Ремонт вала односекционного турбобура Т12М3

08_Пункт_7.doc

7 Сборка и регулировка турбобура односекционного Т12М3
Сборка турбобуров типа Т12МЗ (смотри рисунок 1) осуществляется в следующем порядке. Вал 21 турбобура укладывают на подставки. На валу монтируют втулку 19 нижней опоры упор 18 устанавливают уплотнительное кольцо 17. Затем монтируют ступени турбины 12 и 13 и детали средних опор 14 15 (при этом средние опоры распределяют равномерно между ступенями турбины). При сборке деталей на валу необходимо следить за величиной выхода ступицы ротора из статора определяющей осевой люфт турбины. За последним ротором устанавливают еще одно уплотнительное кольцо 11.
Осевые зазоры в турбине турбобура типа Т12МЗ регулируют кольцом 10 устанавливаемым между подпятником и статором. После установки регулировочного кольца на валу монтируют детали пяты: диск 7 кольцо 9 подпятник 8 диск 7 и т. д. Набранные на валу детали закрепляют роторной гайкой 6. На нее надевают колпак 5 и закрепляют контргайку 4. В корпусе 3 устанавливают втулку 2 в корпус заводят вал с набранными деталями ввинчивают и закрепляют переводник 1. После определения высоты регулировочного кольца 16 устанавливают его в корпус; закрепляют ниппель 20. На вал навинчивают переводник 22.
Величины моментов рекомендуемые для крепления деталей и закрепления резьб приведены в специальных таблицах.
Турбобур считается правильно собранным если:
все конические резьбовые соединения свинчены до упора по торцам;
величина натяга ниппеля с цилиндрической резьбой находится пределах от 5 до 15 мм;
вал равномерно вращается при приложении момента до 200 Н·м;
осевой люфт турбобура не превышает 2 мм.
Сборка и регулировка турбобуров для реактивно-турбинных буров (РТБ) проводится аналогично. Высота регулировочного кольца турбины устанавливающего положение ротора относительно статора (т.е. распределение осевого люфта турбины) определяется в процессе сборки. Высоту кольца можно найти путем измерения по способу приводимому на рисунке 11.
а — без установки уплотнительного кольца; б — при установке уплотнительного кольца
Рисунок 11 - Схема определения высоты регулировочного кольца турбины
После установки (рисунок 11) последней ступени турбины 5 6 уплотняющего кольца 7 на вал монтируют ступень пяты (подпятник 4 диски 1 3 кольцо пяты 2). Подпятник прижимается к диску 3 1 статор 5 – к ротору 6 после чего измеряется размер В между торцами подпятника 4 и статора 5. Величина Н принимается меньше измеренного размера В на необходимую величину верхнего осевого зазора а в турбине:
Высота регулировочного кольца турбины определяется указанным выше способом для всех типоразмеров односекционных турбобуров.
Определение высоты регулировочного кольца резьбы корпуса осуществляется различными способами но при этом во всех случаях должны быть обеспечены упор обоих торцов резьбового соединения и необходимое усилие крепления системы статоров.
Чтобы обеспечить упор внутреннего торца конического резьбового соединения в закрепляемую систему статоров в корпус турбобура под ниппельный конец закрепляющей детали (ниппеля) устанавливают регулировочное кольцо 16 резьбы (смотри рисунок 1).
В односекционных тубобурах а также в шпинделях кольцо монтируется в нижний (ниппельный) конец корпуса (здесь оно называется нижним регулировочным кольцом) в средних и верхних секциях секционных турбобуров всех типов - в верхней част под переводником здесь оно называется верхним регулировочным кольцом).
Приведем два способа определения высоты регулировочного кольца резьбы для турбобуров всех типов.
С помощью специального приспособления 1 и 2 (рисунок 12) система статора сжимается в корпусе с усилием соответствующим моменту Мкр.с приведенному в специальных таблицах. После закрепления деталей вращение вала и осевой люфт турбины должны соответствовать условиям правильной сборки турбобура. Измерив размер С и разобрав приспособление вычисляют размер В:
а — первый способ; б в г — второй способ
Рисунок 12 – Схемы определения высоты регулировочного кольца резьбы корпуса
где В - расстояние от торца корпуса до торца первой детали в закрепляемой системе.
Затем определяют высоту Н регулировочного кольца резьбы:
где G - расстояние между упорными торцами на закрепляющей детали (рисунок 12 б) т. е. длина резьбы ниппеля (переводника корпуса нижнего или соединительного переводника ниппеля шпинделя).
В корпусе 3 турбобура измеряют расстояние от торца резьбы корпуса до торца первой детали закрепляемой системы 4—размер В1 (рисунок 12в) а на закрепляющей детали 5 - расстояние между упорными торцами - размер G (рисунок 12 б). Затем в корпус (рисунок 12 в) устанавливают кольцо заведомо большей высоты Н1 (рисунок 12 г) на 10—15 мм—для шпинделей и на 20—25 мм—для турбинных секций. С помощью закрепляющей детали (переводника корпуса соединительного переводника или ниппеля) закрепляемая система 4 сжимается в корпусе с усилием соответствующим моменту Мкр.с приведенному в специальных таблицах. После закрепления деталей проверяют легкость вращения вала и осевой люфт.
Высота Н регулировочного кольца резьбы определяется разностью
где L - зазор между торцом корпуса и торцом закрепляющей детали после сжатия системы статоров в корпусе (рисунок 12 г).
При известной величине суммарной деформации деталей закрепляемой системы (сжатие статоров и растяжение корпуса) регулировочное кольцо резьбы можно подобрать с первого же измерения. В этом случае
где - известная величина деформации деталей закрепляемой системы мм.

