Проектирование параметров режима бурения и выбор турбобура

ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

 

Методические указания к выполнению практических работ по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» направления «Нефтегазовое дело» всех форм обучения

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА ТУРБИННОГО БУРЕНИЯ,

ВЫБОР ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ И ПОСТРОЕНИЕ МОДЕЛИ ЕГО ХАРАКТЕРИСТИКИ

 

Тюмень

ТюмГНГУ


Утверждено редакционно-издательским советом

Тюменского государственного нефтегазового университета

 

Составители: Кулябин Г.А. - доктор технических наук, профессор
  Долгушин Владимир Вениаминович - доктор технических наук
  Баширов Ильдар Ильзурович - инженер
  Семененко А.Ф. – ассистент
  Семененко Т.М. - нормоконтролер

 

© Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2012


СОДЕРЖАНИЕ

 

  Введение……………………………………………………….......
Цель выполнения заданий………………………………………...
  Проектирование параметров режима бурения и выбор турбобура…………………………………………………………………  
2.1 Определение осевой нагрузки на долото………………………...
  2.2 Аналитический метод расчета G предусматривающий объемное разрушение пород на забое скважины………………..  
  2.3 Проектирование частоты вращения долота для реализации объемного разрушения пород на забое скважины………………  
  2.4 Проектирование расхода промывочной жидкости (подачи буровых насосов) при нормальных условиях бурения скважины...  
2.5 Порядок выполнения заданий по п.п. 2 – 4………………………
2.6 Выбор турбобура (ГЗД)…………………………………………...
2.7 Построение характеристики турбобура………………………….
  Литература …………………………………………………………

 


Введение

Повышение эффективности и качества строительства скважин в разных геолого-технических условиях, а, следовательно, и снижение стоимости строительства скважин в значительной степени зависят от правильности проектирования параметров режима бурения, выбора гидравлического забойного двигателя и построения его технологической характеристики.

До сих пор имелись существенные недостатки в методах проектирования параметров режима углубления скважин. Не предлагалось приемлемого определения способов бурения, как способов реализации формируемой на устье скважины и расходуемой на ее забое мощности. В результате эффективность способов бурения в конкретных условиях часто оценивалась бурением неоправданно большого количества скважин. Многие расчеты в технологии бурения еще производятся в статике, тогда как подведенная к забою мощность реализуется в течение части периода осевых зубцовых вибраций долота.

В данной работе по возможности устранены недостатки в расчетных методах, связанных с углублением скважин. Это позволяет повысить качество проектов на их проводку и уровень управления процессом углубления скважин; избежать в технологии углубления скважин типичных ошибок, связанных с работой бурового машинного агрегата.

Так при аналитическом методе проектирования режима углубления скважин учитываются те параметры и исходные данные, которые определяют энергетику разрушения пород на их забое и эффективную работу планируемого привода долота. Такой подход позволил усовершенствовать проектирование компоновки бурильной колонны, выбора модели забойного двигателя и диаметра струйных насадок долот без предварительного расчета потерь напора в гидравлическом тракте скважины. Ниже предложен один из вариантов построения технической характеристики турбобура, которая дает возможность правильно оценивать работу машинного агрегата и повысить эффективность его применения.

Разработанная с применением системно-аналитического подхода и закономерности реализации энергии в динамических системах методика построения моделей характеристик забойных двигателей для проводки скважин применима ко всем системам, в которых энергия передается от источника к потребителю, в частности, к системам, определяющим процессы углубления скважины, конструирования и эксплуатации забойных двигателей.

Из анализа процедуры научных исследований следуют выводы о том, что при таких работах часто не применяется системность. Кроме этого, для участвующих нередко в исследованиях инженерных работников необходимы определенные навыки в исследовательских работах, в частности, при составлении моделей. В связи с изложенным, приведем некоторую информацию о системности в исследованиях с моделированием процессов или конструктивных решений.

Понятие «системный подход» вносит мало информации в методологию системного моделирования, а исследования часто носят «систематизированный» характер с возможными несколькими вариантами решений в соответствии с большими возможностями математики, тогда как в природе обилие вариантов при конкретном решении задач ограничено. Поэтому исследования эффективней начинать с природных готовых моделей, так как в природе из тысячи вариантов решений остаются лучшие модели, при сохранении непрерывного движения и возможности улучшения качества моделей и их адекватности. Причем человек, как часть природы, может быстрей изменять протекание процессов с соблюдением ее законов, подсказанных нам Кельвином, Лобачевским, Эйлером, Паскалем и др. Очевидны также возможности человека в постоянном совершенствовании моделей, так как законченных решений о явлениях природы еще очень мало. В данных методических указаниях приведены одни из более совершенных методов определения G3, Q, Рmах, Рдт и построения части модели характеристики турбобура – Мв=f(n).

