WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


Pages:     || 2 | 3 | 4 |

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ И КЕРНООТБОРНЫЕ УСТРОЙСТВА

6.1. Технические характеристики винтовых забойных двигателей для бурения и

освоения скважин

Гидравлические забойные двигатели (секционные турбобуры, турбобурыотклонители,

винтовые забойные двигатели и керноотборные устройства) производятся согласно

ГОСТ 2667385, ТУ26027572, ТУ 2660257474, ТУ 260280978, ТУ

260282378, ТУ 260291881, ТУ3998986, ТУ39111886. Типоразмеры и

техническая характеристика винтовых забойных двигателей приведены в таблице

6.1.1

Таблица 6.1.1

Шифр двигателя

Расход

жидкости

л/с

Рабочий режим

Присоединительная резьба

Длина

мм

Масса

кг

частота

вращения

вала, об/мин

момент

на валу

кН*м

перепад давления

МПа

к

долоту

к бурильной

колонне

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Д60

2

396

0.14

7

З42

З42

3600

34

ДГ60

2

360

0.08

3.5

З42

З42

3600

34

ДГ75

35

156264

0,50,7

610

З66

З66

3820

97

ДГ76

35

156264

0,50,7

610

З66

З66

4610

115

Д85

4.8

144

0.5

5.6

З66

З66

3240

111

Д188

4.57

162300

0.530.61

5.87

З66

З66

3240

110

ДО188

35

180300

0.50.7

5.58

З66

З66

2930

100

ДГ95

610

120180

0.60.9

45

З76

З76

2640

108

ДГ195

610

170280

0.550.75

4.56

З76

З76

2270

78

Д105

612

80160

0.81.3

3.55.5

З76

З88

5570

196

Д1105

610

156228

0.91.6

58

З76

З88

3770

180

ДГ105М

610

144240

0.61

47

З76

З88

2355

120

Д106

612

72144

1,53,0

510

З76

З88

4220

220

ДО106

412

3090

1,23,2

38

З76

З88

5245

270

ДР106

612

114222

1,32,6

612

З76

З88

5245

280

ДГ108

612

78150

0,81,3

3,55,5

2565

ДК108.1

36

1842

2,02,7

5,57,5

5000

ДК108.2

612

78150

0,81,3

3,55,5

3000

ДК108.3

612

120240

0,50,8

3,05,0

3000

Д1127

1220

108180

34,5

612

З88

З101

5800

400

ДР127

1220

108180

34,5

612

З88

З101

5800

405

ДГ1127

1220

108180

34,5

612

З88

З101

4830

360

ДГР127

1220

108180

34,5

612

З88

З101

4830

370

Д1145

1520

120180

34.5

79

З88

З117



4670

418

Д155

2430

126162

3,04,0

6,57,5

4870

ДГ155

2430

126162

3,04,0

6,57,5

4330

ДРУ172

2535

78108

4,55,0

4,57,0

З117

З147

5135

750

ДОТ1172Ш

2535

78108

4,55,0

4,57,0

З117

З147

4955

750

ДВ172

2535

150240

5,57,0

9,012,0

З117

З147

6160

УДГС2172Ш

2535

78108

4,55,0

4,57,0

З117

З147

5133

750

Д5172

2535

90116

5,27

57

З117

З147

5650

610

Д5172М

2535

90116

79

69

З117

З147

5830

770

ДГ1172

2535

120210

45,5

79,5

З117

З147

3870

455

ДГ176М

2535

90120

79

69

З117

З147

5315

750

ДР176М

2535

90120

79

69

З117

З147

5330

780

ДЗ176

2535

90120

912

811

З117

З147

6440

910

ДВ176

2535

150240

5,57

812

З117

З147

5835

754

Д2195

2535

90114

5.27

57

З117

З171

5330

890

Д5195

2535

90120

79

69

З117

З171

6000

1030

ДГ195

2535

90120

79

69

З117

З171

6870

1300

Д4195

2535

108144

68

810

З117

З147

6000

1030

Д4195М

2535

108144

810

912

З117

З147

6840

1060

ДЗ195

2535

90120

911

811

З117

З171

6840

1135

ДВ195

2535

150240

5,57

812

З117

З171

6375

1080

ДОТ195

2535

90114

5,27,0

4,36,7

З117

З171

6550

1100

Д1240

3050

72132

1014

68

З152

З171

6985

1660

ДО240

3050

72132

1014

68

З152

З171

7280

1860

Д двигатели общего назначения для бурения и капитального ремонта;

