
- •§ 1. Краткие сведения о развитии нефтяной промышленности в ссср
- •§ 2. Общие сведения о развитии отечественного бурового машиностроения
- •§ 3. Создание бурового оборудования в послевоенные годы
- •Глава I
- •§ 1. Общие сведения
- •1 На предприятиях Мингазпрома работает несколько установок с газотурбинным приводом.
- •§ 2. Основные требования,
- •§ 3. Классификация буровых установок
- •§ 4. Буровые установки с дизельным приводом
- •§ 5. Установки с электрическим приводом
- •§ 6. Установки для кустового бурения
- •§ 7. Установки универсальной монтажеспособности
- •§ 8. Установки с дизель-электрическим приводом
- •§ 9. Выбор класса установки
- •Глава II
- •§ 1. Назначение и типы конструкций
- •§ 2. Буровые вышки. Устройство и параметры
- •§ 3. Нагрузки, действующие на вышку
- •§ 4. Основания
- •§ 5. Нагрузки, действующие на основание вышки
- •§ 6. Устойчивость буровых сооружении
- •§ 7. Элементы металлических конструкций
- •§8. Монтаж и транспортировка буровых сооружении
- •§ 9. Буровые сооружения для бурения на море
- •§ I. Назначение, схемы и устройство
- •2*ТбЛтс
- •§ 2. Стальные талевые канаты Типы талевых канатов
- •§ 3. Кронблоки
- •§ 4. Талевые блоки
- •§ 5. Подъемные крюки и кркжоблоки
- •§6. Приспособление для крепления неподвижной ветви каната
- •§ 7. Приспособление для навивки каната на барабан
- •§ 8. Эксплуатация талевой системы
- •§ 9. Инструмент для спуско-подъемных операций Элеваторы
- •§ 10. Оборудование для механизации и автоматизации спуско-подъемных операции
- •§ 1. Назначение, устройство и конструктивные схемы
- •Частота вращения 5ара5ана лебедки; од/мин
- •§ 3. Основные расчеты лебедки Кинематический расчет лебедки
- •Определяем вес поднимаемой колонны:
- •2. Определяем скорость начала подъема труб одним двигателем:
- •На пятой скорости при допустимой нагрузке 0,17 мн можно поднимать ненагруженный элеватор и 30—40 м убт, вес которых вместе с подвижной частью талевой системы составляет около 0,16 мн.
- •Число свечей, которое можно поднимать на четвертой скорости, определим по формуле
- •§ 4. Эксплуатация буровых лебедок
- •§ 5. Конструкции лебедок Лебедка лб-750
- •Глава V n вертлюги
- •§ 1. Назначение и схема
- •§ 2. Конструкции вертлюгов
- •§ 3. Расчет деталей вертлюга
- •§ 4. Эксплуатация вертлюгов
- •Глава VI роторы
- •§ I. Назначение и схема
- •§ 2. Конструкции роторов
- •§ 3. Пневматические клиновые захваты,
- •§ 4. Расчет роторов
- •§ 5. Эксплуатация и монтаж роторов
- •§ 1. Функции и устройство
- •§ 2. Основные характеристики
- •§ 3. Условия эксплуатации буровых насосов
- •§ 4. Принцип действия и схема поршневого бурового насоса
- •§ 5. Типы буровых насосов
- •§ 9. Узлы нагнетательного манифольда
- •§ 1. Оборудование для очистки бурового раствора
- •§2. Оборудование для приготовления бурового раствора
- •Высота 7,25 (3,9) *
- •Глава IX
- •§ 1. Основные определения и требования
- •§ 2. Требования, предъявляемые к приводам буровых установок
- •§ 3. Мощность двигателей привода бурового оборудования
- •§ 4. Дизельный 6уровой привод
- •§ 5. Газотурбинный буровой привод
- •Тип электродвигателей ...... Сдзб13-42-8
- •§ 7. Дизель-электрическии привод на постоянном токе
- •§ 1. Назначение механизмов подачи долота
- •§ 2. Регуляторы подачи долота
- •Глава XI
- •§ 1. Функции, классификация и общие требования
- •§ 2. Механическое управление
- •§ 3. Элементы системы пневматического управления
- •Наружный 40; 50
- •§ 4. Схема пневматического управления
- •§ 5. Оборудование систем управления Конечный выключатель
- •§ 6. Проверочный расчет шинно-пневматических муфт (шпм)