Во многих случаях мы совершаем ошибки, пользуясь результатами каких-либо процессов, событий, так как интерес к исследованиям часто обусловлен результирующими событиями. Обычно такие исследования длительны и часто не удается завершить работу в определенном и закопченном виде. Такой путь исследований не только длителен, но и порождает большое количество разных мнений при решении отдельных задач, особенно когда специалисты отдельных «поднаук» спорят на разных «языках».

В настоящее время методологии системного моделирования в законченном виде нет, но можно принять основные положения системно-аналитической методики научных и практических работ, с учетом иерархичности в определенном объеме систем, целостности такого объема, коммуникативности и структуризации систем.

Согласно нашему предложению необходимо ввести понятие «степень динамичности» исследуемых объектов, процессов, событий и др., при обоснованной возможности решения некоторых задач в статистике. Перед проектированием режима бурения необходимо выбрать модели долот. При выборе модели долот следует учитывать последние достижения в их конструкциях. Например, более эффективными считаются долота, у которых имеется центральная насадка либо две боковые, максимально приближенные к забою, насадки с виброструей промывочной жидкости, но в любом случае промывочные узлы долот не должны препятствовать хорошему выносу шлама из-под долота или способствовать размыву стенок скважины. Решающее значение для разрушения пород имеют форма породоразрушающей вершины зуба (резца), шаг зубьев (связанный с их высотой), их прочность и расстояние между венцами шарошек [1].

Основными параметрами режима бурения являются осевая нагрузка на долото, расход промывочной жидкости и ее свойства, а также частота вращения долота. При турбинном бурении, когда частота вращения долота зависит от крутящего момента Мв на валу ГЗД, а крутящий момент, в свою очередь зависит от расхода промывочной жидкости, давления на выкиде буровых насосов Рmах и осевой нагрузки на долото, к параметрам режима бурения необходимо отнести также Мв и Рmах

 

Цель выполнения заданий

Настоящие методические указания содержат задания, целью которых является получение опыта в расчетах режима бурения (углубления) скважин с построением характеристики турбобура при изучении технологии бурения скважины на лекциях и самостоятельной работе. Приведенные методы расчётов и построения модели характеристики турбобура можно применять при бурении с другими гидравлическими забойными двигателями.

 

Проектирование параметров режима бурения и выбор турбобура

2.1 Определение осевой нагрузки на долото

Величину проектной осевой нагрузки на долото (G) рассчитывают разными методами, наиболее эффективный из которых рассмотрим ниже, помня, что нагрузка на забой скважины Gз бывает на 10…20 кН меньше, чем G.

2.2 Аналитический метод расчета при GGз, предусматривающий объемное разрушение пород на забое скважины.

Величину G в этом случае находим как [1]

 

, (2.1)

 

где Рш – твердость горных пород по штампу, МПа, (Па);

Fк– проекция площади контакта нескольких зубцов долота в момент

окончания единичного силового контакта (вдавливания) зубцов с

породой (для недеформируемого забоя при новом фрезерованном

вооружении), Fк является площадью контакта зубцов в момент си-

лового взаимодействия их с забоем, причем часто Fк называют

«площадь контакта зубцов долота с забоем»;

 

; (2.2)

bз– ширина проекции площадки контакта одного зубца с забоем вдоль

образующей шарошки в момент максимального вдавливания зубца

в породу забоя или в момент окончания осевого силового взаимо-

действия зубца с породой (для новых фрезерованных зубцов при

недеформируемом забое скважины bЗ- это средняя (по венцам)

ширина зубца при его вершине);

- средняя сумма длин зубцов долота по образующим от трех

(четырех, двух – для четырех- и двухшарошечных долот) шарошек

долота в предположении, что три шарошки находятся в одновре-

менном силовом контакте с забоем.