09_Пункт_8.doc

8 Приработка и испытания
Существуют вертикальные и горизонтальные стенды для испытания гидравлических забойных двигателей. Применяемые во многих ремонтных цехах стенды (стендовые скважины) для испытания ГЗД включают: 28-м вышку лебедку редуктор с приводом ротор и станцию управления. Для прокачивания жидкости предусмотрен буровой насос.
Стендовая буровая рассчитана на испытание одно- двух- и трехсекционных турбобуров. С учетом этого стенд оснащается двухскоростной лебедкой и талевой системой грузоподъемностью не более 15 т. Для испытаний секционных турбобуров стенд оборудуется скважиной глубиной 15—20 м обсаженной трубами диаметром 340 мм.
Стенд конструкции ВНИИНефтемаша приведен на рисунке 13. Он состоит из подъемной фермы 8 высотой 10 м мачты 2 высотой 11 м электролебедки 1 массой 3 т бурового насоса с приводом передвижного компрессора 10 и пульта управления на котором смонтированы все показывающие приборы. Стенд комплектуется устройством для измерения величины тормозного момента тахогенератором для фиксации частоты вращения вала и приспособлением для регистрации расхода жидкости.
Испытуемый турбобур укладывают на ферму 8 находящуюся г горизонтальном положении и укрепляют в прижимах 5 и 6. В переводник турбобура ввинчивают переходной штуцер 9 к которому подведен рукав для подачи жидкости от бурового насоса. В этом же переводнике закрепляется трос 7 идущий к лебедке. При помощи лебедки троса и блока 3. закрепленного на вышке ферму вместе с турбобуром поднимают в вертикальное положение. Для удержания конструкции в вертикальном положении верхний прижим фермы закрепляется при помощи пневматического захвата 4 смонтированного на вышке. Управление пневматическим захватом осуществляется снизу.
Рисунок 13 – Стенд конструкции ВНИИНефтемаша
Вертикальные стенды приближающие условия испытания к условиям работы ГЗД довольно громоздки и их строительство вызывает большие трудности. Горизонтальные стенды имеют ряд преимуществ:
меньшая стоимость стенда вследствие отсутствия вышки или помещения для мачты а также отсутствия лебедки ротора талевой системы и другого оборудования;
сокращение времени затрачиваемого на испытание ГЗД так как отпадает необходимость устанавливать двигатель в вертикальное положение;
облегчение конструирования и монтажа устройств и приборов для измерения частоты вращения и крутящего момента;
доступность всех элементов корпуса ГЗД для наружного осмотра во время испытания на герметичность резьбовых соединений.
На рисунке 14 показана схема горизонтального стенда. Турбобур 4 закрепляется в стойках 3 переводник 2 соединяется со шлангом высокого давления 1. В переводник 5 вала ввинчивается полумуфта 6 другая полумуфта закреплена на валу разгрузочного устройства 7. Конец вала устройства соединен с помощью шлиц с редуктором 8 выводной вал которого соединен с гидравлическим тормозом и через передачу - с тахометром. В разгрузочном устройстве 7 использован гидравлический домкрат с упорным шарикоподшипником.
Рисунок 14 – Схема горизонтального стенда для испытания ГЗД

