Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Забойные буровые машины по роду энергии, используемой для привода, подразделяются на гидравлические, пневматиче­ские и электрические, а по характеру воздействия на породо­разрушающий инструмент — на машины вращательного, виб­рационного, виброударного и ударного действия. Наиболее широкое применение в СССР получили гидравлические (турбо­буры), а также электрические (электробуры), буровые машины вращательного действия, называемые забойными двигателями. В СССР и США внедряются также гидравлические винтовые двигатели и проводятся исследовательские работы по созданию забойных буровых машин других типов.

Турбобуры. В создании забойного турбинного двигателя вы­дающаяся роль принадлежит отечественной науке и технике. Один из первых проектов забойного гидравлического двигателя был предложен в 1890 г. бакинским инженером К — Г. Сим — ченко. В 1923—1924 гг. в Баку М. А. Капелюшниковым был создан одноступенчатый турбобур с осевой турбиной и много­ярусным редуктором. Вследствие недостаточной мощности и несовершенства конструкции турбобур Капелюшникова не мог обеспечить конкурентоспособность турбинного бурения.

В 1934—1935 гг. под руководством П. П. Шумилова, Р. А. Иоаннесяна, И. Э. Тагиева и М. Т. Гусмана был создан работоспособный многоступенчатый турбобур. После ряда усо­вершенствований конструкции турбобуров, шарошечных долот и буровых насосов турбинное бурение получило широкое при­менение, обеспечив быстрые темпы развития нефтяной и газо­вой промышленности.

Турбобур представляет собой забойный гидравлический дви­гатель, преобразующий гидравлическую энергию потока промы­вочной жидкости в механическую энергию вращения вала. Дви­
жущим узлом турбобура является многоступенчатая турбина осевого типа, состоящая из нескольких десятков одинаковых по конструкции элементов. Каждая ступень турбины состоит из неподвижного направляющего колеса (статора) и насаженного на вал вращающегося рабочего колеса (ротора), кольцевые ка­налы которых разделены радиальными криволинейными перего-

Рис. 8.12. Принцип действия турбины турбобура: / — вал; 2 — лопатка статора; 3 — статор; 4 — ротор; 5-— лопатка ротора; € — корпус

ас

Рис. 8.13. Принципиальная схема односекционного турбобура

родками (лопатками) на отдельные полости (рис. 8.12). Поток жидкости, двигаясь по криволинейным каналам турбины, изме­няет свое направление, что обусловливает появление реактив­ных сил А к В, действующих на лопатках ротора и статора в разные стороны. Силы А, суммируясь по всем ступеням тур­бины, создают вращающий момент на валу турбобура, а силы В создают реактивный момент, воспринимаемый неподвижной бурильной колонной через корпус турбобура.

В зависимости от назначения и области применения разли­чают следующие типы турбобуров:

1) односекционные турбобуры типа Т12МЗ с числом ступе­ней турбины 100—120 для бурения шарошечными долотами

с обычной промывкой до глубины 2000—2500 м; 2) секционные турбобуры типа ТС5 с числом ступеней турбины 200—300 для бурения теми же долотами до глубины 3000—4000 м; 3) секци­онные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ для бурения как до­лотами с обычной схемой промывки, так и гидромониторными и алмазными; 4) секционные турбобуры типа А с предельной турбиной, имеющей наклонную линию давления, для бурения долотами с повышенным перепадом давления и гидромонитор­ными, а также долотами с герметизированными опорами;

5) турбобуры для алмазного бурения; 6) редукторные турбо­буры; 7) колонковые турбодолота типа К. ТД для бурения с от­бором керна; 8) турбобуры специального назначения.

