Гидравлические забойные двигатели и керноотборные устройства (стр. 3 )

Особенности технической характеристики турбин с σц > 1. У турбин с σц > 1 с увеличением Q потребляемая ею мощность растет быстрей, чем у нормальноциркулятивных турбин, поэтому с ростом Q, а следовательно и с ростом n, перепад РT в таких турбинах (рис. 6.4, б) повышается. Меняя Q можно сохранить Pт = const при всех n. Когда Q ≠ const, линия моментов Мв прогнута (рис. 6.4, в) вниз, a Nт max и ηт max больше, чем при Q = const и смещены влево от nоп = nх/2. При таком режиме эксплуатации турбобуров серии "А" имеется большая возможность бурить с меньшими n, (т. е. с n<nх/2), чем с применением двигателей с σц = 1. Конечно, речь идет о случаях, когда и Q меньше, чем для турбин с σц = 1. Если Q = const, то перепад Рт снижается с уменьшением n; Мв от n зависит линейно, а максимумы Nт и ηт незначительно смещены влево относительно точки nоп = nx/2 (рис. 6.4, 6).

Рис. 6.4. Техническая характеристика турбин и турбобура:

а - турбины с σц = 1; б, в - турбины с σц > 1, соответственно с Q = const и Q ≠ const; г - турбобура (турбина σц = 1); д - рабочая (заштрихована) зона n.

Характеристику турбобура определяют те же параметры, что и турбины (на рис. 6.4 г и д, показаны только Мв и Нт), но с учетом расходования Мв на сопротивления в опорах турбобура, на работу калибраторов, присоединенных к валу ГЗД и на М0. В опубликованных работах понятие "характеристика турбобура" иногда трактуется по-разному, но в основном определяется часть момента Мв (Мр), которую можно передать на забой для разрушения пород, обеспечить Мдп и преодолеть сопутствующие потери Мв или Nт.

Мощность Nт расходуется на трение: в осевой (Nп*) и радиальных (Nрад) опорах турбобура, долота о стенки скважины (No), а также на работу калибраторов (Nкц), поэтому мощность, переданная на забой скважины (Nдз), определяется выражением:

Nдз = Nт – (Nп* + No + Nрад + Nкц), при

Nдз min = Nдп,

здесь Nдп - мощность на разрушение забоя и неизбежное рассеивание части Nт в породе и бурильной колонне при рабочей частоте n = ηр (Nдп = 2 π Мдп nр). При Nдз < Nдп эффективного углубления забоя не будет.

Таким образом, только часть рабочего момента Мр

Мдп = Мв – Мп* - М1 = Мр – М0 – Мкц,

где М1 = М0 + Мрад + Мкц, можно расходовать на поддержание «полезно» расходуемого на забое момента Мдп.

Величину Мв max, при которой вал турбобура остановится, можно найти как

Мв max = Моп + Мji,

где Мji - крутящий (маховой) момент, расходуемый на вращение всей массы ротора турбобура (в том числе и с дополнительными маховиками на его валу), когда рабочая n (nр) минимальна, т. е. np = nmin.

При n < nоп имеет место Мj < Мол, поэтому при

nmin < 0,9ηоп

наступает неустойчивый режим работы турбобура, после которого его вал резко останавливается.

Уровни nmin и "устойчивых" n зависят от модели турбобура, величины Gвр (или массы ротора с маховиком, калибраторами), от величины Тп, числа двигательных секций турбобура, состояния его опор и долота и др. Поэтому в зависимости от условий Mр = f(n) меняется.

6.1.3. Расчет параметров технической характеристики турбин

Текущий крутящий момент Мв турбины определяют по формуле:

Мвi = Кст · ρ1 · Гср · Q · (C1 – C2),

где Кст - число ступеней турбины; Гср - средний радиус турбины; С1, С2 - соответственно скорости выхода потока жидкости со статора (или входа в ротор турбины) и выхода с ротора ступени; скорости С1 и С2 в свою очередь зависят от Q, площади сечения каналов турбинки, Гср, радиальной высоты каналов, угла выхода жидкости со статора турбинки, количества лопаток турбинки и толщины лопатки.

После замены С1 и С2 на соответствующую окружную скорость перемещения лопаток ротора турбинки, а затем на n (в об/мин) получают:

Мв1 = Кст · ρ1 · Гср · Q · nx · (1 – ).

Приняв Кст · ρ1 · Гср · Q · nx = Мmax = Мт,

Мвi = Мт (1 – ),

где ni - может быть рабочей и оптимальной частотой вращения вала турбин - ni = nоп, а параметр Мт является максимальной величиной для турбин.

Мощность турбины рассчитывается согласно выражению:

Nт = 2·π·М·n,

а ее максимальная величина для двигателей с σц = 1 определяется при Мв = Моп и n = nоп (n – в 1/с, Мв – в Н·м):

Nт max = 2·π·Моп·nоп,

Величина КПД турбины:

,

где Nв, Nn мощность, которую можно снять с вала турбобура, и подводимая к нему мощность, соответственно.

Величину ηт определяют и другим методом:

ηт* = ηу ηг ηм,

где ηу, ηг, ηм – КПД, учитывающие утечки, гидравлические и ударные потери и потери в опорах ГЗД.

Величина ηм зависит от загруженности осевой опоры и в большей степени характеризует ηт турбобура, чем ηу и ηг.

