13.7. Расчет и выбор основных технических

показателей насосов.

Подачу, давление и полезную мощность буровых насосов выбирают на основе требований, предъявляемых технологией промывки скважин. Исходной является объемная подача, от которой зависят эффективность роторного бурения и нормальная работа забойных двигателей. Установлено, что для эффективной очистки скважины и выноса шлама, а также нормальной работы забойных гидравлических двигателей скорость восходящего потока бурового раствора (в м/с), как правило, должна соответствовать значениям, приведенным ниже.

Способ бурения Забойные двигатели Роторный

Интервал бурения:

под кондуктор 0,3—0,4 0,2—0.3

под промежуточную и эксплуатационную

колонну

Примечание. В знаменателе приведена скорость при промывке водой.

Дальнейшее увеличение скорости восходящего потока сопровождается неоправданным ростом давления насосов и возможным снижением механической скорости бурения. При опасностях образования сальников и осыпания горных пород скорость восходящего потока в осложненных зонах ствола скважины повышается до 1-1,2 м/с.

Подача насоса определяется по выбранной скорости восходящего потока промывочного раствора (в л/с):

(13,28)

где F_з.п- площадь затрубного пространства, м²; -скорость восходящего потока жидкости, м/с; D_Д- диаметр долота, м.

Ряд авторов рекомендует определять подачу промывочной жидкости по условию:

(13,29)

где q_уд — удельная подача, л/(с*дм ²); F_заб— площадь забоя, дм².

Удельная подача, характеризующая интенсивность промывки, выбирается согласно опытным данным. Для долот диаметром 191 мм удельная подача принимается равной 7—8 л/(с*дм²) и для долот диаметром 269—295 мм —6,5—7 л/(с*дм²). Рассматриваемые нормы несколько ниже ранее принятых. Это обусловлено более совершенной конструкцией современных долот. Результаты расчета необходимой подачи по формулам (13.28) и (13.29) в ряде случаев нe совпадают вследствие различных сочетаний возможных размеров труб и долот. Тогда подачу выбирают по большему расчетному значению. При бурении гидравлическими забойными двигателями величина подачи уточняется согласно требованиям и рабочей характеристике используемого турбобура либо объемного винтового двигателя.

Давление на выходе из насоса зависит от потерь давления на преодоление гидравлических сопротивлений в манифольде, бурильной колонне и затрубном кольцевом пространстве, возникающих при промывке скважин. Гидравлические сопротивления подразделяются на линейные, обусловленные силами трения движущихся частиц жидкости и местные обусловленные изменениями величины и направления скорости потока. Колонна труб кольцевое затрубное пространство условно принимаются равнопроходными, а гидравлические сопротивления в них относят к линейным. К местным гидравлическим сопротивлениям относят потери давления в замковых соединениях бурильных труб, промывочных отверстиях долота, проточных каналах забойных двигателей.

Полная потеря давления определяется арифметической суммой линейных и местных потерь давления в системе циркуляции промывочной жидкости:

р = р_м+р_бт+р_убт+р_з+р_д+р_зд+р_кп, (13.30)

где р - давление промывочной жидкости на выходе из насоса; р_м, р_бт, р_убт, р_з, р_д, р_зд, р_кп — потери давления соответственно в манифольде, бурильных трубах, УБТ, замковых соединениях, долоте, забойном двигателе и кольцевом пространстве.

Разностью статических давлений в практических расчетах пренебрегают из-за незначительной разницы плотностей жидкости в бурильной колонне и затрубном пространстве.

Потери давления на гидравлические сопротивления в трубах принято определять по формуле Дарси—Вейсбаха (в Па):

(13.31)

где —коэффициент гидравлического сопротивления; — плотность жидкости, кг/м³ ; ℓ — длина труб, м; d — внутренний диаметр труб, м. — средняя скорость течения жидкости, м/с.

Гидравлические сопротивления пропорциональны квадрату средней скорости течения жидкости. Поэтому закон сопротивления, устанавливаемый формулой Дарси—Вейсбаха, принято называть законом квадратичного сопротивления. Средняя скорость жидкости в трубах

где Q —расход жидкости, м³.

Подставляя значение скорости в формулу (13.31), получаем

(13.32)

Если принять ,то формулу (13.32) можно записать в следующем виде:

где - коэффициент потерь давления. ^

Согласно полученному выражению, потери давлений в бурильных трубах (в МПа)

где Q — подача промывочной жидкости, л/с; ℓ — длина бурильной колонны, м.

Значения коэффициентов потерь давления для различных элементов системы циркуляции промывочного раствора приводятся в технической литературе по технологии бурения и промывки скважин.

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

Глубина скважины. ℓ, м.

Рис. 13.21. График изменения показателей промывки при бурении скважины глубиной 2700 м.

