- •Гидравлические машины в нефтегазовом деле
- •131000 «Нефтегазовое дело»
- •Содержание
- •1 Введение
- •2 Общие сведения о насосах
- •2.1 Лопастные насосы. Основные параметры
- •2.2 Классификация лопастных насосов
- •3. Центробежные насосы
- •3.1 Устройство и принцип действия центробежного насоса
- •3.2 Осевое усилие в центробежных насосах и способы уравновешивания
- •3.3 Движение жидкости в каналах рабочего колеса центробежного насоса
- •3.4 Основное уравнение проточных машин
- •3.5 Составляющие части теоретического напора рабочего колеса
- •3.6 Зависимость теоретического напора от подачи насоса
- •3.7 Влияние угла выхода из рабочего колеса на величину и составляющие части теоретического напора
- •3.8 Влияние конечного числа лопаток на величину теоретического напора
- •3.9 Мощность и кпд центробежных насосов
- •3.10 Характеристики центробежного насоса
- •3.11 Основы теории подобия лопастных насосов
- •3.12 Универсальная характеристика центробежного насоса
- •3.13 Кавитация в центробежных насосах
- •3.13.1 Сущность кавитационных явлений
- •3.13.2 Определение критического кавитационного запаса
- •3.13.3 Определение допустимой высоты всасывания насоса
- •3.13.4 Пути повышения кавитационных качеств насоса
- •3.14 Работа центробежного насоса на трубопроводную сеть
- •3.15 Устойчивость работы центробежного насоса
- •3.16 Совместная работа центробежных насосов
- •3.17 Регулирование работы центробежных насосов
- •3.17.1 Воздействие на коммуникацию
- •3.17.2 Воздействие на привод насоса
- •3.17.3 Воздействие на конструкцию насоса
- •3.18 Работа центробежных насосов на вязких жидкостях
- •4 Осевые насосы
- •4.1 Устройство и принцип действия
- •4.2 Основные показатели работы осевого насоса
- •4.3 Рабочая характеристика осевого насоса. Выбор насосов
- •5 Объемные насосы и их классификация
- •5.1 Поршневые насосы. Принцип действия и классификация
- •5.2 Идеальная и действительная подача поршневых насосов
- •5.3 Закон движения поршня приводного насоса
- •5.4 Неравномерность подачи поршневых насосов
- •5.5 Процессы всасывания и нагнетания жидкости в поршневом насосе
- •5.6 Графическое представление изменения напоров в цилиндре насоса
- •5.7 Условия нормальной работы поршневого насоса
- •5.8 Теоретический цикл работы поршневого насоса
- •5.9 Процессы всасывания и нагнетания с пневмокомпенсаторами
- •5.10 Расчет пневмокомпенсаторов
- •5.11 Мощность и кпд поршневого насоса
- •5.12 Испытание поршневого насоса
- •5.13 Рабочие характеристики поршневых насосов
- •5.14 Регулирование подачи поршневых насосов
- •5.15 Клапаны поршневых насосов
- •5.15.1 Назначение, устройство клапанов и требования, предъявляемые к клапанам
- •5.15.2 Основы теории работы клапанов
- •5.15.3 Безударная работа клапанов
- •6 Роторные насосы
- •6.1 Шестеренные насосы
- •6.2 Винтовые насосы
- •Основным недостатком винтовых насосов является значительная технологическая трудность изготовления винтов.
- •6.3 Пластинчатые насосы
- •6.4 Радиально - и аксиально-поршневые насосы
- •7 Гидротурбины
- •7.1 Основные показатели гидротурбин
- •7.2 Устройство и классификация турбин
- •7.3 Турбина турбобура
- •7.4 Движение жидкости в каналах турбин
- •7.5 Число оборотов ротора турбины
- •7.6 Определение вращающего момента турбины
- •7.7 Коэффициенты турбинных решеток
- •7.8 Перепад давления в турбине турбобура
- •7.9 Мощность и кпд турбин турбобура
- •7.10 Комплексная рабочая характеристика турбины турбобура
- •7.11 Подобие гидравлических турбин
- •8 Компрессоры
- •8.1 Классификация компрессоров
- •8.2 Применение компрессоров в нефтегазовой промышленности
- •8.3 Основные рабочие параметры компрессоров
- •8.4 Поршневые компрессоры, их классификация
- •8.5 Работа, совершаемая поршнем за один цикл.
- •8.6 Производительность и подача поршневого компрессора
- •8.7 Многоступенчатое сжатие
- •8.8 Мощность и кпд поршневого компрессора
- •8.9 Ротационные компрессоры
- •8 .9.1 Пластинчатый ротационный компрессор
- •8.9.2. Жидкостно-кольцевой компрессор
- •8.10 Лопастные компрессоры
- •8.11 Подача лопастных компрессоров
- •8.12 Мощность и кпд лопастных насосов
- •8.13 Рабочая характеристика лопастных компрессоров
- •8.14 Параллельная и последовательная работа лопастныхкомпрессоров
- •8.15 Регулирование лопастных компрессоров
- •8.16 Особенности эксплуатации лопастных компрессоров
- •Список литературы
7.3 Турбина турбобура
Турбобур - гидравлический двигатель, который предназначен для привода в действие долота, разрушающего породу на забое скважин.
Технологические условия бурения определяют требования, предъявляемые к турбобуру:
1 Ограниченные радиальные размеры турбин. Турбобур размещается в скважинах диаметром 100200мм.
2 Большие крутящие моменты. Для разрушения пород требуется 2000-4000 нм.
Ограниченное число оборотов турбины. Долото эффективно работает при числах оборотов не более 500-700 в мин.
4 Возможность работы при подаче абразивной жидкости. К турбобуру подается буровой раствор.
5 Работа турбин происходит при переменных нагрузках.
Наиболее распространенная схема турбобура – это многоступенчатая осевая турбина (до 350 ступеней).
Рассмотрим одну ступень турбобура (рисунок 7.7)
Рисунок 7.7
Одна ступень турбобура (рисунок 7.7) состоит из двух лопаточных систем - статора (неподвижная часть) и ротора, вращающегося вместе с валом. Основные размеры ступени D - средний диаметр турбины, - длина лопатки по радиусу.
Так как турбины турбобуров осевые, то, если рассечь ступень цилиндрической поверхностью радиусом относительно оси турбины по лопаткам и развернуть сечение на плоскость, получается плоская прямая решетка профилей, как показано на рисунке 7.8.
Рисунок 7.8
Решетка состоит из z - профилей по числу лопаток. Каждый профиль имеет среднюю линию, происходящую через центры вписанных в профиль окружностей и хорду , соединяющую крайние точки профиля по вогнутой стороне.
Линия, соединяющая одинаковые точки профилей на входе и выходе потока, называется фронтом решетки (ось решетки). Расстояние по фронту между соответствующими точками соседних профилей называется шагом решетки (z - число профилей, - радиус по фронту - радиус развернутой цилиндрической поверхности). Расстояние по нормали между фронтами (осевая высота профиля) носит название «ширина решеткиS». Если обозначить элементы статора индексом «С», а ротора - «Р», то ширина профилей ступени турбины турбобура равна
где - осевой зазор после статора «С» и ротора «Р».
Углы профиля - это углы между касательными к средней линии и фронтом решетки; они обозначаются , для ротора и ,- для статора.
7.4 Движение жидкости в каналах турбин
Так как в турбины турбобура жидкость поступает от бурового поршневого насоса, то за счет неравномерности работы насоса и переменного сечения каналов турбины распределение скоростей в потоке жидкости носит сложный характер.
Представим себе, что на среднем диаметре D имеется струйка потока, скорости которой осреднены во времени и пространстве, струйка обтекает лопатки турбины без удара, тогда углы потока будут соответствовать: , и т.д.
Из параллелограммов скоростей (рисунок 8.8), построенных на решетках профилей статора и ротора, видим, что поток, входящий в статор, увеличивает свою скорость от Со до С1 при входе в ротор.
В роторе поток оказывает воздействие на лопатки и приобретает относительное движение со скоростью
где U - окружная скорость, зависящая от характера обтекания лопаток ротора.
На выходе абсолютная скорость потока равна
.
Если направление потока совпадает с направлением средней линии профиля ротора, то движение носит безударный характер - режим безударный ; при отклонении от этого направления происходит удар, возникают завихрения потока (рисунок 8.9).
Рисунок 7.9
Скорость вращения ротора зависит от количества прокачиваемой жидкости и живого сечения каналов.
Определяющей скоростью движения жидкости в каналах турбин турбобура является осевая составляющая абсолютной скорости - осевая
скорость .
На рисунке 7.10 представлен вид турбины, из которого видно, что (без учета толщины лопаток). D и - средний диаметр и радиальная ширина каналов.
Рисунок 7.10.