14.3. Забойные двигатели

В основе вращательного способа бурения с забойными двигателями лежит преобразование энергии потока промывочной жидкости, или электрической энергии в механическую энергию вращения вала машины, на котором закреплен породоразрушающий инструмент. Реактивный момент при этом через не вращающуюся бурильную колонну воспринимается наземным роторным столом – ротором.

Объемные забойные двигатели действуют от гидростатического напора в результате наполнения жидкостью рабочих камер и перемещения вытеснителей. Под вытеснителем понимается рабочий орган, непосредственно совершающий работу под действием на него давления жидкости. Конструктивно вытеснитель в современных забойных машинах выполнен в виде винтового многозаходного ротора, совершающего поворотно-планетарное движение по корпусу статора двигателя. Количество заходов (винтов) на роторе двигателя для создания рабочих камер на один меньше чем на статоре.

Объемные винтовые двигатели характеризуются тремя основными признаками:

а) наличием рабочих камер, которые периодически сообщаются со входом или выходом машины, причем жидкость наполняет каждую камеру или выталкивается из нее;

б) изменением давления в рабочей камере от начального до конечного постепенно вследствие изменения объема камеры или скачкообразно в результате сообщения камеры с выходом;

в) несущественной зависимостью усилий на рабочих органах двигателя от скорости движения и качества жидкости в камерах.

Гидродинамические двигатели (турбины) функционируют при изменении момента количества движения жидкости в рабочих органах машины. В этом типе гидравлических двигателей ведомое звено совершает только вращательное движение.

Гидродинамические двигатели (турбобуры) характеризуются также тремя особенностями:

а) рабочие органы двигателя выполнены в виде лопаточного аппарата, состоящего из статора и ротора, обтекаемых жидкостью;

б) в каналах двигателя циркулирует непрерывный поток жидкости;

в) взаимодействие между лопаточным аппаратом и жидкостью носит гидродинамический характер.

14.3.1. Турбобуры. Турбинное бурение

Общие положения

В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы вращению долота (или труб и механизмов между долотом и ротором турбобура, в случае их установки).

В отличие от этого в роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трения 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, скорости вращения долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород.

Практика применения турбобуров показывает, что стойкость (долговечность) труб при этом способе примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении.

В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем при бурении от ротора.

Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX столетия: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был получен в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.

В начале 1900-х годов был разработан и использован на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500 - 600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Капелюшников, выпускник Томского технологического института, разработал (совместно с СМ. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турборбуром Капелюшникова. Он развивал мощность до 8,8 кВт и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото.

Проблема практический реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом. Позднее благодаря работам ВНИИБТ турбинное бурение приобрело общее признание.

Успехи современного турбинного бурения главным образом зависят от возможности реализации оптимальных режимов отработки новых конструкций высокопроизводительных долот, созданных в последнее время. Турбобур - машина быстроходная. Поэтому большое значение имеют работы, направленные на создание низкооборотных турбобуров, способных эффективно отрабатывать шарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорами типов ГНУ и ГАУ.

В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа Stratapax^tm.

Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции:

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 менее 7 с^-1 для шарошечных и 7 - 10 с^-1 для алмазных долот.

3. Максимально возможный КПД.

4. Обеспечение 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 проведенных затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

Понятно, что в одной конструкции все, или большую часть этих требований воплотить очень сложно. В то же время целесообразно иметь возможно меньшее число типов турбобуров одинакового диаметра.

В начале 50-х годов в связи с возрастанием глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух-трех секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров и снижения потерь промывочной жидкости осевая опора была вынесена в отдельную секцию - шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстро изнашиваемого узла турбобура - его опоры.

Секционные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ в настоящее время серийно выпускаются отечественными заводами с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм.

В конце 50-х годов во ВНИИБТ были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометаллическая опора («пята-подпятник»), хорошо работающая при использовании воды или буровых растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура. Это, в свою очередь, снижало эффективность турбинного способа бурения.

В начале 60-х годов Р.А. Иоаннесяном (с соавторами) была создана упорно- радиальная шаровая опора турбобура, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.

Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются заводами химического машиностроения с диаметрами корпуса 164, 195 и 240 мм.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения приблизительно 2,5 - 5 с^-1. Это привело к созданию ряда новых направлений в конструировании турбобуров:

с системой гидродинамического торможения;

многосекционных;

с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;

с системой демпфирования вибраций;

с разделенным потоком жидкости и полым валом;

с плавающей системой статора;

с тормозной приставкой гидромеханического типа;

с редукторной вставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа - винтовые.

В настоящее время среди конструкторов турбобуров еще нет единого мнения о наиболее эффективном и перспективном направлении развития техники турбинного способа бурения. С целью объективной оценки новых конструкций и выбора лучшей из них для широкого внедрения в серийное производство проводятся сравнительные испытания макетных образцов новых забойных двигателей турбинного типа.

Ниже излагаются сведения об основных современных типах турбобуров, выпускаемых отечественной промышленностью.

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры

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 240мм.

Турбобуры состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции (рис. 14.1). В шпинделе установлена непроточная резинометаллическая осевая опора, которая выполняет также функцию уплотнения вала турбобура.

Рис.14.1. Шпиндельный унифицированный турбобур типа 3ТСШ1

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 изготовлена методом точного литья. В качестве запасного комплекта к турбобурам ЗТСШ1-195ТЛ поставляется и турбина типа 24/18-195ТПК, лопаточный венец которой выполнен из пластмассы.

Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения

Высокомоментные турбобуры типа АГТШ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но могут применяться и при алмазном бурении. Машиностроительные заводы выпускают турбобуры типа АГТШ с диаметрами корпуса 164, 195 и 240 мм.

Турбобуры состоят из трех секций и шпинделя (рис. 14.2). Две турбинные секции содержат многоступенчатую высоко-циркулятивную турбину. В третьей устанавливаются ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ состоят из статора и ротора, лопатки венцов которых имеют безударное обтекание жидкостью на тормозном режиме. При вращении такого ротора возникает крутящий момент, противоположный моменту, развиваемому турбиной турбобура. Значение тормозящего момента пропорционально частоте вращения вала.

В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный шарикоподшипник. В качестве уплотнения вала используются круглые резиновые кольца ПРУ.

Рис. 7.2. Турбобур с системой гидроторможения типа А7ГТШ и А9ГТШ

Многосекционные турбобуры

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), инструмента типа АТП, а также к использованию одного бурового насоса при бурении скважины.

С целью снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяются многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Серийные турбобуры, собранные из пяти-шести турбинных секций, позволяют эффективно отрабатывать высокопроизводительные долота при пониженных расходах бурового раствора, а также предоставляют технологам значительно более широкие возможности для выбора оптимальных параметров режима бурения.

По своей конструктивной схеме многосекционный турбобур не отличается от серийного. Однако увеличение числа турбинных секций предъявляет более высокие требования к надежности работы шпинделя турбобура. Он должен быть не только более надежным, но и более долговечным, чем применяемые шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД (рис. 14.3). Многосекционный турбобур со шпинделями типа ШФД имеет долговечность не менее 2000-4000 ч.

Формирование энергетической характеристики многосекционного турбобура может осуществляться несколькими путями: использованием разных типов турбин, их сочетанием со ступенями ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.

Турбобур с независимой подвеской

Увеличение числа секций турбобура позволяет сформировать оптимальную энергетическую характеристику для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами и алмазными породоразрушающими инструментами. Этот путь представляется наиболее простым и надежным, однако требует более квалифицированного подхода к сборке и регулировке турбинных секций. Для упрощения этих операций и взаимозаменяемости секций разработана конструкция турбобура с независимой подвеской.

Рис. 14.3. Шпиндель с лабиринтным дисковым уплотнением (ШФД)

Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упорный шарикоподшипник. Корпусы секций соединяются между собой с помощью конической резьбы, а валы - квадратными полумуфтами и могут свободно перемещаться в осевом направлении. В результате такой компоновки секций износ упорного подшипника шпинделя не влияет на осевой зазор между статором и ротором турбины. Последний определяется только износом подшипников, установленных в турбинных секциях. Поскольку осевая нагрузка на эти подшипники действует только с одной стороны и практически не имеет динамической составляющей, то этот износ легко прогнозируется. При сборке ротор турбины устанавливается в крайнее верхнее положение относительно статора, что позволяет увеличить время работы упорного подшипника секции. По данным промысловых испытаний диапазон наработки турбинной секции на отказ составляет 120 - 350 ч.

