14.6 Розрахунок і вибір основних технічних показників насосів

Подачу, тиск і корисну потужність бурових насосів вибирають на основі вимог, представлених технологією промивки свердловин. Вихідною являється об'ємна подача, від якої залежать ефективність роторного буріння і нормальна робота забійних двигунів. Встановлено, що для ефективного очищення і виносу шламу, а також нормальної роботи забійних гідравлічних двигунів швидкість висхідного потоку бурового розчину (в м/с), як правило, повинна відповідати значенням, які приведені нижче.

Спосіб буріння	Забійні двигуни	Роторний
Інтервал буріння: під кондуктор під проміжну і експлуатаційну колону	0,3—0,4	0,2—0,3

Примітка. В знаменнику приведена швидкість при промиванні водою.

Подальше збільшення швидкості висхідного потоку суп-роводжується невиправданим зростанням тиску насосів і можливим зниженням механічної швидкості буріння. При небезпеках утворення сальників і осипання гірських порід швидкість висхідного потоку в ускладнених зонах стовбура свердловини підвищується до 1-1,2 м/с.

Подача насоса визначається по вибраній швидкості висхідного потоку промивного розчину (в л/с):

(14.10)

де — площа затрубного простору, м²;

— швидкість висхідного потоку рідини, м/с;

— діаметр долота, м.

Ряд авторів рекомендує визначати подачу промивної рідини по умові:

(14.11)

де — питома подача, л/(сдм²);

— площа забою, дм².

Питома подача, що характеризує інтенсивність промивання, вибирається згідно дослідних даних. Для доліт діаметром 191 мм питома подача приймається рівною 7-8 л/(сдм²) і для доліт діаметром 269-295 мм — 6,5-7 л/(сдм²). Розглядувані норми трохи нижчі раніше прийнятих. Це обумовлено більш досконалою конструкцією сучасних доліт. Результати розрахунку необхідної подачі по формулах (14.10) і (14.11) в ряді випадків не співпадають внаслідок різноманітних поєднань можливих розмірів труб і доліт. Тоді подачу вибирають по більшому розрахунковому значенні. При бурінні гідравлічними забійними двигунами величина подачі уточнюється згідно вимог і робочої характеристики використовуваного турбобура або об'ємного гвинтового двигуна.

Тиск на виході з насоса залежить від втрат тиску на перемагання гідравлічних в маніфольді, бурильній колоні і затрубному кільцевому просторі, що виникають при промиванні свердловин. Гідравлічні опори поділяються на лінійні, обумовлені силами тертя рухомих частинок рідини, і місцеві, обумовлені змінами величини і напрямку швидкості потоку. Колона труб і кільцевий затрубний простір умовно приймаються рівно прохідними, а гідравлічні опори в них відносять до лінійних. До місцевих гідравлічних опорів відносять втрати тиску в замкових з'єднаннях бурильних труб, промивних отворах долота, проточних каналах забійних двигунів.

Повна втрата тиску визначається арифметичною сумою лінійних і місцевих втрат тиску в системі циркуляції промивної рідини:

(14.12)

де — тиск промивної рідини на виході з насоса;

— втрати тиску відповідно в маніфольді, бурильних трубах, УБТ, замкових з'єднаннях, долоті, забійному двигуні і кільцевому просторі.

Різницею статичних тисків в практичних розрахунках нехтують із-за незначної різниці густин рідини в бурильній колоні і затрубному просторі.

Втрати тиску на гідравлічні опори в трубах прийнято визначати по формулі Дарсі-Вейсбаха (в Па):

(14.13)

де — коефіцієнт гідравлічного опору;

— густина рідини, кг/м²;

— довжина труб, м;

— внутрішній діаметр труб, м;

— середня швидкість витікання рідини, м/с.

Гідравлічні опори пропорційні квадрату середньої швид-кості витікання рідини. Тому закон опору, встановлюваний формулою Дарсі-Вейсбаха, прийнято називати законом квадратичного опору. Середня швидкість рідини в трубах

де — витрата рідини, м³/с.

Підставляючи значення швидкості у формулу (14.13), отримуємо

(14.14)

Якщо прийняти , то формулу (14.14) можна записати в такому виді:

де — коефіцієнт втрат тиску.

Згідно отриманого виразу, втрати тисків в бурильних трубах (в МПа)

де — подача промивної рідини, л/с;

— довжина бурильної колони, м.

Значення коефіцієнтів втрат тиску для різних елементів системи циркуляції промивного розчину приводяться в технічній літературі по технології буріння і промивці свердловин [34, 42].

Рисунок 14.19 Графік зміни показників промивки при бурінні свердловини

глибиною 2700м

Втрати тиску в ступенях турбобура

де — витрата води в режимі максимальної потужності, л/с;

— перепад тиску в режимі максимальної потужності турбобура, МПа.