Потери давления в ступенях турбобура

где -расход воды в режиме максимальной мощности, л/с; р_i — перепад давления в режиме максимальной мощности турбобура, МПа.

Значения Q_t и р_i приводятся в технической характеристике турбобуров.

Полезная мощность, сообщаемая буровыми насосами подаваемой жидкости, выражается обычно в киловаттах и определяется зависимостью

где — подача насоса, м³/с; р — давление насоса, Па.

Для дальнейшего анализа результаты гидравлических расчетов промывки удобно представлять в графической форме. На рис.13.21 показан один из графиков изменения подачи, давления и мощности на отдельных участках ствола скважины глубиной 2700 м. Как видно, наибольших значений рассматриваемые параметры достигают при бурении под кондуктор L_K и промежуточную колонну L_п.к.. На конечных интервалах бурения каждого из рассматриваемых участков ствола скважины давление и соответственно мощность насоса достигают наибольших значений в результате увеличения линейных и местных гидравлических сопротивлений. В начале бурения каждого последующего участка ствола скважины давление и мощность бурового насоса ступенчатого снижаются в связи с уменьшением расхода промывочной жидкости, необходимого для бурения при переходе на долото меньшего диаметра. Давление при этом уменьшается пропорционально квадрату расхода, а мощность насоса – пропорционально кубу расхода прокачиваемой жидкости:

Например, при снижении расхода жидкости в 2 раза (Q₂ = Q_i/2) давление насоса (р₂) уменьшается в 4 раза, а мощность (N₂) — в 8 раз. Полученные данные свидетельствуют о нестационарном режиме работы буровых насосов. При бурении под кондуктор и промежуточную колонну мощность, необходимая для промывки забоя скважины, может быть в 2—4 раза больше мощности, расходуемой при бурении под эксплуатационную колонну. Широкий диапазон непрерывно-ступенчатого изменения параметров промывки — характерная особенность работы буровых насосов.

Единичную мощность и число буровых насосов выбирают исходя из гидравлического расчета промывки. Необходимость резервного насоса обусловлена тем, что вынужденные перерывы промывки вследствие выхода из строя бурового насоса могут привести к серьезным осложнениям в скважине и значительному материальному ущербу. Для создания надежной системы промывки буровые установки обычно снабжаются двумя насосами, при этом мощность одного должна быть достаточной для бурения скважины под эксплуатационную колонну:

где N_п — полезная мощность насоса; N_э.к.— мощность, необходимая для промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну.

На наиболее длительном и ответственном интервале бурения скважины второй насос используется в качестве резервного, замещающего рабочий насос в случае его отказа. После восстановления отказавший насос становится резервным, т. е. готовым для дальнейшего использования. Таким образом, наличие резервного насоса позволяет обеспечить надежную промывку при бурении скважины. Бурение под кондуктор и промежуточную колонну занимает значительно меньше времени, при этом используются два насоса. Для этого мощность бурового насоса должна быть достаточной для того, чтобы при параллельной работе двух насосов обеспечивались подача и давление, необходимое для бурения под кондуктор и промежуточную колонну:

2N_п N_K; 2N_П N_П.К

где N_K и N_П.K— мощности, необходимые для промывки скважины при бурений соответственно под кондуктор и промежуточную колонну.

В этих условиях для обеспечения нормального процесса бурения долговечность быстро изнашиваемых деталей (наработка на отказ) буровых насосов должна превышать время, необходимое для бурения скважины под кондуктор и промежуточную колонну. Время восстановления работы буровых насосов должно быть в пределах, обеспечивающих совмещение профилактических и ремонтных работ со спуско - подъемными операциями, цементированием кондуктора и промежуточной колонны, когда промывка скважины не проводится. При недостаточной долговечности быстроизнашиваемых деталей надежность системы промывки может быть обеспечена за счет дополнительного резерва буровых насосов. Однако такое решение нежелательно, так как оно приводит к усложнению конструкции и эксплуатации буровой установки.

Согласно ГОСТ 16293-82, двумя основными буровыми насосами комплектуются буровые установки 3-10-го классов, предназначение для бурения скважин глубиной от 1250 до 10000 м. Буровые установки 1-го и 2-го классов для бурения скважин глубиной 600-1600 м комплектуются одним насосом. Для бурения скважин глубиной 8000-12500 м используются буровые установки 11-го класса, комплектующие тремя насосами.

Мощность, потребляемая насосом, суммируется из полезной мощности и мощности, затрачиваемой на гидравлические, объемные и механические потери в самом насосе. Отношение полезной мощности к мощности насоса определяет к.п.д. насоса:

/ />

Для дальнейшего анализа рассматриваемую формулу удобно представить в следующем виде:

(13.33)

где - к.п.д. насоса; N_п- полезная мощность насоса; N- мощность насоса; N_ин- индикаторная мощность насоса; -индикаторная к.п.д. насоса; -механический к.п.д. насоса.

Индикаторный к.п.д. насоса учитывает гидравлические и объемные потери в насосе

(13.34)

где - давление на выходе насоса; - подача насоса; - потери давления на преодоления гидравлических сопротивлений в насосе; - потери подачи вследствие утечек в насосе; - гидравлический к.п.д. насоса, равный отношению полезной мощности к мощности, затраченной на преодоление гидравлических сопротивлений в насосе; - объемный к.п.д. насоса, равный отношению полезной мощности насоса к сумме полезной мощности и мощности, потерянной с утечками.

Подставляя значение индикаторного к.п.д. в формулу (13.33) получаем

(13.35)

Гидравлический к. п. д., учитывающий потери энергии на преодоление гидравлических сопротивлении в нагнетательном коллекторе и клапанах, зависит от конструкции гидравлического блока и в расчетах буровых насосов принимается _г=0,97.

Объемный к. п. д., учитывающий потери энергии от утечек через неплотности цилиндропоршневой пары, уплотнения штоков, а также от утечек в результате запаздывания посадки клапанов, принимается _o=0,97.

о. if

Механический к. п. д. учитывает потери энергии на трение в подвижных элементах приводного и гидравлического блоков бурового насоса. На рис. 13.22 приведена конструктивная схема насоса с указанием значений к. п. д. его типовых кинематических пар. Согласно рассматриваемой конструктивной схеме, механический к. п. д.

где - к п. д. трансмиссионного вала на подшипниках; -к. п. д. зацепления; —к. п. д. кривошипного вала на подшипниках; — к. п. д. подшипника большой головки шатуна; — к. п. д. крейцкопфа; — к. п. д. поршня с уплотнителем штока.

В этом случае к. п. д. бурового насоса

Мощность насосного агрегата — мощность, потребляемая насосным агрегатом или насосом, в конструкцию которого, кроме насоса, входят двигатель и узлы трансмиссии:

где - к.п.д. трансмиссии насосного агрегата.

В результате неполного заполнения рабочих камер насоса его подача оказывается меньше суммарного расчетного изменения рабочих камер насоса, выражающего идеальную подачу Q_и, на некоторую величину . Эти потери подачи учитываются коэффициентом наполнения

Рис. 13.22. Схема распределения механического к.п.д. бурового насоса

Коэффициент наполнения не влияет на к.п.д. насоса и в расчетах принимается равным 0,9. совместные потери, связанные с утечками и наполнением цилиндров, учитывается коэффициентом подачи, определяемым отношением подачи насоса с его идеальной подаче :

В полученном выражении учитывает потери подачи вследствие недоиспользования возможностей насоса, а - мощность, потерянную в результате утечек.

На рис. 13.23 показаны кривые, характеризующие изменение подачи, к.п.д. и мощности от перепада давления при неизменной частоте ходов поршня насоса. Штриховая линия соответствует идеальной подаче, равной сумме фактической подачи и утечек. Фактическая подача с увеличением перепада давления практически снижается по линейной зависимости. Это свидетельствует о линейном увеличении утечек с повышением перепада давления. Кривая изменения фактической подачи выражает характер изменения объемного к.п.д., величина которого при номинальном режиме работы насоса равна 0,96-0,98.

Мощность насоса возрастает пропорционально перепаду давления, а к.п.д. насоса сохраняется почти постоянным при сравнительно большом диапазоне давлений. При режимах, близких к холостому, к.п.д. снижается в результате уменьшения полезной мощности до уровня, близко к ее потерям. При чрезмерном увеличении давления наблюдается заметное понижение к.п.д. насоса вследствие возрастающих утечек.

Основные параметры буровых насосов, установление ГОСТ 6031-81, приведены в таблице 13.2.

Буровой двухпоршневой насос обозначается НБ-600, а трехпоршневой – НБТ-600, перед обозначением насоса допускается представлять шифр завода - изготовителя, например УНБТ- 950- изготовитель Уралмашзавод.

Таблица 13.2.

Типоразмер насоса	Наибольшая объемная подача, м^3/ч(дм^3/с) (предельное отклонение ± 10%)	Наибольшее давление на выходе, МПа	Полезная мощность насоса, кВт	Мощность насоса, кВт (предельное отклонение ±10%)
НБ-32 НБ-50 НБ-80 НБ-125 НБ-190 НБ-235 НБ-300 НБ-375 НБ-475 НБ-600 НБ-750 НБ-950 НБ-1180	32(9) 40(11) 80(14) 63(18) 80(22) 100(28) 125(35) 125(35) 160(45) 160(45) 160(45) 160(45) 160(45)	4 6,3 10 16 20 20 20 20 25 25 32 32 40	25 40 63 100 150 190 235 300 375 475 600 750 950	32 50 80 125 190 235 300 375 475 600 750 950 1180