При углублении скважины порода может разрушаться долблением, сверлением или (и) истиранием (последний случай — разновидность предыдущего).
Каждому из этих видов разрушения соответствуют основные методы бурения: ударное, вращательное, ударно-вращательное (практически неприменяемое) и дробовое (применяется редко) бурение.
Наибольшее применение получило вращательное бурение. При этом способе цилиндрический ствол формируется непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы в процессе бурения также непрерывно выносятся на поверхность циркулирующим буровым раствором (газом, газированной жидкостью).
При вращательном бурении долото внедряется в породу в результате одновременного действия осевого усилия (нагрузки), направленного перпендикулярно к плоскости забоя, и окружного усилия от вращающего момента.
Различают: роторное бурение, — когда двигатель, приводящий во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб, находится на поверхности; турбинное бурение и бурение с использованием электробура, — когда двигатель расположен у забоя скважины, над долотом. Поток бурового раствора, кроме известных функций, выполняет функции источника энергии.
Роторное и турбинное бурение являются основными способами проводки скважин и используются повсеместно. Особенно широко используется турбинный способ бурения в России.
ЗАБОЙНЫЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ДВИГАТЕЛИ
В основе турбинного бурения лежит применение забойного турбинного гидравлического двигателя. Гидравлическим двигателем принято называть машину, которая преобразовывает энергию потока жидкости (бурового раствора) в механическую энергию ведомого звена — вала или штока.
По принципу действия различают гидравлические двигатели объемного (гидростатического) типа и гидродинамические двигатели.
Объемные двигатели работают под действием 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 может быть выполнен в виде поршня, пластины, зуба шестерен или ротора. В объемных гидравлических двигателях ведомое звено может совершать как циклическое возвратно-поступательное или возвратно-поворотное, так и непрерывное движение.
Объемные двигатели характеризуются тремя основными признаками:
- а) наличием рабочих камер, которые периодически сообщаются со входом или выходом машины, при этом жидкость наполняет каждую камеру или выталкивается из нее;
- б) изменением давления в рабочей камере от начального до конечного постепенно из-за изменения объема камеры или скачкообразно вследствие сообщения камеры с выходом;
- в) несущественной зависимостью усилий на рабочих органах двигателя от скорости движения 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.
Выпускной квалификационной работы: Аналитические исследования ...
... развития технологий направленного бурения ознакомление с технологией бурения скважин с роторными управляемыми системами анализ применяемых механизмов искривления в роторных управляемых системах выведение рекомендаций по выбору роторных управляемых систем сравнительный анализ технологий бурения с роторными управляемыми системами и управляемым двигателем 1 ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ ...
Гидродинамические двигатели характеризуются также тремя особенностями:
- а) рабочие органы двигателя выполнены в виде лопаточного аппарата, состоящего из статора и ротора, обтекаемого жидкостью;
- б) в каналах двигателя циркулирует непрерывный поток жидкости;
- в) взаимодействие между лопаточным аппаратом и жидкостью носит гидродинамический характер.
ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ. ТУРБОБУРЫ
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 бурения нефтяных скважин был взят 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 разработал (совместно с С.М. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турбобуром Капелюшникова. Он развивал мощность до 12 л.с. и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема 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 время1.
Турбобур — машина быстроходная. Поэтому большое значение имеют работы, направленные на создание низкооборотных турбобуров, способных эффективно отрабатывать шарошечные долота с герметизированными мас-лонаполненными опорами типов ГНУ и ГАУ.
Способы бурения инженерно-геологических скважин
... скважины. При шнековом бурении кольцевым забоем применяют магазинные шнеки и специальные коронки. Но шнековое бурение имеет свойство искривлять ствол скважины, ... в несвязных – желонку, в полускальных – долото. Инструмент для ударно-канатного бурения «клюющим» способом состоит из забивного стакана ... этом в центральной части забоя (внутри колонковой трубы) образуется керн в виде столбика (монолит) ...
В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа Stra-topax.
Современный турбобур должен обеспечивать:
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 меньше 7 с-1 для шарошечных и 7-10 с-1 для алмазных долот.
3. Максимально возможный КПД.
4. Срабатывание 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 приведенных 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 для одного и того же диаметра целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров.
В начале 50-х гг. в связи с увеличением 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 свинчивали с помощью конической резьбы, а их валы соединяли сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.
В дальнейшем, с целью упрощения эксплуатации турбобуров, осевую опору вынесли в отдельную секцию — шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура — его опоры.
Секционные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм.
В конце 50-х гг. во ВНИИБТ были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) 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, что в свою очередь снижало эффективность турбинного способа бурения.
«Бурение нефтяных и газовых скважин» :«Общие положения о бурении» » Мы с АГНИ
... с меньшими частотами его вращения и др. Турбинное бурение. При турбинном способе бурения долото соединяется с валом турбины турбобура, которая приводится во вращение движением жидкости ... и выходящим через заколонное пространство буровым раствором, пеной или газом. Роторное бурение. При роторном бурении долото вращается вместе со всей колонной бурильных труб; вращение передается через ...