Значення і приведені в технічній характеристиці турбобурів [11].

Корисна потужність, що передається буровими насосами рідині, що подається, виражається переважно в кіловатах і виражається залежністю

де — подача насоса, м/c; — тиск насоса, Па.

Для подальшого аналізу результати гідравлічних розрахунків промивання вигідно представляти в графічній формі. На рис. 14.19 показаний один з графіків зміни подачі, тиску і потужності на окремих ділянках стовбура свердловини глибиною 2700 м. Як видно, найбільших значень розглядувані параметри досягають при бурінні під кондуктор і проміжну колону . На кінцевих інтервалах буріння кожної з розглядуваних ділянок стовбура свердловини тиск і відповідно потужність насоса досягають найбільших значень в результаті збільшення лінійних і місцевих гідравлічних опорів. На початку буріння кожної наступної ділянки стовбура свердловини тиск і потужність бурового насоса ступінчасто знижуються у зв'язку з зменшенням витрати промивної рідини, необхідної для буріння при переході на долото меншого діаметра. Тиск при цьому зменшується пропорційно квадрату витрати, а потужність насоса — пропорційно кубу витрати прокачуваної рідини:

Наприклад, при зниженні витрати рідини в 2 рази ( ) тиск насоса ( ) зменшується в 4 рази, а потужність ( ) — у 8 разів. Отримані дані свідчать про нестаціонарний режим роботи бурових насосів. При бурінні під кондуктор і проміжну колону потужність, яка необхідна для промивки забою свердловини, може бути в 2-4 рази більше потужності, що витрачається при бурінні під експлуатаційну колону. Широкий діапазон безперервно-ступінчастої зміни параметрів промивки — характерна особливість роботи бурових насосів.

Одиничну потужність і число бурових насосів вибирають виходячи з гідравлічного розрахунку промивки. Необхідність резервного насоса обумовлена тим, що вимушені перерви промивки внаслідок виходу з ладу бурового насоса можуть привести до серйозних ускладнень в свердловині і значних матеріальних втрат. Для створення надійної системи промивання бурові установки переважно оснащуються двома насосами, при цьому потужність одного повинна бути достатньою для буріння свердловини під експлуатаційну колону:

де — корисна потужність насоса;

— потужність, яка необхідна для промивання свердловини при бурінні під експлуатаційну колону.

На найбільш тривалому і відповідальному інтервалі буріння свердловини другий насос використовується в якості резервного, який замінює робочий насос у випадку його відмови. Після відновлення насос, що відмовив стає резервним, тоб-то готовим до подальшого використання. Таким чином, наявність резервного насоса дозволяє забезпечити надійне промивання при бурінні свердловини. Буріння під кондуктор і проміжну колону займає значно менше часу, при цьому використовуються два насоса. Для цього потужність бурового насоса повинна бути достатньою для того, щоби при паралельній роботі двох насосів забезпечувалися подача і тиск, що необхідний для буріння під кондуктор і проміжну колону:

де і — потужності, що необхідні для промивання свердловини при бурінні відповідно під кондуктор і проміжну колону.

В таких умовах для забезпечення нормального процесу буріння довговічність швидкозношуваних деталей (напрацювання на відмову) бурових насосів повинна перевищувати час, необхідний для буріння свердловини під кондуктор і проміжну колону. Час відновлення роботи бурових насосів повинен бути в межах, що забезпечують суміщення профілактичних і ремонтних робіт разом з спуско-підіймальними операціями, цементуванням кондуктора і проміжної колони, коли промивання свердловини не проводиться. При недостатній довговічності швидкозношуваних деталей надійність системи промивання може бути забезпечена за рахунок додаткового резерву бурових насосів. Однак таке вирішення небажане, так як воно приводить до ускладнення конструкції і експлуатації бурової установки.

Згідно ГОСТ 16293-82, двома основними буровими насосами комплектуються бурові установки 3-10-го класів, що призначенні для буріння свердловин глибиною від 1250 до 10000 м. Бурові установки 1-го і 2-го класів для буріння свердловин глибиною 600-1600 м комплектуються одним насосом. Для буріння свердловин глибиною 8000-12500 м використовуються бурові установки 11-го класу, що комплектуються трьома насосами.

Потужність, що споживається насосом, є сумою ко-рисної потужності і потужності, що затрачається на гідравлічні, об'ємні і механічні втрати в самому насосі. Відношення корисної потужності до потужності насоса визначає ККД насосу:

Для подальшого аналізу розглядувану формулу доцільно представити в такому вигляді:

(14.15)

де — ККД насоса;

— корисна потужність насоса;

— потужність насоса;

— індикаторна потужність насоса;

— індикаторний ККД насоса;

— механічний ККД насоса.

