуры, в которых одновременно применяются турбинки с σц = 1 и σц > 1.

Идея комбинирования турбин была выдвинута более 20 лет назад. В Тюменской области стали применять такие двигатели под названием "ТРХ" (турбобуры с "рациональной характеристикой"), с разным соотношением указанных типов турбиной. Большее число ступеней (порядка двух с половиной секций) берется от турбинок 26/16,5 или 24/18 и меньшее (от 50 до 100 шт.) - турбииок А7ПЗ. Для отдельных условий бурения таким путем можно подобрать эффективный ГЗД.

Для бурения с пониженными n разработано несколько конструкций ГЗД с редукторами, которые называют редукторными турбобурами. Наиболее работоспособным по времени отработки признан двигатель ТРМ-195 .(турбобур редукторный с маслонаполненным редуктором). Схема его показана на рис. 6.3.

Осевая опора а верхнем шпинделе необходима для передачи гидравлической нагрузки, действующей на вал турбинной секции, через корпус двигателя на нижнюю осевую опору, во избежание передачи Gг на редуктор 6. Это сделано с целью обеспечения нормальной работы редуктора и увеличения срока его отработки до ремонта. Применяют турбины σц > 1 и σц = 1. Редуктор двухрядный зубчатый, от промывочной жидкости защищен торцевыми сальниками.

Рис. 6.3 Схема двигателя ГРМ:

I - турбинная секция; II - секция промежуточной осевой опоры; Ш - редукторная секция (редуктор); IV - шпиндель; 1 - УВТ или бурильные трубы; 2 - ступени статора и ротора турбины; 3 радиальная опора; 4, 7 - осевые опоры; 5 - каналы для патока промывочной жидкости; 6 - зубчатый редуктор; 8 - долото.

Меняя расход Q и передаточное отношение редуктора, обеспечивают снижение n до 60 об/мин, а крутящие моменты на валу повышают до 4000 Нм и более, т. е. по технической характеристике это достаточно эффективный ГЗД, но межремонтное время работы редукторных ГЗД в среднем остается небольшим, хоти при испытаниях получены высокие результаты, например при испытании редукторного ГЗД ТР-178.

Разработано несколько модификаций турбобуров типа ТН. Одна из моделей такого гидравлического забойного двигателя включает короткую турбинную секцию до 64 турбинок, секцию двигателя "Д" (ВЗД) и шпиндель с амортизированной опорой. Валы секции ВЗД и шпинделя соединяются торсионным валом для снижения биений вала шпинделя, обусловленных эксцентричным вращением вала ВЭД. Разработаны конструкции ТН, в которых снижено вредное влияние такого вращения зала секции ВЗД.

С применением ТН в вышеприведенном исполнении и Q = 28 л/с получено: n=168 об/мин, Мв = 2940 Нм, с перепадом давления в нем 8,6 МПа.

Для бурения скважин (шурфов) разработаны агрегаты активно-турбинного бурения – РТВ диаметром до 2600 мм и более. Агрегат состоит из 2-х или 3-х параллельно и жестко скрепленных между собой турбобуров. В верхней части турбобуры соединены между собой траверсой, че­рез которую подается жидкость в турбобуры, а ниже траверсы турбобуры крепят полумуфтами и плитой, между которыми закрепляют грузы. Вал каждого турбобура вращается вокруг его оси, а весь агрегат под действием реактивного момента вращается вокруг своей оси (или вокруг оси скважины) в обратную сторону. При таком движении образуется плоский забой скважины и в работе по разрушению пород в основном участвуют зубцы периферийных венцов шарошек долота. Поэтому при РТВ экономичней применять специальные долота типа ДРБ, у которых отсутствуют зубцы на основных конусах шарошек. Естественно, при РТБ необходим значительно больший расход Q, чем в процессе обычного турбинного бурения.

С целью изменения направления оси скважины в процессе ее углубления (в основном для увеличения зенитного угла) применяют турбинные отклонители - ТО, состоящие из турбинной и шпиндельной секций, корпусы которых соединены муфтой о перекошенной резьбой. Валы шпинделя и турбины имеют специальное соединение, предотвращающее их слом. Шпиндель у ТО укорочен. Для проводки направленно-искривленных скважин разработана конструкция укороченного турбобура типа T12M3K. При отборе керна применяют специальные турбобуры с полым валом, которые в сборке о керноприемным устройством принято называть "колонковым турбодолотом" - КТД (в основном КТДЗ и КТД4). Последняя модель применяется в двухсекционном исполнении для повышения мощности турбины.

С целью стабилизации направления оси скважины и замеров зенитного и азимутального углов вблизи забоя разработано также несколько конструкций забойных двигателей. В одной из последних конструкций - ТВК - 240 (турбобур с вращающимся корпусом) предусмотрены вращение корпуса, турбобура и полый вал для пропуска инклинометра ближе к долоту. Инклинометр при замерах располагается в немагнитной вставке пологого вала ТВК. Часть потока промывочной жидкости, пройдя через турбину, отводится в затрубное пространство, а часть - через полый вал и долото поступает на забой скважины для очистки ее нижней части.

Рассмотрены не все разновидности турбобуров, но их достаточно, чтобы запроектировать приемлемую модель для большинства условий бурения скважин.

6.1.2. Характеристика турбобуров.

Характеристикой турбины называют зависимость вращающего момента на ее валу (Мв), развиваемой мощности (Nт), перепада давления в турбинках (Рт) и его КПД (ηт) от частоты вращения вала турбины при фиксированной величине расхода промывочной жидкости (Q), причем характеристика турбин с σц = 1 и σц > 1 отличаются (рис. 6.4, а-в).

Параметры Мв, Рт и n измеряют в процессе стендовых исследований с прокачиванием через турбобур жидкости (обычно воды) и приложением к валу, установленному на подшипниках качения, тормозящего момента.

Реперными точками или параметрами характеристик турбин являются: тормозной вращающий момент (Мт) - это величина Mв при n = 0; частота холостого хода - nx, когда Мв = 0; мощность Nт max и оптимальный момент Моп = Мт/2, которые для нормальноциркулятивных турбин определяются при оптимальных частотах – nоп = nх/2, и максимальный КПД - ηт max. Для турбин с σц = 1 момент Мв линейно зависит от n, а линия Рт в рабо­чем режиме работы турбобура практически параллельна оси "n", поэтому характерную величину Рт не выделяют (рис. 6.4, а).

Соответственно величинам ηт max, Мт, Nт max и nх выделяют оптимальный, тормозной, экстремальный режимы и режим холостого хода турбины. У ГЭД с σц = 1 максимумы ηт и Nт имеют место при n близких к nоп, поэтому обычно рассматривают только оптимальный режим работы турбин, когда .

С изменением расхода Q и ρ1 (γ1) меняются величины Мв, n, Рт и Nт, Для расчета этих величин в оптимальном режиме работы турбин применяют формулы пересчета:

или формулы в виде

; ;

; ,

где индексы "пр" и "сп"- относятся к проектируемым (или искомым) и справочным параметрам; Аn, Аm, АN, Аp - постоянные величины для турбин по соответствующему параметру; ρ, γ - плотность и удельный вес прокачиваемой через турбобур жидкости (ранее для промывочной жидкости, подаваемой в бурильную колонну, принято ρ = ρ1, γ = γ2).