ПНЕВМОКОМПЕНСАТОРЫ БУРОВЫХ НАСОСОВ.

⇐ ПредыдущаяСтр 16 из 27Следующая ⇒

Компенсаторы (воздушные колпаки) устанавливают на всасывающей и нагнетательной линиях вблизи насоса для выравнивания пульсаций давления и подачи, возникающих при работе поршневого насоса с кривошипно-ползунным механизмом. В настоящее время используют диафрагменные компенсаторы.

Пневматические компенсаторы низкого ПК-20/4 и высокого ПК-40/250 давлений (рис.7.5), представляют собой шаровидный корпус 2, полость которого разделена эластичной диафрагмой 3. Одна часть полости I заполнена газом под давлением, равным примерно половине рабочего. Вторая часть II сообщается с нагнетательной линией. Когда в линии нет давления, газ расширяется и заполняет весь объем компенсатора, а диафрагма 3 закрывает отверстие, связывающее полость компенсатора с напорной линией. При увеличении давления раствора газ в компенсаторе сжимается, диафрагма отходит, и открывается отверстие, связывающее линию с полостью компенсатора, которая начинает заполняться буровым раствором.

При пульсациях давления в линии диафрагма перемещается и сжатый газ над ней то сжимается, то расширяется. Тем самым поддерживается более равномерное давление в линии.

Рис. 9.5. Пневмокомпенсаторы буровых насосов:

1 — седло; 2 — корпус; 3- диафрагма; 4 — вентиль; 5 — манометр; 6—пробойник; 7 — крышка; 8— стабилизатор.

Контрольные вопросы к гл. 9.

Подача насосов при бурении скважины.

Давление буровых насосов при проходке различных интервалов скважины.

Потери давления при прокачке бурового раствора через бурильные трубы.

Принцип действия насосов одностороннего и двустороннего действия.

Устройство насосов одностороннего и двустороннего действия.

Фактическая подача насоса и ее отличие от идеальной подачи.

7. Пульсация подачи раствора в насосах с кривошипно-ползунным механизмом.

8. Расположение кривошипов на коренных валах насосов, обеспечивающие снижение пульсации подачи.

9. График мгновенной подачи насосов одностороннего действия трехкамерных и двойного действия четырехкамерных.

10. Основные требования к буровым насосам.

11. Конструкция трехпоршневого бурового насоса одностороннего действия.

Конструкция двухпоршневого иасоса двустороннего действия.

Параметры буровых приводных насосов.

Устройство гидравлической части бурового насоса и ее основные элементы.

ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ.

В процессе бурения скважины долото приводится во вращение либо ротором, либо забойными двигателями, расположенными непосредственно в нижней части бурильной колонны над долотом. Для этих целей применяют гидравлические и электрические двигатели.

Существуют гидравлические двигатели двух типов: гидравлические многоступенчатые турбины, называемые турбобурами, и гидравлические двигатели объемного действия. Электрические забойные двигатели — электробуры — состоят из маслонаполненного электрического двигателя трехфазного переменного тока, соединенного со шпинделем, на котором укреплено долото.

ТУРБОБУРЫ.

Турбобур представляет собой забойный гидравлический двигатель с многоступенчатой турбиной. Гидравлическая энергия потока бурового раствора приводит во вращение вал, соединенный с валом шпинделя и долотом. Для различных условий бурения отечественная промышленность выпускает турбобуры, различающиеся по диаметру, числу секций, расположению и конструкции опор и устройству турбинных аппаратов. Унифицированная секция турбобура, применяемая для одно- и многосекционных турбобуров, не имеет осевой опоры, а осевые нагрузки воспринимаются опорой, расположенный в шпиндельной секции.

Секция турбобура состоит из переводника , свинченного на конусной резьбе с корпусом , в котором находятся пакеты статоров гидротормоза и турбины , сжимаемые регулировочными кольцами и фиксируемые нижним переводником . Этот переводник снабжен ниппелем с конусной замковой резьбой, к которой присоединяется вторая секция турбобура или шпиндельная секция, а при транспортировке навинчивается колпак.

Вращающаяся группа деталей: регулировочное кольцо втулки уплотнения и распорная, радиальные опоры средняя и верхняя и пакеты роторов гидротормоза и турбины , закрепленные на валу секции стяжной полумуфтой .

В многосекционных турбобурах валы секций соединяются с помощью конусных или шлицевых муфт на резьбах с небольшим углом конусности.

Турбина состоит из большого числа ступеней (до 370). Каждая ступень (рис. 10.1) состоит из статора с наружным 2 и внутренним 3 ободами, между которыми размещены лопатки 4 и ротора, обод 1 которого снабжен лопатками 5. 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.

По устройству турбин, требующих различного расхода жидкости, турбобуры подразделяются на:

низколитражные, высоконапорные, имеющие максимальную мощность, большую частоту вращения и значительный вращающий момент;

среднелитражные, развивающие максимальный вращающий момент, среднюю частоту вращения при высоком расходе жидкости;

высоколитражные, имеющие максимальное отношение вращающего момента к частоте вращения М/п, относительно низкую частоту вращения и повышенный расход жидкости.

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.

Рис.10.1. Ступень турбины турбобура.

Рис.10.2. Унифицированная шпиндельная секция турбобура ЗТСШ-195:

а— на резинометаллической опоре; б — на упорнорадиальных шарикоподшипниках

Унифицированная шпиндельная секция (рис. 10.2) представляет собой самостоятельную сборку, которую можно использовать с одно- и многосекционным турбобуром. Шпиндельная секция выполняется в двух модификациях: на упорном подшипнике качения (рис. 10.2, а) и на резинометаллической опоре скольжения (рис. 10.2, б).