 

Таблица 2.1 - Пределы изменения некоторых параметров трехшаро-

шечных долот диаметром 212,7…349,2 мм типов М,

МС, С, СТ, Т

 

Тип долота Диаметры долот, мм Шаг зубьев по венцам, мм Длина зуба (ширина венца), мм
для периферийного для других венцов
М 212,7…250,8 269,9…349,2 40…60 50…70 32…45 40…50 11…14 12…18
МС 212,7…250,8 269,9…349,2 35…45 43…50 28…35 34…45 9…12 10…13
С 212,7…250,8 269,9…349,2 20…30 25…36 19…25 22…30 7…9 10…11
СТ 212,7…250,8 269,9…349,2 20…27 23…30 18…28 21…28 6…9 8…10
Т 212,7…250,8 269,9…349,2 19…22 20…25 15…20 18…23 8…9 9…11

 

Ширинуbз лучше определять на долоте при условии вдавливания зубца в породу на 0,5…2 мм [2, табл. 17, рис.2.4], причем нижний предел для твердых пород, а верхний – для мягких или сильнопластичных пород.

2.2.1 Величины твердости Рш для всех основных пород по категориям твердости (Кт) и абразивности (Ка) и некоторым другим параметрам можно определять согласно данным работы [3, табл.10.1…10.5, 11.4, 12.2, 12.6, 12.7, 13.1]. При выполнении поставленной задачи по расчету G можно успешно использовать табл.12.6, 12.7 из [3] или табл. 2.2 данных методических указаний.

2.2.2 Примерный порядок выполнения первого задания.

По методике ВНИИБТ с привлечением Кт, Ка[3] выбирают тип долота. Затем по табл.2.1, 2.2 данных указаний находят необходимые параметры для расчетов G. Причем Рш, Кт, Ка можно находить и из работы [4], a Ii, bз- определять непосредственно для долота, которое имеется в лаборатории и подходит по конструкции к выбранному вначале выполнения задания, или по данным [5].

2.2.3 Примечание: величина Gбольше нагрузки на забой скважины Gз, поэтому для её реализации в конкретных условиях бурения скважины далее необходимо запроектировать осевую нагрузку на долото, которую необходимо поддерживать по прибору (например, по ГИВу) на устье скважины с учетом сил трения колонны о стенки скважины, затем решить задачу: весом каких элементов бурильного инструмента будет обеспечена нагрузка на долото.

2.3 Проектирование частоты вращения долота (n) для реализации объемного разрушения пород на забое скважины.

2.3.1 Расчет при поддержании времени контакта (к) зуба долота с породой (с забоем) с учетом некоторых параметров долота и к

 

, (2.3)

 

гдеtz- средняя величина шага зубцов периферийных венцов шарошки

долота с учетом величины bз, м;

R - радиус долота, м;

к- 2...8 мс - нижний предел - для очень мягких пород, верхний - для

твердых; для крепких пород - 15мс, а для очень крепких - до

40 мс.

 


Параметр Величина параметра и тип горной породы по вариантам
Диаметр долота, мм 215,9 190,5 244,5 215,9 215,9 190,5 269,9 295,3 190,5 215,9 244,5 295,3
Название породы Глинистый сланец Аргиллит Песчаник Алевролит Известняк Глинистый сланец Доломит Ангидрит Алевролит Аргиллит Песчаник Известняк
Рш, МПа
КТ 4,5
Ка

Таблица 2.2 - Величины параметров по вариантам

 

Продолжение таблицы 2.2

Параметр Величина параметра и тип горной породы по вариантам
Диаметр долота, мм 215,9 190,5 244,5 295,3 269,9 269,9 295,3 244,5 215,9 190,5 215,9 295,3
Название породы Глина плотная Мергель глинистый Песчаник Аргиллит Ангидрит Алевролит Известняк Доломит Глинистый сланец Аргиллит Песчаник Алевролит
Рш, Мпа
КТ
Ка

2.3.2 При расчетах n величины R и tz взять можно по первому заданию, а к - ориентируясь на таблицу 2.3 и [4].

 

Таблица 2.3 – Категория твердости пород по штампу горных пород

 

Категория твердости пород по штампу 1,2,3 4,5 6,7 8,9 10,11,12
Тип породы (долот) Т С Т К ОК

 

2.3.3 При известных величинах осевой нагрузки на долото, в частности ее динамической составляющей (Gд), модуля упругости (Е) и площади поперечного сечения тела (F) динамически активного участка, например вала забойного двигателя, частоту вращения долота для обеспечения копределим по формуле [1]

 

, (2.4)

 

где размерности параметров в системе "СИ":

с - скорость звука в материале вала двигателя, с = 5100 м/с;

- угол между осью шарошек в долоте, обычно sin = 0,80...0,82;

Е = 2,1·1011 Па (для стали);

к - в мс; Gд -в Н;

Квд= 1…4, соответственно, для n 100 об/мин и n 400-500 об/мин.