Індикаторний ККД насоса враховує гідравлічні і об'ємні втрати в насосі

(14.16)

де — тиск на виході насоса;

— подача насоса;

— втрати тиску на перемагання гідравлічних опорів в насосі;

— втрати подачі внаслідок утічок в насосі;

— гідравлічний ККД насоса, що рівний відношенню корисної потужності до потужності, затраченої на перемагання гідравлічних опорів в насосі;

— об'ємний ККД насоса, що рівний відношенню корисної потужності насоса до суми корисної потужності і потужності, що втрачена з утічками.

Підставляючи значення індикаторного ККД у формулу (14.15), отримаємо

(14.17)

Гідравлічний ККД, що враховує втрати енергії на подолання гідравлічних опорів в нагнітальному колекторі і клапанах, залежить від конструкції гідравлічного блоку і в розрахунках бурових насосів приймається .

Об'ємний ККД, що враховує втрати енергії від утічок через нещільності циліндропоршневої пари, ущільнення штоків, а також від утічок в результаті запізнення посадки клапанів, приймається .

Механічний ККД враховує втрати енергії на тертя в рухомих елементах привідного і гідравлічного блоків бурового насоса. На рис. 14.20 приведено конструктивну схему насоса iз вказаними значеннями ККД його кінематичних пар. Згідно розглядуваної конструктивної схеми, механічний ККД

де — ККД трансмісійного вала на підшипниках;

— ККД зачеплення;

— ККД кривошипного вала на підшипниках;

— ККД підшипника великої головки шатуна;

— ККД крейцкопфа;

— ККД поршня з ущільненням штока.

Рисунок 14.20 — Схема розподілу механічного ККД бурового насоса

В такому випадку ККД бурового насоса

Потужність насосного агрегату — потужність, що споживається насосним агрегатом або насосом, в конструкцію якого, крім насоса, входять двигуни і вузли трансмісії:

де — ККД трансмісії насосного агрегату.

В результаті неповного заповнення робочих камер насоса його подача виявляється меншою сумарної розрахункової зміни об'єму робочих камер насоса, що виражає ідеальну подачу , на деяку величину . Ці втрати подачі враховуються коефіцієнтом наповнення

Коефіцієнт наповнення не впливає на ККД насоса і в розрахунках приймається рівним 0,9. Сумісні втрати, що пов'язані з утічками і наповненням циліндрів, враховуються коефіцієнтом подачі, що визначається відношенням подачі насоса до його ідеальної подачі :

В отриманому виразі враховує втрати подачі внаслідок недовикористання можливостей насоса, а — потужність, втрачену в результаті утічок.

Рисунок 14. 21 Характеристика поршневого насоса

На рис. 14.21 показано криві, що характеризують зміну подачі, ККД і потужності від перепаду тиску при незмінній частоті ходів поршня насоса. Штрихова лінія відповідає ідеальній подачі, що рівна сумі фактичної подачі і утічок. Фактична подача із збільшенням перепаду тиску практично знижується по лінійній залежності. Це свідчить про лінійне збільшення утічок з під-вищенням перепаду тиску. Крива зміни фактичної подачі виражає характер зміни об'ємного ККД, величина якого при номінальному режимі роботи насоса дорівнює 0,96-0,98.

Потужність насоса зростає пропорційно перепаду тиску, а ККД насоса зберігається майже постійним при порівняно великому діапазоні тисків. При режимах, близьких до холостого, ККД знижується в результаті зменшення корисної потужності до рівня, близького до її втрат. При надмірному збільшенні тиску спостерігається помітне зниження ККД насоса внаслідок зростаючих утічок.

Основні параметри бурових насосів, які встановлені ГОСТ 6031-81, приведені в табл. 14.2.

Буровий двопоршневий насос позначається НБ-600, а трипоршневий — НБТ-600, перед позначенням насоса допускається надавати шифр завода-виготовлювача, наприклад УНБТ-950 — виробник Уралмашзавод.

Таблиця 14.2

Типо- розмір насоса	Найбільша об'ємна подача, м1/год (дм1/с) (граничне відхилення  10%)	Найбільший тиск на виході, МПа	Корисна потужність насоса, кВт	Потужність насоса, кВт (граничне відхилення  10%)
НБ-32	32 (9)	4	25	32
НБ-50	40 (11)	6,3	40	50
НБ-80	80 (14)	10	63	80
НБ-125	63 (18)	16	100	125
НБ-190	80 (22)	20	150	190
НБ-235	100 (28)	20	190	235
НБ-300	125 (35)	20	235	300
НБ-375	125 (35)	20	300	375
НБ-475	160 (45)	25	375	475
НБ-600	160 (45)	25	475	600
НБ-750	160 (45)	32	600	750
НБ-950	160 (45)	32	750	950
НБ-1180	160 (45)	40	950	1180