SU1042049A1 - Способ контрол ресурса турбобура - Google Patents
Способ контрол ресурса турбобура Download PDFInfo
- Publication number
- SU1042049A1 SU1042049A1 SU813392047A SU3392047A SU1042049A1 SU 1042049 A1 SU1042049 A1 SU 1042049A1 SU 813392047 A SU813392047 A SU 813392047A SU 3392047 A SU3392047 A SU 3392047A SU 1042049 A1 SU1042049 A1 SU 1042049A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- turbo
- drill
- turbodrill
- spindle
- distance
- Prior art date
Links
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Description
4i ю
о
4;: Ю Изобретение относитс к буровой технике, а именно к способам определ ни пригодности турбобуров и шпиндел ных секций к дальнейшей эксплуатации и может быть использовано на буровых эксплуатационного и разведочного бурени . Известен способ управлени работой турбобура-, заключающийс в том, что определ ют максимальную нагрузку турбобура по скачку сигнала датчика крут щего момента на приводе поворота роторного стола 1 3 Недостатком этого способа вл етс невозможность определени рабочего подъема ротора турбобура над статором .. Наиболее близким к изобретению вл етс способ определени рабочего подъема ротора турбобура над статоро по осевому люфту вала ротора, заключающийс в том , что сочлен ют между собой необходимое количество турбинных секций турбобура и шпиндельную секцию и по разности рассто ний от торца ниппел до нижнего торца переводника вала определ ют осевой люфт вала 2 . Недостатком известного способа вл етс невозможность определени момента соприкосновени ротора турбо бура со статором, что приводит к просадке валов при неотработанных шпиндельных секци х, ведущих к.отказ турб. Кроме , таким образом невозможно контролировать износ осевых опор шпиндельных секций, что при водит к необоснованной их отбраковке Цель изобретени - повышение удоб ства эксплуатации турбобуров и шпинд ных секции. Цель достигаетс тем, что согласно способу контрл ресурса турбобура , заключающемус в определении рабочего подъема ротора турбобура над статором, определ ют рассто ние от торца полумуфты вала до торца корпуса в верхней секции турбобура до и после соединени турбобура со шпиндельной секцией, периодически определ ют разность между ними, ко. торую сравнивают с ее допустимым зна чением. На чертеже дана схема, реализующа способ. Способ осуществл ют следующим образом. Сочлен ют необходимое количество турбинных секций 1 и устанавливают их на элеваторе 2 в вертикальном положении . Производ т замер рассто ни от торца полумуфты вала до -торца корпуса в верхней секции, Кр. - рассто ние соприкосновени ротора турбинной секции со статором. .Затем присоедин ют шпиндельную секцию 3 и вновь измер ют т.о же рассто ние, Кщ - крайнее, верхнее положение вала ротора турбобура при сочленении с данной шпиндел.ьной секцией. В процессе работы рассто ние Кр остаетс посто нным, а К измен етс увеличиваетс по мере износа осевых опор шпиндельной секции. Разни ца между рассто ними Кр К (., - Кц, дает рабочий подъем вала ротора турбобура , т.е. определ ет фактическое рассто ние между роторной и статорной системами в процессе бурени . Сочленение турбобура с новой шпиндельной секцией .или вышедшей из ремонта должно дать подъем вала Кр до 10 t 1 мм. После очередного с долблени на устье производ т контрольный замер рассто ни К и определ ют рабочий подъем вала К р. Шпиндельна секци считаетс годной к работе при обеспечении подъема вала турбобура до Кр KC - KUJ больше 2 мм, т.е. необходимо производить замену шпиндельной секции при рассто нии от роторной системы до статорной . , равными 2 мм и менее. П р и и е р 1 . Три собранные турбинные секции нового турбобура типа ЗТ СШ-195ТЛ устанавливают на элеваторе и замер ют рассто ние от торца полумуфты вала до торца корпуса верхней секции при помощи глубиномера или двух мерных линеек 4 (чертеж ), это рассто ние равно 72,О мм. Затем к турбинным секци м присоедин ют шпиндельную и таким же образом определ ют рассто ние Кщ, которое равно k6 ,0 мм. Рабочий подъем ротора над статором 11,0 мм. По известной Технологии рабочий: подъем ротора над статором не определ етс , а люфт вала составл ет 1,8 мм. П р и и е р 2 . Турбобур по примеру 1 отработал Q ч. Р ассто ние К|у 65,8 мм, т.е. рабочий подъем ротора над статором Кр6,2 мм (пример 1 ). Турбобур может продолжать работу. По известному способу люфт вала т/рбобура составл ет 6 мм и шпиндельна секци турбобура подлежит замене.
П р и м е р 3 . Турбобур по примеру 1 отработал без замены шпиндельной секции 68 ч. Рассто ние Kyj470,0 мм, 5 т.е. рабочий подъем равен 2,0 мм. Шпиндельна секци турбобура подлежит замене.
Пример . Турбобур по примеру 1 после замены шпиндельной секции ю находилс в работе до 600 ч с периодической заменой шпиндельных секций,
Результаты работы этого и других турбобуров приведены в таблице.
