Турбинное бурение (6 видео)

При турбинном бурении практически можно управлять только осевой нагрузкой на долото, которая определяется так же, как и при роторном бурении . В зависимости от Р д , а следовательно, и вращающего момента на долоте устанавливается та или иная частота вращения (например, повышение Р д вызывает рост М, а n падает). Связь между М и n определяется рабочей характеристикой турбобура, которая зависит от Q и ρ б.р

В выборе Q при турбинном бурении также меньше возможностей, чем при роторном бурении, так как основная часть создаваемого в насосах давления расходуется в турбобуре. Таким образом, расход Q является основным параметром, от которого зависят все остальные, и он должен быть достаточным, чтобы двигатель мог развить момент, необходимый для вращения долота при заданном значении Р д :

где k т — коэффициент, учитывающий момент на преодоление сил трения в подшипниках ГЗД (k т ≈1,1÷1,2); М уд — удельный момент, Нp·м/Н; М 0 — вращающий момент на преодоление сил сопротивления, практически не зависящий от Р д , Н·м.

Момент, необходимый для вращения, можно вычислить также по формуле

где η д — механический КПД долота, для нового долота η д =0,96-0,98.

Удельный момент определяется опытным путем (например, косвенно с применением турботахометра непосредственно при бурении скважин) либо по формуле

где а д — коэффициент, зависящий от модели долота, а д ≈1 для трех шарошечных долот типов М, МС, МСЗ; а д ≈0,7÷0,8 для долот С, СЗ, СТ, СТЗ; а д ≈0,5÷0,6 для долот Т,ТЗ; а д ≈2÷2,5 для фрезерных долот; а д ≈1,7÷1,9 для алмазных и одношарошечных.

Для трехлопастных долот М уд примерно на 35-50% больше, чем для долот типа С.

Значения М 0 при бурении вертикальных скважин в диапазоне изменения ρ б.р = 1200-5-1700 кг/м3 (по данным В.И.Курепина) можно определить из графика ( рис. 16.3 )

Рис. 16.3. Зависимость момента М 0 от лиаметра долота D при бурении вертикальных скважин в диапазоне изменении плотности бурового раствора 1200-1700 кг/м3: 1, 2 — минимальные и максимальные значении соответственно.

При турбинном способе бурения выбранный расход бурового раствора, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу турбобура с заданным для разрушения породы моментом.

При турбинном бурении расход (в м3/с), обеспечивающий необходимый момент, определяется из выражения

где Q табл — расход раствора, м3/с, с плотностью ρ б.р , кг/м3, при котором турбобур развивает вращающий момент М табл , Н·м.

При разбуривании продуктивных пластов желательно применять те турбобуры, для работы которых необходим возможно меньший расход Q, но не ниже вычисленного по формуле (14.8, а )

При бурении алмазными долотами значение Q выбирается из условия обеспечения нормальной работы турбобура. Рекомендуемые значения Q (в л/с) в зависимости от диаметра долота D (в мм) приведены ниже.

При использовании раствора с низким значение ρ б.р принимается наибольшее значение Q.

Знание Q необходимо для оценки процесса разрушения горных пород в его взаимосвязи с энергетической характеристикой турбобура.
Если значения расхода Q и давления на насосе р н остаются неизменными, то частота вращения и снижается с повышением пластичноста горных пород (т.е. с ростом моментоемкости) и напротив и повышается, если встречаются хрупкие и твердые породы.

Для расчета частоты вращения можно воспользоваться выражением

где n х — частота вращения при холостом ходе турбобура, мин-1; М т — тормозной момент трубобура, Н·м.

Значения n х и М т определяются с учетом фактических характеристик для данного интервала бурения Q и ρ б.р по зависимостям

где n с.х , М т.с , Q c , ρ с — соответственно табличные данные стендовых характеристик частоты вращения вала турбобура, тормозного момента, расхода и плотности бурового раствора.

Данные для некоторых типов турбобуров приводятся в табл. 16.10.

Фактические значения М уд для долот различного диаметра и пород различной твердости приведены в табл. 16.11 .

Удельный момент на долоте по категориям твердости пород, Нм/кН

Характеристики М уд для долот, не указанных в табл. 16.11 находят методом интерполяции либо по зависимости

где М уд1 — табличные значения удельного момента для исходного долота соответствующей категории твердости породы; М уд2 — искомая величина удельного момента для фактического диаметра долота и данной твердости породы; D 1 и D 2 — соответственно исходный и фактический диаметры долота.

