Метод разработки бурение, страница 25

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 NQv²

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

Если vQ, тогда

 NQ³.

Так какNQ³, 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.