Эксплуатация турбобуров

Для эффективного использования турбобура его диаметр и тип следует выбирать в зависимости от конкретных условий бурения. Наружный диаметр турбобура должен быть на 25— 30 мм меньше диаметра долота. Требования к характеристике турбобура и числу его секций определяются условиями обеспечения необходимого режима работы долота Эффективность бурения во многих случаях зависит от соотношения величины гидравлической мощности, подводимой к долоту к турбобуру. Количество прокачиваемой жидкости определяется типом и размером долота, а не характеристикой турбобура, который является средством для привода долота во вращение. Опора турбобура должна допускать любую осевую нагрузку, которая требуется для работы долота.

Полезная мощность насосной установки

(2.28)

где N _д— мощность, подводимая к долоту (50—60 % полезной мощности насосов); N _бк — мощность, затрачиваемая на прокачку жидкости через бурильную колонну;

N _т — мощность, затрачиваемая на вращение вала турбобура; N _3п — мощность затрачиваемая на прокачку жидкости в затрубном пространстве и на подъем выбуренной породы (5—10 % полезной мощности). Таким образом, N _бки N _тдолжны составлять 30—45.

Гидравлическая мощность, расходуемая в турбобуре,

(2.29)

Потери мощности в бурильной колонне и других элементах циркуляционной системы вычисляются по формулам в разделе 2.4.

При постоянном давлении на выходе насосов р _н=const наибольшая мощность будет подведена к долоту, когда перепад давления на турбобуре

(2.30)

где — потери давления в бурильной колонне и манифольде; Δ р _зп — потери давления в затрубном пространстве.

Мощность на валу турбобура

(2.31)

Здесь η — общий к.п.д. турбобура; Q — расход жидкости.

Для выбора турбобура и определения необходимых параметров и режима работы буровых насосов делают расчеты или определяют их параметры по номограммам, чтобы обеспечить оптимальные параметры прокачивания раствора через долото с учетом необходимых мощности и давления на турбобуре и количества раствора в остальных элементах циркуляционной системы.

Расход промывочной жидкости определяется исходя из механических свойств горных пород и площади кольцевого пространства между бурильными трубами и стенками скважины. Для каждого интервала одного диаметра в соответствии с принятой конструкцией скважины рассчитываются рациональные значения расхода промывочной жидкости. При турбинном бурении необходимо выбрать рациональные типы турбобуров для конкретного интервала бурения в соответствии с принятой конструкцией скважины и свойствами горных пород.

Если известен тип турбобура, то параметры режима бурения рассчитывают следующим образом.

Осевая нагрузка на долото определяется так же, как и при роторном бурении.

Расход промывочной жидкости определяется исходя из механических свойств горных пород и площади кольцевого пространства между бурильными трубами и стенками скважины. Для каждого интервала одного диаметра в соответствии с принятой конструкцией скважины рассчитываются рациональные значения расхода промывочной жидкости по формуле (1.4, 1.6, 1.8 и Рис.1.2).

Для расчета частоты вращения используется методика, учитывающая реальные значения расхода промывочной жидкости и других буровых параметров.

Частота вращения определяется по формуле (2.32)

(2.32)

где п_х - частота вращения при холостом ходе турбобура, мин^-1; М_уд -удельный момент на долоте, Нм/кН; М_т - тормозной момент турбобура, Нм.

Величины п_х и М_т определяются с учетом фактических характеристик для данного интервала бурения расхода и плотности промывочной жидкости по зависимостям

(2.33)

(2.34)

где п_хс, М_тс, Q_c и р_с - табличные данные стендовых характеристик частоты вращения вала турбобура, тормозного момента, расхода и плотности промывочной жидкости соответственно; Q и р - фактические расход и плотность промывочной жидкости.

Данные по всем видам турбобуров приведены в табл. 2.3

Значения удельного момента для долот различного диаметра и пород различной твердости приведены в табл. 2.4

Таблица 2.3

Основные параметры турбобуров (ТУ 26-02-367-71)

Параметры

ЗТСШ-

зтсш-

зтсш-

ЗТСШ-240

ЗТСШ-164ТЛ

зтсш- 196ТЛ

А6КЗС

А7Н4С

А9К5Са

ЗТСШ1-

ЗТСШ1-195

ЗТСШ1-195ТЛ

Назначение

Бурение вертикальных и наклонных скважин

Тип

Шпиндельный

Секционный с наклонной линией давления

Шпиндельный

Число секций

В том числе:

турбинных

шпиндельных

-

-

-

Число ступеней турбины

Расход жидкости, дм3/с

-

Продолжение табл. 2.3

Параметры	ЗТСШ-	ЗТСШ-195	ЗТСШ-	зтсш-	ЗТСШ-164ТЛ	зтсш- 196ТЛ	А6КЗС	А7Н4С	А9К5Са	ЗТСШ1-	ЗТСШ1-195	ЗТСШ1-195ТЛ
Максимальная мощность,				ПО			-	-	-
кВт							-	-	-
Частота вращения вала, рад/с (об/мин):
при максимальной мощ-	47,10	50,76	39,77	43,96	46,05	36,11	31,4-	31,4-	20,93	52,86	41,87	37,16
ности	(450)	(485)	(380)	(420)	(440)	(345)	41,87*	52,33	(200)	(505)	(400)	(355)
	52,33	55,47	42,39	47,10	48,15	40,82	(300-	(300-	31,4	65,94	49,2	41,87
	(500)	(530)	(405)	(450)	(460)	(390)	400)*	500)*	(300)*	(630)	(470)	(400)
на холостом режиме	94,2	101,53	79,55	87,92	92,11	72,22	125,6	115,13	62,8	105,71	83,73	74,31
	(900)	(970)	(760)	(840)	(880)	(690)	(1200)*	(1000)*	(600)*	(1010)	(800)	(710)
	115,13	110,95	84,78	94,2	100,48	81,64	-	-	-	131,88	98,39	83,73
	(1000)	(1060)	(810)	(900)	(960)	(780)				(1260)	(940)	(800)
Вращающий момент, Нм:
при максимальной мощ-							700-	1800-	2000-
ности
при тормозном режиме
Перепад давления в турбине	5,0	5,0	4,5	5,0	5,0	3,0	-	-	-	6,0	3,5	3,0
при максимальной мощ- ности, МПа	6,5	6,0	5,0	5,5	5,5	4,0	7,0	7,0	5,0	9,5	4,0	4,0
КПД турбины, %
Габаритные размеры, мм:
диаметр
длина	25 330	23 550	24 500	23 550	25 500	26 ПО	15 800	15 330	15 290	25 800	25 905	25 905
Масса, кг

Таблица 2.4

Таблица 2.5

Характеристики удельного момента для долот, не указанных в табл.2.5, находятся методом интерполяции либо по зависимости