Шпиндель забойного двигателя ОУ-195

Размещено на http://www.allbest.ru

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра нефтегазопромыслового оборудования

Шпиндель забойного двигателя ОУ-195

Пояснительная записка

к курсовой работе по дисциплине

«Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин»

Студент группы МП-03-01 Р.Р. Асадуллин

Преподаватель кафедры НГПО Т.А. Утемисов

2007

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ СКВАЖИН. НАЗНАЧЕНИЕ ШПИНДЕЛЯ

2. УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ ШПИНДЕЛЯ ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ

2.1 Характеристики турбобура 3ТСШ1-195

3. ПРОВЕРОЧНЫЕ РАСЧЕТЫ

3.1 Расчет резьб переводника

3.2 Расчет резьбовых соединений вала

3.3 Расчет подшипников на прочность

4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ШПИНДЕЛЯ ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

За 80 лет интенсивного развития и масштабного применения турбобуров в нашей стране было построено огромное количество скважин в Урало-Поволжье, Западной Сибири и других регионах, пробурена самая глубокая скважина в мире - Кольская СГ-3, а Российская Федерация стала одной из крупнейших нефтегазовых держав. В течение многих десятилетий применение турбинного способа составляло около 80 процентов от общего объема проходки. Известные преимущества турбинного бурения заключались в значительном росте скорости бурения по сравнению с другими способами, а также в существенной экономии затрат на дорогостоящие высокопрочные бурильные и утяжеленные трубы.

На сегодняшний день Россия, как и ранее Советский Союз, является единственной страной в мире, продолжающей столь широко использовать турбобуры. Однако, конструкции серийных турбобуров, которыми выполняется весь объем турбинного бурения, были разработаны около 40 лет назад и с тех пор практически не обновлялись. Между тем за последние годы произошли существенные изменения как технических, так и экономических условий, в которых работают буровые предприятия, использующие турбобуры. Появились новые более эффективные типы породоразрушающих инструментов: трехшарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорами и безопорные долота с алмазно-твердосплавными пластинами, требующие иных режимных параметров работы, чем те, которые могут обеспечить серийные турбобуры. Значительно возросли показатели надежности и долговечности низкооборотных винтовых забойных двигателей - основного конкурента турбобуров. Установившиеся в стране рыночные экономические отношения определили новые подходы и требования к проблеме использования турбобуров, когда турбобур следует рассматривать не только как техническое средство для бурения скважин, но и как промышленный товар, который необходимо реализовать на рынке. Если не учитывать эти изменения и не предпринимать соответствующие меры по техническому переоснащению турбинного бурения, то относительные объемы применения этого высокоэффективного, технологичного и прогрессивного способа бурения могут существенно сократиться.

Весь опыт развития конструкций турбобуров свидетельствует о том, что потенциал турбинного бурения далеко не исчерпан. Одним из основных направлений дальнейшего развития и совершенствования турбинного бурения является техническая модернизация конструкций серийно выпускаемых турбобуров с целью обновления морально устаревшего парка гидротурбинных забойных двигателей. К тому же модернизация должна преследовать идеи удешевления процесса изготовления, эксплуатации и ремонта серийно выпускаемых турбобуров. Перспективным направлением является усовершенствование наиболее часто изнашиваемых узлов и деталей, которые работают в наиболее жестких условиях бурения. Такая система предоставляет буровому предприятию непосредственную возможность улучшения эксплуатационных характеристик собственного парка турбобуров без больших капитальных затрат. Так для повышения ресурса бурения в турбобурах 3ТСШ1-195 наиболее изнашиваемая часть вынесена в отдельную секцию. Внеся некоторые изменения в шпиндельную секцию турбобура 3ТСШ1-195 можно добиться улучшения показателей проходки забойного двигателя в целом.

Целью и задачей курсового проекта является изучение конструкции шпиндельной секции турбобура.

1. ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ СКВАЖИН. НАЗНАЧЕНИЕ ШПИНДЕЛЯ

Турбобур представляет собой забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях. В рабочих колесах турбобура гидравлическая энергия бурового раствора, движущегося под давлением, превращается в механическую энергию вращающегося вала, связанного с долотом.