Наибольшая частота вращения (в с-1) долот, вооруженных сверхтвердым материалом (алмазы, славутич и т.д),

где ω кр — окружная скорость периферии долота, при которой начинается графитизация или интенсивное и термическое разрушение сверхтвердых материалов, м/с, ω кр =7÷9 м/с.

Турбобур выбирается исходя из условия передачи на забой наибольших значений мощности и крутящего момента. Высокооборотные турбобуры с частотой вращения 600-750 мин-1 дают удовлетворительные результаты только при бурении в крепких породах сравнительно неглубоких скважин с промывкой водой или маловязкими глинистыми растворами небольшой плотности, а также при алмазном бурении малоабразивных пород с Р д , обеспечивающей максимальное значение v м ; тихоходные турбобуры с расчетной частотой вращения примерно 300-450 или 200-300 мин-1 эффективно использовать при проходке шарошечными долотами глубокозалегающих пластичных и абразивных пород; при сравнительно больших глубинах скважин (а также при разбуривании продуктивных пластов) желательно применять такие турбобуры, для работы которых требуется расход, близкий к величине, найденной по формуле (14.8, а ).

При таком выборе уменьшается дифференциальное давление на забое, а в ряде случаев и число буровых насосов.

Размер турбобура определяется диаметром скважины и должен быть, как правило, меньше его на 20 мм.

Видео:Бурение роторно-управляемым хвостовикомСкачать

Характеристики турбобуров

Работа турбины характеризуется частотой вращения вала n , вращающим моментом на валу М, мощностью N, перепадом давления DР и коэфициентом полезного действия h.

Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n, тем меньше М, и наоборот.

В этой связи различают два режима работы турбины:

1. тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения,

2. холостой, когда n достигает максимального, а М = 0.

В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором – совершенно снять нагрузку.

Максимальное значение мощности достигается при частоте вращения турбины n = n₀_.

Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения называется экстремальным. Все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n и, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура.

Режим, при котором коэффициент полезного действия h турбины достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на оптимальном режиме, т.е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине DР минимальны.

При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и h располагались близко друг к другу. Линия давления DР таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.

Таким образом, при постоянном расходе бурового раствора Q параметры характеристики турбины определяются частотой вращения ее ротора n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).

При изменении расхода бурового раствора Q параметры характеристики турбины изменяются совершенно по другому.

Пусть при расходе бурового раствора Q₁ и соответствующей этому значению частоте вращения ротора турбины n₁ при оптимальном режиме турбина создает мощность N₁ и вращающий момент М₁ , а перепад давления в турбине составляет DР₁. Если расход бурового раствора увеличить до Q₂ , параметры характеристики турбины изменятся следующим образом:

Видно, что эффективность турбины значительно зависит от расхода бурового раствора Q. Однако увеличение расхода Q ограничивается допустимым давлением в скважине.

Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению плотности бурового раствора r.

Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности r не зависит.

Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.

Характеристики ВЗД

Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая. По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении – резко. Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью – экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.

Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.

Характер изменения от момента М при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым.

Параметры турбобуров	Параметры ВЗД
Расход, л/с	9-53	6-50
Обороты ротора, об/мин	200-900	80-200
Давление, МПа	2.-6.	4-8

Преимущества забойного двигателя:

Видео:3d анимация бурения нефтяной скважиныСкачать

Характеристика турбобура

Рабочая характеристика турбины турбобура определяется частотой вращения вала п, крутящим моментом М на его валу, развиваемой мощностью N, перепадом давления Dр и гидравлическим коэффициентом полезного действия η количеством бурового раствора Q, прокачиваемого через турбину. В процессе бурения вследствие изменения момента сопротивления на долоте и количества прокачиваемого раствора все параметры турбобура меняются.

Крутящий момент на валу турбины возникает в результате взаимодействия потока жидкости с лопатками статора и ротора, В расчетах принимают, что в каналах ротора и статора турбины жидкость движется цилиндрическими слоями и не влияет на другие слои в радиальном направлении. Течение жидкости в цилиндрическом слое рассматривается в теории турбин, разработанной в прошлом веке инженером Эйлером. Согласно этой теории, в проточной части турбины протекает бесчисленное число цилиндрических слоев жидкости, а в каждом слое имеется множество струек или линий тока жидкости. Скорости движения струек в каждом цилиндрическом слое различны как в радиальном, так и в окружном направлении.

