Турбобуры с редуктором-вставкой типа РМ предназначены для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опорами при технологически необходимом расходе бурового раствора и уменьшенном по сравнению с другими гидравлическими двигателями перепаде давлений.
Маслонаполненный редуктор-вставка (рис. 4.5) применяется в сочетании с турбинными секциями и шпинделем серийно выпускаемых турбобуров.
Редуктор-вставка устанавливается между шпинделем и турбинными секциями, имеет планетарную передачу и систему маслозащиты передачи и опор.
Планетарная передача двухрядная, зубчатая, с косозубым зацеплением Новикова. Система маслозащиты имеет уплотнения торцового типа.
Выходной вал с помощью шлицевой муфты соединен с валом шпинделя, а входной вал с помощью полумуфты — с турбинными секциями.
Редуктор-вставка является автономным узлом, который может быть заменен непосредственно на буровой. Энергетиче-
Во ВНИИБТ разработаны турбобуры с полым валом (рис. 4.4), предназначенные для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами в сложных горно-геологических условиях. Турбобур состоит из турбинных секций и шпинделя. В зависимости от условий эксплуатации возможно использование от трех до шести турбинных секций для обеспечения требуемой характеристики турбобура.
Рис. 4.4. Турбобур с полым валом
Турбобур с полым валом» width=295 height=2 src=»https://neftandgaz.ru/wp-content/uploads/2010/05/image008.gif»>Как видно из рис. 4.4, турбинные секции состоят из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на четырех ре-зинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и полым валом установлено около 100 ступеней турбины. Концы полого вала оборудованы конус-но-шлицевыми полумуфтами, внутри которых имеются уплотнительные элементы, предотвращающие утечку бурового раствора из полости вала к Читать далее →
Общие характеристики. Турбинные (или как их часто называют та-хометрические) расходомеры являются наиболее точными приборами для измерения расхода жидкостей. Приведенная погрешность измерения расхода турборасходомерами составляет значение порядка 0,5—1,0 % (известны турборасходомеры с приведенной погрешностью 0,1—0,2 %).
Приборы просты по конструкции, имеют большую чувствительность и большие пределы измерений (для одной модификации 10:1 и более), возможность измерения как малых (от 5 • 10~9 м3/с), так и достаточно больших (до 1 м3/с) расходов жидкостей с широким диапазоном физико-химических свойств, малую инерционность и вследствие этого относительно малые динамические погрешности при измерении средних и мгновенных значений расходов. Их, в основном, применяют там, где требования к точности измерений превалируют, например, в ракетной и авиационной технике.
К недостаткам турбинных расходомеров существующих модификаций, препятствующим более широкому применению данных приборов, можно отнести: необходимость индивидуальной градуировки и вследствие этого необходимость наличия градуировочных установок высокой точности; влияние изменения вязкости измеряемой среды и гидродинамических параметров потока на показания приборов; наличие изнашивающихся опор, что резко сокращает срок службы приборов (особенно при измерении расхода абразивных сред), снижает их точность в процессе эксплуатации и приводит к необходимости их частых переградуировок (уточнения значений меняющихся в процессе эксплуатации градуировочных коэффициентов).
В настоящее время отечественным приборостроением разработаны и осваиваются безопорные турбинные расходомеры, турбинные расходомеры с устройствами автоматической коррекции показаний при изменении вязкости измеряемой среды, у которых два последних недостатка отсутствуют.
Принцип действия. Уравнение измерений. Для осуществления процесса измерений турбинный расходомер (рис. 67) должен состоять, по крайней мере, из трех элементов ; турбинного первичного преобразова-
теля 5; вторичного преобразователя 4; отсчетной системы (регистратора) 1. Турбинный преобразователь представляет собой аксиальную или тенгенциальную лопастную турбинку (на рис. 67 показана аксиальная турбинка), опирающуюся на керновые подпятники или подшипники 2.
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.
В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном. Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX в: первый патент на турбину для Читать далее →
ские характеристики турбобура с редуктором-вставкой и разными типами турбин приведены в табл. 4.7.