Упорный подшипник шпинделя работает в тяжелых условиях. Действующая на него реакция забоя скважины переменна по величине и частотам возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному износу этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может составлять около 16 - 20 мм, поэтому наработка на отказ может быть вполне соизмерима и даже выше, чем у шпинделя обычного типа, но только в тех случаях, когда износ опоры не сопровождается расколом отдельных ее элементов (обоймы, шара).

Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80 - 90 ступеней.

Турбобур с плавающим статором

Турбобуры с плавающими статорами обладают теми же преимуществами, что и турбобуры с независимой подвеской секций. Однако в отличие от первых осевая опора шпинделя имеет повышенную гидравлическую нагрузку.

Конструкции турбобуров с плавающими статорами принципиально отличаются от известных.

Каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения в осевом направлении и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз корпуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой и пяту для соответствующего статора, который не имеет приставочных дистанционных колец.

Такое исполнение ступени турбины, с одной стороны, позволяет до максимума увеличить средний диаметр турбины, а с другой, - до минимума сократить осевой люфт в ступени. Тем самым в корпусе стандартной длины удается разместить число ступеней турбин в 1,4 раза больше, чем у серийных турбобуров. Недостаток этой конструкции - свободный выход бурового раствора на внутреннюю поверхность корпуса турбинной секции.

Отсутствие взаимосвязи между осевыми люфтами турбины и осевой опорой шпинделя позволяет исключить из практики турбинного бурения торцовый износ лопаточных венцов турбин и повысить межремонтный период работы шпинделей.

Турбобур состоит из трех турбинных секций и шпинделя с двумя вариантами осевой опоры: подшипник ШШО-172 (538920) и резинометаллическая пята ПУ-172.

Таблица 14.1.

Тип турбобура	Число ступеней турбины	Расход жидкости, л/с	Крутящий момент*, Н-м	Частота вращения*, с-1	Перепад давления, МПа
ТПС-172 ЗТСШ1М1-195	435 455	25 30	2100 2875	7,5 6,85	6,57 5,97
*При максимальной мощности Nmаx.

Турбобуры с диаметром корпуса 172 мм с плавающим статором прошли промышленные испытания в Тюменском нефтегазовом регионе. Средняя наработка турбобура на отказ (по шпинделю) составила 210 ч. Межремонтный период турбинных секций - более 500 ч.

В табл. 7.4 приведены технические характеристики турбобуров с плавающим статором с диаметром корпуса 195 мм - ЗТСШ1М1-195 и 172 мм - ТПС-172 (при плотности жидкости 1000 кг/м³).

Турбобур с полым валом

Во ВНИИБТ разработаны турбобуры с полым валом (рис. 7.4), 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.

Как видно из рис. 7.4, турбинные секции состоят из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на четырех резинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и полым валом установлено около 100 ступеней турбины. Концы полого вала оборудованы конусно-шлицевыми полумуфтами, внутри которых имеются уплотни-тельные элементы, предотвращающие утечку бурового раствора из полости вала к турбине. При сборке турбинных секций соблюдаются заданные размеры вылета и утопания полумуфт для обеспечения необходимого положения роторов относительно статоров.

Шпиндель турбобура состоит из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на резинометаллических радиальных опорах и упорно-радиальном шариковом подшипнике. В случае необходимости нижний конец корпуса шпинделя может быть оборудован стабилизатором, при этом на нижний конец вала устанавливается удлинитель, который центрируется внутри стабилизатора резинометалли-ческой радиальной опорой.

При сборке турбинных секций предусмотрена возможность установки стабилизаторов между турбинными секциями или между турбинной секцией и шпинделем. Для этого на нижнем переводнике турбинной секции на резьбе закрепляется стабилизатор, а на нижнем конце вала — удлинитель соответствующей длины так, чтобы не изменять ранее отрегулированные присоединительные размеры утопания и вылетов полумуфт.