Для упрощения расчетов принимают, что эквивалентная струйка имеет некоторую среднюю скорость, соответствующую усредненным параметрам жидкости на расчетном диаметре D_ср лопаток турбобура.

Осевая скорость потока c_z жидкости (в м/с) в любом поперечном сечении турбины вычисляется по уравнению расхода

где Q — расход жидкости, м 3 /с; F — площадь поперечного сечения решетки турбины, м 2 ; l — радиальная длина лопаток, м.

Для обеспечения протекания жидкости через турбину с определенной скоростью надо на входе в турбину иметь напор, который расходуется как на полезную работу, так и на преодоление вредных сопротивлений.

В турбобурах применяются многоступенчатые аксиальные турбины с густой решеткой специфичной конструкции и в теории турбин общего назначения эти турбины не рассмотрены. В 1936 г. инженером П. П. Шумиловым впервые была рассмотрена теория этих турбин и была предложена циркулятивная теория аксиальных многоступенчатых турбин, что позволило правильно подойти к проектированию турбин для турбобуров с учетом условий их работы. На основе анализа степени циркулятивности (с_и) турбины была предложена методика выбора наиболее важного параметра турбобура — соотношения вращающего момента М и частоты вращения п при работе на оптимальном режиме, т. е. отношение М/п.

Построение специальной циркулятивной теории аксиальных турбин потребовало введения некоторых понятий и обозначений к ранее существовавшим в теории турбин. Для всех величин, относящихся к месту входа потока жидкости в каналы ротора, принимаются индексы «1», а к месту выхода — индексы «2». Абсолютные скорости потока жидкости обозначаются буквой с, относительные w и переносные (окружные) и.

Рассмотрим изменение скоростей потока жидкости в лопастной системе многоступенчатой осевой турбины турбобура. Абсолютная скорость потока с может быть разложена на скорости в трех направлениях: осевом с_z, тангенциальном (окружном) и и радиальном. Однако так как размер лопастей турбин турбобуров мал по сравнению со средним диаметром турбины, можно пренебречь изменениями в потоке жидкости вдоль радиуса и рассмотреть планы скоростей по двум осям: на направлении переносной скорости и на цилиндрической поверхности со средним диаметром D_ср и в осевом направлении с_z. На рис. 4.6. показаны планы скоростей в осевой решетке лопастей турбины.

Окружная скорость на среднем диаметре D_ср лопаток u = πD_срn.

Конструктивные углы наклона профиля лопаток на выходе статора обозначим α₁, на входе α₂, на входе ротора β₁ и на выходе β₂. В турбинах турбобуров применяют густые решетки и угол наклона α₁ абсолютной скорости с₁, приблизительно равен углу наклона лопастей статора.

Направление относительной скорости w₁, зависит от соотношения скоростей u₁ и c₁ Построим треугольник скоростей в координатах u₂ и c₁ в точке истечения из ротора на входе в статор нижележащей ступени (координаты u₂ = u₁ и c_z₂ = c_z₁). Относительная скорость истечения жидкости с лопатки ротора направлена под углом β₂ между направлением кромки профиля лопатки ротора и вектором окружной скорости. На рис.4.6, б показано совмещение этих двух треугольников скоростей, по которым можно судить об изменении циркуляции потока.

При движении поток жидкости направляется в каналы статора, неся с собой определенный запас энергии, представленный в виде давления. По всей высоте канала статора происходит трансформация давления в скоростной напор. При этом весь поток к концу канала статора вследствие поворота лопаток ротора начинает вращаться вокруг оси турбины. Статор вырабатывает в потоке к моменту его истечения винтовой вихрь, осью которого является ось турбины, а напряжение вихря потока зависит от скорости циркуляции его вокруг этой оси.

Скорость циркуляции потока, созданная в статоре

Скорость циркуляции потока в роторе

Вращающийся ротор турбины, принимая винтовой вихрь, снижает величину его напряжения, создавая некоторый вращающийся момент. Лопатки статора, закручивая поток вокруг оси турбины, воспринимают направленный в противоположную сторону реактивный момент и передают его на неподвижный корпус турбобура. В многоступенчатой аксиальной турбине напряжение вихря потока, отработанного в ступене ротора, равно напряжению вихря потока на входе в статор следующей расположенной ниже ступени и т. д.