ДОТ двигатели отклонители;

ДР двигатели отклонители с регулируемым механизмом искривления;

ДГ двигатели отклонители для горизонтального бурения;

ДВ двигатели с повышенной частотой вращения;

ДК многофункциональные двигатели для капитального ремонта скважин.

Рис. 6.1. Винтовой забойный двигатель. 1 клапан; 2 секция двигателя; секция шпинделя; 4 торсион.

6.2. Технические характеристики гидравлических забойных двигателей Рис. 6.2. Турбобур. 1переводник к бурильным трубам; 2секция турбинная; секция шпиндельная.

Таблица № Шифр двигателя Число ступеней Расход жидкости Рабочий режим Присоединительная резьба Длина Масса шт л/с частота вращения вала, об/мин момент на валу Кн*м перепад давления МПа к долоту к бурильной колонне мм кг ТСЧА104, 0.150. 4.45. З З ЗТ105К 0. 7. З З ТО105Р 0. 6. З З ТПВ 0.150. З З ТПР 0. 4. З З ВРМ 2.23. 4.06. З З ТРМ 0.60. 4.76. З З ТСМ 0.150. 7.110. З З ТШ105Б 2 секции 3 секции 0,20, 0,20, 77, 77, З З З З ЛЗД 0.60. З З ТШ108Б 2 секции 3 секции 0.20. 0.20. 7.07. 7.07. З З З З ТГ 2 секции 3 секции 0,450, 0,450, 7,58, 7,58, З З З З ТР145Т 0.51. 1.85. З З ТПС 1. 4. З З ТПС172М 1. З З 3ТСШ 1. 8. З З Т13С3Е 0.60. 2.83. З З ТО 0. 3. З З ТО 0. 3. З З ДО 3. З З ШОЗД З З ОШ 1. 4. З ЛЗД 0.60. З З ДММ З З ТНВ 0. 7. З З ТРМ 2. 4. З З РМ 2.73. 3.05. З З 10. РШ 2.73. 2.53. З З 4. ТРМ 11.813. 2.43. З З 5. А7ГТШ 228/ 1. 6. З З А7П 650/ 2. 4. З З 3ТСШ 1. 3. З З ТО 0. 3. З З 3ТСШ195ТЛ 1. 2. З З 3ТСШ 1. 5. З З ТСШ1М 1. 4. З З 3Т195К 2. 8. З З ТО195К 0. 4. З З А6Ш 0. 4. 1сек.А7П3+ + ШО 500/ 1. 3. З З 7620+ 1400+ Т12РТ 2. 5. З З 1ТСШ 2. 5. З З 2ТСШ 2. 4. З З 3ТСШ 2. 5. З З ТНВ 3.54. 6. З З РШ 5.69. 2.45. З З 3. ТКН 2.12. 4.55. З З ТВШ 1.61. 3.44. З З А9ГТШ 210/ 3. 5. З З ТО 1. 2. З З ТУ240К 2. 6. З З 2Т240К 3. 7. З З 3Т240К 8. З З ТО240К 1. 3. З З ТВД240М 2.24. 4.17. З З ЛЗД 0.60. З З 2УКТ172/ 8. З З *2Т195К 1. 6. З З *2ТУ240КД 5. 10. З З * Опытные образцы с повышенными энергетическими характеристиками 2УКТ172/40турбобур для отбора керна Для ШОЗД172 указана длина нижнего плеча отклонителя Основные характеристики электробуров Таблица № Шифр Диаметр Длина Мощность Напряжение Ток, А Частота Момент вращающий, кН*м КПД, COS Масса, электробура мм м номинальная Квт номинальное Кв рабочий номинальный холостого хода при номинальном напряжении вращения, об/мин номинальный максимальный % кг Э 14. 1. 5. 0. Э29012Р 15. 1. 0. Э 13. 1. 3. 7. 0. Э2508Р 14. 1. 6. 11. 0. Э 13. 1. 3. 56. 0. Э 13. 1. 2. 7. 0. Э2408Р 14. 1. 6. 74. 0. Э2158М 13. 1. 95. 2. 5. 67. 0. Э2158МР 15. 1. 4. 10. 0. Э 12. 1. 1. 3. 67. 0. Э1858Р 14. 1. 0. Э1708М 12. 1. 83. 78. 1. 2. 63. 0. Э1708МР 13. 0. Э1648М 12. 1. 87. 1. 2. 0. Э1648МР 14. 61. 0. 6.3. Способ контроля шпиндельного турбобура в условиях буровой Авторы: Плодухин Ю.П., Богданов В.Л., Щавелев Н.Л., Орликовский А.Н.





