WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 6 |

Вследствие мягкой характеристики турбобура, факторы G и n связа ны друг с другом и одновременно зависят от Q. В связи с этим решение за дачи оптимизации процесса турбинного бурения в принципе отличается от аналогичной задачи для роторного способа и других забойных двигателей с жесткой моментной характеристикой. Задача оптимизации при турбин ном бурении по существу заключается в определении оптимального значе ния осевой нагрузки на долото в зоне устойчивой работы турбобура. Это значение соответствует максимуму механической скорости проходки при бурении турбобуром, что обычно бывает при частоте вращения, равной по ловине холостого значения – 0,5nx. Этот режим является наиболее целесо образным при турбинном бурении, т.к. в этом случае турбобур работает в зоне максимальных значений мощности и КПД турбины. Кроме того, пос кольку при этом осуществляется максимальная подача бурильного инструмента в единицу времени, этот режим является и наиболее контро лируемым, что особенно важно при бурении глубоких скважин.

Частота вращения долота является одним из важных факторов, опре деляющих выбор способа углубления скважины. Основными критериями выбора оптимальной частота вращения являются стоимость метра проход ки (приведенных затрат на метр проходки) и рейсовая скорость проходки.

Используя известные в самом упрощенном виде зависимости механической скорости V и времени работы долота t от частоты вращения n B t =, (1) V = A • n ;

b где A,, B, – коэффициенты, зависящие от физико механических свойств горных пород и типа долота, после необходимых преобразований получим формулу для определения значения частоты вращения, соответствующего максимальной рейсовой скорости проходки BVСП (2) nор =, c-( - )L где Vсп – средняя скорость проведения спуско подъемных операций для данного интервала бурения, м/ч;

L – конечная глубина интервала бурения, м, а также формулу, позволяющую определить частоту вращения долота, обеспечивающую минимум стоимости метра проходки BRVСП nос =, c-(3) ( - )(bVСП + RL) где b – стоимость долота, руб;

R – стоимость часа работы буровой установки, руб/ч;

Из полученных формул следует, что оптимальная частота вращения определяется коэффициентами, характеризующими зависимости механи ческой скорости и времени работы долота от n в конкретных горно геоло гических условиях. На величину nop также влияет глубина интервала L, а значение noc дополнительно зависит от стоимости часа эксплуатации буро вой установки R и цены применяемого долота b.

Анализ полученных выражений показывает, что величины nop и noc имеют разные значения, причем noc всегда меньше, чем nop, а задача опти мизации режима бурения является многокритериальной. В работе эта за дача решена методом нечетких множеств. При решении ставилась цель оп ределения компромиссного значения оптимальной частоты вращения при одновременной максимизации рейсовой скорости и минимизации стои мости метра. Максимальная степень принадлежности нечеткому решению определялась по формуле (4) max µ(опт) = max min[µ(Vp ), µ(CМ )], где µ функция принадлежности;

Vp – рейсовая скорость;

CM – стоимость метра проходки.

Результаты расчетов показывают, что оптимальный режим занимает промежуточное положение между режимами максимальной рейсовой ско рости и минимальной стоимости метра.

Исследовано также влияние различных факторов, в т.ч. стоимости долота, стоимости часа работы буровой установки, глубины интервала бу рения, на нечеткость цели оптимизации. Установлено, что при использова нии дорогостоящих типов долот нечеткость цели оптимизации увеличива ется и в этом случае целесообразно использовать метод нечетких множеств для выбора рационального режима бурения. С ростом глубины бурения и увеличением стоимости часа работы буровой установки, режимы максиму ма рейсовой скорости и минимума стоимости метра проходки сближаются.

Причем, если при увеличении глубины оба значения частоты вращения снижаются, то при росте стоимости часа работы режим максимума рейсо вой скорости не изменяется, а режим минимума стоимости увеличивается.

Это подтверждает существующие представления о том, что при проводке глубоких и сверхглубоких скважин оптимизация процесса углубления должна основываться на применении низкооборотных типов долот и ре жимов бурения. При бурении же скважин с морских оснований необходи мо увеличивать частоту вращения.

В третьем разделе рассматриваются методические основы целевой модернизации турбобуров и предложены конструкторские разработки тех нических средств, применение которых позволяет модернизировать серий ные турбобуры.

Успешному решению задачи модернизации серийных турбобуров способствует существующая унификация их конструкций. Известно, что каждый серийный секционный турбобур состоит двух групп деталей:

• несменные детали – длинномерные корпуса и валы турбинных и шпиндельных секций;

• сменные детали – ступени турбины (статор ротор), опоры осевые и радиальные, уплотнительные элементы.