02_Пункт_1.doc

1 Назначение конструкция и условия работы турбобура односекционного типа Т12М3
Различные геологические условия бурения на нефть и газ бурение на твердые полезные ископаемые проведение ремонтных работ в эксплуатационных скважинах тенденция к снижению частоты вращения определяемая требованиями эффективного использования современных конструкций шарошечных долот - все это привело к необходимости создания большого числа конструктивных разновидностей гидравлических забойных двигателей отвечающих требованиям технологии этих работ а также эксплуатационным требованиям предъявляемым к современным машинам.
Гидравлические забойные двигатели классифицируются по конструктивным признакам положенным в основу каждого типа машин. Однотипные двигатели аналогичной конструкции отличаются габаритами (диаметром и длиной).
Турбобур - забойный двигатель гидравлический предназначенный для бурения скважин в различных географических условиях.
Турбобур опускается к забою скважин на трубах. Энергия необходимая для его работы доставляется потоком жидкости подаваемой по трубам установленными на поверхности насосами. Гидравлическая энергия потока жидкости превращается в турбине в механическую энергию вращения вала несущего на конце долото.
В соответствии с загрузкой долота турбина развивает на валу вращающий момент необходимый для работы долота. Жидкость отработанная в турбине направляется в долото и проходя через промывочное отверстие долота попадает на забой и очищает его вынося разбуренную породу на поверхность.
Основные детали турбобура - турбина вал опоры и корпус.
Турбина турбобура - многоступенчатая осевого типа состоит из системы статоров и системы роторов из которых первая связана с корпусом а вторая с валом турбобура.
На валу монтируются роторы и вращающиеся детали опор скрепленные роторной гайкой в монолитную систему. Для присоединения долота нижний конец вала имеет коническую замковую резьбу. В нижней части вал имеет внутреннюю расточку и окна для входа рабочей жидкости внутрь вала. На верхнем конце вала нарезана резьба под роторную гайку.
Турбобур Т12М3 предназначен для бурения верхних интервалов вертикальных и наклонно-направленных скважин. К этому же типу относится турбобур Т12РТ используемый также для проходки скважин и шахтных стволов диаметром более 394 мм с помощью РТБ (реактивно-турбинного бурения).
Конструкция односекционных турбобуров приведена на рисунке 1. Рабочий орган турбобура — многоступенчатая турбина каждая ступень которой состоит из неподвижного направляющего колеса — статора 12 и вращающегося рабочего колеса — ротора 18. Для длительной безотказной работы в условиях интенсивных вибраций должна быть монолитная напряженная конструкция многоступенчатого турбобура. С учетом этого требования в узлах соединений (на торцах) как невращающихся так и вращающихся деталей турбобура необходимо создать напряжения (осевые усилия) достаточные
– переводники; 2 – втулка; 3 – корпус турбобура; 4 – контргайка; 5 – колпак; 6 – роторная гайка; 7 – диск пяты; 8 – подпятник; 9 – кольцо пяты; 10 – регулировочное кольцо турбины; 11 17 – уплотнительные кольца; 12 – статор турбины; 13 – ротор турбины; 14 19 – втулки средней и нижней опор; 15 – средняя опора; 16 – регулировочное кольцо резьбы; 18 – упор; 20 – ниппель; 21 – вал турбобура; 23 – долото
Рисунок 1 – Односекционный турбобур Т12М3
для передачи момента создаваемого турбиной на вал и корпус. В корпусе и на валу турбобура эти функции выполняют резьбовые соединения закреплением которых достигаются нужные усилия в системе статоров и роторов.
На валу 21 турбобура устанавливают роторы и вращающиеся детали радиальных опор (втулка нижней опоры 19 и втулки средних опор 14) детали резинометаллической пяты (диски пяты 7 и кольца пяты 9). Все вращающиеся детали закрепляются на валу роторной гайкой 6. При закреплении контргайки 4 колпак 5 имеющий внутренний конус обжимает конусную часть роторной гайки предохраняя ее от отвинчивания. На нижнем конце вала имеется переводник вала 22 для присоединения долота 23.
В корпусе турбобура 3 ниппелем 20 закрепляются невращающиеся детали турбобура — статоры средние опоры 15 подпятники 8. Корпус через переводник 1 соединяется с колонной бурильных труб. В верхней (над ступенями турбин) и в нижней (под ступенями турбин) частях вала установлены уплотнительные кольца 17 и препятствующие проникновению промывочной жидкости в зазор между ступицами роторов и цилиндрической поверхностью вала.
Регулировочное кольцо 10 расположенное между статором и подпятником предназначено для распределения осевого люфта турбины (положение роторов относительно статоров). Монолитность деталей закрепляемых в корпусе достигается правильным выбором высоты регулировочного кольца 16.
Корпус турбобура типа Т12РТ имеет на наружной поверхности упорное кольцо на которое опираются грузы-утяжелители установки РТБ [3].
Число ступеней турбины осевых и радиальных опор типы присоединительных резьб и габариты односекционных турбобуров Т12МЗ и Т12РТ приведены в таблице 1.
В таблице 2 даны энергетические характеристики турбин односекционных турбобуров при работе на промывочной жидкости плотностью 1000 кгм3.
Таблица 1 – Геометрические характеристики турбобуров Т12М3 и Т12РТ
резинометаллической пяты
Присоединительная резьба для:
Таблица 2 – Энергетические характеристики турбобуров Т12М3 и Т12РТ
Частота вращения обмин
Вращающий момент Н·м
Перепад давления при рабочем режиме МПа
Продолжение таблицы 2

01_А2_Вал_до_ремонта.cdw

Длина резьбы с полным профилем
Резьба З-117 ГОСТ5286-72
Резьба МК 98х6-1:16-ВТ**
Механические свойства после термообработки: Предел
Относительное сужение
Ударная вязкость на образцах типа I ГОСТ 9454-60 KCU не менее
Поверхность Д обточить до автоматической наплавки
наплавки нарезать резьбу замковую согласно чертежа детали.
*) Размеры для справок.
Острые кромки притупить фаской 0
Резьбы по РТМ26-02-15-72

01_А2_Вал_после_ремонта.cdw

Длина резьбы с полным профилем
Резьба З-117 ГОСТ5286-72
Резьба МК 98х6-1:16-ВТ**
Механические свойства после термообработки: Предел
Относительное сужение
Ударная вязкость на образцах типа I ГОСТ 9454-60 KCU не менее
Неперпендикулярность поверхности Г относительно оси
Неперпендикулярность поверхности В относительно оси
поверхности Б не более 0
Несоосность поверхности А относительно наружных
поверхностей не более 1 мм.
*) Размеры для справок.
Острые кромки притупить фаской 0
Резьбы по РТМ26-02-15-72

01_Спецификация_СБ.spw

04_Пункт_3.doc

3 Подготовительные работы
Отработавший турбобур укладывают на мостки и на корпусе делают пометку «на ремонт». В турбобур вкладывают заполненный паспорт. В паспорте должны быть указаны номер буровой дата начала работы турбобура время работы в часах интервал бурения характеристики промывочной жидкости и причины выхода турбобура из строя. Если какие-то причины препятствуют отправке турбобура сразу же после его отказа в цех для ремонта то необходимо разобрать турбобур при помощи буровой лебедки иначе промывочная жидкость между статорами и корпусом высохнет и значительно затруднит последующую разборку турбобура.

