Турбінний спосіб буріння

Особливість даного способу полягає в тому, що потік промивальної рідини є енергоносієм для турбіни турбобура, а швидкість обертання вала (відповідно і долота) залежить від осьового навантаження. Таким чином, при турбінному спо­собі буріння всі режимні параметри взаємопов'язані.

Вихідні дані:

Інтервал буріння 2000− 3330 м;

Типорозмір долота ІІІ 215, 9 МС–ГАУ R-442;

Зовнішній діаметр бурильної колони d_БКз=127 мм;

Густина промивальної рідини r=1400 кг/м;

Глибина спуску першої проміжної колони H_К=2000 м;

Товщина стінки першої проміжної колони d= 12 мм;

Твердість гірської породи по штампу р= 900 МПа;

Внутрішній діаметр першої проміжної колони d_ПРв= 221 мм;

Коефіцієнт кавернозності К= 1, 15;

Розрахунок параметрів режиму буріння при турбінному способі проводимо в такій послідовності:

1.Визначаємо осьове навантаження на долото, швидкість обертання доло­та, та витрату промивальної рідини аналогічно, як при роторному способі бурін­ня.

Виконаємо проектування параметрів режиму буріння за допомогою аналітичного методу.

Визначимо бажане осьове навантаження на долото виходячи із умови об’ємного руйнування гірської породи за питомим навантаженням за формулою (2.49):

G= (2÷ 5)·10·0, 2159=43, 18÷ 107, 95 кН;

Визначимо бажане осьове навантаження на долото за твердістю і площею контакту за формулою (2.50):

G= 0, 7·900·10·220·10= 138, 6 кН;

Паспортне значення допустимого навантаження на долото

ІІІ 215, 9 МС–ГАУ R-442 становить:

[G] = 180 кН;

Отримане значення порівнявши з паспортним, приймаємо осьове навантаження G= 150 кН.

Визначимо швидкість обертання долота з умови забезпечення необхідного часу контакту зуба долота з породою за формулою (2.51):

d_Ш= 0, 2159/1, 6=0, 135;

Отже:

Визначимо значення розрахункової частоти обертання за формулою (2.53):

Проектуємо витрату промивної рідини.

Витрату промивної рідини вибираємо з двох умов:

а) з умови очищення вибою свердловини від вибуреної породи за формулою (2.54):

Q м³/с

б) з умови транспортування шламу в кільцевому просторі за формулою (2.55):

Q м³/с.

Q^´ м³/с.

За розрахованими значеннями вибираємо 2 насоси У8 – 6МА2 з теоретичною подачею 18, 9 л/с, діаметром втулок 130 мм і максимальним тиском 25 МПа характеристика якого приведена в таблиці 2.12.

Визначимо фактичне значення Q_Ф за формулою (2.58):

Q_Ф= 2·18, 9·0, 8=30, 24 л/с

2. Вибираємо тип турбобура. При виборі типорозміру враховуємо рекомен­дації, наведені в таблиці 3.6, а також розраховані швидкість обертання та витрату рідини. Узгоджуємо витрату промивальної рідини з необхідною і технічною ха­рактеристикою бурового насоса даної установки. Згідно цього вибираємо турбобур типу ТР-195СТ характеристика якого приведена в таблиці 2.3.

Зробимо перерахунок параметрів турбобура за формулами:

(2.83)

, , , , , – відповідно швидкість обертання, крутний момент, перепад тиску, потужність, густина та витрата промивальної рідини за характеристикою турбобура;

, , , –перераховані швидкість обертання, крутний момент, перепад тиску та потужність при заданих густинах та витраті .

За формулами (2.83):

Стендову та приведену характеристику вибраного ти­порозміру турбобура подамо у вигляді таблиці.

Таблиця 2.16 – Стендова та приведена характеристика турбобура.

3. Перевіряємо можливість реалізації вибраного осьового навантаження на долото та швидкості обертання долота.

Для цього визначаємо момент, необхідний для реалізації вибраних параметрів режи­му буріння.

Момент, який витрачається при турбінному способі, знаходять за форму­лою:

, (2.84)

де – момент, що витрачається в турбобурі, ;

–момент на тертя в осьовій опорі, .

Момент на долоті так само, як для роторного буріння, тобто з використанням формул (2.61), (2.62), (2.63):

Приймаємо

Момент на подолання тертя в п’яті турбобура визначається за формулою:

, (2.85)

де –навантаження, яке діє на осьову опору, Н;

– коефіцієнт тертя в осьовій опорі;

=0, 015-0, 016 – для опор кочення;

–приведений радіус тертя, м.

, (2.86)

де –гідравлічне навантаження на осьову опору, Н;

–вага обертових деталей турбобура включаючи долото, маховик, Н.

При відсутності маховика і даних про вагу обертових деталей турбобура, нехтуючи вагою долота наближено вагу обертових деталей турбобура знаходять за формулою:

, (2.87)

де – вага турбобура, Н.

, (2.88)

де –середній діаметр каналів турбіни, м;

Якщо геометричні розміри турбіни відсутні, то наближено середній діаметр каналів турбіни можна визначити за формулою:

(2.89)

–перепад тиску в турбобурі та долоті, Па.

, (2.90)

де – перепад тиску в турбобурі.

Знайдемо втрати тиску на долоті за формулою (2.40), прийнявши швидкість потоку 100 м/с:

За формулою (2.89):

За формулою (2.88):

За формулою (2.87):

За формулою (2.86):

При відсутності даних наближено радіус тертя можна знайти за формулою:

, (2.91)

де –зовнішній діаметр турбобура, м.

За формулою (2.85):

За формулою (2.84):

Оскільки , то турбобур недовантажений. Недовантаження турбобура призводить до збільшення його швидкості обертання (порівняно з приведеною). Тому необхідно перевірити чи не вийде вона за межі допустимої (розрахованої із умови необхідного часу контакту зуба долота з породою). Для цього визначимо швидкість обертання за формулою:

, (2.92)

де – гальмівний момент турбобура, Н· м.

Оскільки у нас відсутні стендові дані гальмівний момент наближено знаходимо за формулою:

, (2.93)

де – приведений момент турбобура, Н· м.

Швидкість обертання на холостому ході, у відсутності стендових даних знаходимо за формулою:

(2.94)

де - приведена швидкість обертання;

За формулою (2.72):

Навантаження на долото з умови нормальної роботи турбобура знаходять за формулою:

(2.95)

180>

Бачимо, що очікувана швидкість обертання не перевищує максимально допустимої, тому вибране навантаження на долото можна збільшити.

Отже, приймаємо 160кН.

4. Перевіряємо можливість реалізації витрати промивальної рідини. Для цього визначаємо гідравлічні втрати тиску в елементах циркуляційної системи аналогічно як при роторному способі буріння. При цьому у формулу (2.26) необ­хідно додати втрати тиску в турбобурі.

Для зручності проведення розрахунків складемо таблицю, яка відображатиме геометричні розміри бурильної колони, яка використовується в інтервалі буріння під проміжну колону.

Таблиця 2.17 – Геометричні параметри бурильної колони