В начале 60-х гг. Р.А. Иоаннесяном, Д.Г. Малышевым и Ю.Р. Иоанесяном была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура типа 128 000, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.
Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша 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 около 2,5… 5 с-1 [2].
Это привело к созданию целого 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 полным валом;
- с плавающей системой статора;
- с тормозной приставкой гидромеханического типа;
- с редукторной вставкой.
Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа — винтовые.
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.
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 240 мм.
Турбобуры состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции. В шпинделе установлена непроточная резинометаллическая осевая опора, которая выполняет также функцию уплотнения вала турбобура.
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, лопаточный венец, 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 типа АГТШ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но могут применяться и при алмазном бурении. Машиностроительные заводы Минхиммаша выпускают турбобуры АГТШ с диаметром корпуса 164, 195 и 240 мм.
Турбобуры состоят из трех секций и шпинделя. Две турбинные секции содержат многоступенчатую высокоциркулятивную турбину. В третьей устанавливаются ступени гидродинамического торможения (ГТ).
Турбобур — забойный гидравлический двигатель
... для увеличения вращающего момента на валу применяют многосекционные турбобуры, в которых последовательно соединяются 2—3 секции турбин турбобура с общим числом ступеней 300—450. Это ... забойные двигатели объемного типа — винтовые. Среди конструкторов турбобуров еще нет единого мнения о наиболее эффективном и перспективном направлении развития техники турбинного способа бурения. С целью объективной ...
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. Величина тормозящего момента пропорциональна частоте вращения вала.
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), а также к использованию одного бурового насоса при бурении скважины.
С целью снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяют 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.
В дальнейшем усовершенствованные многосекционные турбобуры испытывались при бурении глубоких скважин в РФ и за рубежом как с отечественными, так и с американскими долотами. Стойкость шарошечных долот производства США составляла 15-60 ч.
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 надежнее, но и долговечнее, чем применяемые в настоящее время шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД, которыми в скором времени будут оснащаться серийно выпускаемые турбобуры.
Многосекционный турбобур является дорогой машиной, поэтому его срок службы до списания должен быть увеличен не менее чем до 2000 ч. Результаты испытаний таких турбобуров со шпинделями типа ШФД показали, что их долговечность составляет 2000-4000 ч.
Энергетическая характеристика многосекционного турбобура может формироваться несколькими путями: использованием разных типов турбин, их сочетанием со ступенями ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.
Турбобур с независимой подвеской
Увеличение количества 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 того чтобы упростить эти операции и сделать секции взаимозаменяемыми, разработали конструкцию турбобура с независимой подвеской.
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 динамическую составляющую, 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 наработка турбинной секции на отказ укладывается в диапазон 120-350 ч.
Вращательный способ бурения скважин, его описание и характеристика. ...
... трубы, что позволяет ей одновременно с вращением перемещаться вверх и вниз. Рис. VI Станки и инструмент вращательного бурения: а - схема станка шнекового бурения; 1 - резец; 2 - платформа; 3 ... коронкой, армированной резцами из твердых сплавов или алмазами (рис. VI. 1,в). При вращении бурового снаряда колонка под действием осевого давления внедряется в породу, образуя кольцевую выработку ...
В тяжелых условиях работает упорный подшипник шпинделя. 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 примерно 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 (обойма, шары).
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 имеют те же преимущества, что и турбобуры с независимой подвеской секций. Однако в отличие от первых осевая опора шпинделя во вторых 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, которые не имеют проставочных 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. Недостатком этой конструкции является 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.
Турбобуры с диаметром корпуса 172 мм с плавающим статором прошли промышленные испытания в Главтюменнефтегазгеологии. Средняя наработка турбобура на отказ (по шпинделю) составила 210 ч. Межремонтный период турбинных секций — более 500 ч.
Турбобур с полым валом
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.
Бурение нефтяных и газовых скважин
... нефтяной промышленности и с тех пор каждый год отмечают «День работника нефтяной и газовой промышленности». Число пробуренных скважин на нефтяных ... изобретен турбобур, представлявший собой одноступенчатую гидравлическую турбину с планетарным редуктором. Турбина приводилась во вращение ... бурение. 2. Понятие о скважине , Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной ...
В пространстве между корпусом и полым валом установлено около 100 ступеней турбины. Концы полого вала оборудованы конусно-шлицевыми полумуфтами, внутри которых имеются уплотнительные 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 серии 128 000. При необходимости нижний конец корпуса шпинделя может быть оборудован стабилизатором, при этом на нижний конец вала устанавливается удлинитель, который центрируется внутри стабилизатора резинометаллической 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.
Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуществлять следующие операции:
- поддерживать в насадках долота перепад давлений в 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 ПО-50 по ТУ 39-020-75 и торпеды, например, ТШ-35, 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 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.
Станки вращательного бурения и их технические характеристики
... частоты вращения и скорости подачи инструмента, величинами осевых усилий подачи, крутящих моментов и др. Станки вращательного бурения резцовыми коронками Сущность бурения этими станками заключается в следующем. Буровой инструмент вращается от двигателя через редуктор и ...
Редуктор-вставка является автономным узлом, который может быть заменен непосредственно на буровой.
Турбины современных турбобуров
Турбина турбобура является преобразователем гидравлической энергии потока жидкости в механическую энергию вращения вала.
Турбина современного турбобура является многоступенчатой, осевого типа и состоит из системы статоров и системы роторов. Как правило, система статоров связана с корпусом, а система роторов — с валом турбобура.
При постоянном значении расхода бурового раствора через турбину развиваемый ею крутящий момент определяется по формуле Эйлера
М = Qpr(Cw — C2u)z, (4.1)
где Q — расход жидкости; р — плотность жидкости; г — средний радиус турбины; C1w C2u — проекции абсолютной скорости потока жидкости, протекающего соответственно через статор и ротор, на направление окружной скорости турбины; z — число ступеней турбины.
Эффективный перепад давления на турбине определяется по формуле
рэ = pu2z, (4.2)
где и — окружная скорость турбины на среднем диаметре.
Развиваемый турбиной крутящий момент зависит от режима ее работы, т.е. от частоты вращения ротора турбины. Для большинства современных турбин эта зависимость линейна и определяется уравнением
М = Мт 1- , (4.3)
где Мт — тормозной (предельный) крутящий момент; п — частота вращения ротора; лх — частота вращения ротора на холостом режиме (предельная).
Совокупность зависимостей крутящего момента, перепада давления, мощности и коэффициента полезного действия (КПД) от частоты вращения называется энергетической характеристикой турбины. Энергетическая характеристика приведена на рис. 4.6. Как видно из графиков, характеристика турбины турбобура — сериесная. Однако это не означает, что работа турбобура может осуществляться на всех режимах от холостого до тормозного. Известно, что при увеличении осевой нагрузки частота вращения вала турбобура вначале уменьшается, затем турбобур начинает неустойчиво работать, а потом резко останавливается — «срывается».
«Срыв» турбобура объясняется многими факторами, основными из которых являются нелинейный рост момента сопротивления на долоте и в пяте турбобура при увеличении осевой нагрузки и снижении частоты вращения, низкочастотные колебания момента сопротивления из-за вибраций и неравномерностей подачи бурильного инструмента, перемежаемость разбуриваемых горных пород по твердости. Все эти факторы приводят к тому, что устойчивая работа турбобура возможна только с определенным, как правило, не менее чем двукратным запасом крутящего момента, т.е. на режимах, располагающихся правее от режима максимальной мощности.
Эти режимы в большинстве случаев характеризуются также и максимальным значением механической скорости проходки. Поэтому условно режим максимальной мощности можно считать рабочим режимом турбобура.
Следует отметить, что, чем глубже забой скважины, чем больше искривлен ее ствол, чем более моментоемкое долото используется при бурении, чем выше вибрации бурильного инструмента и чем больше перемежаемость горных пород, тем ближе к холостому режиму должен приближаться рекомендуемый рабочий режим турбобура и тем ниже должна быть холостая частота его вращения.
При пересчете параметров характеристики турбины на другие значения расхода, плотности жидкости и числа ее ступеней следует пользоваться выражениями
Общее представление о бурение нефтяных и газовых скважин
... бурение забойных двигателей, турбобур, электробур, бурение на море. сверхглубокое бурение. 1.1. Буровые работы в России, Буровые работы в России Бурение этих скважин ... характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований. 3. Структурные скважины ... с частотой вращения 700-540 мин-1 и мощностью 50-250 кВт. Классификация скважин по назначению. ...
п ~ Q; M ~ Q2; p ~ Q2; N ~ Q3; r|inv Q;
- ninv P;
- М~р;
- р ~ р;
- N ~ р;
- riinv p;
- (4.6)
riinv z; M ~ z; p ~ z; N ~ z; r|inv z,
где N — мощность турбины.
Турбины турбобуров изготавливают из малолегированной стали преимущественно цельнолитыми в земляные формы и составными, когда лопаточный венец выплавляется точным литьем по моделям. Выпускаются также лопаточные венцы, изготовленные из пластмассы. Стойкость пластмассовых венцов, как правило, намного ниже стойкости стальных.
Характеристики турбин определяются экспериментально при испытаниях на специальном турбинном стенде. В табл. 4.8 даны основные параметры стендовых энергетических характеристик серийных и некоторых опытных турбин турбобуров, выпускаемых промышленностью.
Проектирование характеристики турбобура
Для эффективного применения турбобура необходимо правильно спроектировать его энергетическую характеристику. При этом следует руководствоваться следующими общими положениями.