03_Пункт_2.doc

2 Технологическая структура капитального ремонта
Технологический процесс капитального ремонта представляет собой комплекс технологических и вспомогательных операций по восстановлению работоспособности оборудования выполняемых в определенной последовательности и включает в себя приемку оборудования в ремонт моечно-очистные операции разборку оборудования на агрегаты сборочные единицы и детали контроль сортировку деталей и ремонт деталей их комплектацию сборку сборочных единиц агрегатов и оборудования в целом обкатку и испытание оборудования после сборки окраску и сдачу оборудования из ремонта.
На ремонтных предприятиях нефтяной и газовой промышленности в зависимости от количества однотипного оборудования и условий ремонта применяют два основных метода ремонта: индивидуальный и агрегатный (узловой). В зависимости от применяемого метода изменяются содержание и последовательность операций технологического процесса ремонта.
При индивидуальном методе ремонта детали сборочные единицы и агрегаты оборудования маркируют и после ремонта устанавливают на том же оборудовании. Следовательно сборку оборудования начинают только тогда когда отремонтированы все детали что значительно удлиняет общее время ремонта.
Индивидуальный метод ремонта применяется в тех случаях когда на ремонтное предприятие поступает мало однотипного оборудования. При индивидуальном методе ремонта машину или механизм ремонтирует одна комплексная бригада состоящая из рабочих высокой квалификации.
Индивидуальный метод ремонта имеет следующие недостатки:
) отсутствует специализация ремонтных работ и ограничена возможность внедрения механизации что значительно снижает производительность труда;
) оборудование длительно находится в ремонте так как готовые детали простаивают пока все детали не будут отремонтированы;
) требуется высокая квалификация рабочих.
Особенность индивидуального метода ремонта заключается в том что сборочные единицы и детали машины в процессе ремонта не обезличиваются и заказчик получает ту же машину которую сдал в ремонт.
При агрегатном методе ремонта все детали сборочной единицы и агрегаты машин обезличиваются за исключением базовой детали. Наличие склада оборотных агрегатов позволяет начинать сборку машины немедленно после ремонта базовой детали.
При агрегатном методе ремонта значительно сокращается длительность ремонта. Этот метод применяется в центральных ремонтно-механических мастерских и на специализированных ремонтных заводах то есть тогда когда на ремонт поступает значительное количество однотипного оборудования.
Преимуществами агрегатного метода ремонта являются:
) Специализация рабочих по отдельным видам работ что повышает производительность труда.
) Более совершенная технология ремонта с использованием специального технологического оборудования и оснастки.
) Широкое внедрение механизации работ.
) Улучшение качества и снижение стоимости ремонтных работ.
) Сокращение продолжительности ремонта.
Недостатком агрегатного метода ремонта является необходимость наличия оборотного фонда агрегатов.
На рисунках 2 и 3 показаны схемы технологического процесса капитального ремонта индивидуальным и агрегатным методом.
Рисунок 2 - Схема технологического процесса капитального ремонта оборудования индивидуальным методом
Рисунок 3 - Схема технологического процесса капитального ремонта оборудования агрегатным методом

01_Введение.doc

Гидравлическим двигателем принято называть машину преобразующую энергию потока жидкости в механическую энергию ведомого звена (вала штока).
По принципу действия различают гидравлические двигатели объемного (гидростатического) типа и гидродинамические двигатели.
Объемные двигатели действуют от гидростатического напора в результате наполнения жидкостью рабочих камер и перемещения; вытеснителей. Под вытеснителем понимается рабочий орган непосредственно совершающий работу под действием на него давления жидкости. Конструктивно вытеснитель 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 вследствие 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.
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.

06_Пункт_5.doc

5 Выбор способа восстановления вала
1 Способы ремонта валов
Валы подвергают ремонту главным образом по причине потери прямолинейности износа нижней замковой резьбы резьбы под роторную гайку и резьбы наружной поверхности.
В зависимости от износа нижней замковой резьбы валов применяют следующие методы восстановления: хромирование при износе до 03 мм; осталивание (железнение) с последующим шлифованием при износе до 08 мм; наплавку при износе посадочных мест более 08 мм.
Восстановление и упрочнение валов наплавкой значительно увеличивают срок их службы обеспечивают большую экономию запасных частей сокращение затрат на ремонт оборудования. Известны различные способы наплавки - электродуговая электрошлаковая газовая термитная трением электронно-лучевая и др. Валы восстанавливают обычно электродуговой наплавкой не вызывающей деформации обрабатываемых изделий. Для восстановления изношенных валов можно также использовать наплавку трением. Этот процесс по затратам электроэнергии значительно экономичнее электродугового.
2 Автоматическая наплавка под флюсом
Для улучшения качества наплавленных поверхностей и повышения производительности труда на ремонтных предприятиях применяют автоматическую наплавку под флюсом. Наплавка представляет собой разновидность сварки. Сущность ее заключается в том что в зону горения дуги одновременно с подачей и перемещением электродной проволоки подается специальный гранулированный флюс. Флюс расплавляясь защищает сварочную ванну от контакта с кислородом и азотом воздуха а также регулирует химический состав металла шва.
3 Наплавка в среде защитных газов
Процесс наплавки в среде защитных газов заключается в том что в зону горения дуги подается газ выполняющий роль защиты расплавленного металла шва от действия кислорода и азота воздуха. Тепловые потери по сравнению с наплавкой под флюсом снижаются так как на разогрев и плавление флюса расходуется значительное количество теплоты. Кроме того экономическая эффективность увеличивается в 12—15 раза а производительность труда повышается на 25—30%. В качестве защитных используют инертные газы (аргон гелий и их смеси) и углекислый газ. Наплавка бывает с плавящимся и неплавящимся электродом на постоянном токе. В качестве источника тока наибольшее применение нашли специальные сварочные преобразователи ПСГ-300 и ПСГ-500 состоящие из асинхронного электродвигателя и генератора постоянного тока.
4 Виброконтактная наплавка
Виброконтактная наплавка позволяет наращивать толщину слоя металла от 03 до 35 мм на одну сторону не разогревая металл детали. Нагрев детали при наплавке не превышает 80—90°С вследствие чего в металле не происходит фазовых превращений и не возникают напряжения вызывающие деформацию. В самом же наплавленном слое наблюдается неравномерная твердость возникают напряжения что снижает усталостную прочность. Поэтому этот способ для восстановления деталей работающих в условиях знакопеременных нагрузок применяется ограниченно.
5 Наплавка металлов трением
Сущность процесса наплавки металлов трением заключается в плавлении наносимого металла за счёт теплоты трения и соединения деталей при повышенных температурах и давлениях. Наносимый металл или сплав в гранулированном виде плавится в закрытом пространстве за счёт трения о наплавляемую деталь или инструмент. Трение обеспечивается вращением наплавляемой детали или инструмента относительно массы наплавляемого металла. Основным условием для обеспечения плавления является изготовление наплавляемой заготовки (с помощью которой осуществляется трение) из материалов с более высокой температурой плавления.
6 Выбор способа восстановления
Для восстановления нижней замковой резьбы вала турбобура односекционного Т12М3 выбираем способ автоматической наплавки под флюсом. Данный способ экономичнее ручной дуговой наплавки качество наплавляемого металла выше. Автоматическая наплавка под флюсом имеет возможность широкого регулирования свойств наплавляемого слоя меньшую энерго- и материалоёмкость.
Перед автоматической наплавкой необходимо сточить изношенную резьбовую поверхность на токарном станке а после – заново нарезать резьбу на токарно-винторезном станке.