Принципиальная схема односекционного турбобура типа Т12МЗ показана на рис. 8.13. Он состоит из корпуса 1 с резь­бой для соединения с бурильными трубами (через переводник), вала 2, в нижнюю часть которого ввинчивают долото, турбины

3, состоящей из 100 и более ступеней, роторы которой закреп­ляются на валу турбобура, а статоры неподвижно зажимаются в корпусе, нижней радиальной опоры, установленной в ниппеле

4, ввинченном в корпус турбобура с усилием, обеспечивающим возникновение на зажатых торцах статоров сил трения, предот­вращающих их поворачивание (нижняя опора одновременно выполняет роль сальника), промежуточных радиальных опор

5, установленных в средней части вала (обычно двух), осевой опоры в виде гребенчатой пяты 6, состоящей из укрепленных на валу металлических дисков и закрепленных в корпусе тур­бобура гуммированных подпятников.

На верхнюю часть вала навинчивается роторная гайка с контргайкой, зажимающая все вращающиеся детали и удер­живающая их от проворачивания силой трения, действующей на торцах.

Все радиальные опоры, так же как и осевая, выполнены в виде резинометаллических подшипников, смазка и охлажде­ние которых осуществляются промывочной жидкостью.

Поскольку турбобур является гидравлической машиной, его рабочие параметры (частота вращения п, крутящий момент М и мощность на валу ЛУ) зависят от скорости протекания жидко­сти в каналах турбины, т. е. от ее секундного расхода (?. Эти зависимости описываются следующими соотношениями:

п = Л„0; (8.1) М^рАМ3′, (8.3)

рт = рлр(22; (8.2) N = pAtJQ^ (8.4)

где Ап, Лр, Лм, Ан — коэффициенты пропорциональности; р — плотность жидкости.

При постоянном расходе жидкости рабочие параметры тур­бобура меняются в зависимости от осевой нагрузки, опреде­ляющей величину момента сопротивления вращению вала.

Взаимосвязь между рабочими параметрами турбины турбо­бура при постоянном расходе жидкости называется рабочей ха­рактеристикой турбины. Обычно она изображается графически, как показано на рис. 8.14.

Зависимость крутящего момента от частоты вращения яв­ляется линейной:

М = М,

(8.5)

(‘ — В

пп

БО 40 20 п 1000 п, об/мин характеристика

Таким образом, между мощностью и частотой враще­ния вала турбины существует параболическая зависимость, что видно из рис. 8.14. Мощность достигает максимума при частоте вращения вала «0 = пх/2. (8.7)

пх — частота холостого вращения турбины (М = 0), об/мин. Мощность на валу зависит от величины момента и часто­ты вращения:

ппМт

зсГ

(8.6)

I (при п	= 0);
	/"			N
	>			■І
	/				в Па
V

200 600

Рис. 8.14. Рабочая турбины

Гидравлический к. п. д. турбины

4 =

(8.8)

Вследствие малой изменяемости перепада давления рт ме­няется почти пропорционально изменению мощности N и имеет максимум, близко расположенный к оптимальному значению п=пх/2.

Гидравлическая энергия привода турбобура обеспечивается буровыми насосами.

(8.9)

Мощность, подводимая к турбобуру,

Ыт = рт0 = ЛГИ—ЛГС = РиО.—РсО.,

где — гидравлическая мощность насосов, Вт; УУС — затраты мощности на преодоление гидравлических сопротивлений, Вт; рн — давление, развиваемое насосами, Па; рс — суммарные по­тери давления в циркуляционной системе скважины, Па.

Зависимость потерь давления от расхода жидкости можно выразить соотношением

Рс =.Р («1 + О2 = аСр, (8.10)

где а1 — коэффициент, характеризующий гидравлические со­противления, не зависящие от глубины скважины; аг — коэф­фициент, характеризующий сопротивления, зависящие от глу­бины скважины; Ь — длина бурильной колонны, м.

С учетом конструкции циркуляционной системы

а1 = «1 + + «3; —се4 + аБ + «6>

(8.11)

(8.12) Гг I

где «ь о.2, , а6 — коэффициенты, характеризующие соответ­

ственно гидравлические сопротивления в поверхностной обвязке буровой (стояк, шланг, вертлюг, ведущая труба), долоте, ко­лонне УБТ, бурильных трубах, замках и кольцевом простран­стве.