1. Надежный контроль за режимом работы турбобура в процессе бурения возможен при режиме, когда механическая скорость проходки максимальная. Как правило, этот режим совпадает с экстремальным режимом работы турбобура или располагается в непосредственной близости в правой зоне кривой мощности. Таким образом, все расчеты характеристики турбобура имеет смысл вести для экстремального режима работы или режимов, близких к нему.
2. Следует помнить, что при недоиспользовании крутящего момента турбобура долота отрабатываются на излишне высоких частотах вращения. Это приводит к недобору проходки за рейс долота, и поэтому запас крутящего момента не должен быть излишне большим.
3. При турбинном бурении гидравлическая мощность, которую можно сработать в гидромониторных насадках долота, всегда намного меньше той, которую можно использовать при роторном способе бурения. Поэтому турбинное бурение предпочтительнее применять в разрезах, сложенных достаточно крепкими породами.
При бурении в мягких и пластичных породах необходимо в первую очередь думать об очистке вооружения долота, что обеспечивается пра-95
вильным и несимметричным расположением промывочных каналов долота. Вполне удовлетворительная очистка вооружения шарошек достигается при сработке в долоте перепада давления в 5 МПа.
4. При турбинном бурении целесообразно использовать осевые нагрузки на долото, составляющие 60-80 % тех, которые имеются при роторном способе бурения аналогичных разрезов.
5. Использование одной и той же энергетической характеристики турбобура в разных по буримости разрезах, например, в кварцитах и мягких глинистых сланцах, заведомо ставит турбинный способ бурения в невыгодные условия. Поэтому тип сборки турбобура в каждом конкретном случае должен соответствовать физико-механическим свойствам проходимых пород, гидравлической программе бурения и возможностям применяемого бурового оборудования. Формирование необходимой характеристики осуществляется за счет использования рационального соотношения турбин и решеток ГТ.
Проектирование характеристики турбобура следует начинать с определения так называемого «удельного» крутящего момента на долоте o, выражающего функциональную связь между осевой нагрузкой на долото и крутящим моментом, необходимым для вращения долота:
m = M/G, (4.7)
где o — удельный момент, м; I — крутящий момент, Н?м; G — осевая нагрузка на долото, Н.
Удельные моменты для различных районов бурения и типоразмеров долот определены в результате испытаний турбобуров и электробуров и приводятся во многих источниках.
После определения o находят потребный крутящий момент турбобура на экстремальном режиме
M = mG. (4.8)
При этом нагрузку на долото G выбирают, исходя из типоразмера долота, физико-механических свойств разбуриваемых пород и других факторов.
Зная значение I, можно определить тормозной момент турбобура:
Iт = 2I. (4.9)
Расход бурового раствора определяют, исходя из возможностей насосной группы буровой установки и имеющегося бурильного инструмента. На рис. 4.7 показаны совмещенные характеристики бурового насоса (1) и гидравлического тракта «манифольд — бурильная колонна с долотом — скважина» (2) без учета турбобура. Гидравлическая характеристика насоса строится по паспортным данным, а для манифольда, бурильной колонны, долота и кольцевого пространства скважины определяется расчетным путем или экспериментально.
Точка пересечения кривых 1 и 2 определяет предельные возможности данного бурового насоса. Расход бурового раствора Qmax, соответствующий этой точке, является предельным (не оптимальным) при бурении данной скважины роторным способом. Для создания необходимой эффективной характеристики турбобура рекомендуется использовать значения расхода Q, составляющие 60-80 % Qmax. Выбранное значение Q в большинстве случаев не должно превышать 0,07 л/с на 1 см2 площади забоя скважины.
Если в распоряжении проектировщика не имеется специальных типов турбин, то они выбираются из серийных, выпускаемых машиностроительными заводами. Пересчет параметров характеристики турбобура со стендовых данных производится по формулам (4.6).
При практических расчетах допускается не учитывать потери крутящего момента турбобура в шпинделе и в радиальных опорах секций, так как серийный турбобур обычно работает в зоне, близкой к разгрузке осевой опоры, где эти потери не очень значительны.
Потери давления в проточных каналах турбобура (без учета турбины) при расходе воды, равном 20 л/с, для турбобуров диаметром 164 и 172 мм составляют 0,7 МПа; для турбобуров диаметром 195 мм — 0,4 МПа и для турбобуров диаметром 240 мм — 0,2 МПа.
Работа турбобура считается устойчивой до тех пор, пока обеспечивается как минимум двойной запас тормозного момента по сравнению с рабочим, хотя этот вопрос изучен в недостаточной степени. Регулирование рабочей частоты вращения осуществляется изложенными выше способами. Расчеты ведутся по формулам (4.1)-(4.7).
