Вихревая ступень давления турбины турбобура

Вихревая ступень давления турбины турбобура

Реферат

 

Изобретение относится к турбинному бурению глубоких скважин. Вихревая ступень давления турбины состоит из ступицы статора, в которую запрессовывается лопаточный венец статора, который имеет внутренний обод. Лопатки статорного лопаточного венца имеют хорду профилей лопаток, которая наклонена к плоскости, перпендикулярной продольной оси ступени давления турбины под углом , не превышающим 50. Внутрь ступицы статора и обода вставляется роторная ступень давления турбины, которая имеет ступицу, на которую напрессовывается лопаточный венец, имеющий наружный обод. Лопатки роторного венца имеют задний установочный угол , определяемый наклонной к плоскости, перпендикулярной продольной оси ступени давления турбины, линией. Угол находится в пределах диапазона значений от 40 до 80. Внешняя лицевая поверхность лопаток выполняется выпуклой и очерчивается одним или несколькими радиусами, плавно сопрягающими выходные кромки лопаток с их входными округленными кромками. Центры этих радиусов располагаются со стороны линии, определяющей задний установочный угол лопаток роторного лопаточного венца. Изобретение обеспечивает повышение кпд турбины при снижении гидравлической нагрузки на ее ротор. 6 ил.

Настоящее изобретение относится к техническим средствам, используемым для бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к турбинному бурению глубоких скважин и к исполнению главного узла турбобура - конструкции его турбины.

Дальним аналогом изобретения является ступень давления турбины, описанная в источнике: "Основы теории техники турбинного бурения", авт. Р.А.Иоаннесян, Гостоптехиздат, Москва-Ленинград, 1953 г., стр. 50-51, фиг.33, вариант "а".

Ближайшим аналогом изобретения является ступень давления турбины турбобура, выполняемая согласно описанию изобретения по патенту Р.Ф. №2174584 "Ступень давления турбины турбобура", Бюл. №28 от 10.10.2001 г.

В этом патенте описана ступень давления турбины, состоящая из ступицы статорной ступени давления с закрепленным в ней статорным лопаточным венцом, имеющим внутренний обод, и роторной ступени давления, состоящей из ступицы с закрепленным на ней роторным лопаточным венцом, при этом наклон хорды профиля лопаток статорного венца к плоскости, перпендикулярной оси ступени давления турбины, не превышает 50, а хорда профиля лопаток роторного лопаточного венца наклонена к той же плоскости на угол не менее чем 70.

Такое исполнение ступени давления турбины позволило сработать большую часть перепада давлений в турбине турбобура в его статорном аппарате и не только в определенной степени разгрузить от избыточной гидравлической нагрузки осевую пяту турбобура, но и увеличить кпд турбобура как механизма в целом.

Однако, как и все (нерегулируемые по расходу бурового раствора) турбинные лопаточные аппараты, эта турбина имеет функциональную связь между величиной вращающего момента на ее роторе и частотой его вращения, выражающегося прямолинейной зависимостью:

где М_i - вращающий момент на роторе турбины при частоте вращения n_i;

М_т - максимальный (страгивающий) момент на роторе турбины при _i=0, т.е. когда ротор заторможен;

n_х - холостая частота вращения ротора турбины при отсутствии моментной нагрузки на него.

Это означает, что при всяком внезапном изменении моментной нагрузки на ротор турбины (например, переход долота под заданной бурильщиком осевой нагрузкой на него из твердого, немоментоемкого пропластка в вязкий моментоемкий) в случаях, когда ротор турбины стопорится.

М₂ - потребный на долоте вращающий момент при входе в вязкий пропласток;

M₁ - вращающий момент на долоте при бурении твердого немоментоемкого пропластка.

Всякая остановка ротора турбины (то есть вала турбобура, на котором он смонтирован) нарушает стабильность процесса бурения. При этом необходимо оторвать долото от забоя, снова запустить турбобур и медленно, с проработкой ранее пробуренного интервала, подойти к старому забою и начать процесс бурения при новой уменьшенной нагрузке на долото. Лишние затраты времени снижают эффективность бурения и затрудняют до крайности процесс автоматизации подачи долота. Поэтому увеличение отношения где М_N - вращающий момент на режиме максимальной мощности турбины турбобура, при сохранении максимально возможного значения ее кпд является задачей, которую пытаются решить в течение более чем 60 лет.

Изобретение позволяет нарастить это отношение до значений в 2,4-2,6 (против 2, которыми характеризуются турбины серийно выпускаемых турбобуров). При этом также обеспечиваются максимально возможное (в заданном диаметральном габарите турбины) значение кпд и наименьшая (из всех возможных вариантов) осевая высота ступени давления турбины. Также обеспечивается минимально возможная гидравлическая нагрузка на ротор турбины, то есть на осевую пяту турбобура.