11_Литература.doc

Список использованных источников
Бухаленко Е.И. Абдуллаев Ю.Г. Монтаж обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. – М.: Недра 1974. – 360 с.
Проников Л.С. Надежность машин. – М.: Машиностроение 1978.- 565 с.
Добкин В.А. Никитин Г.М. Обслуживание и ремонт гидравлических забойных двигателей. - М.: Недра 1983. - 184 с.
Ильский А. Л. и др. Расчет и конструирование бурового оборудования: Учебное пособие для вузов. – М.: Недра 1985. – 452 с.
Гусман М.Т. Балденко Д.Ф. Забойные винтовые двигатели для бурения скважин. – М.:Недра 1981. -232 с.

07_Пункт_6.doc

6 Технология восстановления вала автоматической наплавкой под флюсом
На рисунке 8 представлена схема установки для автоматической наплавки. Деталь закрепляют в патрон токарного станка на суппорте станка закрепляют наплавочную головку и бункер для флюса. Аппаратный ящик и сварочный преобразователь устанавливают рядом с токарным станком.
Токарный станок служит для вращения детали и перемещения наплавочной головки. Наплавочная головка подает с определенной и равномерной скоростью электродную проволоку в зону шва. В качестве источника тока используют сварочные преобразователи типа ПС-300 ПДШН-500 ПАУ-1 А-580 ПС-500 или же трансформаторы повышенной мощности типа СТН ТСД и др.
Схема наплавочной головки представлена на рисунке 9. На поверхность медленно вращающейся детали 2 подается флюс из бункера 5 через шланг 4. Электрическая дуга горит между электродной проволокой и наплавляемой деталью. Подающий механизм 6 подает проволоку из кассеты 7 в зону горения дуги через мундштук 3. Избыток флюса просыпается в поддон 7 и после просеивания его можно использовать вновь.
Наиболее распространенной наплавочной головкой устанавливаемой на суппорт токарного станка является головка ПАУ-1 разработанная в ГОСНИТИ. Ее устанавливают на выбракованный токарный станок который оборудуют понижающим редуктором. Число оборотов (частота вращения) шпинделя станка должно быть в пределах от 05 до 5 обмин.
— редуктор; 2 — электродвигатель; 3 — контрпривод; 4 — сварочный преобразователь; 5 — аппаратный ящик; 6 — патрон токарного станка; 7 — наплавляемая деталь; 8 — держатель; 9 — бункер; 10 — подающий механизм; 11 — очиститель; 12 — кассета
Рисунок 8 - Схема установки для автоматической наплавки под флюсом
— поддон; 2 — наплавляемая деталь; 3 — токоподводящий мундштук; 4 — шланг; 5 — бункер; 6 — механизм подачи; 7 — кассета
Рисунок 9 - Схема наплавочной головки
Кроме описанного оборудования для автоматической и полуавтоматической наплавки в ремонтном производстве широко применяют шланговые полуавтоматы ПШ-5 ПШ-54 и др. На рисунке 10 представлена схема шлангового полуавтомата ПШ-5. Установка состоит из аппаратного ящика 1 механизма 2 подачи электродной проволоки держателя 3 и гибкого шлангового провода 4.
Подающий механизм состоит из электродвигателя понижающего редуктора и кассеты для намотки проволоки.
При использовании полуавтомата для автоматической наплавки цилиндрических деталей держатель также устанавливают на суппорте токарного станка.
Флюсы применяемые при автоматической наплавке обеспечивают устойчивое горение дуги требуемый химический состав металла шва и следовательно его механические свойства. Кроме того они должны обеспечить хорошую отделяемость шлаковой корки от наплавленной поверхности. По способу изготовления флюсы бывают плавленными и керамическими а по химическому составу — высоко- и низкокремнистые высоко- и низкомарганцовистые. Керамические флюсы содержат большое количество легирующих элементов что позволяет получать легированный металл шва с использованием менее дорогой углеродистой электродной проволоки. В ремонтном производстве наибольшее применение нашли плавленные флюсы АН-348А и ОСЦ-45А. При сварке легированных сталей применяют керамические флюсы КС-2 К-4 ФКЖ-4 и др.
- аппаратный ящик; 2 — механизм подачи проволоки; 3 — держатель; 4 — гибкий шланговый провод
Рисунок 10 - Схема шлангового полуавтомата ПШ-5
При наплавке под флюсом почти отсутствуют потери на лучеиспускание угар и разбрызгивание металла. Тепловые потери в 3—4 раза меньше чем при ручной наплавке вследствие чего достигается значительная экономия электроэнергии. Наибольшая экономическая эффективность и стабильность процесса достигаются при наплавке цилиндрических деталей изготовленных из конструкционных сталей диаметром более 50 мм.
Этим способом можно наплавлять плоские цилиндрические конические и фасонные поверхности в один или несколько слоев. Наплавку можно производить на универсальном оборудовании или на специализированных установках. Для повышения производительности наплавки применяют многоэлектродную наплавку а также наплавку пластинчатыми электродами или электродной лентой для получения требуемых свойств наплавляемого слоя необходимо вводить в него легирующие элементы. Сила тока при автоматической наплавке определяется по следующей формуле
Для автоматической наплавки под слоем флюса применяют следующие виды сварочных проволок:
)Проволока сварочная омедненная и неомедненная ГОСТ 2246-70 применяется для изготовления электродов а также для сварки металлов в автоматах и полуавтоматах в среде защитного газа 06 - 40 мм.
)Проволоки сварочные 08-Св08Г2С 10-Св08Г2С 12-Св08Г2С 1.6-Св08Г2С. Стальная омедненная проволока предназначена для автоматической сварки под флюсом. Проволока обладает следующими следующими качествами: малая погрешность геометрических размеров минимальной толщины слоя омеднения и постоянства его параметров высокой точности исполнения рядной намотки.
Для наплавки вала насоса дозировочного на вышеописанном оборудовании используем сварочную проволоку толщиной 1 мм легированную хромом (Cr). Рассчитаем силу тока для сварочного полуавтомата ПШ-5:

Титульный лист.doc

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ФИЛИАЛ ГОУ ВПО «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
КАФЕДРА НЕФТОПРОМЫСЛОВЫХ МАШИН И ОБОРУДОВАНИЯ
Пояснительная записка
к курсовому проекту по дисциплине
КЛУШ 51 19 00 000 ПЗ

05_Пункт_4.doc

4 Разборка и дефектовка турбобура односекционного типа Т12М3
Отработанные турбобуры должны передаваться на ремонтное предприятие с заполненным паспортом. Поступившие на ремонт турбобуры укладывают на стеллажи. Для предотвращения засыхания промывочной жидкости рекомендуется до разборки укладывать их в специальные ванны или заливать водой.
Ответственными и наиболее трудоемкими операциями разборки являются: развинчивание резьбовых соединений выпрессовка турбины из корпуса турбобура снятие статоров роторов и деталей опор с вала турбобура. Силовые механизмы используемые при разборке и последующей сборке турбобура называют механическими ключами.
Схема ключа предназначенного для свинчивания и развинчивания деталей турбобуров приведена на рисунке 4. Ключ состоит из силовой части 1 2 3 4 зажимного патрона 5 задерживающего устройства б и рольганга 7. Приводом силовой части служит электродвигатель 1 мощностью 20 кВт с частотой вращения 900 обмин. От электродвигателя к шпинделю движение передается через червячный редуктор 2 с передаточным отношением 1:2 и зубчатый одноступенчатый редуктор 4 с передаточным отношением 1:3. Наибольший диаметр детали зажимаемой в патроне 260 мм наименьший - 80 мм. Наибольший крутящий момент на рабочем валу ключа составляет 200 кН·м.
– электродвигатель; 2 – редуктор червячный; 3 – муфта; 4 – редуктор зубчатый одноступенчатый; 5 – зажимной патрон; 6 – задерживающее устройство; 7 – рольганг
Рисунок 4 – Схема механического ключа
Отвинчиваемую деталь турбобура устанавливают в патроне 5. Зажим детали осуществляют тремя двусторонними самозаклинивающимися (эксцентриковыми) кулачками. Корпус турбобура закрепляют в задерживающем устройстве 6 смонтированном на тележке имеющей возможность перемещаться по направляющим швеллерам уложенным на фундаменте. Подвижная тележка позволяет закреплять в задерживающем устройстве турбобуры разной длины и одновременно дает возможность сопряженным деталям изменять относительное положение в процессе свинчивания или развинчивания. Зажим корпуса в задерживающем устройстве осуществляют тремя двусторонними эксцентриковыми кулачками.
- рычаг; 2 - шток; 3 - гидроцилиндр; 4 - трубка; 5 – манометр
Рисунок 5 – Схема моментомера
Для замера крутящего момента задерживающее устройство снабжено моментомером. Схема работы моментомера показана на рисунке 5. С корпусом задерживающего устройства связаны два рычага 1 которые опираются на штоки 2 гидроцилиндров 3. В зависимости от выполняемого процесса - развинчивания или свинчивания резьбового соединения - рычаги 1 через штоки 2 воздействуют на один из гидроцилиндров 3. От гидроцилиндра давление по одной из трубок 4 передается на соответствующий манометр 5. По показаниям манометра судят о величине крутящего момента.
Рольганг 7 (смотри рисунок 4) является ложементом для турбобура и осуществляет его перемещение вдоль оси при установке и свинчивании - развинчивании. Рольганг состоит из трех роликов смонтированных на общей раме. Конструкция роликов позволяет регулировать их по высоте в зависимости от диаметра турбобура.
После того как у турбобура разобраны резьбовые соединения производят извлечение турбины из корпуса. Это наиболее трудоемкий процесс при разборке турбобура требующий значительных усилий. Усилие зависит от условий в которых эксплуатировался и хранился турбобур. Обычно чем выше плотность промывочной жидкости при бурении и чем более длительное время турбобур до ремонта хранился на открытом воздухе подвергаясь воздействию атмосферы тем большее усилие требуется для извлечения турбины. Температура окружающей среды при хранении отработанных турбобуров также оказывает влияние на тяговое усилие.
В тех случаях когда предполагаемое тяговое усилие не превышает 300-400 кН используют стенды оснащенные лебедками. В этом случае турбину связывают с неподвижным якорем при помощи специального приспособления. Корпус соединяют с канатом лебедки непосредственно или через систему блоков для выигрыша в силе. При вращении барабана лебедки корпусу турбобура сообщается поступательное движение относительно неподвижной турбины. В результате корпус стаскивают с турбины.
Иногда корпус закрепляют неподвижно а поступательное движение сообщают турбине.
Стенд для извлечения турбин при помощи лебедки показан на рисунке 6. Основными узлами стенда являются лебедка смонтированная на раме 2 рольганг 10 и два неподвижных якоря 8 и 11. Турбобур укладывают на рольганг 10. Корпус турбобура соединяют с канатом лебедки через талевую систему 9. Вал турбины соединяют с неподвижным якорем 11. Барабан 5 лебедки приводят во вращение корпусу турбобура сообщают поступательное движение и стягивают с турбины. Силовая часть лебедки включает асинхронный электродвигатель 6 мощностью
- генератор; 2 - рама; 3 - электродвигатель постоянного тока; 4 - дифференциал; 5 - барабан; 6 - асинхронный электродвигатель; 7 - опора; 8 11 -якорь неподвижный; 9 - талевая система; 10 - рольганг
Рисунок 6 - Стенд для извлечения турбин при помощи лебедки
