Бурение. 2 общее пособие бурение. Учебнометодическое пособие Бурение 1 Осадочные породы образовались за счет накопления в вод

• Название: Учебнометодическое пособие Бурение 1 Осадочные породы образовались за счет накопления в вод
• Анкор: Бурение
• Дата: 24.04.2022
• Размер: 3.19 Mb.
• Имя файла: 2 общее пособие бурение.doc
• Тип: Учебно-методическое пособие; #493872
• страница: 5 из 21

Характеристика турбобура

Рабочая характеристика турбины турбобура определяется час­тотой вращения вала п (в об/мин), вращающим моментом на валу турбобура М (в Нм), мощностью N (в кВт), развиваемой турбо­буром, перепадом давления Ар (в Па) и гидравлическим коэффи­циентом полезного действия г\ в зависимости от количества буро­вого раствора Q (в м³/с), прокачиваемого через турбину. В про­цессе бурения вследствие изменения момента сопротивления на долоте и количества прокачиваемого раствора все параметры так­же меняются. Вращающий момент на валу турбины возникает в результате взаимодействия потока жидкости с лопатками ротора и статора.

Движение жидкости в канале турбины между двумя соседними лопатками определяется ее осевой скоростью и частотой вращения

ротора относительно статора. Сило­вое воздействие потока жидкости на лопатки ротора связано с измене­нием ее скорости в каналах тур­бины. Для обеспечения протекания жидкости через турбины с опреде­ленной скоростью надо на входе в турбину иметь необходимый на­пор. Количество энергии, передавае­мой лопаткам ротора, зависит от конструктивных параметров тур­бины, расхода жидкости Q, ее плот­ности р и частоты вращения ро­тора п. На рис. показана характе­ристика турбины турбобура при постоянном расходе жидкости. В рабочей зоне

турбобура перепад давления АР меняется незначительно, крутящий момент М — от максимального значения в процессе торможения М_т при частоте вращения п_т = 0 до /И_х = 0 при холостом ходе п_х. Режим макси­мальной мощности называется экстремальным. Гидравлический коэффициент полезного действия


где N_T— мощность турбины, кВт.

Другими словами, Г|щах пропорционален мощности N. Так как перепад давления не постоянен при переменных режимах, макси­мумы мощности и к. п. д. не совпадают. Режим максимального к. п. д. называется оптимальным.

Наиболее устойчива и эффективна работа турбобура при эк­стремальном режиме. В многоступенчатых турбинах турбобуров экстремальный и оптимальный режимы почти совпадают. Гидрав­лический коэффициент полезного действия турбины определяется потерями мощности при прохождении жидкости в каналах тур­бины. Эти потери в значительной степени зависят от шероховато­сти поверхности лопаток, их формы, утечек в зазорах между дисками турбины и др. Характеристика каждой, конструкции тур­бобура изменяется с изменением расхода жидкости. Так как про­ходные сечения каждой турбины постоянны, скорости потока и окружная составляющая скорости жидкости практически пропор­циональны расходу, следовательно, частота вращения будет про­порциональна расходу, т. е. «=Q.

Мощность, создаваемая потоком движущейся жидкости,

тv² или N Qv²

где т — масса жидкости, кг; р-плотность жидкости, кг/м³; v — скорость потока жидкости, м/с.

Если v Q, тогда

N Q³.

Так какN Q³, a n Q ,то

М Q³/ Q Q²,

а перепад давления

N/ Q Q².

Нагрузка на осевую опору

Осевая нагрузка на пяту турбобура определяется силой гид­равлического напора Т, действующей на ротор, весом ротора тур­бобура и долота G и реакцией забоя R:

Р=Т+G-R

Вес ротора турбобура и долота определяется по справочным данным. Величина нагрузки на забой, а следовательно, реакция забоя R выбирается бурильщиком в зависимости от условий бу­рения. Наибольшее гидравлическое усилие действует на пяту в мо­менты запуска турбобура и при проработке ствола скважины, когда нагрузки на долото малы. При очень высоких нагрузках на долото на пяту действует сила снизу вверх и имеет условно от­рицательное значение. Из приведенного выше выражения видно, что если сумма силы Т и веса ротора турбобура и долота G равна нагрузке на забой R, то пята практически разгружена и в этом случае ее износ минимален.


Рис. Характеристика тур­бины турбобура при постоянном расходе жидкости Q




1.10.Турбобуры

Впервые в 1923 г. для бурения скважин был применен турбо­бур советского инженера М. А. Капелюшникова. Турбобур пред­ставлял собой одноступенчатую турбину с частотой вращения 2000—2500 об/мин. Для снижения частоты вращения до 200 об/мин использовался планетарный редуктор. В 1935 г. инженерами П. П. Шумиловым, Э. И. Тагиевым, М. Т. Гусманом и Р. А. Иоан-песяном были разработаны турбобуры с шарикоподшипниковой и резинометаллической осевыми опорами. С 1946 г. началось широ­кое внедрение турбинного бурения.

