Робочі характеристики турбіни і турбобура

 

Робоча характеристика турбіни турбобура – це сукупність всіх режимів роботи турбіни при заданій витраті робочої рідини через неї. Така характеристика визначає взаємозв’язок між окремими елементами режиму роботи турбіни: ефективною потужністю N, крутним моментом M, перепадом тиску , швидкістю обертання турбіни та коефіцієнтом корисної дії .

Режим роботи турбіни, при якому її потужність максимальна, називають екстремальним або ефективним, а режим, при якому максимальне значення має коефіцієнт корисної дії турбіни називають оптимальним.

Найстійкішим та ефективним режимом роботи турбіни є екстремальний. При роботі на оптимальному режимі втрати тиску на подолання гідравлічних опорів є мінімальні. Цей режим є розрахунковий, а його параметри наведені в характеристиці турбіни.

Для турбін серійних турбобурів оптимальний та екстремальний режими близькі один до одного і практично можна вважати, що вони збігаються.

Користуючись паспортними даними турбобурів можна знайти значення характеристичних параметрів турбіни турбобура за потужністю , крутним моментом , перепадом тиску та швидкістю обертання за такими формулами:

, (1.14)

де , - відповідно густина і витрата робочої рідини через турбіну, при яких було одержано відповідні значення потужності , моменту , перепаду тиску та швидкості обертання турбіни .

 

Якщо характеристичні параметри турбіни відомі, то ефективну потужність, крутний момент, перепад тиску, швидкість обертання та коефіцієнт корисної дії турбіни можна знайти за формулами:

, (1.15)

де , - відповідно густина та витрата промивальної рідини, прокачуваної через турбіну.

Турбіни сучасних турбобурів виконані таким чином, що при роботі в областях оптимальних режимів величини характеристичних параметрів , , , практично постійні.

На рисунку 1.16 зображена характеристика турбіни турбобура при постійній витраті Q для серійних турбобурів (крім високомоментних), яка є графічним зображенням залежності потужності , моменту , перепаду тиску і коефіцієнту корисної дії від швидкості обертання вала ,при постійній витраті .

Чим більша швидкість обертання вала турбіни, тим менший крутний момент на її валу і навпаки, оскільки залежність моменту від швидкості обертання майже прямолінійна.

Тому розрізняють два режими роботи турбіни: гальмівний, коли =0, а і холостий, коли , а . В першому випадку до вала необхідно прикласти таке навантаження, щоб його обертання припинилось, а в іншому – зовсім зняти навантаження.

 

Рисунок 1.16 – Характеристика турбіни турбобура

 

З характеристики турбіни (рисунок 1.16)

,

де - гальмівний момент; - швидкість обертання вала на холостому ході.

Тоді:

;

. (1.16)

Потужність турбіни:

;

;

;

. (1.17)

Таким чином, рівняння потужності є рівнянням квадратної параболи, з якого виходить, що при і потужність турбіни дорівнює нулю.

Якщо взяти першу похідну рівняння потужності і прирівняти її до нуля, то одержимо максимальне значення потужності:

;

Отже

;

.

Підставивши у рівняння (1.17) значення отримаємо максимальне значення потужності турбіни:

(1.18)

або

(1.19)

Коефіцієнт корисної дії турбіни визначається як відношення потужності турбіни до повної гідравлічної потужності потоку

(1.20)

Різниця відповідає втратам потужності в турбіні, які поділяють на гідравлічні, об’ємні і механічні.

Для турбіни з характеристикою при максимум та досягаються при однакових значеннях . У загальному випадку залежно від форм лопаток турбіни характеристика може дещо різнитися з , що призводить до не збігання максимумів та .

При застосуванні турбін особливої конструкції (граничного типу, або високоциркулятивних, в яких коефіцієнт циркулятивності та коефіцієнт витрати - великі), одержують при постійній витраті промивальної рідини не постійне значення перепаду тиску, а його ріст зі збільшенням швидкості обертання вала турбобура. Тому такі турбобури називають турбобурами з падаючою лінією тиску (рисунок 1.17а).

При регулюванні витрати з умови можна одержати крутішу характеристику моменту при зменшених швидкостях обертання (рисунок 1.17 б)

а) б)

а - при постійній витраті; б - при змінній витраті

Рисунок 1.17 – Характеристика турбіни високомоментного турбобура

При зменшенні витрати промивальної рідини через турбобур можна одержати постійний перепад тиску. Регулювати витрату промивальної рідини можна застосовуючи привод до бурових насосів з м’якою характеристикою (електродвигун постійного струму, дизель з турботрансформатором або, наприклад, редукційний клапан, встановлений над турбобуром в перехіднику спеціальної конструкції).

Проте у практиці буріння більше застосування одержали турбобури з похилою лінією тиску, які працюють при постійній витраті рідини.