Эффективная мощность турбины пропорциональна суммарному возбужденному в ступенях ротора крутящему моменту, умноженному на угловую скорость вращения ротора. Таким образом, чем больше амплитуда изменения давления потока в ступенях статора и ротора, тем больше создаваемый на роторе рабочий момент и тем ниже можно получить угловую скорость вращения вала турбины при одной и той же ее мощности.

При небольшом отношении радиальной ширины каналов турбины к среднему радиусу r_ср можно считать, что средний момент скорости по сечению равен среднему моменту скорости по окружности радиусом r_ср. Тогда из уравнений теории турбин Эйлера получим приближенный момент, развиваемый одной ступенью турбины (в Н·м)

где ρ — плотность жидкости, кг/м 3 ; Q — расход жидкости, м 3 /с; r_ср — средний радиус ступени, м.

где ω = πn/30 — угловая скорость ротора турбины, с -1 ; п — частота вращения ротора, об/мин.

Мощность, развиваемая одной ступенью турбобура,

где Dр_ст — эффективный используемый перепад давления на ступени турбины, МПа,

Для турбобуров с числом ступеней k мощность и вращающий момент будут в k раз больше.

Для тихоходных турбин турбобуров с большим вращающимся моментом требуется создание значительной амплитуды колебания циркуляции, а, следовательно, большой разности проекций скоростей потока

Для оценки этих качеств турбобуров введены понятия:

коэффициент циркулятивности турбин

(4.7)

(и — окружная скорость потока);

коэффициент расхода ступени

(c_z — осевая скорость потока).

С увеличением разности проекций скоростей потока возрастает вращающий момент, развиваемый каждой ступенью; с уменьшением окружных скоростей снижается частота вращения.

Высокий коэффициент циркулятивности с_и имеют тихоходные турбины с большим вращающим моментом. Быстроходные турбины имеют низкий коэффициент циркулятивности и небольшой вращающий момент. В современных турбобурах применяют высокоциркулятивные турбины с небольшим расходом, но при высоком напоре.

В реальных условиях поток жидкости в каналах турбин турбобуров неодинаков и неоднороден. При работе турбобура скорость и давление жидкости в любой точке потока изменяются без определенной закономерности, что вызвано неравномерностью нагрузки на валу при бурении и колебаниями подачи насосов. Форма же лопаток статора и ротора турбины постоянна и она должна быть такой, чтобы обеспечивать достаточно высокий к.п.д. при различных режимах работы.

При изменении скоростей потока у входа в каналы ротора и выхода из него изменяются стороны треугольников скоростей. В зависимости от конструкции турбины все стороны треугольника скоростей, т. е. векторов абсолютных, относительных и окружных скоростей могут изменяться либо пропорционально, либо непропорционально. В последнем случае нет подобия между геометрическими и динамическими треугольниками скоростей. Турбина будет работать в режиме с низким к. п. д. вследствие ударного течения вихревого потока жидкости. Наиболее благоприятен безударный режим без интенсивного вихреобразования на лопатках.

При замедлении вращения происходит вихреобразование с тыльной стороны профиля (зона S на рис.4.6), а при увеличении скорости и вихреобразование происходит на лицевой стороне лопатки (зона S’). Наиболее благоприятные условия для уменьшения гидравлических потерь обеспечиваются при плавном и безотрывном обтекании лопатки потоком с обеих сторон.

Характеристика турбин при постоянном расходе жидкости показана на рис. 4.7 кривыми зависимости момента М, перепада давления Dр, мощности N и к. п. д. η от частоты вращения п при постоянном значении расхода жидкости Q с определенными свойствами (плотность ρ и вязкость μ). Для построения кривых используются формулы (4.4) — (4.6). По этим формулам могут быть определены характеристики каждой ступени, а характеристики всего турбобура пропорциональны числу ступеней k.

Гидравлический к.п.д. пропорционален мощности

(4.9)

Режим работы турбобура при максимальном к.п.д. η_m_ах называется оптимальным. Наиболее устойчивая и эффективная работа турбобура при экстремальном режиме, т.е. наибольшей мощности. В многоступенчатых турбинах экстремальный и оптимальный режимы почти совпадают. Гидравлический к.п.д. турбины определяется потерей мощности при прохождении жидкости в каналах турбины. Эти потери зависят от шероховатости поверхности лопаток, их формы, утечек в зазорах между дисками турбины.

