Лекция 4

4. Забойные двигатели

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели, преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. Гидравлические забойные двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов. Первые из них называют турбобурами, а вторые - винтовыми забойными двигателями. Электрические забойные двигатели получили наименование электробуров.

4.1. Турбобуры

4.1.1. Принцип действия

Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.

Каждая ступень турбины состоит из статора и ротора (рис. 15).

Рис.15. Элемент рабочей пары турбобура (статор-ротор) 1 – корпус; 2 – статор; 3 – ротор; 4 – шпонка; 5 - вал

Рис. 16. Принципиальная схема преобразования гидравлической энергии потока жидкости в механическую энергию вращения вала турбобура

В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора (рис.16). При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень, буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и бурильной колонной.

4.1.2. Характеристика турбины, способы изменения характеристики

П од характеристикой турбины (рис.17) понимают зависимость ее мощности N, вращающего момента М, КПД , перепада давления р от частоты вращения п при заданном расходе Q перекачиваемого через нее бурового раствора. Частота враще­ния вала соответствует частоте вращения роторного колеса, а вра­щающий момент равен сумме моментов всех ступеней: М = z т (здесь т - момент одной ступени).

Мощность на валу N = z m n.

Мощность N можно также определить по расходу Q и перепаду давления р:

N = p Q ,

где р = z р_m ; р_m - перепад в одной ступени; - КПД.

Рис. 17. Рабочая характеристика турбины турбобура при постоянном расходе жидкости Q

С изменением подачи и качества бурового раствора, прокачиваемого через турбину

изменяются ее энергетические параметры согласно соотношениям, впервые предложенным П.П.Шумиловым:

; ; ; ; ; .

Здесь p₁ и р₂ - перепады давления в турбине при расходах Q₁ и Q₂ и плотностях бурового раствора ₁ и ₂.

Отношение М/п при роторном бурении значительно больше, чем при турбинном. Особенно четко это видно для турбобуров малых диаметров, поскольку

,

где D₁ и D₂ - диаметры турбобура.

Зная энергетические параметры при одном режиме промывки из стендовых исследований и пользуясь этими соотношениями, можно определить параметры турбины при различных значениях расхода и разном качестве бурового раствора.

Применение маховых масс приводит к смещению и расширению рабочей области турбобура.

С изменением осевой нагрузки и трения в опорах турбобура изменяются и передаваемые на долото мощность и момент.

О бласть устойчивой работы п_р – п_у для турбобуров с шаровой опорой шире, чем турбобуров с резино-металлической опорой. Частота вращения п_у соответствует предельно допустимому крутящему моменту (осевой нагрузке), при превышении которого вал турбобура перестает вращаться, и определяет устойчивую область работы турбобура слева, т.е. минимальную частоту вращения вала турбобура.

Кроме секционирования, улучшить моментную характеристику турбобура можно применением механических редукторов, которые снижают частоту вращения в 2-3 раза. Например, редукторный турбобур ТР2Ш-195 с многорядным планетарно-фрикционным редуктором имеет частоту вращения около 200 об/мин при КПД = 0,55.

4

Рис.18. Принципиальная схема односекционного турбобура типа Т12М3

1 – корпус; 2 – осевая опора в виде гребенчатой пяты; 3 – вал; 4 – промежуточная радиальная опора; 5 – турбины; 6 – ниппель

.1.3. Конструктивные особенности турбобуров для бурения без отбора керна, с отбором керна, для искривления скважины

Односекционный турбобур типа Т12М3 (рис. 18) имеет от 100 до 120 ступеней.

Максимальная мощность от 40 до 180 кВт при потребном расходе жидкости от 25 до 55 л/с.Перепад давления в турбобуре от 3,0 до 5,5 МПа, а частота вращения от 545 до 770 об/мин.

Секционные турбобуры типа ТС могут быть двух-, трех, четырех- и шестисекционными. Число ступеней 200-435 шт. Цель - повышение крутящего момента. Корпуса соединены последовательно при помощи конических резьб, а валы секций - конусно-шлицевыми муфтами. Пяту имеет только нижняя секция. Эти турбобуры эффективны для глубокого бурения, поскольку при невысоких расходах жидкости они развивают большую мощность.

Шпиндельные секционные турбобуры типа ЗТСШ в отличие от турбобуров типа ТС имеют внизу шпиндель, куда перенесена опора - пята. Шпиндель можно менять на буровой. Используют этот турбобур при высоких перепадах давления на долотах, поскольку шпиндель более надежный сальник, чем ниппель в турбобурах типа Т12М и ТС. Турбобур ЗТСШ диаметром от 164 до 240 мм требует расхода 20-40 л/с. Максимальная мощ­ность 43-135 кВт, перепад 2-8 МПа, частота вращения п = 300-590 об/мин. При использовании турбин точного литья (ТЛ) повышается КПД машины.

Турбобуры шпиндельные с гидроторможением типа АГТШ предназначены для бурения на малых оборотах (до 250-300 об/мин) при больших глубинах, но КПД при этом снижается и не превышает 0,19.

Турбобуры секционные типа А с предельной турбиной, имеющей падающую к тормозному режиму линию давления. Они снабжены шпинделем с двумя турбинными секциями. Частота вращения в таких турбобурах снижается до 300-200 об/мин.

Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал, к которому через переводник присоединяется бурильная головка. Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник. Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя - кернорвателем, вмонтированным в переводник. Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их - клапанный узел. Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.

Керноприёмник подвешен на опоре, установленной между переводником к БК и распорной втулкой. Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.

Для бурения наклонно-направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры - отклонители типа ТО.

Турбобур - отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.

Основными достоинствами турбинного бурения являются:

• устранение затрат энергии на вращение бурильной колонны;

• уменьшение износа и аварийности бурильных труб, что позволяет применять легкосплавные бурильные трубы;

• повышение частоты вращения долота, следовательно, и механической скорости бурения;

• упрощение технологии проводки наклонно-направленных скважин;

• улучшение условий работы буровиков (снижение шума на устье и вибрации на буровой).