ТУРБИНА ТУРБОБУРА

Полезная модель относится к техническим средствам, предназначенным для бурения нефтяных и газовых скважин, а именно, к исполнению главного узла конструкций многоступенчатых турбобуров -осевой турбины.
Известна турбина турбобура (Труды ВНИИБТ №1, М., 2006 г. Симонянц С..Л., Разработка и применение турбины с несимметричными профилями статора и ротора, рис.1, с.261). Исполнение турбины с несимметричными профилями статора и ротора позволяет в процессе работы снизить гидравлическую нагрузку на вал турбобура, что облегчает работу осевой опоры. К недостаткам данной турбины относится то, что рабочий профиль турбины не имеет достаточного запаса на износ для продолжительной работы в растворе с повышенным содержанием песка, что приводит к снижению долговечности турбины и быстрой потере ее рабочих характеристик, сокращает срок службы турбобура, снижает производительность бурения и повышает затраты на его ремонт, расход запасных частей, а также транспортные расходы по доставке турбобура на буровую и обратно на ремонтную базу.
К недостаткам данной турбины относится то, что рабочий профиль турбины не приспособлен для продолжительной работы в растворе с повышенным содержанием песка, что приводит к снижению долговечности турбины и потере ее рабочих характеристик при работе с высокими скоростями бурения в условиях, когда система очистки не справляется повышенными объемами выбуренных пород.
Известна турбина турбобура (патент РФ 2322563, от 21.09.2006 Турбина турбобура. Авт. Шумилов В.П., Литвяк В.А., Симонянц, С.Л.) Турбина 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 то, что рабочий профиль турбины не приспособлен для продолжительной работы в растворе с повышенным содержанием песка, что приводит к снижению долговечности турбины и потере ее рабочих характеристик при работе с высокими скоростями бурения в условиях, когда система очистки не справляется повышенными объемами выбуренных пород. При этом сокращается срок службы турбобура, снижается производительность бурения.
Известен турбобур, патент РФ 2195542 от 22.10.2001, Авт. Плодухин Ю.П. Турбобур содержит многоступенчатую турбину, каждая из ступеней которой образована направляющим формирующим проходные каналы диском статора и рабочим формирующим проходные каналы диском ротора, установленным на валу, размещенном в корпусе на опорах с возможностью вращения. Суммарная площадь входных отверстий проходных каналов диска статора составляет от 1/5 до 3/5 суммарной площади входных отверстий проходных каналов диска ротора.
Поскольку суммарная площадь статора составляет от 1/5 до 3/5 суммарной площади проходных каналов ротора, то имеется возможность создания утолщенных лопаток с запасом на износ при работе в растворе с повышенным содержанием песка. Однако лопатки ротора в данном техническом решении выполнены без запаса на износ. Кроме того, из-за перекрытия части каналов турбина имеет низкий КПД, что подтверждается стендовыми испытаниями. А ускоренный износ профиля лопаток ротора при работе в растворе с повышенным содержанием песка приводит к снижению долговечности турбины и потере ее рабочих характеристик. При этом сокращается срок службы турбобура, снижается производительность бурения и повышаются затраты на его ремонт, расход запасных частей, а также транспортные расходы по доставке турбобура на буровую и обратно на ремонтную базу.
2
1
1
2
1
2
2
1
1
2
π
π
π
Известна турбина турбобура, патент РФ 2269631 от 19.08.2004, Авт. Шумилов В.П., Мартынов В.Н. (прототип), которая содержит статор с лопаточным венцом и внутренним ободом, ротор с лопаточным венцом и ступицей, 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, связаны с окружными скоростями на холостом и оптимальном (безударном) режиме работы турбины. Турбины выполнены таким образом, что режимы безударного обтекания статора и ротора имеют место при различных окружных скоростях, причем для статора - в области тормозного режима, для ротора - в области разгонных оборотов. При этом для углов лопаток статора выдерживается соотношение α<α≤/2, для ротора возможно как β<β≤/2 (положительно-реактивная турбина), так и β<β≤/2 (отрицательно-реактивная). Обод статора имеет поверхность меньшего диаметра, выполненную коноидальной формы с сужением к нижнему сечению так, что минимальный кольцевой зазор со ступицей ротора находится в пределах 0,05…0,3 от радиальной высоты лопатки статора. Внутренняя поверхность меньшего диаметра роторного венца выполнена коноидальной формы с сужением к верхнему сечению так, что соотношение радиальных высот лопаток ротора в нижнем и верхнем сечениях находится в пределах 0,7…0,95. Изобретение обеспечивает повышение стойкости осевых опор за счет снижения гидравлической составляющей осевой силы на валу турбины.
К недостаткам данной турбины относится то, что сечение профиля лопатки, не имеет достаточного запаса на износ для продолжительной работы в растворе с повышенным содержанием песка. При бурении верхних интервалов на месторождениях Западной Сибири механическая скорость бурения достигает 200 м/час. Существующие системы очистки не успевают удалять выбуренные породы из раствора, и содержание песка может достигать 30% и более. Скорость движения бурового раствора по лопаткам турбины составляет около 10 м/с и более, что при большом количестве песка, содержащегося в растворе, приводит к изнашиванию профиля лопаток. Ускоренный износ профиля лопаток приводит к снижению долговечности турбины и быстрой потере ее рабочих характеристик. Сокращается срок службы турбобура, также по мере износа лопаток и ухудшении рабочих характеристик снижается производительность бурения. В итоге ухудшаются экономические показатели бурения, повышаются затраты на ремонт турбобура, расход запасных частей, а также транспортные расходы по доставке турбобура на буровую и обратно на ремонтную базу.
Задачей настоящей полезной модели является создание турбины турбобура для работы в растворе с повышенным (до 30%) содержанием песка.
1
2
1
2
Поставленная задача решается за счет того, что в известной турбине турбобура, содержащей статор с лопаточным венцом и ротор с лопаточным венцом, при этом лопатки статорного и роторного венцов имеют конструктивные углы, измеренные от плоскости, перпендикулярной продольной оси турбины, до касательных к профилям лопаток на выходе α - статора и β - ротора, согласно полезной модели, лопатки турбины выполнены с соотношением толщины лопатки δ, измеренной на выходе лопатки по нормали к профилю, к высоте лопатки h, измеренной по оси турбины не менее δ/h=0,1, при этом конструктивные углы лопаток на выходе α - статора и β - ротора находятся в пределах от 50° до 65° градусов.
Выполнение лопаток турбины с соотношением толщины лопатки δ, измеренной на выходе лопатки по нормали к профилю, к высоте лопатки h, измеренной по оси турбины не менее δ/h=0,1 создает повышенный запас на износ лопаток и позволяет сохранять эффективную работу профиля по формированию траектории движения потока рабочей жидкости по мере износа, повышать время работы турбины при сохранении ее рабочей характеристики на протяжении всего срока службы. Это свойство турбины турбобура особенно важно для обеспечения его стабильной работы в растворе с повышенным содержанием песка. При этом повышается срок службы турбобура, производительность бурения сохраняется на протяжении всего периода работы турбобура, сокращаются затраты на ремонт, уменьшаются расход запасных частей и транспортные расходы по доставке турбобура на ремонтную базу и обратно на буровую.
1
2
Конструктивные углы лопаток на выходе α - статора и β - ротора в пределах от 50° до 65° градусов обеспечивают оптимальную частоту вращения турбины для бурения верхних интервалов с высокой механической скоростью.
1
2
1
2
При углах лопаток на выходе потока α - статора и β - ротора меньше 50° повышается частота вращения турбины, что приводит к снижению стойкости существующих типов долот, к необходимости их частой замены, к повышению расхода долот и количества спускоподъемных операций, и снижению производительности бурения в целом. При углах лопаток на выходе потока α - статора и β - ротора свыше 65° градусов турбина имеет низкий момент вращения, что приводит к заметному снижению механической скорости бурения.
На фиг.1 показан разрез турбины турбобура, содержащий набор статоров 1 и роторов 2 турбины, фрагмент корпуса 3 и вала 4 турбобура.