2.3.4 При выполнения этого задания величину Gд можно принять [1] по ранее найденной нагрузке G, a R ик - из предыдущих заданий для своего варианта. Площадь F обычно изменяется от 38 до 65 см2 (для забойных двигателей). Отделять этот параметр следует, используя паспортные данные двигателя, потому что в справочной литературе данные о конструкции валов забойных двигателей приведены только в работе [6], которая с 1970г. не переиздана. Величину - F для выполнения этого задания можно принять по согласованию с преподавателем.

2.4 Проектирование расхода промывочной жидкости (подачи буровых насосов) при нормальных условиях бурения скважины.

2.4.1 Расход промывочной жидкости (Q) при указанных условиях должен быть в пределах

,

где Qтн - технологически необходимая величина Q, удовлетворяющая

основным технологическим требованиям процесса углубления

скважины (м3/с или л/с);

Qmin - это расход Q, позволяющий эффективно очищать скважину от

выбуренной породы и определяется по рекомендациям из гидро-

механики, например [7], или из таблицы 2.4 (в данном задании).

Величину Qтн найдем по формуле [1]

 

, (2.5)

 

где Pmax - максимальное давление на выкиде буровых насосов, МПа,

которое можно определить на основе обработки промысловой

информации о его эффективных величинах или - по формуле из

[1], учитывающей поддержание необходимой осевой гидравли-

ческой нагрузки (Gг) на вал забойного двигателя, как

 

, (2.6)

Gmax - максимальная осевая нагрузка на долото, Н;

Gвp - вес вращающихся элементов турбобура (забойного двигателя), Н;

Тп- осевая нагрузка на осевую опору двигателя, Н;

 

;

 

dcp- средний диаметр турбинок, м [8];

Рт - перепад давления в турбобуре, МПа;

Роч– давление, необходимое [1] для очистки забоя от выбуренной

породы, Па, (в формуле (2.5) - в МПа);

Ргд- перепад давления в промывочном узле долота, МПа (см. далее);

PR- гидроимпульсное давление, МПа; до2 МПа [1], но лучше

рассчитать;

1, 2- плотности промывочной жидкости внутри бурильного инстру-

мента и в заколонном пространстве, кг/м3 (или Н·с2/м4);

ai- коэффициент гидросопротивлений, не зависящих от глубины (L)

скважины, или от длин секций бурильной колонны, м-4;

bi, bj- коэффициенты гидросопротивлений, зависящих от L, м-5;

li, lj- длины секций бурильной колонны с разными диаметрами и

толщинами стенок труб, м.

2.4.2 Перепад Ргд следует определить как технологически необходимый (Рдт). При этом Ргдсчитаем «активным» регулятором гидравлической нагрузки Gг. Величину Рдт находим согласно выражению [1]

 

. (2.7)

2.5 Порядок выполнения заданий по п.п. 2 - 4.

2.5.1 Из задания 2.1, 2.2 берем величину G (т.к. РШв 2.1, 2.2 задано в единичном значении, то для расчета Рmax и Рдт условно берем Gmax = Gcp = G).

2.5.2 Определяют , (здесь b - учитывает Архимедову силу, a GT - вес турбобура) [9].

2.5.3 Принимается ТП к расчетам по формулам (2.6) и (2.7); для мягких пород ТП = + (10...30) кН, для средних можно ТП = 0 (переход от «+» к «-»), для твердых ТП = - (10...30) кН, но для работы долота и турбобура надо брать ТП 0.

2.5.4 Рассчитываем: Fр(dср взять из [6, 8, 9]; Роч- как Роч = Nоч/Qmin (Noч - мощность для очистки забоя от выбуренной породы, рассчитывается по [5], a Qmin берется из табл.2.4 данных методических указаний), причем для крепких пород можно Роч= 0. При расчете Роч плотность породы (п) следует принять согласно данным работ [3, 4] или как среднюю (для данного задания) п = 2500 кг/м3.

Механическую скорость бурения здесь также условно можно принять: 40 м/ч (мягкие породы), 30 м/ч (средние породы) и 20 м/ч (твердые породы).

