ТУРБИНА ТУРБОБУРА

Полезная модель относится к техническим средствам, предназначенным для бурения нефтяных и газовых скважин, а именно, к исполнению осевой турбины многоступенчатых турбобуров.
Известна турбина турбобура (Патент RU 2322563, МПК Е21В 4/02, опубл. 20.04.2008). Турбина турбобура содержит статоры и роторы с лопаточными венцами, осевая высота которых на 25-30% ниже, чем у турбин с решетками профиля того же типа и быстроходности, относительный шаг которых (отношение шага решетки профилей к хорде лопатки) не выходит за пределы диапазона оптимальных величин 0,65… 0,9, при величинах относительного шага решетки профилей статора и ротора до 0,92… 0,98 и более. Внутренние поверхности лопаточных венцов у статора - большего, у ротора - меньшего диаметров выполнены коническими так, что отношение радиальных высот лопаток на выходе из статора и из ротора к радиальным высотам этих же лопаток на входе в них находится в пределах 0,9-0,65 и тем меньше, чем больше величина относительного шага турбины с пониженной осевой высотой. Турбина обеспечивает повышенную отдачу энергии с единицы осевой длины турбобура, позволяя уменьшить осевую длину турбобура и увеличить его вращающий момент. К недостаткам данной турбины относится, постоянный профиль лопаток по их длине, который обеспечивает безударный режим работы турбины только в каком-либо одном сечении лопаток и не обеспечивает безударный режим в остальных сечениях профиля лопаток, что приводит к повышению гидравлических потерь и снижает КПД турбины.
2
1
1
2
1
2
1
2
Известна турбина турбобура (Патент RU 2403366, МПК Е21В 04/02, опубл. 10.11.2010), выбрана за прототип, содержащая статор, включающий лопаточный венец с внутренним и наружным диаметрами, ротор, включающий лопаточный венец с внутренним и наружным диаметрами, при этом лопатки статорного и роторного венцов имеют конструктивные углы, измеренные от плоскости, перпендикулярной продольной оси турбины, до касательных к профилям лопаток на входе (α - статора и β - ротора) и выходе (α - статора и β - ротора) потока, лопатки турбины выполнены с переменными по их длине конструктивными углами на выходе из статора - α и на выходе из ротора β, при этом углы лопаток α и β на наружном диаметре лопаточного венца меньше, чем те же углы на внутреннем диаметре лопаточного венца.
Задачей, на решение которой направлена полезная модель, является создание турбины турбобура с повышенной жесткостью нагрузочной характеристики.
2
1
1
2
1
2
1
2
Поставленная задача решается за счет того, что в турбине турбобура, содержащей статор, включающий лопаточный венец с внутренним и наружным диаметрами, ротор, включающий лопаточный венец с внутренним и наружным диаметрами, при этом лопатки статорного и роторного венцов имеют конструктивные углы, измеренные от плоскости, перпендикулярной продольной оси турбины, до касательных к профилям лопаток на входе (α -статора и β - ротора) и выходе (α - статора и β - ротора) потока, лопатки турбины выполнены с переменными по их длине конструктивными углами на выходе из статора - α и на выходе из ротора β, при этом углы лопаток α и β на наружном диаметре лопаточного венца меньше, чем те же углы на внутреннем диаметре лопаточного венца, согласно полезной модели, минимальный наружный диаметр проходного сечения статора турбины Dст.мин составляет на выходе Dст.мин=(0,94÷0,96) Dст.мах, где Dст.мах - максимальный наружный диаметр проходного сечения статора турбины, а максимальный внутренний диаметр Dр.мах проходного сечения ротора турбины составляет на выходе Dр.мах=(1,04÷1.06) Dр.мин, где Dp.мин - минимальный наружный диаметр проходного сечения ротора турбины, при этом минимальный и максимальный диаметры проходного сечения статора и ротора турбины сопряжены плавной кривой.