Турбобур — забойный гидравлический двигатель, предназначен­ный для бурения скважин в различных геологических условиях. В него входят две группы деталей (рис. VI.1): вращающиеся и невращающиеся. К невращающимся относятся переводник Д кор­пус 2 с кольцами пяты 4, диски статора 6, средняя опора и нип­пель 8. Вращающиеся детали: вал 3, диски роторов 7 и пята 5. Число ступеней турбины колеблется от 100 до 350.

Каждая ступень представляет собой два диска с лопатками: один диск — ротор— укреплен на валу турбобура, второй —ста­тор. Лопатки статора и ротора расположены под углом друг к другу, вследствие чего поток жидкости, поступающей под углом из каналов статора на лопатки ротора, меняет свое направление и воздействует на них. Создаются силы, стремящиеся повернуть на­ходящийся на валу ротор в одну сторону, а закрепленный в кор­пусе диск статора —в другую сторону. Далее поток жидкости из каналов ротора вновь поступает на лопатки статора ниже распо­ложенной ступени, где опять изменяется направление потока. На роторе второй ступени также возникают силы, создающие актив­ный крутящий момент, и т. д.

Буровой раствор, попадая в турбобур, проходит через все его ступени и подводится к долоту. Активный крутящий момент, со­здаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный момент на лопатках дисков статора суммируется на корпусе тур­бобура. Оба момента —активный и реактивный —равны по вели­чине и противоположны по направлению. Реактивный момент пе­редается колонне, а активный долоту. Турбобуры имеют диаметр от 104 до 240 мм с числом ступеней от 25 до 350.

Конструкции турбобуров весьма разнообразные: односекцион-ные, многосекциоппые, высокомоментные, редукторные, шпиндель­ные и укороченные.

Односещионные турбобуры Т12МЗ выпускают диаметрами 240, 212, 195 и 172 мм с числом ступеней 100—120, собранных в одном корпусе. Рсзинометаллическая пята располагается у них в верх­ней части. При бурении наклонных скважин для ориентированного искривления используют более короткие односекционные турбо­буры с числом ступеней 30—60.

Многосекционные турбобуры типа ТС состоят из двух и более последовательно соединенных между собой секций, каждая из которых соби­рается в отдельном корпусе вместе с валом и имеет 100 и более ступеней. Валы секций соеди­нены конусно-шлицевыми муфтами. У секцион­ного турбобура одна общая опора располага­ется .в нижней секции. Конструктивно нижняя секция отличается от односекционпого турбо­бура тем, что корпус в верхней части снабжен переводником с конической резьбой, а на верх­ней части вала имеется соединительная полу­муфта. Положение роторов относительно статоров регулируется с помощью кольца, установленного между турбиной и осевой пятой.

Шпиндельный турбобур используется с целью уменьшения потерь бурового раствора через нижний подшипник-ниппель при бурении с гид­ромониторными долотами, для которых необхо­димо большое давление раствора при выходе его из турбобура. К нижней части турбобура при­соединяется на резьбе отдельная секция — шпин­дель, имеющая осевую пяту и радиальные под­шипники для снижения потери раствора через зазоры между валом и подшипником корпуса. Шпиндельные турбобуры выпускают диамет­рами 240, 195, 185, 172 и 164 мм.

Шпиндель представляет собой вал, укреп­ленный в корпусе на двух радиальных подшип­никах. Для восприятия осевых нагрузок имеется резинометаллическая пята, которая состоит из набора стальных дисков и резинометаллических подшипников. Корпус шпинделя присоединяется к нижней турбинной секции через переводник, а вал — через муфту так же, как секции соеди­няются между собой.

Секционные турбобуры унифицированы и могут использоваться со шпинделем как одно-или многосекционные.

Турбобуры типа А имеют изменяющуюся ха­рактеристику при постоянном расходе жидкости. Перепад давления на турбине уменьшается в за­висимости от нагрузки на долото и изменяюще­гося при этом тормозного момента. Вместо ре­зинометаллических опор и подшипников исполь­зуются шарикоподшипники.

Пята турбобура расположена в нижней части и представляет собой десятирядный шарикоподшипник, который работает в среде бурового раствора, поэтому для защиты от абразивных частиц устанавливаются сальники. Турбобуры типа А выпускают диамет­рами 240, 195 и 164 мм, они имеют шифры: А9К5Са, А7Н4С и А6КЗС. Число ступеней достигает 240. В нижней секции размеща­ются ПО ступеней, остальные — в верхней. Для создания оптималь­ных условий работы долота и обеспечения повышенного крутя­щего момента при увеличении нагрузки на долото турбобуры типа А7Н используются с редукционным клапаном, устанавливаемым над турбобуром.