Значение коэффициентов а/, ■ ■ ., ае’ может быть определено по формуле (табл. 8.5).

Таблица 8.5 Определение коэффициентов а’ К оэффициенты а2 “4 а5 “б 1 ^УБТ X 1 К рг/2 Ч/о 2(0,..-^)/^
Диаметр ведущей трубы, мм
114 140 168	3,6 105 3,3-106 2,93 105

В табл. 8.5 р — коэффициент расхода (для долот с обычной схемой промывки р*»0,67, для гидромониторных долот «0,95); ^ — суммарная площадь поперечного сечения промы­вочных отверстий долота, м2; йо—внутренний диаметр УБТ, м; ^’о —площадь поперечного сечения внутреннего канала УБТ, м2; ^убт—коэффициент гидравлических сопротивлений в ко­лонне УБТ; ^т, К Рк— площади поперечных сечений проход­ного канала бурильных труб, замков и кольцевого зазора соот­ветственно, м2; 1С — длина свечи бурильной колонны, м; Я и Як — коэффициенты гидравлических сопротивлений для буриль­ных труб и кольцевого зазора соответственно; £ — коэффициент местных сопротивлений в бурильных замках.

Тогда зависимость мощности, подводимой к турбобуру по­током жидкости, от ее расхода выразится соотношением

Эта функция (рис. 8.15) достигает максимума при

в-л-л/й-

При этом между перепадом давления в турбине и давлением, развиваемым насосами, устанавливается следующее соотно­шение:

рт = 2/3ри. (8.15)

Рис. 8.15. Зависимость гидрав — (8 16) лической мощности турбины от ‘ ‘ расхода жидкости

Однако соотношения (8.14) и (8.15) не учитывают условий работы долота, от которых зависят показатели бурения. Из практики известно, что механиче­ская скорость бурения и проходка за рейс в сильной степени зависят от условий очистки забоя и выноса разбуренной породы. В частности, при бурении в пористых, но слабо­проницаемых породах замечено, что механическая скорость растет с уменьшением отношения

У =

Ар

Рд

где рд — перепад давлений в промывочных отверстиях долота; Др— дифференциальное давление в системе пласт — скважина,

ДР = Рк + Рг. с — Рпл = Рк + (&6— 1)’Рпл. (8.17)

.. где рк — потери давления в кольцевом пространстве скважины; Рг. с — гидростатическое давление столба промывочной жидко­сти в скважине; рпл — пластовое давление жидкости в порах пласта, &б=Рг. с/рпл— коэффициент безопасности.

С учетом зависимости рк и рд от расхода жидкости получим

(*й“1)Рпл (8.18)

«Я

У = — +- «2

где

а*=а2р; а» = афЬ.

Расход промывочной жидкости должен обеспечивать необ­ходимую для выноса разбуренной породы скорость восходящего потока Ущш; с другой стороны, он ограничивается предельно допустимой скоростью истечения промывочной жидкости из от­верстий или насадка долота т. е.

(8.19)

где дт. п^>т1п (8.20)

С учетом этого величина у должна выбираться из соотно­шения

аз | (ко 1) Рпл аз | (кб ОРпл (8 22)

а2 а3*2д а2 °3<Згп1п

Рабочий расход жидкости, обеспечивающий заданные значе­ния ка и у, определится тогда выражением

У

<&=-./ ——• (8.23)

Приравнивая (8.14) и (8.23), получим необходимое давление на насосах:

рн = Зи(^б— 0 Рпл. 24)

При выборе типоразмера турбобура необходимо выполнить два условия: 1) при выбранном расходе жидкости гидравличе­ская мощность турбобура должна равняться подводимой к нему на данной глубине скважины мощности потока жидкости;

2) при оптимальном режиме отношение крутящего момента к частоте вращения вала турбобура должно быть как можно большим, чтобы обеспечить наилучшее использование подводи­мой к турбобуру мощности.

Для выполнения первого условия турбобур должен обладать определенным значением конструктивного параметра Ар, свя­зывающего перепад давления в турбине с расходом жидкости.