Практика турбинного бурения показывает, что срок службы длинно мерных деталей турбобура на порядок превышает срок службы сменных деталей. По мере износа, сменные детали турбобура заменяют на новые, ис пользуя те же длинномерные детали. Исходя из этого, принцип унифика ции серийных турбобуров создает реальную возможность улучшения их энергетических и эксплуатационных показателей за счет правильно орга низованной системы обновления и модернизации существующего парка турбобуров, как, например, система апгрейд, применяемая при модерниза ции персональных компьютеров (ПК) и другой высокотехнологичной техники. Точно так же, как морально устаревший ПК может быть переобо рудован в новую улучшенную версию, современный серийный турбобур может быть модернизирован путем замены его сменных деталей на новые.

При этом модернизированному турбобуру можно придать качественно но вую улучшенную энергетическую характеристику и повысить его показа тели надежности и долговечности (таблица 1). Следует отметить, что ника кой апгрейд не заменит необходимости создания принципиально новых типов турбобуров и других ГЗД для бурения скважин. Однако такая систе ма предоставляет буровому предприятию непосредственную возможность улучшения эксплуатационных характеристик собственного парка турбобу ров без больших капитальных затрат.

Таблица 1. Апгрейд серийного турбобура А7Ш Секция Старые узлы, детали Новые узлы, детали Шпиндельная Шпиндель А7Ш Шпиндель ШС Шпиндельная Шарикоподшипник Осевая опора 128721 УП Турбинная Статор ротор Статор ротор А7Н4С ТВМ Улучшение 1. Снижение перепада давления на турбобуре в характеристики и 1,52,5 раза показателей 2. Увеличение наработки на отказ шпиндельной надежности секции в 23 раза 3. Исключение зашламования ступеней турбины Разработанная в диссертации технология апгрейда турбобуров бази руется на следующих основных требованиях к сменным деталям и узлам:

1. Конструкции новых сменных деталей турбобура должны предус матривать унификацию габаритных и установочных размеров с заменяе мыми деталями.

2. Новые детали должны иметь большую износостойкость, чем заме няемые.

3. Параметры энергетической характеристики новой турбины должны обеспечивать оптимальные или близкие к ним параметры режима бурения для заданных геолого технических условий.

4. Энергетическая характеристика новой турбины не должна увели чивать потребную гидравлическую мощность буровых насосов при буре нии скважины.

5. Новые ступени статора и ротора на должны ухудшить эксплуата ционные характеристики турбобура.

6. Новые опоры должны обеспечивать увеличение параметров на дежности и долговечности турбобура.

7. Новые уплотнительные элементы должны обеспечивать уменьше ние вредных утечек бурового раствора.

8. Стоимость новых деталей не должна снижать эффективность и конкурентоспособность турбинного бурения.

9. Замена устаревших деталей на новые не должна существенно усложнять процесс сборки–разборки турбобура на существующем стан дартном оборудовании.

10. Показатели апгрейда должны быть подтверждены промысловы ми испытаниями турбинной техники в данном буровом предприятии.

Эти требования должны выполняться технологическими службами буровых предприятий с учетом изучения физико механических свойств горных пород, выбора рационального типоразмера породоразрушающего инструмента, оптимизации параметров режима бурения, анализа результа тов работы турбобуров и других ГЗД и прочих факторов.

Что касается технических средств, то для модернизации могут быть использованы новые типы ступеней турбин, опор и сальников, которые разрабатываются и производятся в последние годы, как крупными маши ностроительными заводами, так и малыми научно внедренческими фирма ми, и которые соответствуют приведенным выше требованиям.

Серийные турбобуры диаметром 195 мм – 3ТСШ1 195 и А7Ш (А7ГТШ), оснащены турбинами 26/16,5 195 и А7Н4С соответственно.

Они имеют практически одинаковые значения крутящих моментов и час тот вращения при существенно различных величинах расхода промывоч ной жидкости и перепада давления. При этом трехсекционный турбобур с турбиной 26/16,5 195 не работает при расходах бурового раствора менее 32 л/с, а аналогичный турбобур с турбиной А7Н4С при расходе 28 л/с име ет перепад давления на холостом режиме свыше 10 МПа. Энергетические характеристики турбобуров показаны на рисунке 1.

Серийные турбины изготавливаются из спе циальной стали в цельно литом виде, методом полу кокильного литья в земля ные формы. Недостатки метода приводят к повы шенной шероховатости поверхности лопаток, об разованию чрезмерного количества недоливов и раковин, отклонению гео метрических форм лопа точного венца от заданных Рисунок 1. Энергетические характеристики значений, что является трехсекционных турбобуров.

причиной значительного Промывочная жидкость – техническая вода, расхождения расчетных и плотность 1000 кг/м3:

экспериментальных пока 1 – модернизированный турбобур с турбиной зателей энергетической ха ТВМ 195, расход жидкости 28 л/с;

рактеристики турбины.

2 – серийный турбобур 3А7Ш, расход Целью создания но жидкости 28 л/с;

вой осевой турбины ТВМ 3 – серийный турбобур 3ТСШ1 195, расход 195 является обеспечение жидкости 35 л/с.

энергетических парамет ров крутящего момента и частоты вращения, существующих у серийных турбин, при снижении расхода промывочной жидкости по сравнению с турбиной 26/16,5 195 и перепада давления по сравнению с турбиной А7Н4С. Общим требованием к новой турбине было получение максималь но возможного КПД. Эта цель была достигнута путем разработки ориги нальной конструкции профилей ротора и статора турбины и применения технологии изготовления лопаточного аппарата (венцов статора и ротора) методом точного литья по выплавляемым моделям, обеспечившим высо кую чистоту поверхности лопаток и правильные, совпадающие с расчет ными, геометрические формы и размеры. Стендовые испытания турбин подтвердили теоретические характеристики (рисунок 1).

Турбина ТВМ 195 отличается от всех выпускаемых сегодня турбин не только оригинальным профилем лопаток, но и несимметричностью лопаточных ап паратов статора и ротора (рисунок 2). Это турбина с наименьшим числом лопаток из всех существующих на сегодня типов тур бин, предназначенных для турбобуров ди аметром 195 мм. Статор имеет 16 лопаток, а ротор 23 лопатки. Серийные турбины 26/16,5 195 и А7Н4С имеют соответ ственно 26 и 31 лопатки статора и ротора.

Увеличенное межлопаточное простран ство турбины ТВМ 195 положительно сказывается на работоспособности турбо бура, улучшает его эксплуатационные по казатели, практически исключает риск зашламования ступеней турбин, значи Рисунок 2. Профили лопаток тельно увеличивает срок службы турбин статора и ротора турбины ных секций, позволяет использовать тур ТВМ 195:

бобуры, оснащенные новой турбиной, при а – статор, 16 лопаток;

работе на буровых растворах повышенной б – ротор, 23 лопатки.

плотности.

Лопатки статора имеют профиль, близкий к низко циркулятивному пропеллерному типу, тогда как лопатки ротора напоминают лопатки тур бин нормально циркулятивного типа (рисунок 2). Такое исполнение лопа точного аппарата позволило создать турбину почти активного типа, со сте пенью реактивности 0,200,25. Из это го следует, что большая часть эффек тивного напора срабатывается в стато ре турбины, а меньшая – в ее роторе.

Это позволяет существенно снизить гидравлическую нагрузку на вал тур бобура и, следовательно, на его осевую опору, а также сместить зону динами ческого усиления в область нерабочих режимов.

Анализ балансов давлений пока зывает, что в отличие от серийных, тур бина ТВМ 195 обеспечивает безудар ную работу в правой зоне энергетичес кой характеристики. Классическая нормальная турбина 26/16,5 195, обес печивает безударный режим в зоне максимальной мощности и КПД (ри сунок 3, а), что оправдывает ее назна чение как турбины, рассчитанной на работу именно на этом режиме. Одна ко на практике часто имеет место не совпадение расчетного рабочего режи Рисунок 3. Баланс давлений, ма турбобура с фактическим режимом срабатываемых в турбинах:

бурения. Как правило, турбобуры ра а – нормально циркулятивная ботают в правой зоне энергетической турбина, например 26/16,5 195;

характеристики, при n=(0,50,7)nx.

б – высоко циркулятивная Поэтому безударный режим обтекания турбина, например А7Н4С;

лопаток у нормальной серийной тур в – низко циркулятивная турбина, бины 26/16,5 195 практически не реа например ТВМ 195.

лизуется, а значения ее КПД на рабо 1 – эффективный напор;

2 – потери на трение; чих режимах являются весьма низким 3 – ударные потери.

– 0,350,50 (рисунок 4).

Еще в худшем положе нии находится высоко цирку лятивная турбина А7Н4С (ри сунок 3, б). Зона безударной работы этой турбины находит ся в левой части энергетичес кой характеристики, что объяс няется провозглашенной, но не достигнутой целью ее создания – совместной работы с клапа Рисунок 4. Зависимость КПД ном регулятором, изменяю от частоты вращения турбины:

щим расход промывочной жид 1 – турбина 26/16,5 195;

кости через турбину в зависи 2 – турбина А7Н4С;

мости от режима ее работы. По 3 – турбина ТВМ 195.

этому, применяемая в серий ных турбобурах А7Ш и А7ГТШ без клапана регулятора, эта турбина име ет в правой зоне характеристики максимальные значения ударных потерь, снижающих ее КПД до величин 0,200,37 (рисунок 4).

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 6 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»