Конечная цель расчетов заключается в определении числа ступеней турбины и ступеней ГТ (если это необходимо), обеспечивающих необходимые значения крутящего момента и частоты вращения при заданных расходах и плотности бурового раствора. Разумеется, это число должно округляться для того, чтобы соответствовать целому количеству турбинных секций.
Расчет характеристики турбобура целесообразно вести для нескольких вариантов использования имеющихся турбин и ступеней ГТ. Затем выбирается тот вариант, который обеспечивает заданные параметры характеристики при меньшем перепаде давления на турбобуре, или тот, который дает возможность обходиться меньшим числом турбинных секций.
ВИНТОВЫЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ
История создания винтовых забойных двигателей
Начиная с 40-х годов в б. СССР основным техническим средством для бурения нефтяных и газовых скважин являлся многоступенчатый турбобур.
Широкое распространение турбинного способа бурения обеспечило ускоренное разбуривание нефтегазоносных площадей Урало-Поволжья и Западной Сибири и, тем самым, позволило получать высокие темпы роста добычи нефти и газа.
Однако с увеличением средних глубин скважин и по мере совершенствования породоразрушающего инструмента и технологии роторного способа бурения в отечественной нефтяной промышленности с каждым годом росла тенденция отставания проходки за рейс долота — показателя, определяющего технико-экономические показатели бурения.
Несмотря на определенные усовершенствования техники и технологии турбинного бурения показатели работы долот на протяжении ряда лет улучшались весьма незначительно. Хотя в 70-е годы началось разбуривание месторождений Западной Сибири, отличающихся благоприятными условиями бурения (мягкие породы, относительно неглубокие скважины), средняя проходка за рейс по эксплуатационному бурению существенно отставала от аналогичного показателя в нефтяной промышленности США (в 3- 4 раза).
Так, в 1981-1982 гг. средняя проходка за долбление в США составила 350 м, в то время как в б. СССР этот показатель не превышал 90 м.
Серьезное отставание в проходке за долбление было связано с тем, что в те годы отечественная практика бурения базировалась на высокоскоростном режиме бурения с применением многоступенчатых безредукторных турбобуров, характеристики которых не позволяли получать частоты вращения менее 400-500 об/мин с обеспечением необходимых крутящих моментов и приемлемого уровня давления насосов, и как следствие эффективно использовать революционные усовершенствования шарошечных долот (с прецизионными маслонаполненными опорами и твердосплавным вооружением).
В связи с этим перед специалистами и организаторами бурения в нашей стране встал вопрос о создании техники для низкооборотного бурения.
Перед советской нефтяной промышленностью встала дилемма: либо переходить к роторному бурению, либо создать низкооборотный забойный двигатель.
К этому времени в б. СССР имелись определенные успехи роторного бурения глубоких скважин в ряде районов (Северный Кавказ, Западная Украина и др.).
Однако технически, экономически и психологически нефтяная промышленность не была готова к развитию роторного бурения. За многие годы государственной поддержки турбинного бурения существенно отстала от мирового уровня техника роторного бурения: не имелось бурильных труб и буровых установок высокого технического уровня.
Переход на роторный способ бурения в основных регионах страны снизил бы темпы развития отрасли, так как промышленность не располагала необходимыми средствами для строительства новых заводов и эксплуатационных баз или закупки за рубежом новых технологий.
Таким образом определился доминирующий способ бурения на базе низкооборотных забойных двигателей.
Решение проблемы создания забойного гидравлического двигателя с характеристиками, отвечающими требованиям новых конструкций долот, было найдено в переходе от динамических машин, каким являются турбобуры, к объемным.
Первым работоспособным, нашедшим промышленное применение, оказался гидродвигатель, представляющий собой обращенный насос Муа-но1, относящийся к планетарно-роторному типу гидромашин.
Работы по созданию опытных образцов винтовых забойных двигателей (ВЗД) начались в США и б. СССР в середине 60-х годов.
Американские специалисты фирмы «Smith Tool» разработали ВЗД (на западе их называют РDМ — positive displacement motors) для наклонно направленного бурения как альтернативу турбобурам, а в нашей стране, родине турбинного бурения — они служат техническим средством для привода низкооборотных долот.
Многолетние поисковые научно-исследовательские работы во ВНИИБТ по совершенствованию забойных гидравлических двигателей привели в 1966 г. к появлению предложенного М.Т. Гусманом, С.С. Никомаровым, Н.Д. Деркачем, Ю.В. Захаровым и В.Н. Меньшениным нового типа ВЗД, рабочие органы которого впервые в мировой практике выполнены на базе многозаходного винтового героторного механизма, исполняющего функцию планетарного редуктора.
В последующие годы во ВНИИБТ и его Пермском филиале Д.Ф. Балденко, Ю.В. Вадецким, М.Т. Гусманом, Ю.В. Захаровым, А.М. Кочневым, С.С. Никомаровым и другими исследователями были созданы основы теории рабочего процесса, конструирования и технологии изготовления, разработана технология бурения винтовыми двигателями.