Основная часть турбобура - турбина, состоящая из большого числа (более сотни) совершенно одинаковых ступеней. Каждая ступень турбины, в свою очередь, состоит из двух частей: вращающейся, соединенной с валом турбобура, называемой ротором, и неподвижной, закрепленной в корпусе турбобура, называемой статором. Статор представляет собой гладкое стальное кольцо, на внутренней поверхности которого имеются изогнутые лопатки. Ротор состоит из кольца и лопаток, подобных лопаткам статора, но обращенных выпуклостью в другую сторону. Между статором и ротором имеется зазор, обеспечивающий свободное вращение ротора в статоре.

Теория малогабаритных турбин для бурения нефтяных и газовых скважин создана советским инженером П. П. Шумиловым. Основные условия построения турбин турбобуров следующие. Для получения необходимой мощности и приемлемого для бурения числа оборотов турбина должна быть многоступенчатой. Все ступени турбины должны быть совершенно одинаковыми.

Турбобуры секционные шпиндельные (3ТСШ-172; 3ТСШ-195; 3ТСШ- 195Л; 3ТСШ-215; 3ТСШ-240), а также турбобуры шпиндельные унифицированные (3ТСШ1-172; 3ТСШ1-195; 3ТСША-195ТЛ; ЗТС1Ш-240Ш) предназначены для бурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения с использованием буровых растворов при температуре не более 120 градусов. Они состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции.

Позволяют бурить шарошечными долотами с обычной схемой промывки, гидромониторными и алмазными долотами (турбобур ЗТСША-195ТЛ); изменять секционность турбобуров в зависимости от условий бурения; производить смену отработанных шпинделей без разборки секций; увеличивать величину вращающего момента при снижении числа оборотов за счет применения тихоходных турбин, выполненных методом точного литья (турбобур 3ТСШ-195ТЛ).

В каждой турбинной секции размещено около 100 ступеней турбины, по четыре радиальные опоры и по три ступени предохранительной осевой пяты, которая применяется для устранения опасности соприкосновения роторов и статоров турбины из-за износа шпиндельного подшипника в процессе работы.

Турбобуры типов 3ТСШ1-172, 3ТСШ1-195, 3ТСШ1-240 выпускаются с наружным диаметром соответственно 172, 195 и 240мм.

В турбобурах типа ТСШ1 проведена межтиповая унификация, т.е. различные типы турбин, корпусы, валы, опоры, полумуфты и переводники в пределах одного габаритного размера имеют одинаковые посадочные и присоединительные размеры, благодаря чему представляется возможным применять в них турбины и осевые опоры любого типа.

Шпиндель предназначен для восприятия нагрузки действующей на долото.

Созданием шпиндельного турбобура был решен ряд задач, связанных с улучшением энергетических характеристик и эксплуатационных качеств турбобура, значительно уменьшены утечки жидкости, из-под ниппеля при увеличенных перепадах давления на долото и повышена прочность валов. Гидравлическую нагрузку, вес вращающихся деталей, а так же реакцию забоя воспринимает шпиндельная секция. Вынесение осевой опоры в шпиндельных турбобурах ТСШ в отдельную секцию позволяет производить замену ее непосредственно на буровой без разборки турбинной секции.

2. УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ ШПИНДЕЛЯ ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ

Шпиндельная секция турбобура 3ТСШ1-195 (рисунок 1) состоит из следующих элементов. Вал с набранными и закрепленными на нем деталями устанавливают в корпус шпинделя, крепят переводником 1 и ниппелем 2. На полом валу шпинделя 20 установлены две радиальные резинометаллические опоры 10 с втулками опор 9 (центрируемыми в верхней опоре подкладными втулками 8) и 25 ступеней шарикоподшипников, каждая из которых состоит из диска 15, внутреннего и наружного колец 16, 18 и самого шара качения 17. Весь пакет деталей, включая упорную, дистанционную и промежуточную втулки 21, 13 и 14, закрепляется на валу гайкой 6, колпаком 5, контргайкой 4 и крепится в корпусе 19 посредством переводника нижней секции 1 и ниппеля 23 с использованием регулировочных колец 3, 7, 22.

На верхней части вала шпинделя установлена конусно-шлицевая муфта 2, имеющая промывочные окна для протока рабочей жидкости во внутреннюю полость вала и затем к долоту, присоединяемому к шпинделю через переводник 24. Для облегчения разборки шпинделя в процессе ремонта в верхней и нижней его частях установлены втулки 11 с уплотнительными кольцами 12, обеспечивающими герметизацию диаметральных зазоров между валом и закрепленным на нем пакетом деталей.

