Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


Упрощенный и уточненный графики технико-технологической характеристики турбобура модели 3ТСШ1.

 

В данном случае на оси y отмечаем вращающий момент, вырабатываемый турбобуром в зависимости M=f (n) . Здесь n, как и ранее, - частота

вращения вала турбобура (и, естественно, долота), которая реализуется во

времениt, как и другие параметры, а M=f (n)отражает энергию (Э).

1). Далее отмечаем nmax=nx=n, тормозной момент MT. Проводим линию

MT-0, обозначая потенциальные возможности турбобура по M=f (n), как закрытой системы, для одного акта передачи энергии турбобуром.

2). Затем слева и справа от осей y (от MT-0 и 0-5) по отрезку li =nx/5 отмечаем точки 2* и 4*с восстановлением перпендикуляра из т. 2* долинии MT–0 (отмечаем т. 2; а далее и т. 4) . Таким образом выделяем площадь, ограниченную т.т. 2-4-4*-2*, где отражаем энергию, вырабатываемую турбиной (условно в одной плоскости).

3). Строим кривую 2-3-4 (центр в точке 3) по формуле Эйлера, как пологую катангенсоиду для элементарной струйки жидкости, протекающей через турбину, от т. 2 до т. 4 имеет вид синусоиды, что соответствует процессам в природе (левее т. 2 и правее т. 4 такую кривую можно продлить штрихом для демонстрации её существенного отличия от линии MT-nx).

4). Далее проводим линию 4*-4 под прямым углом к 0-0/, находим точку её пересечения с кривой 2-3-4 и окончательно ставим т. 4; причем менее точно эту кривую можно построить так. Делим отрезок 2*-4* на четыре части, из т. 7 проводим перпендикуляр до т. 9, которую отмечаем на биссектрисе угла со сторонами MT-3 и 3-MОП (влево от т. 3), строим синусоиду через т.т. 2-3-4, при этом т. 4 появится при пересечении данной кривой с перпендикуляром из т. 4*.

5). Точкой пересечения линии 2*-2 с катангенсоидой2-3-4 отмечаем M=Mmax<MT. После этого проводим синусоиды 0-10-2, или 1-10-2 и MОП -11-10-2 в зависимости от величины MПУ, скорости протекания процесса и изменения M =f(n) или M=f(t) . По аналогии

вибропроцессов точки 10, 3, 4, 5 можно назвать узлами синусоид 1-2, 2-4 (и далее 4-5), а точки, где амплитуда этих синусоид максимальна – пучностями, помня, что энергия между объектами передается в динамике. Кривыми 0-10-2 и 4-5 отмечаем переходные режимы работы турбобура. Кривая 5-12, по существу, отражает повтор процесса MОП -11-10-2 (к повтору 1-го цикла работытурбобура). Соединив прямыми точки 0 и 2, или т. MОП (слева) и т. 2, получаем начальный этап передачи энергии в турбобуре, а проведя (восстановив) перпендикуляр из середины прямой 0-2 получаем направление на nоп(т. 3*). Также из точек 3 и 8 можно получить определенные направления с указанием характерных точек в модели характеристики забойного двигателя и наоборот. Это означает, что имеется вполне определенная взаимосвязь в передаче энергии в отдельных частях натурных механизмов; в данном случае связь потока энергии, проходящей по центру объекта и его периферии.

6). Построение синусоиды 4-5 От т. 0 отмечаем т. 5 на расстоянии l равном MТ/5 и строим кривую 4-5 в форме синусоиды, которая отражает передачу энергии от турбины квалу шпинделя и к долоту. При этом показан путь 5-12-2 (и далее) повтораакта передачи энергии в турбобуре.

20 Принцип действия (работы) турбины ГЗД и параметры ее турбинок. Турбобур - это забойный двигатель, в котором кинетическая энергия потока промывочной жидкости при ее скоростном напоре и силовом воздействии на лопатки турбины преобразуется в механическую энергию вращения ротора двигателя (вала).