В результате многолетнего опыта бурения с использованием гидравлических забойных двигателей (турбобуров и ВЗД) сложился комплекс технических требований к современному забойному двигателю.
1. Характеристики двигателя должны обеспечивать:
- высокий уровень крутящего момента (3 кН?м и более для долот диаметром 215-243 мм);
- частоту вращения выходного вала в диапазоне 100-200 об/мин для шарошечных долот и 500-800 об/мин для алмазных долот;
- высокий КПД двигателя для эффективного использования гидравлической мощности насосов;
- пропорциональную зависимость между расходом бурового раствора и частотой вращения, а также между крутящим моментом и перепадом давления с целью эффективного управления режимом бурения.
2. Рабочие элементы и другие узлы двигателя должны быть износо- и термостойкими, что позволяет использовать буровой раствор любой плотности и вязкости, в том числе с содержанием тампонирующих материалов.
3. Конструктивная компоновка двигателя и проектные запасы прочности его узлов должны обеспечить:
- стойкость двигателя, достаточную для стабильной работы с современными шарошечными и алмазными долотами;
- возможность искривления корпуса двигателя при наклонно направленном бурении;
- возможность установки на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин.
4. Диаметральные и осевые размеры двигателя должны обеспечивать:
- проведение буровых работ долотами различного диаметра, включая малогабаритные;
- эффективную проводку наклонно направленных и горизонтальных скважин;
- использование стандартного ловильного инструмента.
Анализ конструкций и характеристик забойных гидравлических двигателей различного типа показывает, что ни один из них не отвечает в полной мере всем перечисленным требованиям; в большей степени указанным требованиям соответствуют ВЗД с многозаходными рабочими элементами.
Принцип действия ВЗД
Винтовые двигатели относятся к объемным роторным гидравлическим машинам.
Согласно общей теории винтовых роторных гидравлических машин элементами рабочих органов (РО) являются:
1) статор двигателя с полостями, примыкающими по концам к камерам высокого и низкого давления;
2) ротор-винт, носящий название ведущего, через который крутящий момент передается исполнительному механизму;
3) замыкатели-винты, носящие название ведомых, назначение которых уплотнять двигатель, т.е. препятствовать перетеканию жидкости из камеры высокого давления в камеру низкого давления.
В одновинтовых гидромашинах используются механизмы, в которых замыкатель образуется лишь двумя деталями, находящимися в постоянном взаимодействии, — статором и ротором.
При циркуляции жидкости через РО в результате действия перепада давления на роторе двигателя вырабатывается крутящий момент, причем винтовые поверхности РО взаимно замыкаясь, разобщают область высокого давления и область низкого давления. Следовательно, по принципу действия винтовые двигатели аналогичны поршневым, у которых имеется винтообразный поршень, непрерывно перемещающийся в цилиндре вдоль оси двигателя.
Для создания в РО двигателя полостей, теоретически разобщенных от областей высокого и низкого давлений (шлюзов), необходимо и достаточно выполнение четырех условий:
1) число зубьев Z1 наружного элемента (статора) должно быть на единицу больше числа зубьев Z2 внутреннего элемента (ротора): Z1 = Z2 + + 1;
2) отношение шагов винтовых поверхностей наружного элемента (статора) O и внутреннего элемента (ротора) t должно быть пропорционально отношению числа зубьев: T/t = Z1/Z2;
3) длина РО L должна быть не менее шага винтовой поверхности наружного элемента: L ? T;
4) профили зубьев наружного и внутреннего элементов должны быть взаимоогибаемы и находиться в непрерывном контакте между собой в любой фазе зацепления.
Кинематические отношения ВГМ
Отличительным параметром ВГМ, во многом определяющим его выходные характеристики, является число зубьев РО, называемое кинематическим отношением i:
i = Z2 — Z1.
Кратность действия, зависящая от кинематического отношения РО равна числу заходов внутреннего элемента Z2 и определяет рабочий объем ВГМ
V = Z2 S T,
где S — площадь живого сечения РО.
Кратность действия является основным параметром ВЗД, что наглядно иллюстрируется теоретическими кривыми (рис. 4.10), полученными во ВНИИБТ в 1972 г. и в дальнейшем повсеместно используемыми при обосновании выбора РО ВЗД.
Отечественные ВЗД имеют многозаходные РО. Зарубежные компании производят двигатели как с однозаходным ротором, так и с многозаходны-ми РО.
Двигатели универсального применения
Отечественные двигатели этой модификации охватывают диапазон наружных диаметров от 127 до 240 мм и предназначены для привода долот диаметром 139,7-295,3 мм (табл. 4.9).
Они создавались на основе многолетнего опыта конструирования турбобуров и в них использовались апробированные конструкции опорных узлов шпиндельной секции, резьбовых соединений, элементов соединения валов и др.