Это значение с учетом зависимости (8.24) определяется вы­ражением

/4р = 2^а1 + а21). (8.25)

Зависимость (8.25) позволяет решить и обратную задачу — найти Ь по известному для данного турбобура Ар. Параметры Ар легко определяются по данным технических характеристик турбобуров (табл. 8.6). Для выполнения второго условия необ­ходимо выбрать долота и турбобуры возможно близких диамет­ров в соответствии со следующими соотношениями:

Диаметр долота, мм. . 145 190 214 243 269 и более

Наружный диаметр тур­бобура, мм 127 170 195 215 240

Щ

Из зависимости (8.25) следует, что с увеличением глубины скважины необходимо увеличивать значение параметра ко­торый прямо пропорционален числу ступеней турбины. Практи­чески это означает, что скважина должна быть разбита на ин-

Параметры турбобуров ТУ 26-02-367—71 Шифр турбобура Число ступеней Расход жидкости, л/с Частота вращения вала, об/мнн Крутящий момент» кН*м, при р аг 1000 кг/м* В № Я " £ ы а. 8і=ї С$а К. п. д. турбины Длина, мм Масса, кг Т12МЗБ-240 104 50 660 2,0 4,0 0,70 8 275 2015 55 725 2,4 4,5 ЗТСШ-240 318 32 420 2,5 5,0 0,70 23 550 5980 34 450 2,85 5,5 А9Ш 210 45 420 3,0 7,0 0,44 16 690 4605 А9ГТШ-ТЛ 231/117 40 230 2,5 4,0 23 825 6580 45 260 3,2 5,0 Т12МЗБ-215 99 40 545 1,1 2,5 0,6 8 035 1675 45 610 1,4 3,5 Т12МЗБ-195 100 30 660 8,5 3,5 0,6 9 100 1500 35 770 11,5 4,5 ЗТСШ-195 285 22 485 1,3 5,0 0,6 23 550 4165 24 530 1,35 6,0 ЗТСШ1-195ТЛ 318 40 355 1,75 3,0 0,54 25 905 4355 45 400 2,2 4,0 ЗТСША-195ТЛ 327 20 580 1;95 6,5 0,75 16 090 4710 30 725 3,05 10,5 А7Ш 236 30 520 1,9 8,0 0,41 17 425 3179 А7ГТШ-ТЛ 279/39 25 250 1,3 4,0 0,41 25 905 4520 Т12МЗЕ-172 121 25 625 6,5 3,0 0,5 8 440 1115 ТС5Е-172 239 20 500 8,0 4,0 0,5 15 340 2150 ЗТСШ1-172 336 20 505 10,0 6,0 0,44 25 800 4490 А6ГТШ 335/121 20 280 7,5 4,0 0,25 22 700 2640 ТС4А-127 240 12 740 3,5 5,0 0,44 13 635 1090 ТС4А-104 212 8 870 1,5 4,5 0,37 12 775 630

Примечание. В числителе — число рабочих турбин; в знаменателе—число турбин торможения.

тервалы, и для каждого из них должен быть подобран турбобур с соответствующим числом ступеней, чтобы в конце интервала он мог полностью использовать подводимую к нему гидравличе­скую мощность. Эта необходимость и легла в основу создания секционных турбобуров, представляющих собой последователь­ное соединение нескольких машин, валы отдельных секций ко­торых соединяются с помощью конусно-шлицевых муфт, а кор­пуса— с помощью замковой резьбы через переходники.

Дальнейшим совершенствованием конструкций турбобуров явилось создание шпиндельных секционных машин типа ЗТСШ, представляющих сейчас основной парк серийно выпускаемых турбобуров. Их особенностью является расположение осевой опоры в отдельном заменяемом узле — шпинделе, привинчивае-

мом к нижней секции, которая может использоваться и как од­носекционный турбобур. Резино-металлическая осевая опора в шпинделе одновременно служит и лабиринтным сальником по­вышенной герметичности, что позволяет сократить утечки жид­кости до 2—3 % даже при высоких перепадах давления в тур­бине и обеспечивает возможность применения гидромониторных долот. Последнее, как показывает зависимость (8.16), имеет весьма важное значение для достижения высоких показателей турбинного бурения. В настоящее время кроме резинометалли­ческих в шпинделе используются также-и шаровые опоры, гер­метизированные с помощью сальниковых устройств.

