Особенности режима бурения турбинным способом

Турбобур - гидравлический забойный двигатель. Гидравлическая энергия бурового раствора, проходя через ступени турбобура, превращается в механическую энергию вращающегося вала.

Основная часть турбобура – турбина, состоящая из нескольких сотен одинаковых ступеней. Каждая ступень состоит из двух частей (рисунок 41):

1. Ротор – вращающаяся часть, соединенная с валом турбобура
2. Статор – неподвижная часть, соединенная с корпусом турбобура

Для наименьшего износа лопатки ротора и статора имеют одинаковый профиль, но направлены в противоположные стороны. Для обеспечения необходимой мощности турбобура турбина должна быть многоступенчатой. Перепад давления на турбине должен соответствовать технической характеристике буровых насосов.

Рисунок 41. Ступень турбобура

1 – статор,

2 - ротор

Рисунок 42. Схема движения раствора

в многоступенчатой турбине

Закономерности влияния количества промывочной жидкости на работоспособность турбины:

1. Скорость вращения турбины пропорциональна количеству прокачиваемой жидкости

(25)

2. Перепад давления на турбине пропорционален квадрату количества прокачиваемой жидкости:

(26)

3. Вращательный момент на турбине пропорционален квадрату количества прокачиваемой жидкости

(27)

4. Мощность турбины пропорциональна кубу количества прокачиваемой жидкости

(28)

Наибольшую гидравлическую мощность на турбине при максимальном давлении в нагнетательной линии, можно получить при условии:

Р_т = Р₀,(29)

где Р_т –перепад давления в турбобуре;

Р₀–давление в нагнетательной линии.

Так как в процессе бурения скважины гидравлические сопротивления в бурильных трубах, замка и кольцевом пространстве беспрерывно возрастают, то с увеличением глубины скважины необходимо снижать подачу буровых насосов, чтобы перепад давления на турбине остался постоянным. Подача насосов регулируется заменой цилиндровых втулок другого диаметра.

Осевая нагрузка на долото выбирается в зависимости от твердости пород. Чем больше твердость, тем больше нагрузка на долото. Но частота вращения долота должна уменьшаться с увеличением твердости разбуриваемых пород. Сочетание этих параметров позволяет улучшить показатели бурения.

Рабочая характеристика турбобура. Во время бурения турбобуром частота вращения долота непрерывно меняется в зависимости от нагрузки на долото и твердости пород, т.е. чем больше нагрузка на долото, тем меньше скорость вращения вала турбобура.

Рисунок 43. Рабочая характеристика

турбины турбобура

Изменение мощности, КПД, крутящего момента и перепада давления при постоянной подаче насоса от частоты вращения, называется рабочей характеристикой турбобура (рисунок 43).

При тормозном режиме, т.е. при скорости вращения, равной нулю, КПД турбобура также равняется нулю. С увеличением скорости вращения КПД возрастает, затем, достигнув своего максимального значения, начинает уменьшаться и при режиме холостого хода становится равным нулю. Режим работы турбобура, при котором его КПД достигает максимального значения, называется оптимальным.

Правила эксплуатации. Контроль за нормальной работой турбобура на забое осуществляется по показаниям манометра и индикатора веса. При постоянной подаче насосов перепад давления в турбобуре с изменением режима его работы почти не меняется. Резкое повышение или снижение давления в нагнетательной линии является признаком неправильной работы турбобура.

Для контроля за скоростью вращения турбобура в процессе бурения используют турботахометр.

Давление в турбобуре может повышаться из-за того, что засорены каналы турбины. После каждого рейса при подъеме турбобура необходимо проверять его осевой люфт. Допустимая величина осевого люфта для каждого типа турбобура неодинакова (3-8мм).

Через каждые 2 рейса в зависимости от условий бурения необходимо проверять и подкреплять резьбы ниппеля и переводника.