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 Dср лопаток турбобура.
Осевая скорость потока cz жидкости (в м/с) в любом поперечном сечении турбины вычисляется по уравнению расхода
сz = Q/F = Q/πDcp l, (4.1)
где Q - расход жидкости, м3/с; F - площадь поперечного сечения решетки турбины, м2; 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 (си) 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 сz, 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 Dср и в осевом направлении сz. На рис. 4.6. показаны планы скоростей в осевой решетке лопастей турбины.
Окружная скорость на среднем диаметре Dср лопаток u = πDсрn.
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 с 1, приблизительно равен углу наклона лопастей статора.
Направление относительной скорости w 1, 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 cz2 = cz1). 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
(4.2)
Скорость циркуляции потока в роторе
(4.3)
где проекции скоростей потока c1u = c1cosα1; c2u = c2cosα2; абсолютные скорости с1 = cz/sinα1, c2 = cz = cz/sinα2.
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)
|
|
(4.4)
где ρ - плотность жидкости, кг/м3; Q - расход жидкости, м3/с; r ср - средний радиус ступени, м.
Мощность турбины (в Вт)
(4.5)
где ω = π n /30 - угловая скорость ротора турбины, с-1; п - частота вращения ротора, об/мин.
Мощность, развиваемая одной ступенью турбобура,
где Dрст - эффективный используемый перепад давления на ступени турбины, МПа,
(4.6)
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
с1u—с2u.
Для оценки этих качеств турбобуров введены понятия:
коэффициент циркулятивности турбин
(4.7)
(и - окружная скорость потока);
коэффициент расхода ступени
(4.8)
(cz - 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 си 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. ηmах 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:
(4.10)
(4.11)
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
(4.12)
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
(4.13)
.
Таблица 4.1.
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/м3 (техническая вода). |
3. Вращающий момент турбины, как и перепад давления, пропорционален квадрату количества прокачиваемого раствора.
(4.14)
4. Мощность турбины пропорциональна кубу количества прокачиваемого раствора
, (4.15)
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.