Робоча характеристика турбобура відрізняється від робочої характеристики турбіни тим, що внаслідок наявності тертя в осьовій опорі, яке при деяких режимах роботи турбобура на вибої досягає значної величини, та особливо внаслідок того, що втрати потужності і моменту на подолання цього тертя не є постійними і залежать від осьового навантаження на долото. Тому залежності потужності, крутного моменту і коефіцієнта корисної дії для турбобура мають інакший вигляд, ніж для турбіни. Зумовлено це тим, що для конкретного турбобура при заданій витраті робочої рідини вони залежать від фізико-механічних властивостей гірських порід, типорозміру та стану долота та інших факторів.

Передача потужності від турбобура на долото можлива лише при створенні осьового навантаження. Тому, осьова сила, яка сприймається осьовою опорою є змінною величиною і визначається режимом роботи турбобура і навантаженням на долото.

Втрати потужності на тертя в осьовій опорі і обумовлюють відмінність між характеристикою турбіни і робочою характеристикою турбобура, енергетичні показники якої можуть бути реалізовані на долоті для руйнування гірської породи.

Осьове навантаження, яке дії на осьову опору (п’яту) знаходять за формулою

, (1.21)

де - осьове навантаження на осьову опору;

- гідравлічне навантаження на осьову опору;

- вага обертових деталей турбобура включаючи долото та маховик;

- осьове навантаження на долото:

,

де - вага турбобура.

, (1.22)

де - середній діаметр каналів турбіни;

- відповідно перепад тиску в осьовій опорі, турбінах турбобура та долоті

- це загальний перепад тиску в турбобурі, який приводиться в довідковій літературі або знаходять дослідним шляхом.

Тому формулу (1.22) можна записати

, (1.23)

Наближено середній радіус каналів турбіни можна визначити за формулою:

,

де - зовнішній діаметр турбобура;

Якщо - навантаження на осьову опору діє зверху, тобто завантажена верхня поверхня гумової обкладинки підп’ятника осьової опори.

Якщо - навантаження на осьову опору діє знизу, тобто завантажена нижня поверхня гумової обкладинки підп’ятника осьової опори.

Якщо то відбувається плаваючий режим роботи осьової опори (плаваюча п’ята),

Момент, який передається долоту при роботі турбобура на вибої свердловини дорівнює:

, (1.24)

де - момент, який передається на долото;

- момент, який витрачається турбобур;

- момент, який витрачається на подолання тертя в осьовій опорі (п’яті).

, (1.25)

де - момент, який не залежить від осьового навантаження;

- питомий момент долота.

, (1.26)

де - коефіцієнт тертя осьовій опорі;

- приведений радіус тертя;

(1.27)

=0.075-0.085 – для гумовометалевих опор;

=0.015-0.016 – для кульових опор кочення.

,

де відповідно зовнішній і внутрішній радіуси тертя

Наближено приведений радіус тертя дорівнює:

,

Підставивши (1.25), (1.26) та (1.27) у (1.24) одержимо:

;

;

;

;

;

;

.

Звідси

. (1.28)

Якщо - беруть верхні знаки (мінус),

а якщо - беруть нижні знаки (плюс).

За даною формулою (1.28) визначають осьове навантаження на долото з умови нормальної роботи турбобура.

Враховуючи, що маємо .

Тоді

, (1.29)

,

,

,

,

,

, (1.30)

. (1.31)

Таким чином, швидкість обертання долота при турбінному способі є величина змінна і залежить від навантаження на долото. Це головна вада турбобурів.

Якщо знаходимо розгінну швидкість обертання вала

. (1.32)

Якщо і знаходять умову запуску турбобура в свердловині

(1.33)

Робочий момент на турбобурі дорівнює моменту на долоті

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

; (1.34)

. (1.35)

Правило знаків у формулах (1.34) і (1.35) таке ж як і у формулі (1.28)

Якщо - беруть верхні знаки (мінус),

а якщо - беруть нижні знаки (плюс)

Тоді з урахуванням залежностей (1.34) і (1.35) робоча характеристика турбобура буде мати такий вигляд (рисунок 1.18)

1, 2 – характеристика турбіни ( момент турбіни,

потужність турбіни);

3, 4 – характеристика турбобура ( момент турбобура, потужність турбобура)

Рисунок 1.18 – Робоча характеристика турбобура

 

Характеристика моменту турбобура представлена двома прямими АГ та ГВ, які перетинаються в точці Г.

Лінія ГВ стосується умови - (знак мінус).

Лінія АГ відповідає умові - (знак плюс).

Точка Г відповідає умові .

Нахил відрізків АГ і ГВ залежить від співвідношення питомого моменту на долоті і питомого моменту в осьовій опорі.

Якщо і збільшення навантаження на долото викликає загальне підвищення завантаженості турбобура точка Г відхиляється вліво від вертикалі (лінія ГВ). Якщо підвищення навантаження на долото веде до зменшення моменту опору вала турбобура. Точка Г відхиляється вправо від вертикалі (лінія ). При лінія вертикальна і зміна навантаження до точки не впливає на завантаженість вала турбобура.