Рис. 14.4. Турбобур с полым валом

Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуществлять следующие операции:

- поддерживать в насадках долота перепад давления 6 - 9 МПа без дополнительного нагружения буровых насосов;

- проводить замеры пространственного положения ствола скважины в непосредственной близости от долота без подъема бурильной колонны на дневную поверхность;

- на основании проведенных замеров корректировать осевую нагрузку на долото для управления процессом набора, сброса или стабилизации угла искривления ствола скважины;

- прокачивать через полость валов, минуя турбину, разного рода наполнители;

- спускать в аварийных случаях в полость вала приборы для определения места прихвата;

- продавливать буровой раствор и выравнивать его свойства через полый вал с последующим сбросом гидромониторного узла (такая операция позволяет во много раз сократить время для проведения указанных работ).

Турбобур с редуктором-вставкой

Турбобуры с редуктором-вставкой типа РМ предназначены для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опорами при технологически необходимом расходе бурового раствора и уменьшенным по сравнению с другими гидравлическими двигателями перепадом давлений.

Таблица 14.2

Тип турбинной секции	Число турбинных секций	Расход жидкости, л/с	Крутящий момент, Н-м		Перепад давления, МПа
ЗТСША-195ТЛ ЗТСШ1-195 А7ТШ	1 1 1	24 40 30	предельный	при N max	2,7 3,6 3
			4826 4806 3650	2413 2403 1825

Примечание: N _max – максимальная мощность турбобура; плотность жидкости 1000 кг/м³

Маслонаполненный редуктор-вставка применяется в сочетании с турбинными секциями и шпинделем серийно выпускаемых турбобуров. Редуктор-вставка устанавливается между шпинделем и турбинными секциями, снабжен планетарной передачей и системой 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 представляет собой автономный узел, который может быть заменен непосредственно на буровой. Энергетические характеристики турбобура с редуктором-вставкой и разными типами турбин приведены в табл. 14.2.

При испытаниях турбобуров средняя наработка на отказ маслонаполненного редуктора составила 100-115 ч, а при бурении скважин с высокими забойными температурами (свыше 50 °С) - около 40 ч.

Шпиндель с лабиринтным дисковым уплотнением

В настоящее время нашли промышленное применение и подготовлены для серийного производства шпиндели типа ШФД с лабиринтным дисковым уплотнением (см. рис. 14.3). Они предназначены для использования с турбинными секциями серийных турбобуров при частоте вращения вала до 25 с^-1 и обеспечивают увеличение наработки на отказ и межремонтного периода турбобура в 1,5 - 2,5 раза по сравнению с тем, когда используются шпиндели серийно выпускаемых конструкций. Увеличение наработки на отказ достигается за счет частичной изоляции картера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердую абразивную фазу. Такая изоляция обеспечивается оборудованием верхней части вала шпинделя "расходным" лабиринтным уплотнением и установкой между лабиринтным уплотнением и уплотнениями картера осевой опоры дренажной втулки, отверстия которой сообщаются с пространством скважины.

Уплотнители картера осевой опоры выполнены из эластичного материала, укреплены на валу и контактируют с цементированным металлическим диском, закрепленным в корпусе, при этом число пар уплотнитель - диск равно восьми.

Для соединения с верхнерасположенными турбинными секциями вал шпинделя оборудован в верхней части конусно-шлицевой полумуфтой, которая одновременно служит для сжатия пакета деталей, набранных на валу. Для центрации вала используются резинометаллические радиальные опоры, одна из которых установлена между полумуфтой и лабиринтным уплотнением, а две другие — в нижней части вала. Лабиринтное уплотнение состоит из набора парных дисков ротора и статора и рассчитано на работу с перепадом давлений в насадках долота до 7 МПа. В картере осевой опоры между двумя блоками уплотнителей установлен упорно-радиальный шариковый подшипник.

По результатам сравнительных испытаний шпиндель ШФД-195 имеет наибольшую наработку на отказ - 183 ч. из всех не герметизированных конструкций новых шпинделей турбобуров, разработанных ВНИИБТ.

