Турбогенератор для питания скважинной аппаратуры

Изобретение относится к области бурения скважин и может быть использовано для питания автономных забойных геофизических и навигационных комплексов. Турбогенератор для питания скважинной аппаратуры содержит внешний ротор с корпусом и рабочими лопатками турбины, внутренний статор с обмоткой, выполненный на оси, внешний ротор установлен на верхнем и нижнем подшипниках скольжения. Верхний подшипник скольжения закрыт с торца обтекателем. Обмотка статора размещена в герметичном корпусе, на наружной поверхности которого выполнены винтовые канавки, а на внутренней поверхности ротора, между подшипниками, выполнены продольные канавки, проходящие между постоянными магнитами, установленными между внешним ротором и корпусом. Дополнительно установлены два кольцевых постоянных магнита, образующие магнитный подвес. Верхний магнит размещен на нижнем торце верхнего подшипника скольжения, а нижний магнит установлен в поперечной канавке на наружной поверхности корпуса статора. На внутренней стороне обтекателя установлена шайба из антифрикционного материала. Техническим результатом является повышение надежности и рабочего ресурса турбогенератора за счет уменьшения трения между элементами конструкции, уменьшения износа вращающихся частей и динамической модуляции зазора для подачи бурового раствора между ротором и статором турбогенератора. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к области бурения скважин и может быть использовано для питания автономных забойных геофизических и навигационных комплексов.

Известен турбогенератор для питания скважинной аппаратуры по патенту RU 2184225, опубл. 27.06.2002, содержащий внешний ротор с корпусом и рабочими лопатками турбины, внутренний статор с обмоткой, выполненный на оси, обмотка залита герметичным неэлектропроводным материалом, устойчивым к абразивному износу, внешний ротор установлен на подшипниках скольжения, внутренние рабочие поверхности подшипников скольжения выполнены из эластичного материала, например резины, со сквозными каналами и смонтированы на съемных втулках с буртиками, а втулки закреплены на оси, причем верхний подшипник скольжения закрыт с торца обтекателем с образованием кольцевого зазора между ним и корпусом. Между нижним подшипником скольжения и опорой генератора может быть установлена коническая резиновая втулка. Сквозные каналы могут иметь в поперечном сечении форму многоугольника. Рабочие лопатки турбины установлены с обеих сторон корпуса с образованием двух рабочих ступеней турбины. На корпусе между первой и второй рабочими ступенями турбины могут быть выполнены два ряда окон.

Недостатками этого турбогенератора являются его низкая надежность, обусловленная тем, что буровой раствор, в котором содержатся абразивные частицы, проходя в узком зазоре между статором и ротором, может вызвать заклинивание ротора, а также низкий рабочий ресурс вследствие быстрого износа верхней и нижней пар подшипник скольжения-втулка и конической резиновой втулки.

Известен турбогенератор для питания скважинной аппаратуры по патенту RU 128656, опубл. 27.05.2013, содержащий внешний ротор с корпусом и рабочими лопатками турбины, внутренний статор с обмоткой, выполненный на оси, внешний ротор установлен на подшипниках скольжения, отличающийся тем, что обмотка статора размещена в герметичном корпусе, на наружной поверхности которого выполнены винтовые канавки, а на внутренней поверхности ротора, между подшипниками, выполнены продольные канавки, проходящие между магнитами.

Недостатками известного турбогенератора являются низкая надежность и снижение рабочего ресурса, обусловленные тем, что при вращении внешнего ротора на него действует прижимная сила, обусловленная давлением бурового раствора на рабочие лопатки турбины, что приводит к интенсивному износу торцевой части верхнего подшипника скольжения, опирающегося на выступ статора. Износ подшипника влечет увеличение зазора между ротором и статором и приводит к снижению технических характеристик турбогенератора.

Технической проблемой, которую решает настоящее изобретение, является улучшение механического сопряжения ротора со статором и условий для самоочистки внутреннего пространства турбогенератора за счет введения в конструкцию турбогенератора постоянных магнитов, образующих магнитный подвес, и антифрикционной шайбы.

Техническим результатом является повышение надежности и рабочего ресурса турбогенератора за счет уменьшения трения между элементами конструкции, уменьшения износа вращающихся частей и динамической модуляции зазора для подачи бурового раствора между ротором и статором турбогенератора.

Поставленная техническая проблема решается за счет использования в турбогенераторе для питания скважинной аппаратуры, содержащем внешний ротор с корпусом и рабочими лопатками турбины, внутренний статор с обмоткой, выполненный на оси, причем внешний ротор установлен на верхнем и нижнем подшипниках скольжения, при этом верхний подшипник скольжения закрыт с торца обтекателем, обмотка статора размещена в герметичном корпусе, на наружной поверхности которого выполнены винтовые канавки, а на внутренней поверхности ротора, между подшипниками выполнены продольные канавки, проходящие между постоянными магнитами, установленными между внешним ротором и корпусом. Вместе с тем дополнительно установлены на верхнем подшипнике скольжения образующие магнитный подвес постоянные магниты, верхний из которых выполнен в форме кольца, а нижний представляет собой два магнитных полукольца, соединенных клеем и зафиксированных обечайкой. Верхний магнит размещен на нижнем торце верхнего подшипника скольжения, а нижний магнит - в поперечной канавке на наружной поверхности корпуса статора. Верхний магнит и нижний магнит обращены друг к другу одноименными полюсами.

Дополнительно на внутренней стороне обтекателя установлена шайба из антифрикционного материала. Антифрикционный материал представляет собой фторопласт или бериллиевую бронзу.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлен продольный разрез турбогенератора; на фиг. 2 - поперечный разрез (сечение А-А) в плоскости верхнего магнита; на фиг. 3 - поперечный разрез (сечение Б-Б) в плоскости нижнего магнита; на фиг. 4 - поперечный разрез (сечение В-В) ротора турбогенератора.

Турбогенератор для питания скважинной аппаратуры содержит внешний ротор 1 и внутренний статор 2. Внешний ротор 1 состоит из корпуса 3 с рабочими лопатками 4 турбины. Обмотка внутреннего статора 2 размещена в герметичном корпусе статора 5, на наружной поверхности которого выполнены винтовые канавки 6. Между внешним ротором 1 и герметичным корпусом статора 5 имеется зазор, образующий канал 7, через который проходит буровой раствор, обеспечивающий смазку подшипников скольжения и охлаждение обмотки генератора. В турбогенераторе установлены подшипники скольжения: верхний 8 и нижний 9 (по направлению потока бурового раствора). Верхний подшипник скольжения 8 сверху закрыт с торца обтекателем 10 с образованием кольцевого зазора 11, связанного с каналом 7. Герметичный корпус статора 5 установлен на фланце турбогенератора 20, предназначенной для крепления турбогенератора к буровой колонне. Хвостовик 12 предназначен для крепления скважинной аппаратуры (не показана).

На внутренней поверхности корпуса ротора 3 закреплена втулка 13 из немагнитного материала, в которой размещены постоянные магниты 14. Между магнитами на втулке 13 размещены продольные канавки 15.

Между верхним подшипником скольжения 8 и корпусом статора 5 установлен верхний магнит 19, имеющий форму кольца и закрепленный на нижнем торце верхнего подшипника скольжения 8, например, с помощью клея.

В поперечной канавке 21 на наружной поверхности корпуса статора 5 установлен нижний магнит 16, состоящий из двух полуколец, склеенных между собой и зафиксированных обечайкой 17. Верхний магнит 19 и нижний магнит 16 обращены друг к другу одноименными полюсами.

На внутренней стороне обтекателя 10 установлена шайба 18 из антифрикционного материала, например, фторопласта, для уменьшения износа и демпфирования осевых вибрационных и ударных воздействий на ротор 1.

Турбогенератор для питания скважинной аппаратуры работает следующим образом. Буровой раствор, проходя между лопатками 4 ротора 1, приводит его во вращение. Часть бурового раствора через зазор 11 поступает в канал 7 и отбирает тепло, образующееся в подшипниках скольжения 8 и 9 и обмотке статора 2. Помимо канала 7 буровой раствор проходит через винтовые канавки 6 в корпусе статора 5 и продольные канавки 15 в роторе 1, что позволяет уменьшить зазор в канале 7 и максимально приблизить магниты 14 к корпусу 5. При попадании крупных частиц из бурового раствора в канал 7, они перемещаются винтовыми канавками 6 в продольные канавки 15 и выносятся наружу.

Для снижения трения между верхним подшипником скольжения 8 и корпусом статора 5 размещены два магнита - нижний 16 и верхний 19, образующие магнитный подвес, который создает для вращающегося ротора 1 левитирующий эффект. Благодаря этому резко уменьшается трение в области соединения ротора 1 со статором 2, значительно уменьшается износ подшипников скольжения, повышается надежность изделия в целом.

При выключенном насосе поток бурового раствора прекращается, турбина ротора 1 неподвижна, взаимное отталкивание магнитов 16 и 19 максимально и ротор 1 упирается в шайбу 18. В этом положении попадание крупных частиц бурового раствора из межтрубного пространства во внутренний канал 7 исключается. При включении насоса поток бурового раствора раскручивает турбину ротора 1 и одновременно создает осевое усилие на вращающийся ротор 1, направленное сверху вниз, которое отжимает ротор 1 от шайбы 18, модулируя таким образом кольцевой зазор 11. Вследствие этого уменьшается трение между шайбой 18 и ротором 1, а также увеличивается зазор между ними, что позволяет буровому раствору интенсивнее поступать в полость между ротором 1 и статором 2, обеспечивая охлаждение и смазку подшипников скольжения 8 и 9 и обмотки статора 2 турбогенератора. Модуляция кольцевого зазора в моменты пуска/остановки бурового насоса, а также при изменении расхода бурового раствора в процессе бурения приводит к более интенсивной очистке внутреннего пространства от мусора и крупных частиц бурового раствора, уменьшению вероятности заклинивания ротора.

За счет усовершенствования конструкции турбогенератора для питания скважинной аппаратуры решена техническая проблема уменьшения износа подшипников скольжения и других вращающихся частей турбогенератора, что позволяет увеличить ресурс и межремонтный интервал изделия, а также увеличена надежность работы турбогенератора за счет улучшения условий очистки внутреннего канала изделия от мусора и крупных частиц бурового раствора за счет динамической модуляции кольцевого зазора при манипуляциях буровым насосом.

1. Турбогенератор для питания скважинной аппаратуры, содержащий установленный на нижнем подшипнике скольжения и верхнем подшипнике скольжения, верхний конец которого закрыт обтекателем, внешний ротор с корпусом и рабочими лопатками турбины, внутренний статор с обмоткой, выполненный на оси, обмотка которого размещена в герметичном корпусе, на наружной поверхности которого выполнены винтовые канавки, а на внутренней поверхности ротора между подшипниками выполнены продольные канавки, проходящие между постоянными магнитами, установленными между внешним ротором и корпусом, отличающийся тем, что дополнительно установлены два кольцевых постоянных магнита, образующие магнитный подвес, причем верхний магнит размещен на нижнем торце верхнего подшипника скольжения, а нижний магнит установлен в поперечной канавке на наружной поверхности корпуса статора.

2. Турбогенератор по п. 1, отличающийся тем, что нижний постоянный магнит магнитного подвеса выполнен из двух полуколец, соединенных клеем и зафиксированных обечайкой.

3. Турбогенератор по п. 1, отличающийся тем, что верхний магнит и нижний магнит обращены друг к другу одноименными полюсами.

4. Турбогенератор по п. 1, отличающийся тем, что на внутренней стороне обтекателя установлена шайба из антифрикционного материала.

5. Турбогенератор по п. 4, отличающийся тем, что антифрикционный материал представляет собой фторопласт или бериллиевую бронзу.