Как видно из приведенных данных, J5 внедрение предлагаемого способа позвол ет более надежно контролировать
качество и пригодность турбобуров к дальнейшей эксплуатации. Благодар этому, ресурс работы турбобуров и шпиндельных секций увеличиваетс с 40-60 до 68-150 ч дл шпиндельной секции и со 120-180 до 580-600, ч дл турбобуров.
Внедрение предлагаемого способа в производстве обеспечивает сохранение турбиннь)х секций, увеличение ресурса работы шпиндельных и Турбинных секций, позвол ет в услови х буровой провер ть качество сборки и отработку турбобура, а также исключить возвожность спуска в скважину некачествено собранного или отработанного турбобура .
,ЗТСШ-195 ТЛ (по примерам 1-31
68 120
20
}ЦО
220 230
230 360
360 (бО
60 560,
600
61,0
11,0 ,8 6.2
U70 ,0
2,0
Замена шпиндель ной секции
То же
||
.
Выход из стро турбобура разивный износ
3 теш-195 тл
120
12.0 220 220 350,
350
580
О
тсш
130
130 28q 280
i|00 00 500 500 590
Продолжение таблицы
557,0
11 1,6
Замена шпин566 ,i дельной
секции
558,0
10,0
Ч
566,6
Замена шпиндельной
ii 1,1
557,0 секции
566,3
Замена шпиндельной секции
559,0
9,0
566,0
То же
2,0
558,5
9,5
Выход из стро турбобура аб разивный износ
11
1 J
Замена шпиндельной секции
10,1
То же
0,9
10,0
2,0
9,0
,0 9,4
Выход из стро абразивнь )й
износ
rim
t
Claims (1)
- СПОСОБ КОНТРОЛЯ РЕСУРСА ТУРБОБУРА, заключающийся в определении рабочего подъема ротора турбобура над статором, отличающий с я тем, что, с целью повышения удобства эксплуатации, определяют расстояние от торца корпуса в верхней секции турбобура до и после соединения турбобура со шпиндельной секцией, периодически опередляют разность между ними, которую сравнивают с ее допустимым значением.'Q10^20^9 2
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU813392047A SU1042049A1 (ru) | 1981-12-10 | 1981-12-10 | Способ контрол ресурса турбобура |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU813392047A SU1042049A1 (ru) | 1981-12-10 | 1981-12-10 | Способ контрол ресурса турбобура |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1042049A1 true SU1042049A1 (ru) | 1983-09-15 |
Family
ID=20995897
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU813392047A SU1042049A1 (ru) | 1981-12-10 | 1981-12-10 | Способ контрол ресурса турбобура |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1042049A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5020234A (en) * | 1989-09-01 | 1991-06-04 | Westinghouse Electric Corp. | Prober for testing generator stator wedge tightness with rotor in place |
-
1981
- 1981-12-10 SU SU813392047A patent/SU1042049A1/ru active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5020234A (en) * | 1989-09-01 | 1991-06-04 | Westinghouse Electric Corp. | Prober for testing generator stator wedge tightness with rotor in place |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4580955A (en) | Eccentric screw pump for the conveying of liquids from bore holes | |
CA1179319A (en) | Apparatus for transmitting data from a borehole to the surface of the earth during the operation of a drilling device | |
US4697964A (en) | Boring machine | |
US5507353A (en) | Method and system for controlling the rotary speed stability of a drill bit | |
SU1042049A1 (ru) | Способ контрол ресурса турбобура | |
CA1042103A (en) | Method and apparatus for measuring the rate of penetration in well drilling from floating platforms | |
CA2318853C (en) | Downhole motor assembly | |
SE507715C2 (sv) | Anordning för att kompensera massor, speciellt tillämplig på ett roterande borrhuvud | |
FI100549B (fi) | Poraustyökalu | |
US5223679A (en) | Elevator drive motor to encoder connection having a flexible rod and a bellows coupling | |
CN111024429B (zh) | 一种水下涡旋吸附吸盘性能测试装置及测试方法 | |
JP3054195B2 (ja) | ボーリングマストのスイベルの移動測定装置 | |
CN210127834U (zh) | 井下通讯终端用旋转导向短节 | |
GB2152588A (en) | Downhole rotary fluid- pressure motor | |
CN211425290U (zh) | 旋挖钻机干法旋挖成孔时用于检测孔底沉渣厚度的装置 | |
US4872788A (en) | Multi-spindel drilling machine | |
CN113123253A (zh) | 一种桥梁植筋加固设备 | |
CN214888432U (zh) | 一种补偿轴向窜动的圆光栅组件 | |
CN212551795U (zh) | 一种三头钻机床 | |
RU2065956C1 (ru) | Способ управления процессом бурения скважин забойным гидродвигателем | |
SU1134704A1 (ru) | Устройство дл контрол и управлени процессом турбинного бурени | |
CN114215130B (zh) | 一种桥架整体装配工艺 | |
CN220167899U (zh) | 一种地质勘探用岩心提取钻具 | |
CN213683951U (zh) | 一种液压钻机的回转机构 | |
SU1216333A1 (ru) | Способ контрол нагрузки на долото при турбинном бурении |