Герметизированный маслонаполненный шпиндель

В настоящее время нашли промышленное применение и подготовлены для серийного производства герметизированные маслонаполненные шпиндели типа ШГД (рис. 14.5). Шпиндели предназначены для использования с турбинными секциями серийных турбобуров при частотах вращения вала до 15 с^-1 и обеспечивают увеличение наработки на отказ и межремонтного периода турбобура в 2-4 раза по сравнению с использованием шпинделей серийно выпускаемых турбобуров.

Увеличение наработки на отказ в шпинделях ШГД достигается полной герметизацией картера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердую абразивную фазу, причем картер осевой опоры заполнен смазкой. Надежная герметизация картера осевой опоры обеспечивается тем, что на герметизирующие уплотнения не действует перепад давлений, срабатываемый в насадках долота. Это стало возможным при использовании "расходного" лабиринтного уплотнения, аналогичного применяемому в шпинделях ШФД. Лабиринтное уплотнение установлено в верхней части вала над герметизирующими элементами. Раствор, прошедший через лабиринтное уплотнение, сбрасывается в затрубное пространство через отверстия в корпусе, расположенные над герметизирующим элементом. Герметизирующие элементы, выполненные из эластичного материала, закреплены на валу и контактируют с цементированным металлическим диском, закрепленным в корпусе.

Вал центрируется относительно корпуса тремя резинометаллическими радиальными опорами, одна из которых установлена в верхней части вала, две другие - в нижней. Полумуфта закрепляется на валу малоконусной резьбой с внутренним упорным торцом и одновременно своим наружным торцом сжимает пакет деталей, набранных на валу. С верхнерасположенными турбинными секциями полумуфта соединяется конусно-шлицевым соединением, имеющим такие же присоединительные размеры, как и полумуфта серийно выпускаемого турбобура. Лабиринтное уплотнение состоит из набора парных дисков ротора и статора и рассчитано на работу с перепадом давлений в насадках долота до 7 МПа. Для предотвращения попадания шлама в лабиринтные диски следует поддерживать перепад давлений в насадках долота не менее 2 МПа. Герметизирующие уплотнители установлены над картером осевой опоры и под ним и объединены для удобства монтажа и демонтажа в отдельные блоки. По принятой классификации герметизирующие элементы состоят из двух частей: одна из них установлена в среде бурового раствора, другая - в среде смазки. При этом между этими частями образуется буферная зона, которая через регулирующий клапан соединена с картером осевой опоры. Назначение клапана комплексное:

- поддержание заданного начального давления смазки в картере осевой опоры как во время заправки, так и в процессе работы, когда происходит увеличение объема смазки вследствие ее разогрева;

- создание встречного движения смазки буровому раствору в пределах буферной зоны между двумя уплотнителями и продавливание смазки между торцами уплотнителя и антифрикциона;

Рис. 14.5. Герметизированный маслонаполненный шпиндель

- возможность секционирования герметизирующих элементов с одновременным исключением воздушных пробок между герметизирующими элементами за счет перетока смазки через клапан;

- равномерное распределение давления по всем образованным буферным зонам;

- вывод остатков воздуха при заправке шпинделей смазкой.

Клапан установлен в диске, закрепляемом в корпусе.

Наряду с применением шарикового подшипника по ТУ 37.006.042 - 81 предусмотрено использование опоры скольжения. В качестве смазки может использоваться индустриальное масло и нигрол.

Конструкция шпинделя допускает производство дозаправки или полной смены смазки на буровой, для чего верхняя и нижняя части картера снабжены заправочными втулками.

В настоящее время ведутся работы по использованию смазок, обладающих высокоэффективными тормозящими свойствами. С внедрением таких смазок применение герметизированных шпинделей станет еще более эффективным, так как тормозное устройство станет наиболее компактным из всех известных.

В результате сравнительных испытаний новых шпинделей турбобуров шпиндель ШГД-195 признан наиболее надежной и долговечной конструкцией. Его средняя наработка на отказ составила 294 ч.

ЛЕКЦИЯ 15