Повышению показателей бурения на больших глубинах во многом способствовало создание секционных турбобуров типа А с падающей к тормозному режиму линией давления. Вследствие применения особого типа турбин перепад давления в этих тур­бобурах в отличие от обычных уменьшается при снижении числа оборотов, что вызывает увеличение количества жидкости, про­текающей через турбину и, следовательно, возрастание вращаю­щего момента. Регулирование расхода жидкости может осу­ществляться устройствами наземного или забойного типов. Важным усовершенствованием является также применение ша­риковых подшипников вместо резинометаллических в осевых и радиальных опорах. Все это позволяет создавать на долоте большие осевые нагрузки при сравнительно невысокой частоте, вращения (250—300 об/мин), что способствует увеличению про­ходки на шарошечное долото за счет роста стойкости опор.

Другим направлением создания тихоходных турбобуров яв­ляется применение системы гидродинамического торможения (турбобуры типа АГТ). Часть ступеней турбины заменяется ро­торами и статорами, лопатки которых имеют одинаковый угол наклона к оси вала. При этом роторы системы гидродинамиче­ского торможения для своего вращения будут отбирать некото­рый момент, развиваемый турбиной, тем больший, чем выше ча­стота вращения турбины.

Энергетически более выгодным ■ способом регулирования ча­стоты вращения долота является применение быстроходных тур­бин с редукторами. Многолетний опыт работ в этом направле­нии позволяет считать задачу создания редукторного турбобура вполне реальной, что даст возможность заменить громоздкие многосекционные турбобуры компактными высокомоментными машинами.

Создание и развитие конструкций тихоходных турбобуров обусловлено ограниченными возможностями опор шарошечных долот. Алмазные и им подобные долота, не имеющие вследствие отсутствия опор таких ограничений, в наиболее полной мере от­вечают сущности турбинного бурения. Однако для эффективной реализации высокооборотных режимов требуются специальные конструкции турбобуров, отличающиеся высокими значениями
частоты вращения и вращающегося момента, а также повышен­ной износостойкости. Примером подобной конструкции являются турбобуры типа ЗТСША, оснащенные специальными турбинам» точного литья. Важное значение имеет также обеспечение каче­ственной очистки забоя в соответствии с условием (8.16).

с

Задачи отбора керна при турбинном бурении вполне успешно решаются с помощью колонковых турбодолот КТДЗ и КТД4 со съемными кернопри — емниками. Конструкция турбодолота КТДЗ анало­гична конструкции турбобура Т12МЗ, отличаясь только наличием полого вала, внутри которого раз­мещается съемиая грунтоноска. Турбодолото КТД4 отличается от долот КТДЗ увеличенным числом ступеней турбины, что позволяет отбирать керн большого диаметра (40—60 мм вместо 33—50), нижним расположением осевой опоры и наличием регулируемой по длине грунтоноски. Некоторые конструкции долот КТД выпускаются в секционном исполнении, что позволяет увеличить длину керно — приема с 4 до 7 м.

Турбобуры условно не разрезаны

Рис. 8.16. Реактивнотурбинный агрегат:’

-12200

Неподвижнее кольцо

7 8 Э 11 12 Б-Б

1 — переводник к бурильным трубам; 2 — траверса в сборе; 3 — гурбо бур; 4 — полухомут; 5, 6, 7 — грузы, 8 — плита; 9 —втулка разрезная; 10 — кольцо регулировочное; И — плита нижняя; 12 — стяжка

Рис. 8.17. Турбинный отклонитель ОТС:

К турбобурам специального назначения относятся машины, применяемые в установках реактивно-турбинного бурения (РТБ), турбинные отклонители и вставные турбобуры.