Рисунок 1- Шпиндель.

1 -- переводник нижней секции; 2 -- конусно-шлицевая муфта; 3, 4, 22 -- регулировочные кольца; 5 -- колпак; 6, 8, 9, 11, 13, 14, 21 -- втулки; 7 - резиновая опора скольжения; 10 -- резинометаллические опоры; 12 -- уплотнительные кольца; 15 -- диск; 16, 18 -- кольца; 17 -шарик подшипника; 18 -- корпус; 19 -- вал шпинделя; 20 -- ниппель; 21 -- переводник.

Шпиндельная секция имеет на валу и корпусе специальные замковые резьбы с малой конусностью, с помощью которых закрепляются вращающиеся детали шпинделя и неподвижные, а также детали центрующих радиальных резинометаллических опор. Детали шпиндельной секции крепятся резьбами, имеющими два упорных торца. Так, наряду с обычным для замковой резьбы наружным упорным торцом соединения переводника с корпусом имеется внутренний упорный торец, с помощью которого крепятся детали неподвижной части. Полумуфта, навинчиваемая на вал, имеет внутренний упорный торец, упирающийся в торец вала, в то же время наружный упорный торец этой резьбы передает усилие на детали подвижной части, осуществляя их сжатие. Использование такого соединения обеспечивает стабилизацию осевого взаиморасположения валов турбинной секций в условиях вибраций.

Таким образом, соединительные конусные резьбы выполняют одновременно функцию крепления деталей турбины. Это определяет необходимость рассматривать два разных натяга конической резьбы: по наружному и внутреннему торцу. С одним из них связана осевая фиксация, а с другим - деформации при креплении деталей шпинделя.

Установка в шпинделе осевой опоры качения (как жесткой, так и амортизированной - шпиндель типа ШШО) вместо резинометаллической опоры скольжения позволяет турбобуру воспринимать более высокие осевые нагрузки и эффективно работать при более низких числах оборотов.

Так же широко применяются шпиндели типа ШФД с лабиринтными дисковыми уплотнениями. Они предназначены для турбинных секций серийных турбобуров. За счет частичной изоляции картера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердые абразивные частицы, значительно увеличен моторесурс шпинделя.

Желая совместить в себе преимущества изоляции и восприятия больших осевых нагрузок, конструкторами была предложена схема комбинированной опоры, то есть применение одновременно и шарикоподшипников и резинометаллической пяты. Но неравномерный износ этих опор приводил к тому, что первый тип опор изнашивался, в то время как второй тип еще работал. Это создавало большие неудобства в обслуживании и ремонте.

Вал изготовляется из высокопрочной легированной стали, при этом сечения вала увеличивается по мере приближения к долоту. Шпиндельная секция турбобура соединяется с турбинной секцией через переводник нижней секции посредством замковой резьбы, а валы - посредством конусно - шлицевой муфты.

Возможны случаи установок между долотом и шпиндельной секцией стабилизаторов, для лучшей ориентировки траектории бурения.

2.1 Характеристики турбобура 3ТСШ1-195

Число ступеней турбин ……………………306

Длина…………………………………………25.7 м

Масса …………………………………………4740 кг

Частота вращения выходного вала:

в режиме холостого вращения 800 об/мин

в рабочем режиме …………………………400 об/мин

Максимальная мощность …………………115 кВт

Перепад давления …………………………..4,0 МПа

Расход жидкости……………………………0,035 мі/с

Вращающий момент………………………..2700 Н/м

КПД …………………………………………0,5

3. ПРОВЕРОЧНЫЕ РАСЧЕТЫ

3.1 Расчет резьб переводника

Расчеты резьбовых соединений на прочность сводится к определению напряжения среза и смятия витков резьбы и сравнение этих величин с допустимыми значениями (Рисунок-3).

В переводнике турбобура 3ТСШ1-195 используется резьба З-171 для соединения с корпусом турбинной секции и резьба на ниппельном конце РКТ-177 для соединении с корпусом шпиндельной секции.

Ниже в таблице 1 приведем параметры используемых резьб в корпусе.

Таблица 1- Параметры резьб корпуса

Обозначение резьб	РКТ-177	З-171	З-121
Средний диаметр в основной плоскости dср, мм	173,362	165,598	115,113
Внутренний диаметр в основной плоскости dс, мм	169,98	161,380	111,755
Наружный диаметр в основной плоскости dо, мм	176	168,890	117,741
Длина конуса резьбы L, мм	120	127	102
Шаг резьбы S, мм	5,08	6,35	5,08
Высота профиля резьбы h, мм	3,01	3,755	2,993
Конусность	1:16	1:6	1:4

Рисунок-3 Коническая резьба ниппеля

Расчет резьбы РКТ-177 на прочность

Найдем рабочую длину свинчивания по формуле

где - длина конуса резьбы, мм;

- расположение основной плоскости, мм.

Найдем внутренний диаметр резьбы в основной плоскости по формуле

,

где - средний диаметр резьбы в основной плоскости, мм;

- высота профиля резьбы, мм.

Проверим выполнение условия прочности на срез. Для этого вычислим напряжение среза по формуле,

МПа

где - максимальная осевая нагрузка, берем по максимально допустимой нагрузке на используемое долото Q=350 кН;

- внутренний диаметр резьбы в основной плоскости, мм;

- коэффициент полноты. Для резьбы типа РКТ KS=0,78;

- рабочая длина свинчивания, мм;

- допустимое напряжение среза, =539 МПа.[2, c.57]

Т.к. , условие прочности на срез выполняется

Проверим условие прочности резьбы на смятие. Для этого вычисляем значение напряжения смятия по формуле

,

МПа

где - максимальная осевая нагрузка, кН;

- шаг резьбы, мм;

- внутренний диаметр резьбы в основной плоскости, мм;

- допустимое напряжение смятия, =774 МПа.[2, c.47]

Т.к. , условие прочности резьбы на смятие выполняется.

Условие прочности резьбы на срез и на смятие выполняется. Резьба выдержит заданные нагрузки.

Расчет резьбы З-121 на прочность

Найдем рабочую длину свинчивания по формуле

мм

Найдем внутренний диаметр в основной плоскости по формуле

мм

Проверим выполнение условия прочности на срез. Для этого вычислим напряжение среза по формуле

МПа

Т.к. , условие прочности на срез выполняется.

Проверим условие прочности резьбы на смятие. Для этого вычисляем значение напряжения смятия по формуле

,

МПа

Т.к. , условие прочности резьбы на смятие выполняется.

Условие прочности резьбы на срез и на смятие выполняется, резьба выдержит заданные нагрузки.

Расчет резьбы З-171 на прочность

Найдем рабочую длину свинчивания по формуле

мм

Найдем внутренний диаметр в основной плоскости по формуле

мм

Проверим выполнение условия прочности на срез. Для этого вычислим напряжение среза по формуле

МПа

Т.к. , условие прочности на срез выполняется.

Проверим условие прочности резьбы на смятие. Для этого вычисляем значение напряжения смятия по формуле

,

МПа

Т.к. , условие прочности резьбы на смятие выполняется.

Условие прочности резьбы на срез и на смятие выполняется, резьба выдержит заданные нагрузки.

3.2 Расчет резьбовых соединений вала

Посредством резьб имеющимися на вале, к нему с одного торца навинчивается шлицевая муфта, а с другой над долотный переводник. Для присоединения шлицевой муфты используется резьба МК98х6х1:16-ВТ, а для переводника резьба З-171

Параметры резьб приведены в таблице 2

Таблица 2 - Параметры резьб вала.

Обозначение резьб	МК98 75	З-117 171
1	2	3
Средний диаметр в основной плоскости dср, мм	94,421	110,868
Внутренний диаметр в основной плоскости dс, мм	90,97	107,508
Наружный диаметр в основной плоскости dо, мм	97	113,494
Длина конуса резьбы L, мм	104	108
Шаг резьбы S, мм	6	5,08
Высота профиля резьбы h, мм	3,015	4,376
Конусность	1:16	1:4

Расчет резьбы МК98 на прочность

Найдем рабочую длину свинчивания по формуле

мм

Найдем внутренний диаметр в основной плоскости по формуле

мм

Проверим выполнение условия прочности на срез. Для этого вычислим напряжение среза по формуле

МПа

Т.к. , условие прочности на срез выполняется.

Проверим условие прочности резьбы на смятие. Для этого вычисляем значение напряжения смятия по формуле

,

МПа

Т.к. , условие прочности резьбы на смятие выполняется.