Следовательно, КПД турбобура понятие относительное, т. к. этот параметр зависит от величины Тп и веса Gвр. В этой связи, кроме коэффициента передачи мощности на забой скважины (Kмз) предлагаем рассчитывать КПД способа бурения – ηсп.

В процессе углубления скважин с ГЗД, у которых величины ηт меньше, часто получают бо'льшие коэффициенты Кмз и ηсп, так как последние зависят от работы всего бурильного инструмента и от количества подаваемой в скважину промывочной жидкости.

В технологии бурения принято уравнение:

Мв = Мс

называть основным уравнением турбинного бурения.

В левой части представлен крутящий момент на валу турбобура, а справа - суммарный крутящий момент, который необходимо преодолеть турбобуру в процессе углубления скважины.

Составляющие Мс рассчитывают, согласно выражению:

Мс = Мд + М0 + Мп* + Мкц + Мрад + Мкр,

где Мдп – крутящий момент, необходимый для работы долота на разрушение пород на забое скважины - Мдп Мдз, поддержание вибрации бурильного инструмента и рассеивание мощности в массиве горных пород в призабойной зоне; Мо - момент на трение долота о стенки скважины и промывочную жидкость; Мп* = Мп + Ммп; Мп, Ммп - затраты момента Мв на трение в осевой опоре турбобура обусловленные, соответственно, действием осевой нагрузки на пяту турбобура (ГЗД) и молекулярным трением в паре "пята-подпятник"; Mкц - вращающий момент на работу калибраторов и центраторов, закрепленных на валу ГЗД (последнее бывает редко); Мрад - момент в радиальных опорах турбобуров, которым часто пренебрегают; Мкр - сумма моментов для поддержания крутильных колебаний долота и преодоления сопротивлении, обусловленных неравномерной работой вооружения долота на забое скважины; методов расчета Мкр нет, но его величина в среднем невелика, хотя пиковые значения могут отражаться на работе долота и ГЗД (при роторном бурении величиной Мкр, видимо, нельзя пренебрегать). Величину Мс - бывает удобно записать как Мс = Мдп + М1. Также имеются затраты крутящего момента на преодоление сопротивлений при взаимодействии статора и ротора через поток жидкости в турбине (Мгт), но поскольку Мв определяют опытным путем, то Мгт автоматически входит в Мв, приводимый в справочной литературе.

Момент Мдз можно рассчитывать как

Мдз = Мдз = Gст · Му,

где Qст - статическая часть нагрузки на забой - G3; вместо G3 ошибочно подставляют G или Gгив; My - удельный момент при работе долота на забое, который измеряют опытным путем (обычно при электробурении), или рассчитывают сог­ласно выражению (в Н·м/кН)

Му = μгп (0,55. . .0,72) · R · 103,

μгп - коэффициент сопротивления при взаимодействии вооружения долота с забоем, μгп=0,40...0,05, где верхний предел для очень мягких пород, а нижний - для крепких. Величину М0 находят согласно эмпирической формуле для бурения с ГЗД

Мо=550·Дд,

а для роторного бурения - Мо= 250·Дд (диаметр долота в м).

Для расчета Mкц с одним калибратором радиусом Rк применима формула

Мкц = Gрад Rк Кр,

где Gрад - радиальное усилие на рабочие элементы калибратора, H; в расчетах можно принять: Gрад = 3 кН - для нового калибратора с Rк = R; Gрад = 2 кН - для изношенного с Rк = R и Gрад = 1 кН - для калибратора с Rк < R; Кр - учитывает свойства пород; Кр = 0,15…0,50 с верхним пределом для мягких пород, с нижним – для твердых; Rк - в м.

Крутящий момент для работы на забое алмазного долота можно рассчитать по формуле:

Мдп* ~ 0,5 · μс · G3 · R,

где μс - коэффициент сопротивления в процессе резания пород ал­мазами, μс =0,384; G3 - в Н; R - в м.

Если М2 = Мкц + Мрад + Мкр = 0, то Мв = Мс* = Мдп + Мп* + М0.

Для установившегося режима работы долота и турбобура, основное уравнение турбинного бурения запишем в виде:

Мв = Мдз + М1,

С учетом

Мт (1 – ) = Мдп + М1,

рабочая частота вращения вала турбобура

np = nx (1 - ).

Формула применима, когда G > R3 при условии

ny min < np < np max,

где ny min, np max - величины n, которые можно поддерживать сохраняя устойчивый режим работы турбобура;

ny min = nx·;

np max = nx·,

где МJM – минимальный маховой момент ротора забойного двигателя; ΔGг - гидравлическое усилие, действующее снизу на бурильный инструмент.

Если условие не выполняется, то следует изменить какой-либо параметр, учитывая взаимосвязь между ними, или сменить ГЗД.

Вращающий кинетический момент МJ следует рассчитывать при nmin, которую в связи со сложностью расчетов находят опытным путем.

Считают, что турбобур остановится при n = n0:

,

где Кд - коэффициент определяющей величину осевой нагрузки Gд; Кд = 1,0...1,3; m, rм - масса ротора ГЗД и радиус маховика при этом; t2 ~ 1/ny min; Gф - фактическая (или проектная) осевая нагрузка на долото за вычетом ΔGг.