В то же время специфические узлы и детали двигателей (рабочие органы, соединение ротора и выходного вала, переливной клапан) не имеют аналогов и разрабатывались по результатам проведенных теоретических и экспериментальных исследований.
Выпускаемые в России и за рубежом ВЗД выполняются по единой схеме и имеют неподвижный статор и планетарно-вращающийся ротор.
Конусные детали секций соединяются между собой замковыми резьбами, а валы — с помощью конусных, конусношлицевых или резьбовых соединений. Третий узел двигателя — переливной клапан, как правило, размещается в автономном переводнике непосредственно над двигателем или между трубами бурильной колонны.
Двигатели для наклонно направленного и горизонтального бурения
Эта серия представлена двигателями с наружным диаметром от 60 до 172 мм и предназначена для бурения наклонно направленных (с большой интенсивностью искривления) и горизонтальных скважин.
Обладая рядом конструктивных особенностей и рациональным критерием эффективности I/n, двигатели этой серии, в отличие от турбобуров, эффективно используются в различных технологиях наклонно направленного и горизонтального бурения, в том числе при зарезке и бурении вторых (дополнительных) стволов через окно в эксплуатационной колонне.
При использовании ВЗД в горизонтальном бурении реализуются их преимущества по сравнению с турбобурами, в частности меньшая зависимость от диаметра, а также повышенный удельный момент двигателя. Это позволяет сконструировать силовую секцию длиной 1-2 м с наружным диаметром, существенно меньшим, чем у турбобура для аналогичных целей.
В 90-х годах НИОКР ВНИИБТ создана новая серия забойных двигателей типа ДГ диаметром 60-172 мм (табл. 4.10) для проводки новых горизонтальных скважин и бурения дополнительных стволов. При проектировании этой серии двигателей использовался двадцатипятилетний опыт конструирования ВЗД общего назначения и в то же время учитывались требования технологии горизонтального бурения.
Основные особенности двигателей серии ДГ:
- уменьшенная длина, достигаемая сокращением как силовой, так и шпиндельной секций, при этом силовая секция, как правило, двухшаговая, что обеспечивает необходимую мощность и ресурс РО;
- уменьшенный наружный диаметр (108 против 120 мм;
- 155 против 172 мм), что при сохранении оптимальных характеристик ВЗД, обеспечивает надежную проходимость двигателя с опорно-центрирующими элементами в стволе скважины и улучшенную гидродинамическую ситуацию в за-трубном пространстве;
- многообразие механизмов искривления корпуса (жесткий искривленный переводник, регулируемый переводник, корпусные шарниры с одной или двумя степенями свободы), что позволяет использовать различные технологии проводки скважин;
- усовершенствованное соединение ротора и вала шпинделя, гарантирующее надежную работу с большими углами перекоса.
Двигатели для ремонта скважин
Двигатели, применяемые для ремонта нефтяных и газовых скважин, выпускаются под шифром Д с наружным диаметром 108 мм и менее (см. табл. 4.10).
Диапазон наружных диаметров, конструкция двигателей, а также их характеристики позволяют использовать эти машины для всевозможных буровых работ при ремонте скважин.
ВЗД используются при разбуривании цементных мостов, песчаных и гидратных пробок, фрезеровании труб, кабелей электропогружных насосов и прочих предметов. Эти двигатели могут производить бурение как внутри насосно-компрессорных труб, так и внутри эксплуатационных.
При проведении капитального ремонта внутри колонны можно использовать также двигатель Д1-127.
По своей конструкции ВЗД для ремонта скважин принципиально не отличаются от двигателей общего назначения.
По заказу РАО «Газпром» ВНИИБТ разработан многофункциональный двигатель ДК-108, особенностью которого является широкий диапазон его энергетических параметров, обеспечивающийся наличием в его комплекте трех модификаций рабочих органов с различными рабочими объемами, что позволяет использовать эти машины для самых разнообразных видов ремонтно-восстановительных работ при капитальном ремонте скважин.
Турбовинтовые двигатели
В последние годы отечественный парк забойных гидравлических двигателей пополнился новым представителем — турбовинтовым двигателем (ТВД).
Впервые схема турбовинтового агрегата была предложена в 1970 г. авторским коллективом ВНИИБТ в составе М.Г. Гусмана, Д.Ф. Болденко, А.М. Кочнева и С.С. Никомарова.
Турбовинтовые двигатели ТВД органично сочетают высокую стойкость, свойственную турбобурам, и оптимальную энергетическую характеристику (высокий уровень отношения I/i при незначительном падении частоты вращения при погрузке двигателя), типичную для ВЗД.
Турбовинтовой двигатель можно отнести к редукторным турбобурам; в нем винтовая пара выполняет функции не только редуктора, но и стабилизирующего элемента при перегрузках долота. Несмотря на большую металлоемкость и сложность конструкции, турбовинтовые двигатели в ряде случаев успешно конкурируют с ВЗД. Это объясняется прежде всего их существенно большим ресурсом, что особенно привлекательно при использовании современных высокопроизводительных долот.
