animateMainmenucolor
 
Малогабаритные буровые установки
 
 
Вездеходы Арго
 
 
Каталог предприятий
 
 
Сделай заказ
 
 
Наличие на складе
 
 
Буровые установки
 
 
Буровое оборудование
 
 
Буровой инструмент
 
 
Запчасти к буровым установкам
 
 
Технология бурения скважин
 
 
Расчеты в бурении
 
 
Горные породы
 
 
Природные ресурсы
 
 
Техника для содержания скважин
 
 
Бурильно-крановые машины
 
 
Буровые вышки
 
 
Насосное оборудование
 
 
Оборудование водопонижения
 
 
Нефтегазопромысловое оборудование
 
 
Нефтегазопромысловая спецтехника
 
 
Горнодобывающее оборудование
 
 
Геофизическое оборудование
 
 
Геологоразведка
 
 
Добыча золота
 
 
Словарь
 
 
Реклама
 
 
Инженерно-геологические изыскания
 
 
Инженерно-геодезические изыскания
 
 
Учебные заведения
 
 
Дополнительное оборудование
 
 
Фотографии
 
 
Заказать буровое оборудование, станок СКБ 4
 
 
Карта сайта
 
 
{продукция}
{компания}

Турбинное бурение

При турбинном бурении практически можно управлять только осевой нагрузкой на долото, которая определяется так же, как и при роторном бурении. В зависимости от Рд, а следовательно, и вращающего момента на долоте устанавливается та или иная частота вращения (например, повышение Рд вызывает рост М, а n падает). Связь между М и n определяется рабочей характеристикой турбобура, которая зависит от Q и ρб.р

В выборе Q при турбинном бурении также меньше возможностей, чем при роторном бурении, так как основная часть создаваемого в насосах давления расходуется в турбобуре. Таким образом, расход Q является основным параметром, от которого зависят все остальные, и он должен быть достаточным, чтобы двигатель мог развить момент, необходимый для вращения долота при заданном значении Рд:

М≈kтудРд0),               (16.51)

где kт - коэффициент, учитывающий момент на преодоление сил трения в подшипниках ГЗД (kт ≈1,1÷1,2); Муд - удельный момент, Нp·м/Н; М0 - вращающий момент на преодоление сил сопротивления, практически не зависящий от Рд, Н·м.

Момент, необходимый для вращения, можно вычислить также по формуле

         (16.52)

где ηд - механический КПД долота, для нового долота ηд=0,96-0,98.

Удельный момент определяется опытным путем (например, косвенно с применением турботахометра непосредственно при бурении скважин) либо по формуле

             (16.53)

где ад - коэффициент, зависящий от модели долота, ад≈1 для трех шарошечных долот типов М, МС, МСЗ; ад≈0,7÷0,8 для долот С, СЗ, СТ, СТЗ; ад≈0,5÷0,6 для долот Т,ТЗ; ад≈2÷2,5 для фрезерных долот; ад≈1,7÷1,9 для алмазных и одношарошечных.

Для трехлопастных долот Муд примерно на 35-50% больше, чем для долот типа С.

 

Значения М0 при бурении вертикальных скважин в диапазоне изменения ρб.р= 1200-5-1700 кг/м3 (по данным В.И.Курепина) можно определить из графика (рис. 16.3)

Рис. 16.3. Зависимость момента М0 от лиаметра долота D при бурении вертикальных скважин в диапазоне изменении плотности бурового раствора 1200-1700 кг/м3: 1, 2 - минимальные и максимальные значении соответственно.

При турбинном способе бурения выбранный расход бурового раствора, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу турбобура с заданным для разрушения породы моментом.

При турбинном бурении расход (в м3/с), обеспечивающий необходимый момент, определяется из выражения

              (16.54)

где Qтабл - расход раствора, м3/с, с плотностью ρб.р, кг/м3, при котором турбобур развивает вращающий момент Мтабл, Н·м.

