Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160)

Исходные данные: r=1160 кг/м³; Q=0,026 м3/с; Dc=231 мм; DУБТ=203 мм; dУБТ=90 мм; L=12 м; DСБТ=127 мм; dСБТ=109 мм; L=24 м; Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru =1,1 МПа.

Потери давления при бурении под кондуктор:

Потери в кольцевом пространстве напротив забойного двигателя

ТСШ-240:

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru м/с;

Dt=Dc–DT=0,298–0,240=0,058 м;

τ0=8,5·10-3·1160–7=2,86 Па;

η=0,0045·2,86=0,013 Па·с;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru МПа.

Потери давления в трубах УБТ:

Исходные данные: Q=0,052 м3/с; Dc=231 мм; DУБТ=203 мм; dУБТ=90 мм; L=12 м;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru м/с;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru МПа.

Потери давления в кольцевом пространстве напротив УБТ:

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru м/с;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru МПа.

Потери давления в СБТ:

Исходные данные: Q=0,052 м3/с; Dc=231 мм; DСБТ=127 мм; dСБТ=109 мм; L=432 м;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru м/с;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru МПа.

Потери давления в кольцевом пространстве напротив СБТ:

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru м/с;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ;

по графику [17] определяем β=0,65;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru МПа.

Потери давления в наземной обвязки циркуляционной системы:

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ,

где åа - коэффициент сопротивлений элементов обвязки, аi по

стояк 0,4·105 м - 4; буровой рукав 0,52·105 м - 4; вертлюг 0,44·105 м - 4;

квадрат 0,4·105 м – 4;

о=å(0,4+0,52+0,44+0,4)105·0,0522·1160=0,552 МПа.

Результаты расчетов потерь давления при бурении под кондуктор сведём в таблицу 3.6.2 Аналогично проведем расчеты потерь давления при бурении под направление (таблица 3.6.2).

Таблица: Потери давления при бурении под направление

Участок L, м D, мм dв(dг), мм U, м/с Re* λ(β), ΔΡ, МПа
СБТ 2,8 0,023 0,023
УБТ 4,1 0,022 0,029
Долото   393,7         1,10
УБТ (кп) 0,5 (0,72) 0,005
СБТ (кп) 0,3 (0,80) 0,003
Наземная обвязка             0,17
Общие потери давления   1,33

Таблица: Потери давления при бурении под кондуктор

Участок L, м D,мм dв(dг) мм U, м/с Re* λ(β), ΔΡ,МПа
ЛБТ 4,2 0,021 0,206
СБТ 5,6 0,020 1,835
УБТ 8,2 0,019 0,099
ТСШ-240 11,5         6,26
Долото   295,3         4,33
ТСШ-240(кп) 11,5 2,1 0,026 0,014
УБТ (кп) 1,7 0,027 0,004
СБТ (кп) 0,9 (0,65) 0,056
ЛБТ (кп) 1,0 (0,60) 0,015
Наземная обвязка             0,552
Общие потери давления   13,371

Общие потери давления в кондукторе составили ΔΡ=13,37 МПа;

Потери давления при бурении под эксплуатационную колонну находим аналогично, как и потери давления при бурении под кондуктор по формулам 2.23–2.27; результаты расчета занесем в таблицу.

Исходные данные:

Q=0,026 м3/с;

Dc=215,9·1,05=227 мм – диаметр скважины необсаженной части ствола;

Dc=227 мм – внутренний диаметр кондуктора;

p=1080 кг/м3 – плотность промывочной жидкости;

τ0=8,5·10-3·1080–7=2,18 Па – динамическое напряжение сдвига раствора;

η=0,0045·2,86=0,01 Па·с – пластическая вязкость бурового раствора.

Напротив забойного двигателя 3ТСШ1-195:

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru м/с;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ; Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru МПа.

Результаты расчетов потерь давления под эксплуатационную колонну сведём в таблицу 3.6.4.

Исходя из данных выбираем буровой насос. Для бурения под направление Q=26 л/с; P=1,3 МПа; под кондуктор Q=52 л/с; P=13,4 МПа; под

Гидравлическая характеристика бурового насоса – это зависимость его производительности и допустимого давления от диаметра втулок и частоты ходов в координатах Р - Q.

Фактическая производительность и развиваемое давление определяются условиями всасывания по формулам:

Qф=Qт·k,

где Qт, Рт, - теоретическая производительность и давление насоса;

k - коэффициент наполнения насоса, равный 0,8..0,9.

Следовательно, под направление бурим 1-м насосом диаметрам втулок

Øвт =160 мм; под кондуктор – 2-мя насосами, Øвт =160 мм; под эксплуатационную колонну – 1-м насосом, Øвт=160 мм. Для определения оптимального режима работы буровых насосов необходимо построить НТС–номограмму – совмещённый график гидравлических характеристик насоса, гидравлического забойного двигателя и скважины.

Гидравлической характеристикой турбобура является зависимость давления ΔΡт от Q.

Для сравнения построим характеристики турбобуров: 3ТСШ-195ТЛ, 3ТСШ1-200, А7ГТШ.

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ,

где ΔΡс, Qс, ρс – справочные данные;

3ТСШ-195ТЛ - ΔΡс=3,6 МПа; Qс=0,035 м3/с; ρс=1000кг/м3;

А7ГТШ - ΔΡс=8 МПа; Qс=0,030 м3/с; ρс=1000кг/м3;

3ТСШ1-200 - ΔΡс=6,5 МПа; Qс=0,030 м3/с; ρс=1000кг/м3.

Результаты расчётов при ρж=1080 кг/м3 занесём в таблицу 3.6.6.