 

Таблица 2.4 - Данные к расчету Qтн по вариантам

 

Номер варианта Qmin, л/с 1, кг/м3 2, кг/м3 Тип бурильных труб Наружный диаметр труб, мм Толщина стенки трубы, мм Глубина скважины, м
П
П
В
П
Д16-Т
ВК
7 Д16-Т
В
П
П
В
В
П
Д16-Т
Н
Д16-Т
Продолжение таблицы 2.4
В
Н
Д16-Т
П
Д16-Т
Д16-Т
П
ВК

 

2.5.5 Принимаем Qmin, 1, 2 и бурильную колонну (трубы) согласно таблицы 2.4, определяем ai, bi, bj [1].

2.5.6 В данном задании можно потерями в УБТ пренебречь.

2.6 Выбор турбобура (ГЗД).

2.6.1 Диаметр ГЗД выбирают в соответствии с диаметром долота (Dд).

2.6.2 Частоту n (из п. 2.3) приравниваем оптимальной частоте вращения вала выбираемого турбобура.

2.6.3 Рассчитывают момент сопротивлений при работе турбобура (с долотом) в процессе углубления скважины (при Мс = Мс min)

 

;

 

, (2.8)

 

где Mдп, Mу– «полезный» и удельный моменты при работе долота по

углублению скважины, Н·м/кН;

Gc – статическая составляющая осевой нагрузки на долото, кН:

;

Мо – вращающий момент на трение долота о стенки скважины, Н м;

МП - момент, расходуемый на сопротивления в осевой опоре турбобура

 

; (2.9)

 

ТП - осевая нагрузка на осевую опору (пяту) турбобура, ее можно

принять как предложено в п.2.5;

µп - коэффициент сопротивления в осевой опоре турбобура,

µп= 0,08...0,3; в данном задании можно брать µп = 0,1 – 0,25;

rп- средний радиус трения в пяте осевой опоры, м:

;

 

rН, rВ- наружный и внутренний радиусы пяты опоры, м; для турбобу-

ров диаметром, соответственно, 240, 195 и 172 мм:

 

rН= 92 мм, rВ = 70 мм;
rН= 75мм, rВ = 62мм;
rН = 66 мм, rВ = 56 мм.

 

Величины Мо и Му можно рассчитывать как

 

;

DД - диаметр долота, м;

 

;

 

R- радиус долота, м;

µГП - коэффициент трения (сопротивления) вооружения долота о

породу (µГП= 0,1...0,4 – соответственно, для крепких пород и

очень мягких).

2.6.4 Приравнивая Мс к оптимальному вращающему моменту на валу турбобура (МОП) и n -к оптимальной частоте вращения вала двигателя (nОП), по справочным данным [5, 6, 10, 11] или из табл. 2.5 находят лучший турбобур при возможно минимальном расходе (из справочных) промывочной жидкости или при технологически необходимом (QТН) расходе (или из задания 2.5).

2.6.5 Отметим, что выполнение заданий 2.5 и 2.6 можно менять местами; определять QТНпри предварительно выбранном перепаде давления в турбобуре (т.е. предварительно выбран турбобур). Либо как в задании 2.6 выбирается турбобур при минимально возможном Q, рекомендуемом в справочных данных о работе турбобуров. Метод выбора турбобура (п. 2.6) применим при выборе других типов ГЗД.

2.6.6 Порядок выполнения задания.

2.6.6.1 Рассчитывают Му, Gc, МДП, Мо, принимают µП, ТП, находят rП, МП, Мс.

2.6.6.2 Приравнивают Мс = Моп и n = nОП и выбирают лучшую модель турбобура.

2.6.6.3 Если QTНзаранее не рассчитан, то берут модель при минимальном Qиз справочных величин (не путать Qmin). Когда известна величина QTН, тогда турбобур выбирают при QTН. В обоих случаях возможно (или необходимо) применять формулы пересчета при плотности 1 (из задания 2.5).

Например.

Рассчитаны: МС = 1700Н·м, n= 420об/мин (7 об/с), QTН = 32 л/с, (0,032 м3/с). Даны также: 1 = 1200 кг/м3 идиаметр турбобураdT = 195 мм.

Из работ [6, 9, 10] следует, что согласно вышеприведенным параметрам можно принять турбобур ЗТСШ1-195 при Q = 30 л/с.

Применим формулы пересчета [1] и при нашем Q= 32 л/с, находим

 

Н·м;

 

.

 

Можно применить турбобур ЗТСШ1-195 при QTН = 32 л/с. Но можно при наших nТ, МС, и QTН взять две секции ЗТСШ1М2-195. Если не приемлем ни один из турбобуров, то можно выбрать двигатели «Д», ТРМ и др.

2.7 Построение характеристики турбобура.

2.7.1 Принимаем систему декартовых координат, причем с ограничением построений в одной плоскости при соотношении длины ординаты (пусть y) к длине отрезка оси абсциссы (x) – 1/2; при этом сразу можно принять масштаб и сетку для удобства построений.

В данном случае на оси y отмечаем вращающий момент, вырабатываемый турбобуром в зависимости . Здесь n, как и ранее, - частота вращения вала турбобура (и, естественно, долота), которая реализуется во времени t, как и другие параметры, а отражает энергию (Э).

2.7.2 Далее отмечаем , тормозной момент MT (в пределе , но реально может быть в зависимости от условий работы турбобура) и пусковой вращающий момент (Mпу). Проводим линию MT-0/,обозначая потенциальные возможности турбобура по , как закрытой системы, для одного акта передачи энергии турбобуром.

2.7.3 Затем слева и справа от осей y (от MT-0 и 0-5) по отрезкуli = nx/5отмечаем точки 2* и 4* с восстановлением перпендикуляра из т. 2* до
линии MT–0/(отмечаем т. 2; а далее и т. 4) . Таким образом выделяем площадь, ограниченную т.т. 2-4-4*-2*, где отражаем энергию, вырабатываемую турбиной (условно в одной плоскости).

2.7.4 Строим кривую 2-3-4 (центр в точке 3) по формуле Эйлера, как пологую катангенсоиду для элементарной струйки жидкости, протекающей через турбину, которая (кривая) на рисунке 1 от т. 2 до т. 4 имеет вид синусоиды, что соответствует процессам в природе (левее т. 2 и правее т. 4


Шифр двигателя (тип) Тип турбины Число турбинок (секций) Q, л/с MОПН·М nОП, об/мин РТ, МПа Длина двигателя, м Вес двигателя, кН
Т12РТ-240 30/16,5 660* 8,3 20,2
ТСШ-240 30/16,5 8,2 - -
ЗТСШ1-240 30/16,5 5,5 - -
Т13МЗБ - 1с. 4,5 8,2 20,3
ТО2-240 - 1с. 10,2 25,9
ЗТСШ 1-195 26/16,5 (4,5**) - -
ЗТСШ1-195ТЛ 24/18 (4) - -
ТСШ-М1 38/15; 38/12 5,3 26,9
ТСШ-М2 32/15; 38/12 (5) 26,9
А7Ш А7Н4С 2с. 17,6 31,4
Д1-195 - 1с. 7,7
ТН-195 - 2с. 8,6 - -
ЗТСШ2-195-01 26/16,5 3,5 25,9 48,5
ТРМ-195 21/16,5 (4) 13,7
ТРМ-195 26/16,5 3,5 - -
ТО2-195 А7Н4С 1с. 3,7 10,1 18,5
ТО-195 24/20,5 4,3 9,7 16,9
Э185-8Р - - 7,9 - -
КТД4С-195 214/60 - Зс. 5,5 - -
ЗТСШ1-172 28/16 Зс. 8,8 25,4 35,3
ТПС-172 ТПС 5, 26,7 -
КТД4С-172 190/40   2.с 8,4 17,6 25,9

Таблица 2.5 - Характеристика некоторых забойных двигателей, применяемых в Тюменской области
(прокачиваемая жидкость - вода)

 

Примечания: * Для двигателей "Д" и "Э" это рабочая частота вращения вала.

** Перепад указан с учетом потерь в сужениях двигателя. Двигатель ТН включал 1с «Д» и 64 цельнолитых

турбинки.


такую кривую можно продлить штрихом для демонстрации её существенного отличия от линии MT-nx).

Уравнение Эйлера для турбины возьмем в виде [8]

 

, (2.10)

 

где kст, rср – количество турбинок в турбине и средний радиус турбинки;

1– угол между направлением окружной скорости вращения ротора

турбинки –uи направлением скорости входа жидкости на лопатку

ротора;

2 –угол между u и направлением струи жидкости, выходящей с

лопатки ротора;

 

; (2.11)

 

Q – расход промывочной жидкости через турбину;

FСТ – площадь поперечного сечения решетки статора [8].

 

 

Рисунок 1 - Характеристика турбобура

 

2.7.5 Далее проводим линию 4*-4под прямым углом к 0-0/, находим точку её пересечения с кривой 2-3-4и окончательно ставим т.4; причем менее точно эту кривую можно построить так. Делим отрезок 2*-4*на четыре части, из т. 7 проводим перпендикуляр до т. 9, которую отмечаем на биссектрисе угла со сторонами MT-3 и 3-MОП (влево от т. 3), строим синусоиду через т.т. 2-3-4, при этом т. 4 появится при пересечении данной кривой с перпендикуляром из т. 4*.

2.7.6 Точкой пересечения линии 2*-2 с катангенсоидой 2-3-4 отмечаем . После этого проводим синусоиды 0-10-2, или 1-10-2 и
MОП -11-10-2 в зависимости от величины MПУ, скорости протекания процесса и изменения или . По аналогии вибропроцессов точки10, 3, 4, 5 можно назвать узлами синусоид 1-2, 2-4(и далее 4-5), а точки, где амплитуда этих синусоид максимальна – пучностями, помня, что энергия между объектами передается в динамике. Кривыми 0-10-2и 4-5отмечаем переходные режимы работы турбобура. Кривая 5-12, по существу, отражает повтор процесса MОП -11-10-2(к повтору 1-го цикла работы турбобура). Соединив прямыми точки 0 и 2, или т. MОП (слева) и т. 2, получаем начальный этап передачи энергии в турбобуре, а проведя (восстановив) перпендикуляр из середины прямой 0-2 получаем направление на nоп (т. 3*). Также из точек 3 и 8 можно получить определенные направления с указанием характерных точек в модели характеристики забойного двигателя и наоборот. Это означает, что имеется вполне определенная взаимосвязь в передаче энергии в отдельных частях натурных механизмов; в данном случае связь потока энергии, проходящей по центру объекта и его периферии.

2.7.7 Построение синусоиды 4-5

От т. 0/ отмечаем т. 5 на расстоянии l равном MТ/5 и строим кривую 4-5 в форме синусоиды, которая отражает передачу энергии от турбины к валу шпинделя и к долоту. При этом показан путь 5-12-2 (и далее) повтора акта передачи энергии в турбобуре.

Построить другие параметры характеристики турбины и турбобура можно в соответствии с известными положениями гидравлики и механики, с использованием результатов стендовых и промысловых исследований.


Литература

 

1 Кулябин Г.А., Долгушин В.В. Технология углубления скважин с моделированием процессов в динамике. Тюмень. «Вектор Бук», 2008, 196с.

2 Потапов Ю.Ф., Матвеева A.M., Маханько В.Д. и др. Проектирование режимов турбинного бурения.- М.: Недра, 1984.- 240с. - ил.

3 Абрамсон М.Г., Байдюк Б.В., Зарецкий B.C. и др. Справочник по механическим свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1984.- 207с. - ил.

4 Спивак А.Н., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. М.: Недра, 1979.- 239с. - ил.

5 Палий Л.А., Корнеев К.Е. Буровые долота. Справочник. М.: Недра, 1971.- 446с.-ил.

6 Шумова З.И., Собкина И.В. Справочник по турбобурам. М.: Недра, 1970.- 192с.-ил.

7 Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. Учебник для вузов М.: Недра, 1987.- 304с. - ил.

8 Султанов Б.З., Шаммасов Н.Х. Забойные буровые механизмы и инструменты. М.: Недра, 1976.- 239с.

9 Гусман Н.Т., Любимов В.Г., Никитин Г.М. и др. Расчет, конструирование и эксплуатация турбобуров. М.: Недра, 1976.- 368с. - ил.

10 Справочник бурового мастера / Под общей ред. В.П. Овчинникова, СИ. Грачева, А.А. Фролова/. Т.1. Инфра-Инженерия. Москва. 2006.- 608с.

11 Северинчик Н.А. Машины и оборудование для скважин. М.: Недра, 1986.- 368с.-ил.


Методические указания к выполнению практических работ по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» и направления «Нефтегазовое дело» всех форм обучения - Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. – 20 с.

 

 

КулябинГеннадий Андреевич
Долгушин Владимир Вениаминович
Баширов Ильдар Ильзурович
СемененкоАнастасия Федоровна
СемененкоТатьяна Михайловна

 

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА ТУРБИННОГО БУРЕНИЯ,