Сущность изобретения заключается в создании ступени давления турбины, состоящей из статорной ступени давления, имеющей ступицу и статорной лопаточный венец с внутренним ободом; роторной ступени давления, имеющей ступицу и роторный лопаточный венец с наружным ободом. При этом наклон хорды лопаток статорного венца к плоскости, перпендикулярной оси ступени давления турбины, не превышает 50, а линия, определяющая задний установочный угол лопаток роторного лопаточного венца, наклонена к плоскости, перпендикулярной оси ступени давления турбины, на угол от 40 до 80. При этом внешняя лицевая поверхность лопаток роторного лопаточного венца выполняется выпуклой.

Эта поверхность очерчивается одним или несколькими радиусами, которые плавно сопрягают лицевые подрезанные выходные кромки лопаток с их входными округленными кромками.

Центры этих радиусов располагаются со стороны линии, определяющей задний установочный угол лопаток роторного лопаточного венца.

При таком исполнении ступени давления турбины до значений в 2,4-2,6 (в отдельных случаях до 3-х) увеличивается отношение максимального (страгивающего) вращающего момента к моментам, которыми характеризуется зона режимов максимальной мощности. Они же режимы максимального КПД у турбин, спроектированных на основании данного описания.

Это изобретение позволяет использовать в турбобурах ступени давления турбин с осевой высотой в 38-42 мм, то есть дает возможность наращивать и абсолютное значение вращающего момента на роторе турбины в режимах ее работы при максимальных значениях мощности и кпд.

Изобретение поясняется фигурами.

На фиг.1 приведена общая компоновка вихревой ступени давления турбины в поперечном разрезе.

На фиг.2 - поперечное сечение и вырыв по лопаточному венцу статорной ступени давления турбины.

На фиг.3 - поперечное сечение и вырыв по лопаточному венцу роторной вихревой ступени давления турбины.

На фиг.4 показано безударное невихревое обтекание буровым раствором лопаток роторного лопаточного венца вихревой ступени давления турбины при работе турбины в зоне максимальных значений кпд.

На фиг.5 показано вихревое обтекание буровым раствором лопаток роторного лопаточного венца при работе в режимах перегрузки его ротора вращающим моментом.

На фиг.6 в безразмерной форме приводится энергетическая характеристика вихревой ступени давления турбины.

Вихревая ступень давления турбины турбобура (в трехсекционных турбобурах их устанавливается до 420-450 штук) состоит из ступицы статора 1, в которую запрессовывается (вклеивается) лопаточный венец статора 2, который имеет внутренний обод 3. Лопаточный венец 2 с лопатками 4 может отливаться из стали, пластмассы и алюминия.

Внутрь ступицы статора 1 и обода 3 вставляется роторная ступень давления турбины, которая имеет ступицу 5 ротора, на которую напрессован лопаточный венец 6 ротора, имеющего наружный обод 7, объединяющий в единое целое лопатки 8 роторного лопаточного венца.

На фиг.1 ступица 5 ротора опирается на вспомогательное кольцо 9, с помощью которого устанавливается то правильное положение, которое занимает каждая вихревая ступень давления ротора относительно соответствующей ей ступени давления статора в корпусе турбинной секции. Лопатки 4 статорного лопаточного венца имеют хорду 10 профиля, которая наклонена к плоскости, перпендикулярной оси давления турбины под углом "", не превышающим значение в 50.

Выходные тонкие кромки 11 лопаток 4 подрезаются заподлицо с внутренним ободом 3 по линии 12. Лопатки 8 роторного лопаточного венца 6 имеют задний установочный угол , определяемый наклонной к плоскости, перпендикулярной оси турбины, линией 13. Оптимальная величина угла , укладывается в пределы диапазона значений от 40 до 80. Внешняя лицевая поверхность 14 лопаток 8 выполняется выпуклой и очерчивается одним или несколькими радиусами, плавно сопрягающими лицевые подрезанные выходные кромки 15 лопаток 8 с их входными округленными кромками 16. Центры этих радиусов располагаются со стороны линии 13, определяющей задний установочный угол лопаток роторного лопаточного венца 6. Затылочная поверхность 17 лопаток 8 может выполняться вогнутой либо плоской, либо выполняться двумя плоскостями, пересекающимися под острым углом (на энергетическую характеристику вихревой ступени давления турбины конфигурация затылочной поверхности 17 влияния практически не оказывает).

Такое исполнение вихревой ступени давления турбины обеспечивает максимально возможный (из ныне достигнутых в заданных диаметральных габаритах и осевой высоте ступени давления) КПД в наиболее широком диапазоне рабочих частот вращения ее ротора; позволяет минимизировать осевую нагрузку на пяту турбобура; существенное наращивание вращающих моментов в диапазоне частот вращения, располагающихся слева от режима максимальной мощности, т.е. увеличивает низкооборотную устойчивость турбины.