Турбодолото представляет собой забойный двигатель для бу­рения скважин с отбором образцов породы (кернов). Это односек-ционный турбобур с полым валом, внутри которого размещена колонковая труба — грунтоноска для приема выбуренного керна (рис. VI.2). Грунтоноска в верхней части снабжена головкой 1 с конусной посадочной поверхностью, которой она садится в опору, закрепленную в корпусе, благодаря чему грунтоноска остается неподвижной при вращении вала. Клапан 2 служит для перепуска жидкости из колонковой трубы 3 по мере входа в нее керна и предохраняет от утечки раствора через колонковую трубу, чтобы не разрушать керн.

При наполнении трубы керном его отрывают с помощью кер-норвателя 4, находящегося в нижней части трубы. Кернорватель имеет клиновидные зубья, укрепленные на шарнирах. При входе керна в трубу зубья прижимаются к нему заостренными концами. При подъеме грунтоноски зубья принимают горизонтальное поло­жение, врезаясь в керн и отрывая его от забоя, перекрывают от­верстие в колонковой трубе, не допуская выпадения керна.

С турбодолотами используют алмазные или четырехшарошеч-ные долота, разбуривающие забой по кольцу с образованием в се­редине керна. Такие долота называются бурильными голов­ками.

Турбобур для забуривания наклонных скважин размещается в скважине под определенным углом к вертикали. Чтобы угол был возможно большим, турбобур должен иметь небольшую длину. Поэтому пользуются укороченными турбобурами с числом ступе­ней 30—60. Конструктивно они аналогичны турбобурам типа 12МЗК, но без средней опоры, так как при небольшой длине в ней нет необходимости. Лопатки турбины имеют больший угол и дру­гую форму для развития значительной мощности.

Такой турбобур соединяется с бурильной колонной с помощью кривого переводника, у которого оси верхней и нижней резьб вы­полнены под углом. Благодаря небольшой длине турбобур хорошо вписывается в искривленный ствол скважины. Мощность коротких турбобуров невелика, ввиду чего эффективность их низкая при бу­рении скважин, где необходим набор кривизны на большой длине. Для этого используют секционные турбобуры большей мощности.

Основные данные турбобуров приведены в табл. VI. 1.


Характеристика турбобура

Рабочая характеристика турбины турбобура определяется час­тотой вращения вала п (в об/мин), вращающим моментом на валу турбобура М (в Нм), мощностью N (в кВт), развиваемой турбо­буром, перепадом давления Ар (в Па) и гидравлическим коэффи­циентом полезного действия г\ в зависимости от количества буро­вого раствора Q (в м³/с), прокачиваемого через турбину. В про­цессе бурения вследствие изменения момента сопротивления на долоте и количества прокачиваемого раствора все параметры так­же меняются. Вращающий момент на валу турбины возникает в результате взаимодействия потока жидкости с лопатками ротора и статора.

Движение жидкости в канале турбины между двумя соседними лопатками определяется ее осевой скоростью и частотой вращения

ротора относительно статора. Сило­вое воздействие потока жидкости на лопатки ротора связано с измене­нием ее скорости в каналах тур­бины. Для обеспечения протекания жидкости через турбины с опреде­ленной скоростью надо на входе в турбину иметь необходимый на­пор. Количество энергии, передавае­мой лопаткам ротора, зависит от конструктивных параметров тур­бины, расхода жидкости Q, ее плот­ности р и частоты вращения ро­тора п. На рис. показана характе­ристика турбины турбобура при постоянном расходе жидкости. В рабочей зоне

турбобура перепад давления АР меняется незначительно, крутящий момент М — от максимального значения в процессе торможения М_т при частоте вращения п_т = 0 до /И_х = 0 при холостом ходе п_х. Режим макси­мальной мощности называется экстремальным. Гидравлический коэффициент полезного действия


где N_T— мощность турбины, кВт.

Другими словами, Г|щах пропорционален мощности N. Так как перепад давления не постоянен при переменных режимах, макси­мумы мощности и к. п. д. не совпадают. Режим максимального к. п. д. называется оптимальным.

Наиболее устойчива и эффективна работа турбобура при эк­стремальном режиме. В многоступенчатых турбинах турбобуров экстремальный и оптимальный режимы почти совпадают. Гидрав­лический коэффициент полезного действия турбины определяется потерями мощности при прохождении жидкости в каналах тур­бины. Эти потери в значительной степени зависят от шероховато­сти поверхности лопаток, их формы, утечек в зазорах между дисками турбины и др. Характеристика каждой, конструкции тур­бобура изменяется с изменением расхода жидкости. Так как про­ходные сечения каждой турбины постоянны, скорости потока и окружная составляющая скорости жидкости практически пропор­циональны расходу, следовательно, частота вращения будет про­порциональна расходу, т. е. «=Q.

Мощность, создаваемая потоком движущейся жидкости,

тv² или N Qv²

где т — масса жидкости, кг; р-плотность жидкости, кг/м³; v — скорость потока жидкости, м/с.

Если v Q, тогда

N Q³.

Так какN Q³, a n Q ,то

М Q³/ Q Q²,

а перепад давления

N/ Q Q².