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

Турбина современного турбобура является многоступенчатой, осевого типа и состоит из системы статоров и системы роторов. Как правило, сис­тема 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

М = Qρr(C1u — C2u)z,                                                                                      (4.1)

где О — расход жидкости; р — плотность жидкости; г — средний радиус турбины; Ciu, C2u — проекции абсолютной скорости потока жидкости, про­текающего соответственно через статор и ротор, на направление окружной скорости турбины; z — число ступеней турбины.

Эффективный перепад давления на турбине определяется по формуле

(4.2)

ðý = ρu2z,

где и — окружная скорость турбины на среднем диаметре.

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

М = Мт|1- —I, п

(4.3)

где Мт — тормозной (предельный) крутящий момент; п
— частота враще­ния ротора; пх — частота вращения ротора на холостом режиме (пре­дельная).

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

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

N

Рис. 4.6. Энергетическая характеристика турбины турбобура:

М — крутящий момент; Мт — тормозной момент; N — мощность; N3 — максималь­ная мощность; р — перепад давления; п — частота вращения; пэ, пх, а, — часто­та вращения соответственно на эк­стремальном, холостом и оптимальном режимах; г\
— КПД; щ — максимальный КПД

торых являются нелинейный рост момента сопротивления на долоте и в пяте турбобура при увеличении осевой нагрузки и снижении частоты вра­щения, низкочастотные колебания момента сопротивления из-за вибраций и неравномерностей подачи бурильного инструмента, перемежаемость раз­буриваемых 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 ре­жимах, располагающихся правее от режима максимальной мощности.

Эти режимы в большинстве случаев характеризуются также и макси­мальным значением механической скорости проходки. Поэтому условно режим максимальной мощности можно считать рабочим режимом турбо­бура.

Следует отметить, что, чем глубже забой скважины, чем больше ис­кривлен ее ствол, чем более моментоемкое долото используется при буре­нии, чем выше вибрации бурильного инструмента и чем больше переме­жаемость горных пород, тем ближе к холостому режиму должен прибли­жаться рекомендуемый рабочий режим турбобура и тем ниже должна быть холостая частота его вращения.

(4.4) (4.5)

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

М = 2π Qρr2n z; р = 4тг2рг2-.

где р — перепад давления на турбине; г\ — максимальный КПД.

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

п~0;  M-Q2;  р ~ О2;  N ~ О3;  ^mv О;

ninv ρ;  M ~ ρ;  p ~ ρ;  N ~ ρ;  г^ р;                                                                 (4.6)

ηinv z;   М~ z;  p ~ z;  N ~ z;   r^ z,

где N — мощность турбины.

Таблица  4.8

 

Тип турбины	Диаметр турбобу­ра, мм	Расход раствора, л/с	Тормоз­ной мо­мент, Н-м	Частота вращения холостого хода, с"’	Перепад давления, МПа	Макси­мальный ÊÏÄ, %
рабочий	макси­мальный
30/16,5-240 А9К5Са 26/16,5-196 А7Н4С 24/18-195ÒË 24/18-195ÒÏÊ А7ПЗ À7Ï36Ê 21/16,5-195ÀÒË ТД-195АТЛ Ò195Ê 28/16-172 А6КЗС	240 240 195 195 195 195 195 195 195 195 195 172 164	40 40 28 28 28 28 28 28 28 28 28 24 20	24,58 22,02 8,07 12,59 4,74 5,63 16,77 17,69 16,32 16,92 9,50 8,22 6,22	17,3 14,0 13,9 18,5 8,2 8,1 00,03 19,8 23,2 29,2 13,8 20,5 18,1	0,0262 0,0252 0,0113 0,0287 0,0048 0,0057 0,0320 0,0259 0,0263 0,0395 0,0139 0,0239 0,0194	0,0262 0,0324 0,0113 0,0363 0,0048 0,0057 0,0363 0,0296 0,0341 0,0433 0,0139 0,0239 0,0232	63,8 40,4 55,3 40,5 47,4 42,3 38,2 52,8 70,6 65,6 50,8 44,2 39,8

Примечание. Количество ступеней —  1. Плотность бурового раствора —  1000 кг/м3 (техническая вода).

Турбины турбобуров изготавливают из малолегированной стали пре­имущественно цельнолитыми в земляные формы и составными, когда лопа­точный венец выплавляется точным литьем по моделям. Выпускаются так­же лопаточные венцы, изготовленные из пластмассы. Стойкость пластмас­совых венцов, как правило, намного ниже стойкости стальных.

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

Обратите внимание: