Для эффективного применения турбобура необходимо правильно спроектировать его энергетическую характеристику. При этом следует руководствоваться следующими общими положениями.
1. Надежный контроль за режимом работы турбобура в процессе бу
рения возможен при режиме, когда механическая скорость проходки
максимальная. Как правило, этот режим совпадает с экстремальным
режимом работы турбобура или располагается в непосредственной
близости в правой зоне кривой мощности. Таким образом, все расчеты
характеристики турбобура имеет смысл вести для экстремального режима
работы или режимов, близких к нему.
2. Следует помнить, что при недоиспользовании крутящего момента
турбобура долота отрабатываются на излишне высоких частотах вращения.
Это приводит к недобору проходки за рейс долота, и поэтому запас
крутящего момента не должен быть излишне большим.
3. При турбинном бурении гидравлическая мощность, которую можно
сработать в гидромониторных насадках долота, всегда намного меньше той,
которую можно использовать при роторном способе бурения. Поэтому
турбинное бурение предпочтительнее применять в разрезах, сложенных
достаточно крепкими породами.
При бурении в мягких и пластичных породах необходимо в первую очередь думать об очистке вооружения долота, что обеспечивается пра-
вильным и несимметричным расположением промывочных каналов долота. Вполне удовлетворительная очистка вооружения шарошек достигается при сработке в долоте перепада давления в 5 МПа.
4. При турбинном бурении целесообразно использовать осевые на
грузки на долото, составляющие 60 — 80 % тех, которые имеются при ро
торном способе бурения аналогичных разрезов.
5. Использование одной и той же энергетической характеристики тур
бобура в разных по буримости разрезах, например, в кварцитах и мягких
глинистых сланцах, заведомо ставит турбинный способ бурения в невыгод
ные условия. Поэтому тип сборки турбобура в каждом конкретном случае
должен соответствовать физико-механическим свойствам проходимых по
род, гидравлической программе бурения и возможностям применяемого
бурового оборудования. Формирование необходимой характеристики осу
ществляется за счет использования рационального соотношения турбин и
решеток ГТ.
Проектирование характеристики турбобура следует начинать с определения так называемого «удельного» крутящего момента на долоте т, выражающего функциональную связь между осевой нагрузкой на долото и крутящим моментом, необходимым для вращения долота:
т = M/G, (4.7)
где т — удельный момент, м; М — крутящий момент, Н-м; G — осевая нагрузка на долото, Н.
Удельные моменты для различных районов бурения и типоразмеров долот определены в результате испытаний турбобуров и электробуров и приводятся во многих источниках.
После определения т находят потребный крутящий момент турбобура на экстремальном режиме
М = mG. (4.8)
При этом нагрузку на долото G выбирают, исходя из типоразмера долота, физико-механических свойств разбуриваемых пород и других факторов.
Зная значение М, можно определить тормозной момент турбобура:
Ìò = 2Ì. (4.9)
Расход бурового раствора определяют, исходя из возможностей насосной группы буровой установки и имеющегося бурильного инструмента. На рис. 4.7 показаны совмещенные характеристики бурового насоса (1) и гидравлического тракта «манифольд — бурильная колонна с долотом — скважина» (2) без учета турбобура. Гидравлическая характеристика насоса строится по паспортным данным, а для манифольда, бурильной колонны, долота и кольцевого пространства скважины определяется расчетным путем или экспериментально.
Точка пересечения кривых 1 и 2 определяет предельные возможности данного бурового насоса. Расход бурового раствора Qmax, соответствующий этой точке, является предельным (не оптимальным) при бурении данной скважины роторным способом. Для создания необходимой эффективной характеристики турбобура рекомендуется использовать значения расхода О, составляющие 60 — 80 % Отах. Выбранное значение Q в большинстве случаев не должно превышать 0,07 л/с на 1 см2
площади забоя скважины.
 |
|
|
Рис. 4.7. Совмещенные гидравлические характе- Р, ристики бурового насоса {1) и гидравлического тракта «манифольд — бурильная колонна с долотом — скважина» (2)
бта
Q
Если в распоряжении проектировщика не имеется специальных типов турбин, то они выбираются из серийных, выпускаемых машиностроительными заводами. Пересчет параметров характеристики турбобура со стендовых данных производится по формулам (4.6).
При практических расчетах допускается не учитывать потери крутящего момента турбобура в шпинделе и в радиальных опорах секций, так как серийный турбобур обычно работает в зоне, близкой к разгрузке осевой опоры, где эти потери не очень значительны.
Потери давления в проточных каналах турбобура (без учета турбины) при расходе воды, равном 20 л/с, для турбобуров диаметром 164 и 172 мм составляют 0,7 МПа; для турбобуров диаметром 195 мм
— 0,4 МПа и для турбобуров диаметром 240 мм — 0,2 МПа.
Работа турбобура считается устойчивой до тех пор, пока обеспечивается как минимум двойной запас тормозного момента по сравнению с рабочим, хотя этот вопрос изучен в недостаточной степени. Регулирование рабочей частоты вращения осуществляется изложенными выше способами. Расчеты ведутся по формулам (4.1) — (4.7).
Конечная цель расчетов заключается в определении числа ступеней турбины и ступеней ГТ (если это необходимо), обеспечивающих необходимые значения крутящего момента и частоты вращения при заданных расходах и плотности бурового раствора. Разумеется, это число должно округляться для того, чтобы соответствовать целому количеству турбинных секций.
Расчет характеристики турбобура целесообразно вести для нескольких вариантов использования имеющихся турбин и ступеней ГТ. Затем выбирается тот вариант, который обеспечивает заданные параметры характеристики при меньшем перепаде давления на турбобуре, или тот, который дает возможность обходиться меньшим числом турбинных секций.
Обратите внимание: