Гидравлические потери в замках

Диаметр бурильных труб, мм	Толщина стенки, мм	Коэффициент, з∙10^-5
168,3	8 9 10	0,6 0,6 1,45
139,7	8 9 11	2,1 2,2 2,8
114,3	8 10	11,3 16,8

Пример 6.2. Необходимо оценить возможность рационального применения турбобуров и насосов, имеющихся в наличии.

1. Турбобуры [37]: № 1 – Т12МЗЕ-170; № 2 – 3ТС5Б-170; № 3 – А6К3С (см. табл. 6.11). Диаметр турбобура А6К3С – 164 мм.

2. В состав буровой установки входит насос У8-6МА2 (см. табл. 4.2).

3. Глубина скважины 2000 м, диаметры долот (бурения) по интервалам глубины скважины следующие:

Интервал, м……………………….........0-100 100-1200 1200-2000

Диаметр скважины, мм……………… 393,7 295,3 190,5

Рассчитаны рациональные расходы промывочной жидкости для каждого интервала: для первого - 40,5 дм³/с; для второго - 40,5 дм³/с; для третьего - 226,7 дм³/с.

Р е ш е н и е.

1. Строим диаграмму характеристики насоса У8-6МА2, беря табличные значения подачи Q и перепада давления р_о и намечаем вертикальные линии допустимых значений давлений на насосе при различных подачах соответствующих различным диаметрам поршневых втулок (рис. 6.2).

2. Рассчитываем по формуле (6.14) перепад давления на турбинах для различных турбобуров, беря их табличные значения р_т1 и Q₁, для трех значений подачи насосов:

для турбобура № 1:

_т2 = 3,0 МПа; _т2 = 3,0 МПа;

_т2 = 3,0 МПа;

для турбобура № 2:

_т2 = 5,0 МПа; _т2 = 5,0 МПа;

_т2 = 5,0 МПа;

для турбобура № 3:

_т2 = 7 МПа; _т2 = 7 МПа;

_т2 = 7 МПа.

Расчетные значения наносим на поле диаграммы характеристики насоса и строим характеристики турбобуров.

3. Определяем гидравлические потери, не зависящие от глубины скважины.

Потери в обвязке для разных интервалов бурения и значений рациональных расходов промывочной жидкости находим по формуле (6.15)

потери в обвязке определяем по формуле (6.15)

р_об.40,5 = 8,26·0,0236 МПа;

р_об.26,7 = 8,26·0,0236 МПа;

Суммарная эквивалентная длина всей обвязки найдена по формулам (6.16-6.20)

м.

Потери в долоте определяем по формулам (6.21 или 6.22)

р_д.40,5 = МПа;

р_д.26,7 = МПа.

Суммарные потери, не зависящие от глубины скважины:

р_н.40,5 =р_об.40,5 +р_д.40,5 = 0,33 + 0,8 = 1,13 МПа;

р_н.26,7 =р_об.26,7 +р_д.26,7 = 0,14 + 0,4 = 0,54 МПа.

4. Определяем потери, зависящие от глубины скважины:

потери в бурильных трубах по формулам (6.23 или 6.24)

МПа;

МПа;

МПа;

МПа;

потери в кольцевом пространстве по формуле (6.25), используя табличные значения коэффициентов _кп [6] для различных значений подачи и глубины скважины (см. табл. 6.14)

МПа;

МПа;

МПа;

потери в замковых соединениях по формуле (6.26)

МПа;

МПа.

Тогда при различных глубинах и при расстоянии между замками 10 м потери давления будут равны:

р МПа; р МПа;

р МПа; р МПа;

Суммарные потери, зависящие от глубины, приведены в табл. 6.17.

5. Наносим на график (см. рис. 6.2) потери, зависящие и не зависящие от глубины, суммируем и откладываем в направлении справа налево от линий допустимых давлений на насосе.

6. Наносим и определяем на график значения р_т =⅔р₀; откладываем их в направлении слева направо от линии нулевого значения давления на насосе.

7. На основе построенной диаграммы НТС оцениваем возможность рационального использования турбобуров в различных интервалах:

в интервале глубины 100-1200 м рационально применять турбобур № 1 (Т12МЗЕ-170), так как характеристика турбобура наиболее близко лежит к линии ⅔р₀, а линия (зависимые от глубины потери

Таблица 6.17

Подача, дм^3/с	Глубина скважины, мм	Суммарные потери, зависящие от глубины Рз, МПа
40,5	100 1200
26,7	1200 2000

давления) близко подходит к линии ⅔р₀. Таким образом, в этом интервале до глубины 100-1200 м мощность турбобура № 1 будет практически полностью расходоваться.

В интервале глубины 1200-2000 м рационально вести бурение с использованием турбобура № 3 (А6К3С). В этом случае мощность турбобура № 3 будет рационально расходоваться по той же причине, что и для турбобура № 1 в интервале 100-1200 м.

Если известен тип турбобура, то расчет параметров режима бурения осуществляется 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 6.6.

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

Частота вращения определяется по формуле

n=n_x(1- ), (6.27) где n_x – частота вращения при холостом ходе турбобура, мин^-1; M_уд – удельный момент на долоте, Н·м/кН; М_т – тормозной момент турбобура, Н·м.

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

n_x = n_x.c , (6.28)

M_т = M_{т.с. ,} (6.29) где n_x.c, M_т.с, Q_c и ρ_с – табличные данные стендовых характеристик частоты вращения вала турбобура, тормозного момента, расхода и плотности промывочной жидкости. Q и ρ – фактические расход и плотность промывочной жидкости.

Данные по всем видам турбобуров приводятся в табл. 3.2 и 6.11, фрагмент таких данных - в табл. 6.18.

Значения удельного момента для долот различного диаметра и пород различной твердости приведены в табл. 6.19.

Характеристики удельного момента для долот, не указанных в табл.6.19, находятся методом интерполяции, либо по зависимости

Таблица 6.18

Тип турбобура	Qc^3, дм/с	ρс, мин^-1	nx.c, мин^-1	Mт.с, Н·м
А9Ш А7Ш 3ТСШ-240 3ТСШ-195 ТС 56-240	45 20 34 24 40	1,2 1,2 1,2 1,2 1,0	830 950 900 1060 1060	6140 1470 6640 3630 5040
Примечание. Часто в справочных таблицах не указывается ρс. Это означает, что стендовые характеристики снимались при прокачке водой, т.е. ρс = 1 г/см^3.

Таблица 6.19

Диаметр долота, мм	Удельный момент на долоте (Н·м/кН) по категориям твердости пород
	I-II	III-IV	V-VI	VII	VIII
120,6 139,7 149,2(151) 165,1 190,5 215,9 244,5 269,9 295,3 320	9,5 11,0 11,9 13,0 15,0 16,9 19,3 21,2 23,3 25,2	6,9 8,1 8,7 9,5 11,0 12,4 14,2 15,6 17,1 18,5	4,4 5,2 5,5 6,1 7,7 7,9 9,0 9,9 10,8 11,8	2,8 3,3 3,6 3,9 4,5 5,1 5,8 6,4 7,0 7,6	1,9 2,2 2,4 2,6 3,0 3,4 3,9 4,3 4,7 5,1

M_{уд 2} = M_{уд 1} , (6.30)

где D_д1 – исходный диаметр долота, мм; D_д2 - фактический диаметр долота, мм; M_{уд 1} – табличные значения удельного момента для исходного долота соответствующей категории твердости породы,

Н·м/кН; M_уд.2 – искомая величина удельного момента для фактического, диаметра долота и данной твердости горной породы, Н·м/кН.

Пример 6.3. Рассчитать параметры режима бурения при проходке пород V-VI категории твердости долотом диаметром 269 мм с использованием турбобура А9Ш, бурильных труб диаметром 140 мм и промывочной жидкости плотностью 1,3 г/см³.

Р е ш е н и е.

1. По графику (см. рис. 6.1) определяем удельную нагрузку для пород V-VI категории – 8 кН/см. Тогда р_д = 8·26,9 = 216 кН.

2. Расход промывочной жидкости согласно формуле (6.6) и графика скорости восходящего потока (см. рис. 6.1):

Q = м³/с = 42 л/с.

3. Для определения фактической частоты вращения турбобура А9Ш из табл. 6.18 находим: Q_с = 0,045 м ³/с; ρ_с = 1200 кг/м³; n_x.c = 830 мин^-1; M_т.с. = 6140 Н·м.

С учетом зависимостей (6.28) и (6.29) находим фактические значения частоты холостого вращения n_x и тормозного момента M_т на валу турбобура при Q = 0,042 м³/с и ρ = 1300 кг/м³

n_x = 830 мин^-1;

M_т = 6140 Н·м.

По табл. 6.19 находим удельный момент для долота диаметром 269 мм (категория твердости V-VI):

M_уд = 9,9 Н·м/кН.

По формуле (6.27) определяем фактическую частоту вращения долота при осевой нагрузке 216 кН:

n = 774,6 мин^-1.