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

Исходные данные: r=1160 кг/м³; Q=0,026 м³/с; D_c=231 мм; D_УБТ=203 мм; d_УБТ=90 мм; L=12 м; D_СБТ=127 мм; d_СБТ=109 мм; L=24 м; =1,1 МПа.

Потери давления при бурении под кондуктор:

Потери в кольцевом пространстве напротив забойного двигателя

ТСШ-240:

м/с;

D_t=D_c–D_T=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;

;

;

МПа.

Потери давления в трубах УБТ:

Исходные данные: Q=0,052 м³/с; D_c=231 мм; D_УБТ=203 мм; d_УБТ=90 мм; L=12 м;

м/с;

;

;

МПа.

Потери давления в кольцевом пространстве напротив УБТ:

м/с;

;

;

МПа.

Потери давления в СБТ:

Исходные данные: Q=0,052 м³/с; D_c=231 мм; D_СБТ=127 мм; d_СБТ=109 мм; L=432 м;

м/с;

;

;

МПа.

Потери давления в кольцевом пространстве напротив СБТ:

м/с;

;

;

по графику [17] определяем β=0,65;

МПа.

Потери давления в наземной обвязки циркуляционной системы:

,

где åа - коэффициент сопротивлений элементов обвязки, а_i 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};

DР_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;

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

D_c=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:

м/с;

; ;

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:

Q_ф=Q_т·k,

где Q_т, Р_т, - теоретическая производительность и давление насоса;

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

Следовательно, под направление бурим 1-м насосом диаметрам втулок

Ø_вт =160 мм; под кондуктор – 2-мя насосами, Ø_вт =160 мм; под эксплуатационную колонну – 1-м насосом, Ø_вт=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 ΔΡ_т от Q.

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

,

где ΔΡ_с, Q_с, ρ_с – справочные данные;

3ТСШ-195ТЛ - ΔΡ_с=3,6 МПа; Q_с=0,035 м³/с; ρ_с=1000кг/м³;

А7ГТШ - ΔΡ_с=8 МПа; Q_с=0,030 м³/с; ρ_с=1000кг/м³;

3ТСШ1-200 - ΔΡ_с=6,5 МПа; Q_с=0,030 м³/с; ρ_с=1000кг/м³.

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

Таблица: Результаты расчетаDР_З.Д, МПа

Q, м3/с	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:

,

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

L_кнбк=600 м – длина КНБК без ЛБТ;

α₁,α₂ – коэффициенты потери давления, не зависящие от глубины скважины;

; , (3.31)

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

DР_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 DР_скв, МПа

Расход, м3/с	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, d_вт=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].

,

где n – частота вращения вала, об/мин;

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

М_Т – тормозной момент, Н·м;

,

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

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

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

Р_Г – гидравлическая нагрузка на опоры турбобура, Н;

ρ – средний радиус трения, м;

,

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

м;

, (3.35)

где D_ср,D_В – средний диаметр турбин и диаметра вала шпинделя, м; ΔΡ_Т,ΔΡ_д – перепады давления в турбобуре и долоте,

ΔΡ_Т=5,27 МПа; ΔΡ_д=3,90 МПа;

М_тб – масса турбобура, М_тб=4790 кг;

кН.

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

; ,

где n_с, М_с, ΔР_с – соответственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Q_с плотностью ρ_с, приводимые в паспорте турбобура, n_с=470 об/мин (7,83 об/с), М_с=1800 Н·м, ΔР_с=6,5 МПа;

об/с; Н·м.

Расчётные уравнения, описывающие рабочую характеристику турбобура:

при G_i<Р_г,

,

при G_i>Р_г,

, ;

;

М_уп=0,12·0,068=0,0082 м;

М_р=0,12·0,068·144,1·10³=1176 Н·м;

при G_i =0 <Р_г,

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

М_д=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 n_i<0,4n_р, а при |P_г – G_i|<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