- •§ 7. Определение количества воздуха,
- •§8. Определение объема воздухосборника
- •§ 1. Схема превенторной установки
- •§ 2. Устройство и принцип работы превенторов
- •§ 3. Обвязка устья скважины
- •Глава XIII
- •§ 1. История развития
- •§ 2. Турбобуры
- •§ 3. Турбодолота
- •§ 4. Турбобуры для забуривания
- •§ 5. Характеристика турбобура
- •§ 6. Нагрузка на пяту турбобура и регулирование люфта
- •§ 7. Эксплуатация турбобуров
- •§ 8. Гидробуры
- •Глава XIV
- •§ 1. Цементировочные агрегаты
- •§ 2. Механизация цементировочных работ
- •§ 1. Коэффициент оборачиваемости оборудования
- •§ 2. Определение коэффициента оборачиваемости
- •§ 3. Расчет потребности бурового оборудования
- •§ 4. Расчет потребности двигателей
- •1 Определим число свечей, которое следует поднимать на третьей скорости
- •2 На второй скорости по аналогии будет поднято
§ 6. Нагрузка на пяту турбобура и регулирование люфта
Нагрузка на осевую опору турбобура
Осевая нагрузка на пяту турбобура определяется гидравлической силой Т, действующей на ротор, весом ротора турбобура и долота G и реакцией забоя R:
Р = Т+G—jR. V (XI11.38)
Обозначим перепады давления Арн в верхнем узле (пяте); Арт — в k ступенях турбины; Д/?р — только в роторе одной ступени; Дрд —в нижнем узле (долото, ниппель и др.); F\, F2,..., F5 — площади кругов с диаметрами d\, d2,..., <i5. Гидравлическая сила
T = FiAp„ + (F5-Fi)-^- + F1&pr+(Fs-F1)Appk + + Fs&Pr (XIII.39)
Вес ротора турбобура и долота определяется по справочным данным. Величина нагрузки на забой R выбирается бурильщиком в зависимости от условий бурения. Наибольшее гидравли
ческое усилие действует на пяту в моменты запуска турбобура и при проработке ствола скважины, когда нагрузки на долото малы. Когда нагрузки на долото очень высокие, усилие на пяту действует снизу вверх и имеет условно отрицательное значение. Из выражения (XIII.38) видно, что если сумма гидравлической силы Т и веса ротора турбобура и долота G равна нагрузке на долото R, то пята практически разоружена и в этом случае ее износ минимален.
Сборка и регулирование резинометаллической пяты
Основным условием сборки многоступенчатой резинометаллической пяты является обеспечение равномерности распределения нагрузки между отдельными дисками и сохранение люфта турбобура для обеспечения нормальной работы многоступенчатой турбины.
Люфт турбобура — расстояние, на которое может перемещаться вдоль оси вал в собранном турбобуре. При затянутых деталях ротора и статора люфт турбобура равен люфту пяты— зазору между подпятником и диском пяты (наименьшему среди всех ее ступеней). Величина люфта турбобура обычно превышает 2 мм.
Люфт турбины — наибольшее расстояние, на которое может перемещаться без пяты вдоль оси ротор турбины относительно статора. По мере износа пяты ее люфт увеличивается, и возникает опасность соприкосновения дисков ротора и статора. При сборке необходимо обеспечить запас на осевое перемещение ротора, зависящий от величины люфта турбины и его распределения.
Распределение осевого люфта турбины Ст достигается регулировочным кольцом турбины. Люфт равен сумме зазоров верхнего а и нижнего b (рис. XIII. 14):
С
(XI И.40)
т = a -f- Ъ.Высоту регулировочного кольца турбины определяют расчетным путем по конструктивным размерам деталей или замером при сборке.
На рис. XIII. 14 показан пример установки регулировочного кольца в корпусе. При нагрузке сверху в-низ (рис. XIII. 14, а)
J
(XIII.41)
Lгде D, р, s — осевые размеры соответственно диска опоры, корпусы подпятника и резинового слоя; сп — люфт пяты.