Характеристики турбин различных конструкций неодинаковы, поэтому существует много модификаций и конструкций турбобуров. Для снижения частоты вращения и перепада давления

Для расчета характеристики турбины могут использоваться преобразованные формулы, определяющие крутящий момент и перепад давления на режиме максимальной мощности:

где р – перепад давления на турбине; η – КПД.

П.П. Шумилов установил следующие основные закономерности, характеризующие влияние количества бурового раствора на работоспособность турбины.

1. Частота вращения турбины пропорциональна количеству прокачиваемой жидкости

т.е. при увеличении количества прокачиваемого раствора, например, в 3 раза жидкости частота вращения турбины увеличивается также в 3 раза, и наоборот.

2. Перепад давления на турбине пропорционален квадрату количества раствора

Технические характеристики турбин,

выпускаемых отечественной промышленностью

Тип турбины	Диаметр турбобура, мм	Расход раствора, л/с	Тормозной момент, Нм	Частота вращения холостого хода, с -1	Перепад давления рабочий, МПа	Максимальный перепад давления, МПа	Макси-мальный КПД, %
30/16,5-240	24,58	17,3	0,0262	0,0262	63,8
А9КСА	22,02	14,0	0,0252	0,0324	40,4
26/16,5-196	8,07	13,9	0,0113	0,0113	55,3
А7Н4С	12,59	18,5	0,0287	0,0363	40,5
24/18-195ТЛ	4,74	8,2	0,0048	0,0048	47,4
24/18-195ТПК	5,63	8,1	0,0057	0,0057	42,3
А7П3	16,77	18,3	0,0320	0,0363	38,2
А7П36К	17,69	19,8	0,0259	0,0296	52,8
21/16,5-195АТЛ	16,32	23,2	0,0263	0,0341	70,6
ТД-195АТЛ	16,92	29,2	0,0395	0,0433	65,6
Т195 К	9,50	13,8	0,0139	0,0139	50,8
28/16-172	8,22	20,5	0,0239	0,0239	44,2
А6КСА	6,22	18,1	0,0194	0,0232	39,8
Примечание: Число ступеней -1. Плотность бурового раствора -1000 кг/м 3 (техническая вода).

3. Вращающий момент турбины, как и перепад давления, пропорционален квадрату количества прокачиваемого раствора.

4. Мощность турбины пропорциональна кубу количества прокачиваемого раствора

т.е. при увеличении количества прокачиваемого раствора, например, в 2 раза мощность турбины увеличивается в 8 раз, и наоборот перед соединением секций турбобура на буровой их проверяют. Элементы турбобура с видимыми дефектами и повреждениями к сборке не допускаются.

Поступивший из турбинного цеха турбобур допускается к эксплуатации при следующих условиях:

· осевой люфт 2 мм для турбобуров с резинометаллической осевой опорой и не более 0,4 мм с шаровой осевой опорой;

· величина подъема вала в верхних секциях находится в соответствии с указанной в инструкции;

· перепад давления в турбобуре соответствует паспортному;

· все резьбовые соединения герметичны при прокачке раствора, расход которого соответствует паспортному.

Перед спуском в скважину вал турбобура проверяют на легкость вращения, проворота его ключом при моменте не более 200 Н·м. Целесообразно перед спуском турбобур опробовать над столом ротора. Запускаться он должен при давлении 1 — 1,5 МПа. Перепад давления необходимо фиксировать в его паспорте и буровом журнале. При опробовании турбобур должен работать без рывков и плавно останавливаться при прекращении подачи раствора.

В процессе работы необходимо следить за изменением люфта вала. В процессе бурения турбобур может остановиться вследствие перегрузки, снижения подачи насосов или неисправности. В первых двух случаях необходимо попытаться турбобур запустить, разгрузив опору, приподняв его над забоем, и довести подачу до установленной паспортом. Если запустить не удалось, турбобур поднимают на поверхность и устраняют неисправность или направляют на ремонт.

Отработанный турбобур укладывают на мостки и на корпусе делают пометку «на ремонт». К нему прикладывают заполненный паспорт, в котором указывают номер буровой, даты начала и конца его работы, время работы в часах, интервал бурения, параметры бурового раствора и причины отказа.

источники:

https://evakuatorinfo.ru/chislo-oborotov-vala-turbobura-izmeryaetsya