(Авт. Свидетельство № 1042049) Одним из способов контроля на буровой отработки шпиндельных турбобуров является контроль по износу шпиндельной секции, люфт которой не должен превышать 6 мм.

Указанная технология контроля отработки не позволяет предупредить момент соприкосновения ротора со статором турбобура, в результате чего, отказ турбобура или снижение его приемистости к осевой нагрузке. Для увеличения ресурса работы турбинных и шпиндельных секций предлагается способ инструментального контроля качества сборки турбобура с помощью глубиномера или двух мерных линеек. Определяются и записываются в вахтовый журнал: люфт собранного турбобура (см. рис.6.3.), т.е. смещение вала турбобура относительно корпуса, который должен быть в пределах 1216 мм.

После спуска собранных турбинных секций на устье замеряется расстояние соприкосновения ротора со статором Кс (рис.6.4), затем при сочленении шпиндельной секции с турбинными определяется подъем вала Кш (рис.6.5), разница Кс Кш дает рабочий подъем Кр вала, т.е. определяет расстояние между роторной и статорной системами в процессе бурения. Сочленение турбобура с новой шпиндельной секцией (после ремонта) должно дать подъем вала Кр до 10±1 мм.

После очередного долбления, необходимо производить контрольный замер расстояния Кш и определять рабочий подъем вала Кр, допускается отработка шпиндельной секции при обеспечении подъема вала турбобура до Кр = Кс Кш = 2 мм, т.е. производить замену шпиндельной секции при зазоре м/у роторной и статорной системами в 2 мм, что обеспечит сохранение турбинных секций и повысит ресурс работы шпиндельной секции, одновременно позволит в условиях буровой проверить качество сборки турбобура и исключить спуск в скважину некачественно собранного турбобура. В процессе эксплуатации турбобура дополнительно контролируется люфт шпинделя согласно инструкции.

П Р А В И Л А контроля качества сборки и отработки турбобура 3ТСШ 1. Произвести сборку турбинных секций.

2. Замерить люфт турбобура (см. рис.6.3).

3. Опустить три турбинных секции в скважину (рис.6.4).

Замерить при помощи линеек расстояние соприкосновения ротора со статором – Кс.

4. Поднять из скважины три турбинных секции. Навернуть шпиндельную.

5. Опустить турбобур со шпинделем в скважину (рис.6.5).

Замерить при помощи линеек расстояние до вала – Кш.

6. Определить фактический подъем вала Кр Кр=Кс Кш (при новом шпинделе Кр должен быть до 10±1 мм).

7. Определять Кр при каждой смене долота.

8. Менять шпиндель при Кр=Кс Кш=2 мм.

где:

Pages:     || 2 | 3 | 4 |










© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.