Після проходження точки навантаження в осьовій опорі сумуються. Тому при збільшенні навантаження на долото, в будь-якому випадку, навантаження на вал турбобура зростає. Проте залежно від величини кут нахилу лінії АГ буде різний.

Точка В відповідає умові, коли турбобур відірваний від вибою і на осьову опору діє тільки гідравлічне навантаження і вага обертових частин. Швидкість обертання у точці В називається розгінною.

 

Експлуатація турбобурів

 

При турбінному способі буріння залежно від діаметра свердловини та глибини буріння необхідно дотримуватись таких рекомендацій:

1 Типорозміри турбобурів, доліт і бурильних труб вибирати згідно з чинними рекомендаціями.

2 Бурова установка повинна бути оснащена насосами, здатними розвивати високі тиски (понад 15 МПа). Циркуляційна система бурової повинна включати набір пристроїв та механізмів для тонкого очищення промивальних рідин від шламу, газу та надлишкової твердої фази.

3 Розвантажувально-навантажувальні і транспортні операції, які пов’язані з доставкою турбобурів до місця роботи і в зворотному напрямку, повинні виконуватись таким чином і за допомогою таких транспортних і підіймальних засобів, які повністю виключають падіння та різкі удари турбобура. Відкриті кінці турбобура в обов’язковому порядку закривають спеціальними захисними корками та ковпаками.

4 Завезений на бурову турбобур підлягає детальному зовнішньому огляду з метою виявлення можливих дефектів на корпусі та приєднувальних різьбах.

Після зовнішнього огляду турбобур затягують в бурову і перевіряють його працездатність шляхом запуску на ведучій трубі. При цьому перевіряють також його регулювання. Для секційних турбобурів випробуванню на ведучій трубі передує перевірка осьового люфта секцій та їх збирання.

Для захисту турбобура від забруднення при випробуванні в перехідник між турбобуром і ведучою трубою встановлюють фільтр.

Турбобур вважають придатним для роботи у свердловині, якщо виконуються такі умови:

а) величина осьового люфта не перевищує 2 мм для турбобурів з гумовометалевою опорою ковзання, 0,4 мм – з кульовою опорою кочення і 1мм – з комбінованою опорою;

б) осьовий люфт і підйом вала у верхніх секціях секційних турбобурів знаходиться в межах, вказаних в паспорті турбобура;

в) запуск турбобура здійснюють при тиску, який не перевищує 2,0 МПа і приблизно відповідає робочій характеристиці турбіни;

г) всі різьбові з’єднання надійно закріплені і герметичні при тисках, необхідних для роботи турбобура на вибої;

5 В процесі експлуатації турбобура на буровій його необхідно періодично оглядати з метою з’ясування працездатності і придатності для подальшого буріння. Турбобур вважають придатним до подальшої експлуатації, якщо:

а) осьовий люфт турбобура не перевищує 5 мм – для турбобурів з гумовометалевою опорою ковзання, 6 мм – для турбобурів з кульовою опорою кочення і 5 мм – для турбобурів з комбінованою опорою;

б) запуск турбобура відбувається при тиску, який не перевищує початкового при випробуванні;

в) всі з’єднання турбобура герметичні, а приєднувальна різьба вала знаходиться в задовільному стані (відсутні задири, промиви та інші пошкодження).

При збільшенні осьового люфту понад вказані величини, пропусках в різьбових з’єднаннях та інших пошкодженнях турбобур відправляють на ремонт.

6 Турбобури, які необхідно ремонтувати, повинні бути розібраними невдовзі після підйому зі свердловини, щоб не допустити висихання промивальної рідини в ньому.

Ремонтують турбобури у турбінних цехах бурових підприємств. Залежно від стану турбобура його ремонт може включати такі роботи:

а)повне розбирання турбобура;

б)відбраковування та комплектування змінних деталей;

в)заміна спрацьованих деталей;

г) перевірка прямолінійності вала і корпуса;

д) перевірка різьб та їх ремонт;

е) збирання турбобура;

є) обкатування турбобура на стенді.

При ремонті турбобурів використовують нові деталі, які поступають у комплекті запасних частин, а також деталі, відремонтовані в механічних майстернях. Якість збирання турбобура залежить від правильного комплектування та відбракування спрацьованих деталей.

 

Вибійні гвинтові двигуни

За об’ємами використання вибійних двигунів в сучасній буровій практиці гвинтові вибійні двигуни займають друге місце після турбобурів, порівняно з якими вони мають такі переваги:

1 Простота конструкції, менша маса та довжина.

2 Високий крутний момент на вихідному валі, який дозволяє створювати на долоті великі осьові навантаження, при незначній зміні швидкості обертання.

3 Невеликий робочий перепад тиску на двигуні і низька швидкість обертання дають можливість застосувати низькообертові гідромоніторні долота з мастилозаповненими герметизованими опорами.

4 Контроль за роботою двигуна можна здійснювати за зміною тиску на насосах, оскільки перепад тиску на двигуні пропорціональний моменту на валу.