Условие прочности резьбы на срез и на смятие выполняется, резьба выдержит заданные нагрузки.

Расчет резьбы З-117 на прочность

Найдем рабочую длину свинчивания по формуле

мм

Найдем внутренний диаметр в основной плоскости по формуле

мм

Проверим выполнение условия прочности на срез. Для этого вычислим напряжение среза по формуле

МПа

Т.к. , условие прочности на срез выполняется.

Проверим условие прочности резьбы на смятие. Для этого вычисляем значение напряжения смятия по формуле

,

МПа

Т.к. , условие прочности резьбы на смятие выполняется.

Условие прочности резьбы на срез и на смятие выполняется, резьба выдержит заданные нагрузки.

3.3 Расчет подшипников на прочность

Для определение нагрузки на один шарик в радиально-упорном подшипнике в общем машиностроении рекомендуется следующая формула [4].

H

где А - осевая нагрузка (по допустимому усилию но долото А=350 кН)

z - число шариков

в - угол контакта в меридиальном сечение ( для шарикоподшипников типа 128700 принимаем в=60?)

Величина деформации определяется по формуле

м

где dш - диаметр шарика мм

Предельно допустимую деформацию вычислим по формуле

м

Так как дmax>д то радиально упорный подшипник выдержит статическую нагрузку.

Оценим вредное влияние гироскопического эффекта

Величина потерь в гироскопический эффекте ( на трение верчение ) определим по формуле



где dср - средний диаметр подшипника

м

Н

Момент трения на шарике

H

где м - коэффициент трения, м=0.005

Поскольку Мгир<Мтр то верчение шариков от гироскопического эффекта не будет. Выбранный радиально-упорный шарикоподшипник будет работать исправно.

4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ШПИНДЕЛЯ ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ

В процессе бурения на шпиндельную секцию турбобура воздействуют различные по величине и характеру возмущающие силы и силы сопротивления, что вызывает его многообразные колебания. Основными видами колебаний являются продольные, поперечные и крутильные. Они возникают одновременно и зависят от волновой характеристики бурильной колонны и включенных в ее компоновку устройств, типоразмера долота, свойств разбуриваемых пород, параметров режима бурения.

Основные причины возникновения колебаний - скачкообразный характер разрушения горных пород, ухабистость забоя, зубчатая рабочая поверхность долота, пульсация давления в нагнетательной системе. К менее существенным причинам можно отнести неоднородность и трещиноватость разбуриваемых пород, дискретную подачу бурильного инструмента и др.

Колебания забойного двигателя возникают в результате воздействия большого числа факторов, которые, в свою очередь, оказывают существенное влияние на процесс и показатели бурения. Колебания инструмента снижают стойкость долота, сокращают срок службы элементов бурильной колонны и турбобура и ухудшают показатели бурения в целом.

При поступлении турбобура на буровую перед сборкой турбинной и шпиндельной секции необходимо тщательно осмотреть снаружи, при этом обращают особое внимание на состояние присоединительных резьб наличие плотности соединения резьбовых торцов, отсутствие трещин и вмятин на корпусных деталях. Убедившись в выполнении этих условии, непосредственно на самой буровой собирают секции в турбобур.

Для предотвращения засорения турбобура в верхнюю муфту бурильных труб (пол ведущую трубу) установить фильтр длиной 1.5…2 м с диаметром отверстии 5…6 мм.

Проверять турбобур па поверхности путем его запуска на ведущей трубе. Турбобур должен легко запускаться при давлении не более 2,0МПа, при этом вал должен вращаться равномерно, без рывков.

При выключении насоса вал турбобура должен плавно останавливаться. Резкая остановка свидетельствует о наличии большого трения в турбобуре. Для приработки трущихся деталей рекомендуется производить обкатку турбобура в течение 3...5 минут.

Собрав всю конструкцию низа бурильной колонны, спускают в скважину, где будит производиться бурение. При спуске инструмента долото не доводится до забоя примерно на длину ведущей трубы. Работа турбобуром начинается с промывки скважины, которая осуществляется одним буровым насосом до тех пор, пока давление на выкиде насоса не позволит подключить в работу второй насос.

Запуск турбобура на забое облегчается, если вращать бурильные трубы ротором, постепенно увеличивая нагрузку на долото. Эффективна также посадка турбобура с долотом на забой с небольшим ударом. В случае затруднений с запуском в нерасширенном участке ствола следует прибегнуть к вращению бурильных труб или приподнять долото в участок ствола с полным диаметром. шпиндель забойный двигатель турбобур

Бурение турбобуром следует начинать при небольшой нагрузке на долото.

При остановке турбобура вследствие его перегрузки инструмент следует приподнять, затем постепенно довести долото до забоя и плавным увеличением нагрузки достигнуть максимальной скорости проходки.

Эффективность турбинного бурения в значительной степени зависит от величины подводимой к турбобуру гидравлической мощности. Поскольку с углублением скважины изменяется гидравлическая характеристика системы циркуляции буровой установки, то это создает необходимость регулирования подачи промывочной жидкости, нагнетаемой буровым насосом. Практически регулирование производится дискретно: при достижении определенной глубины скважины увеличивается, например, число ступеней турбины, при этом изменяется гидравлическая ее характеристика; осуществляется смена гидравлических цилиндров насосов, при которой изменяются их подача и давление. Опыт турбинного бурения подтверждает целесообразность перехода на работу при давлениях на насосах 200--250 кгс/см2, особенно с увеличением глубины скважин, утяжелением промывочной жидкости и применением гидромониторных долот.

При использовании насоса с жестким (электрическим) приводом в значительном интервале бурения остается постоянным расход промывочной жидкости, а давление возрастает с углублением скважины. Регулирование подачи с гибким приводом (дизельные буровые установки) может производиться плавно: с углублением скважины уменьшается подача насоса, а давление остается максимальным.

Кроме того, турбинный способ предъявляет определенные требования не только к насосам, но и к бурильным трубам. Для более эффективного использования гидравлической мощности, развиваемой насосами, необходимо максимально сокращать гидравлические сопротивления в циркуляционной системе буровой установки. Основная часть гидравлических потерь в циркуляционной системе падает на потери в бурильных трубах и кольцевом затрубном пространстве. Минимальным суммарным потерям в трубах и затрубном пространстве соответствует наружный диаметр do бурильных труб

do = (0,02…0,68) D

где D -- диаметр скважины.

Основным показателем, характеризующим режим бурения, является механическая скорость. Режим бурения определяется геометрическими, прочностными свойствами долота, характеристикой промывки, перепадом давления на пласт, буримостью горных пород и другими факторами, влияющими на величину механической скорости бурения.

Рассматриваемый турбобур 3ТСШ1-195 при средней механической скорости бурения 11.2 м/час проходит за сутки около 260 м. Расход жидкости составляет 35л/с на 1 гс/ см3 скорость вращения при этом достигает 470 об/мин, создавая в итоге вращающий момент равный 1800 Н/м.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Авербух Б.А., Калашников В.Н., Кершенбаум Я.М., Протасов В.Н. Ремонт и монтаж бурового и нефтегазопромыслового оборудования. - М.: Недра, 1976. - 368 с.

2. Анурьев В.И. Справочник конструктора машиностроителя. Т.1.- 5 изд. - М. : Машиностроение, 1979.- 570 с.

3. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование. Екатеринбург.: Объединенные машиностроительные заводы, группа Уралмаш. - Ижора, 2002. - 592 с.

4. Гусман М.Т., Любимов Г.М. Расчет, конструирование и эксплуатация турбобуров. - М.: Недра, 1976. - 367 с.

5. Жидовцев Н.А., Яров А.Н. Влияние смазывающей добавки к буровой жидкости на снижение сил трения в осевой опоре турбобура. - М.: Недра, 1970. - 162 с.

6. Палашкии Е.А. Справочник механика по глубокому бурению. - М.: Недра, 1974. - 544 с

7. Справочник бурового мастера. П.Т. Иночкин, В.Л. Прокшиц. - М.: Гостопттехиздат, 1958. - 378 с

8. Султанов Б.З., Шаммасов Н.Х. Забойные буровые машины и инструмент. - М.: Недра, 1976. - 356 с.

9. Чулков П.В.,Чулков И.П. Топлива и смазочные материалы: ассортимент, качество, применение, экономия, экология. - М.: Политехника, 1996. - 304 с.

10. Перельман Л.Я. Подшипники качения: Справочное пособия.- М.: Машиностроение, 1983. -544 с.

Размещено на Allbest.ru