Сущность реактивно-турбинного бурения, предназначенного для проходки скважины увеличенного диаметра, заключается в том, что два или более турбобура соединяются параллельно в одном агрегате (рис. 8.16). Долота типа ДРБ вращаются во­круг оси турбобуров, а турбобуры за счет реактивного момента, возникающего на долотах, вращаются вокруг оси скважины. В результате такого двойного движения поражается весь забой скважины, получающийся при этом плоским. В установках РТБ применяются односекционные турбобуры типа Т12МЗ, отличаю­щиеся наличием бурта на корпусе, на который опираются грузы, создающие нагрузку на забой.

Турбинные отклонители предназначены для направленного бурения скважин и заменили собой применявшиеся ранее укоро­ченные и секционные турбобуры с угловым смещением секций. Турбинный отклонитель с переходником 2 представляет собой секционный или односекционный шпиндельный турбобур (рис. 8.17), в котором вал нижней секции 1 соединен с валом укороченного шпинделя 4 с помощью кулачковой муфты 3, поз­воляющей передавать момент при некотором угловом смещении соединяемых валов. Такая конструкция обеспечивает высокий темп набора кривизны, аналогичный достигаемому укорочен­ными турбобурами, при таких же энергетических параметрах турбобура, как при бурении вертикальных скважин.

Вставной турбобур предназначен для бурения вставными до­лотами без подъема бурильной колонны для смены долота. Он отличается турбиной радиально-аксиального типа, позволяю­щей ротору свободно проходить внутри статора. Статор турбины устанавливается внизу бурильной колонны, а ротор, соединен­ный со вставным долотом, спускается внутри бурильной колонны на канате. В верхней части ротора имеется осевая опора, кото­рая садится на седло, установленное в нижней части бурильной колонны.

Винтовые двигатели. Винтовой двигатель как высокомомент — ная и тихоходная гидравлическая машина объемного действия в наибольшей мере отвечает требованиям технологии бурения шарошечными долотами с герметизированными опорами. Опыт­но-конструкторские работы по созданию забойных винтовых двигателей ведутся в СССР с начала 60-х ходов под руковод­ством М. Т. Гусмана. В СССР и США этот новый тип забой­ного двигателя широко внедряется в практику бурения глубо­ких скважин.

Винтовой забойный двигатель типа Д, получивший в нашей стране преимущественное развитие, состоит из двух секций: дви­гательной и шпиндельной. Собственно двигатель (рис. 8.18, а) состоит из статора 1 и ротора 2, представляющих собой винто­
вой героторный механизм, а также карданного вала 3 с двумя шарнирами. Статор представляет собой стальной корпус с внут­ренней вулканизированной резиновой обкладкой, на которой

ГГ /Г-н д п/ч/мцнМНм

					Му—
			ч
/
/							/7=7“	го

1200

600

200

400

І=Г-г З-Ч 5:6 7-8 9—Ю

Рис. 8.18. Винтовой забойный двигатель типа Д:

а — конструкция; 6 — зависимость выходных параметров двигателя от передаточного отношения роторного механизма

имеются десять винтовых специально профилированных зубьев. Стальной ротор имеет на один зуб меньше и расположен экс­центрично относительно оси статора. Длина шага ротора отно­сится к длине шага статора как 9: 10; вследствие этого, а также специального профилирования, зубья ротора и статора нахо­
дятся в непрерывном контакте по всей длине рабочих органов, что обеспечивает разделение полостей высокого и низкого дав­лений и осуществление рабочего процесса. Под действием по­тока промывочной жидкости ротор приходит во вращение и, об­катываясь по зубьям статора, совершает планетарное движе­ние. Выходная частота вращения ротора в девять раз меньше скорости переносного движения оси ротора относительно оси статора, следовательно, винтовой двигатель одновременно вы­полняет роль редуктора.