Работа вихревой ступени давления турбины турбобура.

Вихревые ступени давления турбины монтируются в турбинных секциях турбобура со шпинделями, имеющими осевые пяты качения.

Долото с турбобуром на бурильных трубах доводится до положения "над забоем" бурящейся скважины, после чего включаются в работу буровые насосы. На холостых оборотах прорабатывается ствол скважины.

При этом благородя форме и режиму обтекания буровым раствором лопаток роторного лопаточного венца (фиг.4) в турбине срабатывается минимально возможный перепад давлений.

После постановки долота на забой и его нагружении осевой нагрузкой при работе на частотах вращения в пределах диапазона максимальных значений кпд, происходит плавный рост перепада давлений на турбине за счет увеличения срабатываемого в ней эффективного напора.

Рост перепада давлений уравновешивает за счет увеличения гидравлической нагрузки на ротор турбины осевую нагрузку на долото, что в значительной мере разгружает от осевой нагрузки пяту турбобура.

От холостых частот вращения до частот вращения, располагающихся левее (но вблизи) частоты, соответствующей максимуму мощности (фиг.6), обтекание буровым раствором лопаток 8 роторного лопаточного венца происходит практически без образования вихрей (фиг.4) как на их лицевых поверхностях 14, так и на затылочных поверхностях 17, поэтому линия вращающих моментов 18 турбины представлена (как и у всех турбин с нерегулируемым расходом бурового раствора по лопаточным венцам) - прямой. Бурильщик, осуществляя нагружение долота осевой нагрузкой по дриллометру, одновременно следит по манометру на стояке, чтобы давление нагнетания бурового раствора было неизменным (см. линию перепада давлений 19, фиг.6), т.е. осуществляет бурение в пределах значений максимальной мощности (линия 20) на роторе турбины. При существенном возрастании момента на долоте (вход долота в мягкий и вязкий глинистый пропласток начинающаяся подклинка одной из опор шарошек и т.п.) ротор турбины входит в диапазон неустойчивых режимов работы. При этом кардинально меняется режим обтекания буровым раствором лопаток 8 роторного лопаточного венца (фиг.5). При этом на затылочных поверхностях 17 лопаток 8 образуется зона интенсивного вихреобразования, которая "закупоривает" межлопаточные каналы, что, в свою очередь, приводит к тому, что резко увеличивается скорость протекания бурового раствора по лицевым поверхностям 14 лопаток 8. Это, в свою очередь, приводит к нелинейному резкому росту вращающего момента на роторе турбины и к менее интенсивному росту перепада давлений на нем.

Бурильщик, отслеживая неустойчивый режим работы турбины по манометру, прекращает подачу инструмента; турбобур, благодаря повышенному запасу момента на роторе турбины, отрабатывает избыток осевой нагрузки, и турбина снова входит в диапазон устойчивых частот вращения, что отслеживается бурильщиком по давлению на нагнетательной линии насосов.

После того как давление на насосах входит в норму, бурильщик снова может начинать плавную подачу инструмента и нагружение долота.

В подавляющем большинстве случаев все рабочие режимы турбинного бурения располагаются правее точки 21 - экстремума мощности - на весьма пологой в зоне максимума линии 20, характеризующей эффективную мощность на роторе турбины, а следовательно, и механическую скорость углубления забоя скважины долотом. Соответственно этому обстоятельству наиболее предпочтительной конструкцией является турбина, ступень давления которой имеет максимальное значение кпд (линия 22) в диапазоне реальных устойчивых режимов работы его ротора.

Формула изобретения

Вихревая ступень давления турбины турбобура, состоящая из ступицы статорной ступени давления и статорного лопаточного венца, имеющего внутренний обод, при этом наклон хорды профиля лопаток статорного венца к плоскости, перпендикулярной оси ступени давления турбины, не превышает 50, и роторной ступени давления, состоящей из ступицы и роторного лопаточного венца, имеющего наружный обод, отличающаяся тем, что линия, определяющая задний установочный угол лопаток роторного лопаточного венца наклонена к плоскости, перпендикулярной оси ступени давления турбины, на угол от 40 до 80, при этом внешняя лицевая поверхность лопаток роторного лопаточного венца выполняется выпуклой и очерчивается одним или несколькими радиусами, плавно сопрягающими лицевые подрезанные выходные кромки лопаток с их входными округленными кромками, центры этих радиусов располагаются со стороны линии, определяющей задний установочный угол лопаток роторного лопаточного венца.

РИСУНКИРисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6