Таблица: Результаты расчетаDРЗ.Д, МПа

Q, м3 22,7·10-3 26,4·10-3 30,2·10-3
3ТСШ-195ТЛ 1,6 2,2 2,9
А7ГТШ 4,9 6,7 8,8
3ТСШ1-200 4,0 5,43 7,1


Гидравлической характеристикой скважины называется зависимость потерь давления в элементах циркуляционной системы, исключая турбобур, от расхода промывочной жидкости и глубины скважины. Расчёт потерь давления на разные условия ведётся согласно формуле:

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ,

где Li– глубина скважины по стволу в различные моменты времени, м;

Lкнбк=600 м – длина КНБК без ЛБТ;

α12 – коэффициенты потери давления, не зависящие от глубины скважины;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ; Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru , (3.31)

где DРзд=5,27 МПа – потери давления в турбобуре;

лбт=1,74 МПа – потери давления в ЛБТ и в кольцевом пространстве напротив ЛБТ.

Результаты расчётов сведём в таблицу 3.6.7.

Таблица: Результаты расчета DРскв, МПа

Расход, м3 Глубина, м
22,7·10-3 26,4·10-3 30,2·10-3 3,98 5,38 7,05 4,48 6,06 7,93 5,07 6,86 8,98

Строим характеристики насоса, турбобура и скважины (рисунок 3.4):

Из НТС – номограммы следует, что бурить можно турбобуром 3ТСШ1-195 при расходе промывочной жидкости 26,4 л/с, dвт=160 мм. При этом бурение можно вести во всем интервале эксплуатационной колоны.

3.6.3 Расчёт рабочих характеристик турбобура

Рабочей выходной характеристикой турбобуров называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура от осевой нагрузки. Рабочая характеристика служит для определения интервала осевых нагрузок, при которых существует устойчивая работа турбобура, а также оптимизации режимов турбинного бурения [18].

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ,

где n – частота вращения вала, об/мин;

nx – частота вращения при холостом ходе, об/мин;

МТ – тормозной момент, Н·м;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ,

где М – крутящий момент на валу турбобура, Н·м;

Муд – удельный момент на долоте, Муд=0,006 м;

μ – коэффициент трения в опорах турбобура, μ=0,12;

РГ – гидравлическая нагрузка на опоры турбобура, Н;

ρ – средний радиус трения, м;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ,

где D1,D2 – размеры резинового кольца подпятника, м;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru м;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru , (3.35)

где Dср,DВ – средний диаметр турбин и диаметра вала шпинделя, м; ΔΡТ,ΔΡд – перепады давления в турбобуре и долоте,

ΔΡТ=5,27 МПа; ΔΡд=3,90 МПа;

Мтб – масса турбобура, Мтб=4790 кг;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru кН.

Параметры турбин n, M пересчитываем на заданный расход и плотность:

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ; Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ,

где nс, Мс, ΔРс – соответственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Qс плотностью ρс, приводимые в паспорте турбобура, nс=470 об/мин (7,83 об/с), Мс=1800 Н·м, ΔРс=6,5 МПа;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru об/с; Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru Н·м.

Расчётные уравнения, описывающие рабочую характеристику турбобура:

при Giг,

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ,

при Giг,

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru , Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ;

Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru Потери давления при бурении под направление: ( 0 – 160) - student2.ru ;

Муп=0,12·0,068=0,0082 м;

Мр=0,12·0,068·144,1·103=1176 Н·м;

при Gi =0 <Рг,

nр= n0 =6,77/1460[2·1460–550·0,216–1176]=7,5 об/с;

Мд=550·0,216=119 Н·м;

N0=119·10,51·2·3,14=7,8 кВт.

Результаты расчётов занесены в таблицу 3.6.8.

Таблица 3.6.8 – Результаты расчета рабочей характеристики турбобура

G, кН 144,1
n, об/с 7,5 8,0 8,5 9,0 8,6 5,3 2,0
Мд, Н·м
N, кВт 5,6 21,0 38,4 55,6 55,0 43,9 20,3

Рабочая характеристика турбобура 3ТСШ1-195 представлена на

рисунке 3.6

Из практики известно, что турбобур останавливается при ni<0,4nр, а при |Pг – Gi|<104 Н наблюдается усиленная вибрация турбобура и бурильного инструмента. Допускаемая нагрузка на долото 250 кН. Рабочая зона

155 – 235 кН. Оптимальная область работы турбобура 3ТСШ1-195 от 155 до 175 кН.

Проектный режим бурения:

Интервал по стволу, м Вид технологической операции (бурение, расширка, отбор керна, проработка) Способ бурения (роторный, ВЗД, совмещенный, электробурение)   Условный номер КНБК Режим бурения Скорость выполнения технологической операции, м/ч
  От (верх)   До (низ)   Осе- вая нагруз- ка, т   Частота вращения долота, об/мин   Расход бурового раствора, л/с
БУРЕНИЕ РОТОРНЫЙ 8-12
                 
БУРЕНИЕ ТУРБИННЫЙ 5-14
                 
БУРЕНИЕ ВЗД 5-12 70-130
                 
БУРЕНИЕ ВЗД 8-16 70-130
                 
БУРЕНИЕ ВЗД 10-19 70-130
                 
БУРЕНИЕ ВЗД 3-7 70-130
                 
ПРОРАБОТКА РОТОРНЫЙ 2-5 80-100
                 
РАЗБУР. ЦЕМ ТУРБИННЫЙ 2-5 380-500
                 
ПРОРАБОТКА ТУРБИННЫЙ 2-5 380-500 100-120
                 
РАЗБУР. ЦЕМ ВЗД 2-5 380-500
                 
ПРОРАБОТКА ВЗД-РОТОРНЫЙ 2-5 70-130 100-120
                 
РАЗБУРИВАНИЕ ВЗД 2-5 70-130 30-50

Наши рекомендации