Высота регулировочного кольца
(XII 1.42)
При нагрузке снизу вверх (рис. XIII. 14, б) размер сп в цепи не участвует, поэтому
¥
)+ь-
(XIII.43)
Рис. XIII. 14, в иллюстрирует способ определения высоты кольца замерами. После сборки секции на вал надевается ступень пяты (детали 1, 2, 3, 4) и при определении положения подпятника 2 замеряется размер В. Высота Я регулировочного кольца принимается меньше размера В на величину принятого верхнего" зазора а.
В секциях с нижней пятой подобным же образом определяется высота регулировочной втулки.
В секционных турбобурах -зазоры необходимо регулировать в каждой секции. Например, регулировочное кольцо второй секции подбирается следующим образом. В собранной нижней секции вал подается в нижнее положение. Вал верхней секции заводится в корпус нижней до соединения с валом нижней секции по конусам полумуфт. Замеряется расстояние между упорными торцами соединительного переводника и вала второй секции. Высота Н регулировочного кольца определяется из размерной цепи в соответствии с необходимой величиной нижнего зазора Ь.
На рис. XIII. 15 показаны возможные варианты размерной цепи:
торец вала утоплен относительно торца соединительного переводника (рис. XIII.15, а), Ь + а—Н = 0, тогда р + Т=Б-\-М-\-Ь\ торец вала выступает над переводником на величину, не превышающую нижний зазор (рис. XIII. 15, б), b—k—Н = О, тогда Б + р + Т=М + Ь;
торец вала выступает над переводником на величину превышающую нижниий зазор (рис, XIII.15, в), b + Н—6 = 0, тогда Б+р^М+Ь + Т]
1
Г [
Ff
//Z
mm Ын,
1
3
4
{Н
Рис. XIII.14. Схема определения высоты регулировочного кольца в корпусе турбобура
=
м
6 Mb
|
|
J л |
|
3 |
|
/////„ |
й |
V-_J |
Рис XIII. 15. Схемы проверки зазора в секциях турбобуров:
1 — переводник, 2 — вал второй секции; 3 — корпус нижней секции; 4 — вал нижней секции, 5 — промежуточный корпус; 6,7 — верхняя и нижняя полумуфты
м |
ь |
6 |
|
Б [7“"~ |
р •с -Г1 |
м |
ь т |
г |
|
Б |
р |
* t * |
|
$
Б р Т
И Ь т
в корпусе секции между соединительным переводником и турбиной устанавливается упорная втулка (рис. XIII. 15, г), Ь-{- + L — а — Н = 0; Б + р = М + Ь + Т.
В многосекционных турбобурах регулировка колец секций и определение их высоты производится в основном так же, как и для двухсекционной турбины. Отличие состоит в том, что при сочленении валов двух секций вследствие отсутствия пяты в нижней секции ее ротор упирается в статор; сумма (b + k) замеряется непосредственно.
После сборки верхней секции нижний зазор можно проверить двумя способами.
Замером разницы в нижнем положении верхнего торца вала верхней секции до и после свинчивания с нижней секцией. Эта величина является фактически запасом b на износ пяты.
Замерами разности уровней торцов валов относительно
корпуса каждой секции в нижних положениях. Замеры произ* водятся перед сборкой секций.
Высоты дисков ротора и статора отклоняются от их номинальных значений вследствие неточности изготовления, остаточных деформаций при затяжке статора в корпусе и ротора нй валу, а также вследствие износа торцов при проворачивании. Отклонения в размере (общая величина по длине турбобура) могут вызвать потерю люфта турбины. Поэтому перед сборкой турбины проводят контрольные сопоставления высот стопок по 10—12 дисков ротора и статора, устанавливаемых на контрольной плите. Если разница высот стопок превышает величину, обусловленную инструкцией (обычно 0,1 мм), диски перекомплектуют.
В турбобурах некоторых типов статор закрепляется в корпусе на конической резьбе. В этом случае для обеспечения упора торца резьбового соединения при закрепленной и упруго- деформированной системе статоров в цепь деталей статора включается «регулировочное кольцо резьбы». Высота его определяется при сборке.