В турбобурах применяются многоступенчатые осевые турбины лопастного типа с несколькими лопатками в каждой ступени (турбинке). Направляющим аппаратом турбинки является статор. Поток жидкости попадает в статор первой ступени и, пройдя каналы статора, поступает на лопатки ротора, оказывая силовое воздействие на них. В результате ротор стремится провернуть вал турбобура. Далее поток жидкости совершает работу во всех последующих ступенях турбины, вал турбобура приобретает суммарный крутящий момент и вращается с определенной частотой. Естественно, противоположно активному, на статор турбины действует реактивный крутящий момент, который передается бурильной колонне и закручивает ее на определенный угол. Поток жидкости, пройдя турбину, через нижнюю полую часть вала турбобура поступает к

долоту. Турбина турбобура представляет собой набор от 100 до 450 турбинок (ступеней).

Параметры турбин;

Разработаны безободные и пластмассовые (полностью или частично) турбинки. Специальная конструкция турбинок разработана для турбобуров с плавающими статорами (обод статора разрезной, имеется стопорное устройство, торцы турбинки профильные). У турбины А7ПЗ лопатки имеют поджатие с боков. Лопатки ГТ (гидрорешетки торможения) - прямые.

Таким образом, турбина, являясь частью турбобура, выполняет функцию преобразователя энергии, тогда как турбобур представляет собой машинный агрегат, который имеет свою маховую массу (массу ротора с присоедененными к нему элементами), при этом определенная энергия турбины расходуется на сопротивления не связанные с работой долота непосредственно на забое скважины, причем только часть мощности вращающегося ротора турбины (Nj) расходуется на преодоление Gд, поэтому характеристики турбобура и турбины отличаются.

Понятие о коэффициентах активности и циркулятивности турбин.

Величина σц характеризует степень искривленности лопаток ротора и статора

турбинок, причем имеется в виду, что лопатки статора и ротора загнуты одинаково. Схема расположения лопаток для разных σц приведена на рис. 5.2, где лопатки показаны в разрезе турбинки (или в развертке).

При σц> 1 турбинки считаются предельными (если сильно изогнуты лопатки, то σц = бесконечности); турбины с σц = 1 считаются нормально-циркулятивными, а при σц< 1 - низкоциркулятивными.

Кроме того, турбинки разделяют по коэффициентам активности (mа) и реактивности (mp), которые характеризуют степень искривленности лопаток статора по отношению к лопаткам ротора.

 

В настоящее время применяют турбинки с σц> 1 и σц = 1, в которых лопатки ротора и статора изогнуты одинаково, а поэтому для них ma= mp и перепады давления в турбине равномерно распределяются в статоре и роторе. В турбинах с σц> 1 их мощность в основном обеспечивается путем силового воздействия потока на лопатки ротора турбинки - это турбины с повышенными Мa. Если σц< 1, то мощность турбины достигается только за счет скоростного воздействия потока на лопатки ротора. Такие турбины развивают большие частоты и в настоящее время не применяются. В турбобуре ТВМ величина mpсосотавляет 0,20...0,25.


 

 

Вопросы. ннб

Проектирование и сооружение наклонно направленных скважин»

Назначение и область применения наклонно направленного бурения.

Кустовое бурение, причины группирования устьев скважин. Очередность разбуривания куста. Направление движения станка.

Основные типы профилей направленных скважин и их элементы. Требование к профилям на- правленных скважин и качеству их проводки.

Принципы выбора типа профиля. Обоснование проекций направленных скважин. Выбор эле- ментов конструкций направленных скважин.

Типы профилей горизонтальных скважин с большим, средним и малым радиусами кривизны. Методы их реализации и области применении.

Расчет профилей горизонтальных скважин.

Геологические, технические и технологические причины естественного (самопроизвольного) искривления скважин. 8 Способы предупреждения естественного (самопроизвольного) искривления скважин: приме- нение жестких КНБК, маятниковый эффект, отклоняющие устройства, регулирование осевой нагрузки.

Искусственное искривление направленных скважин. Физическая сущность процесса искрив- ления оси скважины.

Неориентируемые забойные компоновки: назначение, типы, область применения.

Калибрующие и опорно-центрирующие элементы.

Ориентируемые забойные компоновки. Искривление скважин с применением отклоняющих устройств, использующих упругую отклоняющую силу.

Искривление скважин за счет асимметричного разрушения забоя.

Искривление скважины при роторном способе бурения.

15 Методы и устройства контроля траектории направленных скважин. 16 Методы определения пространственных характеристик ствола скважины.

Приборы для контроля траектории ствола скважины: жидкостные, маятниковые, магнитные.

Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 65; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2017 год. Все права принадлежат их авторам! (0.083 с.) Главная | Обратная связь