Все основные детали шпиндельных секций — взаимозаменяемые, что упрощает ремонт и обслуживание. Вал 3 шпинделя в нижней части имеет ниппельную часть с резьбой для присоединения переводника 9 долота. Верхний конец вала 3 снабжен конической резьбой, на которую навинчивается полумуфта 1, стягивающая регулировочные кольца 4, втулку радиальной нижней опоры 5 и внутренние кольца упорно-радиального подшипника 7 (рис. 10.2, а) или диски резинометаллической пяты 7 (рис. 10.2, б). Корпус шпинделя 6 представляет собой трубку с внутренней конической резьбой по концам, к которым сверху привинчен переводник 2, а снизу ниппель 8, являющийся радиальной опорой вала шпинделя. Пята 7 воспринимает осевые нагрузки от долота и гидравлического давления и передает их через корпус бурильной колонне.

Многорядный осевой подшипник качения имеет несколько параллельно работающих упорных бессепараторных шариковых подшипников (до 10).. Многорядные осевые подшипники качения опор турбобуров работают в пределах 20—100 ч.

Резинометаллический подшипник состоит из нескольких ступеней. Каждая ступень имеет подпятник, который представляет собой металлический обод с резиновой облицовкой, укрепляемый в корпусе, и стальной диск, расположенный на валу турбобура. Резиновая облицовка одного из элементов радиального или осевого подшипника обеспечивает его работу со смазкой буровым раствором. Резинометаллические опоры турбобуров в зависимости от условий эксплуатации имеют работоспособность в пределах 50—150 ч.

Осевые подшипники турбобуров располагают в верхней или нижней части турбобура. При верхнем расположении опора снабжается каналами для протока раствора, а при расположении в нижней части вала не имеет каналов и служит лабиринтным уплотнением, препятствующим утечкам раствора в зазор между валом и нижним радиальным резинометаллическим подшипником, расположенном в ниппеле. При такой конструкции можно работать с некоторым перепадом давления на долоте без значительных утечек раствора через нижнюю опору. Валы верхних секций имеют только радиальные опоры.

Ниппель, свинченный с корпусом турбобура, служит также для зажатия статоров турбины. В турбинных секциях осевые деформации элементов ротора и статора турбины должны быть одинаковыми. Деформация определяется соотношением натягов конусных резьб муфты и соединительного переводника. Детали шпиндельной секции крепятся за счет деформации вращающихся и неподвижных элементов подшипника, обеспечивающих равномерное распределение нагрузки.

В зависимости от требований бурения применяют турбобуры диаметром 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 отдельных секций (до четырех) длиной 6—10 м каждая, соединяемых между собой на буровой перед спуском в скважину.

Односекционные турбобуры типа Т12МЗ изготовляют диаметрами 240, 195 и 172 мм с числом ступеней 98—106, собранных в одном корпусе. Они снабжены резинометаллической осевой опорой, расположенной в верхней части корпуса.

Многосекционные унифицированные турбобуры типа ЗТСШ1, А9Ш и А7ГТШ изготовляют диаметрами 240 и 195 мм. Турбобуры ЗТСШ1 имеют три секции, а А9Ш и А7Ш — две секции.

ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОБУРА.

Рабочая характеристика турбины турбобура определяется частотой вращения вала п, крутящим моментом М на его валу, развиваемой мощностью N, перепадом давления Ар и гидравлическим коэффициентом полезного действия ƞ количеством бурового раствора Q, прокачиваемого через турбину.(Рис.10.4.) В процессе бурения вследствие изменения момента сопротивления на долоте и количества прокачиваемого раствора все параметры турбобура меняются.

Крутящий момент на валу турбины возникает в результате взаимодействия потока жидкости с лопатками статора и ротора. В расчетах принимают, что в каналах ротора и статора турбины жидкость движется цилиндрическими слоями и не влияет на другие слои в радиальном направлении. Течение жидкости в цилиндрическом слое рассматривается в теории турбин, разработанной в прошлом веке инженером Эйлером. Согласно этой теории, в проточной части турбины протекает бесчисленное число цилиндрических слоев жидкости, а в каждом слое имеется множество струек или линий тока жидкости. Скорости движения струек в каждом цилиндрическом слое различны как в радиальном, так и в окружном направлении.(Рис. 10.3.)

Рис. 10.3. Планы скоростей в турбине:

а — осевая решетка лопастей турбины; б — совмещенный график треугольников скоростей

Рис. 10.4. Характеристика турбины турбобура при постоянном расходе жидкости.

ТУРБОДОЛОТО.

Турбодолото —турбинный забойный двигатель, служащий для вращения колонковой головки для бурения скважин с отбором образцов породы (кернов). Оно представляет собой одно- или двухсекционный турбобур, с резинометаллической осевой опорой и пустотелым валом. Вал турбодолота имеет полость, внутри которой расположена колонковая труба — грунтоноска для приема выбуренного керна. В верхней части корпуса турбодолота помещена опора грунтоноски, имеющая конусное посадочное гнездо. Грунтоноска снабжена головкой с конусной поверхностью, на которую она садится. Благодаря этому при вращении вала турбодолота с бурильной головкой керноприемная труба не вращается. Грунтоноска закрывает отверстие в валу, благодаря чему жидкость не проходит через него, а поступает в турбину турбодолота. Так как давление раствора в верхней части турбины больше чем в нижней, то под действием этого перепада колонковая труба прижимается к опоре, что препятствует утечке жидкости через зазор между колонковой трубой и отверстием вала. Это могло бы приводить к разрушению выбуренного керна. В остальном конструкция турбодолота аналогична турбобуру.

⇐ Предыдущая 11 12 13 14 151617 18 19 20 Следующая ⇒