ские характеристики турбобура с редуктором-вставкой и разными типами турбин приведены в табл. 4.7.

Турбины современных турбобуров

Турбина турбобура является преобразователем гидравлической энер­ гии потока жидкости в механическую энергию вращения вала.

Турбина современного турбобура является многоступенчатой, осевого типа и состоит из системы статоров и системы роторов. Как правило, сис­ тема статоров связана с корпусом, а система роторов —с валом турбобура.

При постоянном значении расхода бурового раствора через турбину развиваемый ею крутящий момент определяется по формуле Эйлера

где О — расход жидкости; р — плотность жидкости; г — средний радиус турбины; С\и, С2и “ проекции абсолютной скорости потока жидкости, про­ текающего соответственно через статор и ротор, на направление окружной скорости турбины; z —число ступеней турбины.

Эффективный перепад давления на турбине определяется по формуле

где и —окружная скорость турбины на среднем диаметре.

Развиваемый турбиной крутящий момент зависит от режима ее рабо­ ты, т.е. от частоты вращения ротора турбины. Для большинства современ­ ных турбин эта зависимость линейна и определяется уравнением

где Мт — тормозной (предельный) крутящий момент; п — частота враще­ ния ротора; пх — частота вращения ротора на холостом режиме (пре­ дельная).

Совокупность зависимостей крутящего момента, перепада давления, мощности и коэффициента полезного действия (КПД) от частоты вращения называется энергетической характеристикой турбины. Энергетическая ха­ рактеристика приведена на рис. 4.6. Как видно из графиков, характеристи­ ка турбины турбобура — сериесная. Однако это не означает, что работа турбобура может осуществляться на всех режимах от холостого до тормоз­ ного. Известно, что при увеличении осевой нагрузки частота вращения ва­ ла турбобура вначале уменьшается, затем турбобур начинает неустойчиво работать, а потом резко останавливается — «срывается».

«Срыв» турбобура объясняется многими факторами, основными из ко-

торых являются нелинейный рост момента сопротивления на долоте и в пяте турбобура при увеличении осевой нагрузки и снижении частоты вра­ щения, низкочастотные колебания момента сопротивления из-за вибраций и неравномерностей подачи бурильного инструмента, перемежаемость раз­ буриваемых горных пород по твердости. Все эти факторы приводят к тому, что устойчивая работа турбобура возможна только с определенным, как правило, не менее чем двукратным запасом крутящего момента, т.е. на ре­ жимах, располагающихся правее от режима максимальной мощности.

Эти режимы в большинстве случаев характеризуются также и макси­ мальным значением механической скорости проходки. Поэтому условно режим максимальной мощности можно считать рабочим режимом турбо­ бура.

Следует отметить, что, чем глубже забой скважины, чем больше ис­ кривлен ее ствол, чем более моментоемкое долото используется при буре­ нии, чем выше вибрации бурильного инструмента и чем больше переме­ жаемость горных пород, тем ближе к холостому режиму должен прибли­ жаться рекомендуемый рабочий режим турбобура и тем ниже должна быть холостая частота его вращения.

Для расчета характеристики турбины могут использоваться преобра­ зованные формулы, определяющие крутящий момент, и перепад давления на режиме максимальной мощности:

где р —перепад давления на турбине; т| —максимальный КПД.

При пересчете параметров характеристики турбины на другие значе­ ния расхода, плотности жидкости и числа ее ступеней следует пользоваться

где N —мощность турбины.

П р и м е ч а н и е . Количество ступеней — 1. Плотность бурового раствора — 1000 кг/м3 (техническая вода).

Турбины турбобуров изготавливают из малолегированной стали пре­ имущественно цельнолитыми в земляные формы и составными, когда лопа­ точный венец выплавляется точным литьем по моделям. Выпускаются так­ же лопаточные венцы, изготовленные из пластмассы. Стойкость пластмас­ совых венцов, как правило, намного ниже стойкости стальных.

Характеристики турбин определяются экспериментально при испыта­ ниях на специальном турбинном стенде. В табл. 4.8 даны основные пара­ метры стендовых энергетических характеристик серийных и некоторых опытных турбин турбобуров, выпускаемых промышленностью.

Проектирование характеристики турбобура

Для эффективного применения турбобура необходимо правильно спроектировать его энергетическую характеристику. При этом следует ру­ ководствоваться следующими общими положениями.

1. Надежный контроль за режимом работы турбобура в процессе бу­ рения возможен при режиме, когда механическая скорость проходки мак­ симальная. Как правило, этот режим совпадает с экстремальным режимом работы турбобура или располагается в непосредственной близости в пра­ вой зоне кривой мощности. Таким образом, все расчеты характеристики турбобура имеет смысл вести для экстремального режима работы или ре­ жимов, близких к нему.

2. Следует помнить, что при недоиспользовании крутящего момента турбобура долота отрабатываются на излишне высоких частотах вращения. Это приводит к недобору проходки за рейс долота, и поэтому запас крутя­ щего момента не должен быть излишне большим.

3. При турбинном бурении гидравлическая мощность, которую можно сработать в гидромониторных насадках долота, всегда намного меньше той, которую можно использовать при роторном способе бурения. Поэтому турбинное бурение предпочтительнее применять в разрезах, сложенных достаточно крепкими породами.

При бурении в мягких и пластичных породах необходимо в первую очередь думать об очистке вооружения долота, что обеспечивается пра-

вильным и несимметричным расположением промывочных каналов долота. Вполне удовлетворительная очистка вооружения шарошек достигается при сработке в долоте перепада давления в 5 МПа.

4.При турбинном бурении целесообразно использовать осевые на­ грузки на долото, составляющие 60-80 % тех, которые имеются при ро­ торном способе бурения аналогичных разрезов.

5.Использование одной и той же энергетической характеристики тур­

бобура в разных по буримости разрезах, например, в кварцитах и мягких глинистых сланцах, заведомо ставит турбинный способ бурения в невыгод­ ные условия. Поэтому тип сборки турбобура в каждом конкретном случае должен соответствовать физико-механическим свойствам проходимых по­ род, гидравлической программе бурения и возможностям применяемого бурового оборудования. Формирование необходимой характеристики осу­ ществляется за счет использования рационального соотношения турбин и

решеток ГТ.

Проектирование характеристики турбобура следует начинать с опре­ деления так называемого «удельного» крутящего момента на долоте ш, вы­ ражающего функциональную связь между осевой нагрузкой на долото и крутящим моментом, необходимым для вращения долота:

где т —удельный момент, м; М — крутящий момент, Нм; G — осевая на­ грузка на долото, Н.

Удельные моменты для различных районов бурения и типоразмеров долот определены в результате испытаний турбобуров и электробуров и приводятся во многих источниках.

После определения т находят потребный крутящий момент турбобура

При этом нагрузку на долото G выбирают, исходя из типоразмера до­ лота, физико-механических свойств разбуриваемых пород и других фак­ торов.

Зная значение М, можно определить тормозной момент турбобура:

Расход бурового раствора определяют, исходя из возможностей насос­ ной группы буровой установки и имеющегося бурильного инструмента. На рис. 4.7 показаны совмещенные характеристики бурового насоса (1) и гид­ равлического тракта «манифольд — бурильная колонна с долотом — сква­ жина» (2) без учета турбобура. Гидравлическая характеристика насоса строится по паспортным данным, а для манифольда, бурильной колонны,

долота и кольцевого пространства скважины определяется расчетным пу­ тем или экспериментально.

Точка пересечения кривых 1 и 2 определяет предельные возможности данного бурового насоса. Расход бурового раствора Qmax, соответствующий этой точке, является предельным (не оптимальным) при бурении данной скважины роторным способом. Для создания необходимой эффективной характеристики турбобура рекомендуется использовать значения расхода О, составляющие 60-80 % CU, Выбранное значение Q в большинстве слу­ чаев не должно превышать 0,07 л/с на 1 см2 площади забоя скважины.

Широкое распространение турбинного способа бурения обеспечило ускоренное разбуривание нефтегазоносных площадей Урало-Поволжья и Западной Сибири и, тем самым, позволило получать высокие темпы роста добычи нефти и газа.

Однако с увеличением средних глубин скважин и по мере совершен­ ствования породоразрушающего инструмента и технологии роторного спо­ соба бурения в отечественной нефтяной промышленности с каждым годом росла тенденция отставания проходки за рейс долота — показателя, опре­

деляющего технико-экономические показатели бурения.

Несмотря на определенные усовершенствования техники и технологии турбинного бурения показатели работы долот на протяжении ряда лет улучшались весьма незначительно. Хотя в 70-е годы началось разбуривание месторождений Западной Сибири, отличающихся благоприятными усло­ виями бурения (мягкие породы, относительно неглубокие скважины), сред­ няя проходка за рейс по эксплуатационному бурению существенно отста­ вала от аналогичного показателя в нефтяной промышленности США (в 3 - 4 раза). Так, в 1981-1982 гг. средняя проходка за долбление в США составила 350 м, в то время как в б. СССР этот показатель не превышал 90 м.

Серьезное отставание в проходке за долбление было связано с тем, что в те годы отечественная практика бурения базировалась на высокоско­ ростном режиме бурения с применением многоступенчатых безредукторных турбобуров, характеристики которых не позволяли получать частоты вращения менее 400—500 об/мин с обеспечением необходимых крутящих моментов и приемлемого уровня давления насосов, и как следствие эффек­ тивно использовать революционные усовершенствования шарошечных до­ лот (с прецизионными маслонаполненными опорами и твердосплавным вооружением). В связи с этим перед специалистами и организаторами бу­ рения в нашей стране встал вопрос о создании техники для низкооборот­ ного бурения.

Перед советской нефтяной промышленностью встала дилемма: либо переходить к роторному бурению, либо создать низкооборотный забойный двигатель.

К этому времени в б. СССР имелись определенные успехи роторного бурения глубоких скважин в ряде районов (Северный Кавказ, Западная Украина и др.). Однако технически, экономически и психологически неф­ тяная промышленность не была готова к развитию роторного бурения. За многие годы государственной поддержки турбинного бурения существенно отстала от мирового уровня техника роторного бурения: не имелось бу­ рильных труб и буровых установок высокого технического уровня.

Переход на роторный способ бурения в основных регионах страны снизил бы темпы развития отрасли, так как промышленность не располага­ ла необходимыми средствами для строительства новых заводов и эксплуа­ тационных баз или закупки за рубежом новых технологий.

Таким образом определился доминирующий способ бурения на базе низкооборотных забойных двигателей.

Решение проблемы создания забойного гидравлического двигателя с характеристиками, отвечающими требованиям новых конструкций долот, было найдено в переходе от динамических машин, каким являются турбо­ буры, к объемным.

Первым работоспособным, нашедшим промышленное применение,