1
2
На фиг.2 показаны сечения лопаток турбины, выполненной согласно заявляемому техническому решению. А-А - сечение лопатки статора, Б-Б - сечение лопатки ротора, С - запас толщины лопатки на износ, α - конструктивный угол лопатки на выходе потока из статора и β - конструктивный угол лопатки на выходе потока из ротора, δ - толщина на выходе лопатки по нормали к профилю, высота лопатки h по оси турбины.
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 турбины выполнены с соотношением толщины δ, измеренной на выходе лопатки по нормали к профилю, к высоте лопатки h, измеренной по оси турбины не менее δ/h=0,1, что создает запас толщины лопатки на износ.
Турбина работает следующим образом.
Рабочая жидкость (буровой раствор) подается с буровой установки через бурильные трубы (на фиг. не показаны) входит в статор 1, поток жидкости получает вращение и выходит из статора 1 в ротор 2, оказывая давление на лопатки ротора 2 заставляет его вращаться. Затем входит в следующий статор и ротор и т.д., вращая вал турбобура 4 и долото (на фиг. не показано). При вращении долота и промывке забоя скважины (на фиг. не показано) потоком бурового раствора происходит бурение. При бурении верхних интервалов под кондуктор на месторождениях Западной Сибири механическая скорость бурения может достигать 200 м/час. Существующие системы очистки не успевают удалять выбуренные породы из раствора, и содержание песка может достигать 30% и более. Скорость движения бурового раствора по лопаткам турбины достигает 10 м/с и более, что при большом количестве песка, содержащегося в растворе, приводит к быстрому изнашиванию профиля лопаток.
Основное воздействие абразивной струи приходится на вогнутый участок профиля. На тыльной (выпуклой) части профиля износ происходит с меньшей интенсивностью. Поэтому показанного на фиг.2 и в формуле изобретения запаса на износ, при соотношении толщины лопатки δ, измеренной на выходе лопатки по нормали к ее профилю, к высоте лопатки h, измеренной по оси турбины не менее δ/h=0,1, достаточно для продолжительной работы турбины в потоке с высоким содержанием песка.
Покажем пример исполнения лопаток согласно заявляемому техническому решению. Толщина лопаток турбины увеличена по всему профилю без искажения формы профиля и задаваемой траектории движения рабочей жидкости. Лопатки турбины выполнены с соотношением толщины лопатки δ, измеренной на выходе лопатки по нормали к профилю, к высоте лопатки h, измеренной по оси турбины не менее δ/h=0,1. Как показано на фиг.2, участок толщиной С создает запас на износ лопатки по всему профилю, в т.ч. на выходе лопатки, где наиболее тонкое сечение. Время работы турбины увеличивается, запас на износ позволяет сохранять рабочую характеристику на протяжении длительного периода, позволяющего производить бурение без ремонта турбобура. По мере износа слоя С (фиг.2) оставшийся профиль, в т.ч. на выходе лопатки, позволяет сохранять работоспособность турбины с заданными характеристиками, обеспечивая высокую производительность бурения. Испытания заявляемой турбины показывают повышение ее долговечности в 2-3 раза по сравнению с обычными профилями (3ТСШ1-240, ТВШ-240 и др.)
Преимуществом предлагаемого технического решения по сравнению с прототипом является то, что лопатки турбины выполнены с соотношением толщины лопатки δ, измеренной на выходе лопатки по нормали к профилю, к высоте лопатки h, измеренной по оси турбины, не менее δ/h=0,1, что дает повышенный запас на износ лопаток и позволяет сохранять траектории движения потока рабочей жидкости в процессе износа и повышать время работы турбины при сохранении ее рабочей характеристики на протяжении всего срока службы.
1
2
Конструктивные углы лопаток на выходе α - статора и β - ротора в пределах от 50° до 65° градусов обеспечивают оптимальную скорость вращения турбины для бурения верхних интервалов скважин с высокой механической скоростью и рекомендуются для применяемых типов долот PDC.
Использование заявляемого технического решения стабилизирует рабочие характеристики турбины на протяжении ее срока службы. Повышается устойчивость работы турбобура на забое, увеличиваются производительность и экономическая эффективность бурения.