Статор через переходник соединяется с колонной бурильных труб, а ротор с помощью карданного вала 3 — с выходным ва­лом 4. Кроме вала в состав шпиндельной секции входят также многорядная осевая опора 6 (шаровая), радиальная резиноме­таллическая опора 7, сальниковое устройство 8, закрепленные в корпусе шпинделя 5.

Двигатели типа Д могут применяться и в секционном ис­полнении, что обеспечивает возможность бурения с нагрузками на долото 300 кН и выше. Выходные параметры забойных вин­товых двигателей в сильной степени зависят от передаточного отношения пары ротор — статор (рис. 8.16,6). Изменяя послед­нее, можно получить различную степень уменьшения момента и частоты вращения вала.

Электробуры. Забойные буровые машины с электрическим приводом (электробуры) были впервые разработаны в СССР в 1937—1940 гг. под руководством А. П. Островского, Л. В. Александрова, А. А. Богданова и Н. Г. Григоряна.

Электробур состоит из’ погружного электродвигателя и шпин­деля. В настоящее время освоено производство электробуров с редукторами-вставками, которые устанавливаются между электродвигателями и шпинделем.

Принципиальная схема безредукторного электробура приве­дена на рис. 8.19. Электродвигатель электробура представляет собой трехфазиый асинхронный маслонаполненный двигатель с короткозамкнутым секционированным ротором. В корпусе ста­тора 13 запрессованы чередующиеся пакеты из магнитопровод­ной 12 и немагнитопроводной 14 сталей. В пазах статора зало­жена стержневая обмотка, верхние концы которой соединены с контактным стержнем 1, соединяющим ее с системой токопод — вода. Ротор двигателя состоит из полого вала И, на который насажены пакеты из листовой немагнитной стали с алюминие­вой обмоткой типа «беличье колесо». Промывочная жидкость проходит по внутреннему каналу вала ротора. Внутренняя по­лость двигателя заполняется изоляционным трансформаторным маслом, давление которого поддерживается на 0,2—0,3 МПа выше давления промывочной жидкости. Это достигается с по­мощью пружинного компенсатора (лубрикатора), установлен­ного в цилиндре компенсатора 6 в верхней части двигателя. Под действием пружины 5 поршень компенсатора 4 создает избы­

точное давление масла в корпусе электробура. Система масло- защиты включает также верхний 8 и нижний 19 сальники, гер­метизирующие концы вала двигателя с помощью соприкасаю­щихся по торцам колец.

Рис. 8.19. Конструкция электробура: / — контактный стержень; 2 — переводник; 3 — резиновая диафрагма компенсатора дви­гателя; 4 — поршень компенсатора; 5—пружина; 6 — цилиндр компенсатора; 7 — сое­динительный корпус двигателя; 8— верхний сальник двигателя; 9— верхний клапан двигателя; /0 —верхняя часть обмотки статора; II — вал двигателя; 12 — пакет маг — ннтопроводной стали статора; 13 — корпус статора из немагнитного материала; 14 — пакет немагнитопроводной стали; 15 — промежуточный подшипник двигателя; 16 — сек­ция ротора двигателя; 17 — нижняя часть обмотки статора; 18 — нижний подшипник двигателя; 19 — нижинй сальник двигателя; 20 — клапан; 21 — ннжннй соединительный корпус; 22 — корпус шпинделя; 23 — втулка; 24 — зубчатая муфта; 25 — клапан; 26 — верхний радиальный подшипник; 27 — упорный подшипник; 28 — наружная обойма рас­пределителя осевой нагрузки; 29 — внутренняя обойма; 30 — поршень компенсатора шпинделя; 31 — пружина; 32 — нижний радиальный подшипник; 33— пробка; 34 — саль­ник шпинделя; 35 — вал шпинделя: 36 — переводник на долото

Шпиндель электробура, являющийся промежуточным зве­ном между двигателем и долотом, передает на долото осевую нагрузку, создаваемую частью веса бурильной колонны, и вос­принимает реакцию забоя, передавая ее через корпус электро­
бура на бурильные трубы. При этом ротор, не рассчитанный на восприятие осевой нагрузки, остается незагруженным. Шпин­дель является маслонаполненным и состоит из корпуса 22, внутри которого расположены полый вал 35, осевая опора из трех упорных шарикоподшипников 27, радиальные подшипники

Рис. 8.20. Редуктор-вставка Р164

26 и 32, пружинный компенсатор с поршнем 30 и пружиной 31, сальником шпинделя 34. Валы двигателя и шпинделя соединя­ются посредством зубчатой муфты 24. С долотом вал соединя­ется с помощью переводника 36.

Безредукторные электробуры, двигатели которых имеют во­семь полюсов, развивают частоту вращения около 700 об/мин, что неблагоприятно сказывается на стойкости опор шарошеч­ных долот. Как показали исследования, наиболее полно удов­летворяет требованиям регулирования частоты вращения при неизменной мощности применение редукторной передачи. Усло­
виям электробурения наиболее соответствует применение много­рядных планетарных редукторов с внутренним зацеплением.

Двухрядный редуктор-вставка Р164 (рис. 8.20) состоит из двух цилиндрических корпусов 1 и 4, соединенных конической резьбой, внутри которых собраны редуктор и лубрикатор. На­грузка между рядами распределяется поровну с помощью де­лителя момента типа конического дифференциала. Три сател­лита 7 в каждом ряду вращаются на игольчатых подшипниках вокруг своих осей, закрепленных в водиле 6, и обкатываются по солнечной шестерне 8. Лубрикатор представляет собой емкость с резиновой диафрагмой трубчатой формы 9 и двумя сальни­ками. Один из них установлен между быстропроходным 10 и ти­хоходным (выходным) валом 2. Для закачки масла и удаления воздуха служат пробки 3 и обратный клапан 5. Валы редук­тора соединяются с валами электродвигателя и шпинделя с по­мощью зубчатых муфт.

Таблица 8.7 Техническая характеристика электробуров Номн- Сила Тип нальная вращения Длина, Масса, электробура мощность, нне, В вала, м кг кВт об/мин

165 455 14,02 5100   165 145 15,92 5700   144 690 13,40 3500   112 230 14,78 3900   131 680 13,93 2900   102 230 15,54 3200   130 676 12,50 2050   90 240 14,40 2300   83,6 695 12,14 1800   59 220 13,93 2000   87,5 685 12,30 1650   61,5 220 14,09 1900

Э290-12 240 1750 Э290-12Р 240 1750 Э240-8 210 1700 Э240-8Р 145 1400 Э215-8М 175 1550 Э215-8МР 110 1350 Э185-8 125 1250 Э185-8Р 70 1100 Э170-8М 75 1300 Э170-8МР 45 1000 Э164-8М 75 1300 Э164-8МР 45 1000

Питание электробура обеспечивается специальной системой токоподвода, состоящей из двухжильной кабельной линии, сое­динительных контактов и токоприемника. Кабельная линия со­стоит из секций, вмонтированных в бурильные трубы, при этом бурильная колонна, соединенная с «землей», служит третьим проводом. Кабельные секции соединяются с помощью контакт­ных муфт и стержней, укрепленных внутри бурильных замков. Электроэнергия к кабелю подводится с помощью токоприем­ника, устанавливаемого между ведущей трубой и вертлюгом. Основной его деталью является полый вал, внутри которого вво­дится отрезок кабеля с контактной муфтой, а на поверхности монтируются контактные кольца. К двум кольцам присоединя­ются концы двух жил кабельного ввода, а третье кольцо зазем­
ляется на ствол токоприемника. В корпусе токоприемника смон­тированы щетки, контактирующие с кольцами и обеспечиваю­щие непрерывность электрической цепи даже при вращении бурильной колонны. Поверхностное оборудование для электро­бурения состоит из трансформатора, станции и пульта управ­ления. Основные технические характеристики современных электробуров приведены в табл. 8.7.

Комментарии запрещены.