В отличие от прототипа, выполнение минимального наружного диаметра проходного сечения статора турбины Dст.мин в соотношении на выходе Dcт.мин=(0,94÷0,96)Dст.мах и максимального внутреннего диаметра Dр.мах проходного сечения ротора турбины на выходе Dр.мax=(l,04÷1.06)Dр.мин, где Dp.мин - минимальный наружный диаметр проходного сечения ротора турбины, обеспечивает сужение гидравлического потока на выходе и проявление инжекционного эффекта, за счет чего увеличивается крутящий момент в тормозном режиме турбины. Жесткость нагрузочной характеристики турбобура с такой турбиной повышается, что положительно влияет на показатели бурения. При величинах меньше Dст.мин<0,94 Dст.мах и больше Dр.мах>1.06>Dр.мин растет перепад давления, а при величинах больше Dст.мин>0,96>Dст.мах и меньше Dр.мах<l,04<Dр.мин уменьшается эффект инжекции потока бурового раствора и уменьшается жесткость нагрузочной характеристики.
Сопряжение плавной кривой минимального и максимального наружных диаметров статора и минимального и максимального внутренних диаметров ротора дает уменьшение гидросопротивлений и повышает КПД турбины. Плавный переход и отсутствие излома траектории движения рабочей жидкости обеспечивает снижение гидравлических потерь до минимума и повышение КПД турбины.
На фиг.1 показан разрез турбины турбобура.
На фиг.2 показан разрез статора турбины турбобура с минимальным Dст.мин и максимальным Dст.мах диаметрами проходного сечения лопаточного венца.
На фиг.3 показан разрез ротора турбины турбобура с минимальным Dр.мин и максимальным Dp.мах диаметрами проходного сечения лопаточного венца.
На фиг.4 показан профиль лопаток статорного и роторного венцов по сечениям а-а, b-b с углами α, β на входе и выходе потока.
На фиг.5 показано плавное сопряжение минимального и максимального диаметров проходного сечения лопаточного венца радиусами R1 и R2 (на примере статора).
1
2
Турбина (фиг.1) турбобура состоит из набора статоров 1 и роторов 2. Статоры 1 установлены в корпусе 3 турбобура, роторы 2 установлены на валу 4 турбобура. Лопатки статорного венца 5 и лопатки роторного венца 6 (фиг.4) имеют конструктивные углы соответственно α и β, которые переменны по длине лопаток.
Турбина турбобура работает следующим образом. Буровой раствор подается с буровой установки через бурильные трубы (на фиг. не показаны) входит в статор 1 турбины по стрелке А (фиг.1) и выходит из него направленным закрученным потоком на ротор 2. Под действием закрученного потока бурового раствора ротор 2 вращается. Таким образом, при работе турбины буровой раствор, выходя из каждого предыдущего статорного венца 5, входит в каждый последующий роторный венец 6, вращает вал 4, который соединен с буровым долотом (не показано), за счет чего производится бурение скважины (не показано). Для максимального повышения КПД профиль лопаток статорного венца 5, роторного венца 6 выполнен с переменным сечением по длине, обеспечивая на рабочей частоте вращения безударный режим по всей длине лопатки.
2
1
1
2
1
2
1
2
Лопатки статорного венца 5 и лопатки роторного венца 6 имеют конструктивные углы (фиг.4), измеренные от плоскости, перпендикулярной продольной оси турбины, до касательных к профилям лопаток на входе (α - статора и β - ротора) и выходе (α - статора и (β - ротора) потока. Как и в прототипе, лопатки турбины выполнены с переменными по их длине конструктивными углами на выходе из статора - α и на выходе из ротора β, при этом углы лопаток α и β на наружном диаметре лопаточного венца меньше, чем те же углы на внутреннем диаметре лопаточного венца. Такое конструктивное исполнение повышает КПД турбины. Минимальный наружный диаметр проходного сечения статора турбины Dст.мин в соотношении на выходе Dст.мин=(0,94÷0,96)Dст.мах с максимальным внутренним диаметром Dp.мах проходного сечения ротора турбины на выходе Dp.мах=(l,04÷1.06)Dp.мин обеспечивает сужение гидравлического потока на выходе и проявление инжекционного эффекта, что дает повышение крутящего момента турбины.
1
2
Сопряжение максимального и минимального диаметров проходного статора и ротора выполнено по плавной кривой 7 (фиг.5, показано на примере статора), образованной радиусами R и R, которые обеспечивают радиальное сжатие потока бурового раствора без значительного роста перепада давления на турбине.
Таким образом, выполнение предлагаемой полезной модели с вышеуказанными отличительными признаками в совокупности с известными признаками позволяет повысить жесткость нагрузочной характеристики и повысить КПД, мощность турбины, устойчивость работы турбобура на забое, при этом механическая скорость бурения растет, производительность и экономическая эффективность бурения увеличиваются.