кВт и электродвигатель постоянного тока 3 мощностью 19 кВт. Электродвигатель 3 получает питание от генератора 1. Частота вращения электродвигателя меняется в зависимости от нагрузки на барабане. Электродвигатель 6 через зубчатую передачу приводит во вращение одну из конических шестерен дифференциала 4 а электродвигатель 3 через другую зубчатую передачу приводит во вращение вторую коническую шестерню того же дифференциала в противоположную сторону. В дифференциале происходит сложение скоростей в результате чего частота вращения барабана автоматически меняется обратно пропорционально нагрузке на барабане. Такое автоматическое изменение скорости вращения барабана обеспечивает наибольшую производительность процесса.
Если усилие для извлечения турбины значительное и превышает тяговую силу лебедки то для извлечения турбин используют специальные гидравлические прессы.
В настоящее время ремонтные цеха оснащены высокопроизводительными автоматизированными гидропрессами. На прессе выполняются две операции: извлечение турбин из корпусов турбобуров и снятие дисков ротора и статора а также снятие деталей опор с валов. Обе операции выполняются автоматически без участия обслуживающего персонала и продолжаются не более 30-35 мин.
Так как усилие при распрессовке каждого турбобура колеблется от 100 до 3000 кН в гидроагрегате использован радиально-плунжерный насос типа НПД автоматически меняющий свою производительность в зависимости от усилия выпрессовки.
После разборки детали турбобура поступают на мойку. Мойку длиномерных деталей (валы и корпусы) производят в специальных ваннах заполненных моечной жидкостью или при помощи напорной струи. Мойку деталей турбины (диски статоров и роторов кольца пяты и др.) осуществляют в различных по конструкции ваннах или в механизированных моечных установках.
На рисунке 7 показана одна из конструкций моечных установок. Она состоит из следующих узлов: каркаса 1 ванны 2 сетчатого поддона 3 кривошипного механизма 4 цепной передачи 5 редуктора 6 электродвигателя 7 клиноременной передачи 8 и змеевика 9 для подвода пара. Детали размещают на сетчатом поддоне 3 который при помощи шатунно-
- каркас; 2 - ванна; 3 - сетчатый поддон; 4 - кривошипный механизм; 5 -цепная передача; 6 - редуктор; 7 - электродвигатель; 8 - клиноременная передача; 9 - змеевик
Рисунок 7 – Моечная установка
кривошипного механизма 4 получает возвратно-поступательное движение в вертикальной плоскости. В ванну 2 из водопровода поступает вода подогретая до 80-90 °С. В ванну загружают моющие компоненты в следующей пропорции: на 1 л воды - едкого натра 10 г кальцинированной соды 75 г мыла 2 г. Возвратно-поступательное движение сообщаемое поддону создает интенсивное смывание эмульсией всех поверхностей деталей.
При входе поддона в эмульсию создается ударная волна которая усиливает воздействие моечной жидкости на поверхности деталей улучшая моющую способность. Движение шатунно-кривошипному механизму 4 сообщается от электродвигателя 7 через клиноременную передачу 8 редуктор 6 и цепную передачу 5.
Более совершенным методом очистки деталей является вибрационное полирование. Сущность его заключается в том что обрабатываемые детали и абразивные частицы являющиеся рабочей средой помещают в сосуд (контейнер) которому сообща ют гармоническое колебательное движение (вибрация). В результате абразивные частицы перемещаются с различной скоростью относительно обрабатываемых деталей и последние полируются.
Очищенные детали турбобура подвергают контролю осуществляемому визуальным осмотром и инструментальным обмером. Все детали сортируют на три группы: детали пригодные для использования без ремонта; детали подлежащие замене и детали которые могут быть использованы после ремонта.
На поверхностях вала и корпуса не должно быть раковин забоин трещин следов коррозии и других пороков. Вал и корпус должны быть прямолинейны.
Для валов допускается следующая величина стрелы прогиба: у турбобуров размером 8 и 9" не более 07 мм (биение не более 14 мм); размером 658" и 712" не более 1 мм (биение не более 2 мм); и размером 4 и 5" не более 12 мм (биение не более 24 мм).
Величину биения определяют следующим образом. Вал укладывают строго горизонтально на опоры. Расстояние между опорами должно исключать прогиб вала от собственной массы. Вал медленно проворачивают и индикатором замеряют биение в местах наибольшей предполагаемой кривизны. Кривизна корпуса (отклонение канала от прямолинейности) не должна превышать 15 мм на всей длине. Местная кривизна не должна превышать 1 мм на длине 2000 мм. Общую кривизну проверяют пропуском шаблона по всей длине корпуса. Местную кривизну проверяют при помощи металлической линейки и щупа.
Резьбы валов и корпусов а также других деталей поступающих на сборку не должны иметь следов промыва выкрашивания коррозии заметного износа и других дефектов снижающих качество резьб. Упорные торцы деталей должны быть перпендикулярны осям резьб. Допускаемое отклонение 01 мм. Отремонтированные резьбы по профилю и размерам должны отвечать чертежам и действующим инструкциям. Цилиндрические резьбы контролируют предельными гладкими и резьбовыми калибрами а в отдельных случаях свинчиванием сопряженных деталей. Для контроля конических резьб используют нормальные гладкие и резьбовые калибры. Калибры ввинчивают усилием 200-250 Н приложенным на рычаге длиной 500 мм; при этом замеряют натяг т.е. расстояние между измерительной плоскостью калибра и торцом детали.
Величины натягов регламентируются чертежами и действующими инструкциями.
У валов секционных турбобуров дополнительно проверяют конусные поверхности гладкими калибрами на краску.
Осевые размеры валов и корпусов и соответствие этих размеров количеству и осевым размерам собираемых деталей турбобуров повторно контролируют при сборке.
Помимо визуального осмотра и инструментального обмера рекомендуется при каждом ремонте турбобура проверять корпус и вал дефектоскопами для выявления усталостных трещин и других внутренних дефектов.

10_Пункт_9.doc

9 Правила эксплуатации
Турбобур перед спуском в скважину подвергают тщательному наружному осмотру. Особое внимание уделяют состоянию резьбовых соединений. Для предотвращения повреждений при транспортировании перевозку турбобуров производят на специальных прицепах-самопогрузчиках оборудованных лебедками для погрузки и разгрузки.
Перед спуском турбобура в скважину проверяют легкость его запуска и герметичность резьбовых соединений определяют осевой люфт турбины и расход промывочной жидкости через ниппель.
Правильно собранный и отрегулированный турбобур запускается при давлении 10-15 МПа; при этом вращение вала должно быть равномерным без рывков. При прекращении подачи промывочной жидкости в турбобур вал должен останавливаться плавно. Резкая остановка вала свидетельствует о значительном трении в опорах турбобура. В этом случае рекомендуется произвести обкатку турбобура на ведущей трубе под ротором в течение 10-15 мин с целью приработки трущихся поверхностей.
При эксплуатации турбобура необходимо следить за своевременной заменой его опорных элементов чтобы избежать износа и выхода из строя элементов турбины. Для этого необходимо периодически проверять осевой и радиальный люфты турбобура.
Для проверки осевого люфта турбобур ставят на стол ротора и на его валу делают риску на одном уровне с нижней кромкой ниппеля. После этого турбобур приподнимают и под действием силы тяжести вал турбобура перемещается вниз по отношению к корпусу. На вал наносят вторую риску на одном уровне с нижней кромкой ниппеля турбобура и измеряют расстояние между обеими нанесенными рисками определяющее осевой люфт турбобура. Размер осевого люфта должен быть не более 5 мм. При большей величине турбобур направляют на ремонт. При сборке нового турбобура размер осевого люфта бывает в пределах 15-2 мм. Увеличение осевого люфта относительно первоначального значения на 2-3 мм допустимо так как это не оказывает существенного влияния на характеристики турбины и КПД турбобура.
Радиальный люфт вала проверяют в подвешенном состоянии турбобура поперечным перемещением вала относительно корпуса. Радиальный люфт вала не должен превышать 1-15 мм.
В процессе эксплуатации турбобура могут возникнуть различные дефекты вызывающие его остановку:
перегрузка двигателя или износ пяты;
отвинчивание роторной гайки приводящее к соприкосновению ротора и статора;
зашламование турбины или фильтра;
недостаточная подача жидкости в турбобур из-за уменьшения производительности буровых насосов или утечек жидкости в бурильной колонне.

00_Содержание.doc

Назначение конструкция и условия работы
турбобура односекционного типа Т12М3
Технологическая структура капитального ремонта
Подготовительные работы
Разборка и дефектовка турбобура односекционного
Выбор способа восстановления вала
1 Способы ремонта валов
2 Автоматическая наплавка под флюсом
3 Наплавка в среде защитных газов
4 Виброконтактная наплавка
5 Наплавка металлов трением
6 Выбор способа восстановления
Технология восстановления вала автоматической
наплавкой под флюсом
Сборка и регулировка турбобура
односекционного типа Т12М3
Приработка и испытания
Правила эксплуатации
Список использованной литературы