Двигательные секции ТВД конструктивно могут выполняться в двух вариантах:
- винтовая пара монтируется над турбинной секцией;
- винтовая пара монтируется между турбинной и шпиндельной секциями.
В первом варианте упрощается конструкция двигателя — проектируется лишь один узел соединения планетарного ротора. Кроме того, упрощены силы, возникающие в винтовой паре, практически не воспринимаются долотом.
Второй вариант менее предпочтителен, так как требует двух узлов соединения ротора.
Элементы конструкций двигателей и их компоновок
Рабочие элементы. Несмотря на многообразие типоразмеров винтовых двигателей их рабочие органы имеют общие особенности.
РО выполняются по одной кинематической схеме: неподвижный статор и находящийся внутри него планетарно движущийся ротор.
Направление винтовой поверхности РО — левое, что обеспечивает заворачивание реактивным моментом корпусных резьб ВЗД и резьб бурильных труб.
В зависимости от заданных характеристик двигателя РО выполняются как с однозаходным, так и многозаходным роторами.
Роторы изготавливаются из нержавеющей или легированной стали с износостойким покрытием, а обкладка статора — из эластомера (преимущественно резины), обладающего сопротивляемостью абразивному изнашиванию и работоспособностью в среде бурового раствора.
В отечественных двигателях первого поколения (Д1-172, Д2-172, Д2-172 м), выпускаемых в 70-х годах, РО имели незначительную длину, не превышающую 1-1,5 шага винтовой поверхности статора. В двигателях второго поколения, выпускаемых с начала 80-х годов длина РО составляет 2-3 шага статора. Наиболее перспективна монолитная конструкции РО, обеспечивающая простоту и малодетальность машин.
Рабочие органы ВЗД комплектуются с натягом. Величина натяга зависит от диаметральных и осевых размеров РО, свойств промывочной жидкости и материала обкладки статора и существенно влияет на характеристики и долговечность двигателя.
Шпиндель. Все отечественные винтовые двигатели, начиная с первых образцов, выпускаются в шпиндельном исполнении.
Под термином «шпиндель» подразумевается автономный узел двигателя с выходным валом с осевыми и радиальными подшипниками.
В большинстве случаев шпиндель может быть отсоединен без демонтажа силовой секции, при необходимости и на буровой.
Шпиндели отечественных ВЗД выполняются немаслонаполненными. Все узлы трения смазываются и охлаждаются буровым раствором. Отказ от использования маслонаполненных и герметизированных шпинделей объясняется как традиционным подходом к конструированию забойных двигателей, так и практической целесообразностью иметь гидромашину, обладающую примерно равным ресурсом отдельных узлов.
Шпиндель является одним из главных узлов двигателя. Он передает осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент, воспринимает реакцию забоя и гидравлическую осевую нагрузку, действующую в РО, а также радиальные нагрузки от долот и шарнирного соединения (гибкого вала).
В ряде случаев, при использовании породоразрушающих инструментов с насадками (гидромониторное бурение), шпиндель должен выполнять функции уплотнения выходного вала, позволяя создавать необходимый перепад давления в насадках долота.
Наиболее распространенная конструкция шпинделя включает монолитный полый вал, соединенный посредством наддолотного переводника в нижней части с долотом, а с помощью муфты в верхней части — с шарниром.
Для восприятия осевых нагрузок используются как радиально-упорные, так и упорные подшипники. Подшипники выполняются многорядными и сохраняют свою работоспособность при выработке зазора (люфта) до 5-7 мм.
В отечественных двигателях используются радиально-упорные подшипники качения:
- с коническими дорожками качения (серия 128700), используемые в двигателях с наружными диаметрами 105, 108, 195 и 240 мм;
- с тороидными дорожками качения (серия 296000), используемые в двигателях с наружными диаметрами 85, 88 и 127 мм;
- с тороидными дорожками качения и резиновым компенсатором типа ШШО (серия 538900), используются в некоторых модификациях двигателей диаметром 172 мм;
— с комбинированными дорожками качения, используемые в двигателях Д-48, Д1-54, ДГ-95, ДГ-108. Для увеличения нагрузочной способности при одновременном упрощении конструкции тороидные дорожки для шаров этих опор располагают непосредственно на валу.
Детали подшипников качения выполняются из специальной подшипниковой стали 55СМА или 55СМА5ФА (ТУ 14-1-3189-81) с пределом твердости ?т = 1100 МПа и ударной вязкостью ? = 800 кДж/м2. Твердость колец, контактирующих с шарами — 45-47 ед. HRC, а самих шаров — 58- 62 ед. HRC.
В некоторых моделях ВЗД используются непроточные многорядные подшипники скольжения (подпятник-диск).
Выбор типа осевых подшипников зависит от условий эксплуатации ВЗД.