При разбуривании продуктивных пластов желательно применять те турбобуры, для работы которых необходим возможно меньший расход Q, но не ниже вычисленного по формуле (14.8, а)

При бурении алмазными долотами значение Q выбирается из условия обеспечения нормальной работы турбобура. Рекомендуемые значения Q (в л/с) в зависимости от диаметра долота D (в мм) приведены ниже.

D, мм

Q, л/с

D, мм

Q, л/с

138,1:149,4; 159,4

6-18

214,3

26-36

163,5

14-22

242,1; 267,5

30-50

186,9

20-30

292,9; 295,3

45-60

При использовании раствора с низким значение ρб.р принимается наибольшее значение Q.

Знание Q необходимо для оценки процесса разрушения горных пород в его взаимосвязи с энергетической характеристикой турбобура.
Если значения расхода Q и давления на насосе рн остаются неизменными, то частота вращения и снижается с повышением пластичноста горных пород (т.е. с ростом моментоемкости) и напротив и повышается, если встречаются хрупкие и твердые породы.

Для расчета частоты вращения можно воспользоваться выражением

               (16.55)

где nх - частота вращения при холостом ходе турбобура, мин-1; Мт - тормозной момент трубобура, Н·м.

Значения nх и Мт определяются с учетом фактических характеристик для данного интервала бурения Q и ρб.р по зависимостям

                (16.56),                       (16.57)

где nс.х, Мт.с, Qc, ρс - соответственно табличные данные стендовых характеристик частоты вращения вала турбобура, тормозного момента, расхода и плотности бурового раствора.

Данные для некоторых типов турбобуров приводятся в табл. 16.10.

Таблица 16.10

Тип турбобура

Qc, л/с

ρс, кг/м3

nс.х, мин-1

Mт.с, Н·м

А9Ш

45

1200

830

6140

А7Ш

20

1200

950

1470

ЗТСШ1-240

34

1200

900

6640

ЗТСШ-195

24

1200

1060

3630

Фактические значения Муд для долот различного диаметра и пород различной твердости приведены в табл. 16.11.

Таблица 16.11

Диаметр долота, мм

Удельный момент на долоте по категориям твердости пород, Нм/кН

I-II

III-1V

V-V1

VII

VIII и более

120,6

9,5

6,9

4,4

2,8

1,9

139,7

11,0

8,1

5,2

3,3

2,2

151

11,9

8,7

5,5

3,6

2,4

190,5

15,0

11,0

7,0

4,5

3,0

215,9

16,9

12,4

7,9

5,1

3,4

244,5

19,3

14,2

9,0

5,8

3,9

269,9

21,2

15,6

9,9

6,4

4,3

245,3

23,3

17,1

10,8

7,0

4,7

320

25,2

18,5

11,8

7,6

5,1

Характеристики Муд для долот, не указанных в табл. 16.11 находят методом интерполяции либо по зависимости

               (16.58)

где Муд1 - табличные значения удельного момента для исходного долота соответствующей категории твердости породы; Муд2 - искомая величина удельного момента для фактического диаметра долота и данной твердости породы; D1 и D2 - соответственно исходный и фактический диаметры долота.

Наибольшая частота вращения (в с-1) долот, вооруженных сверхтвердым материалом (алмазы, славутич и т.д),

nmaxкр/πD,                (16.59)

где ωкр - окружная скорость периферии долота, при которой начинается графитизация или интенсивное и термическое разрушение сверхтвердых материалов, м/с, ωкр=7÷9 м/с.

Турбобур выбирается исходя из условия передачи на забой наибольших значений мощности и крутящего момента. Высокооборотные турбобуры с частотой вращения 600-750 мин-1 дают удовлетворительные результаты только при бурении в крепких породах сравнительно неглубоких скважин с промывкой водой или маловязкими глинистыми растворами небольшой плотности, а также при алмазном бурении малоабразивных пород с Рд, обеспечивающей максимальное значение vм; тихоходные турбобуры с расчетной частотой вращения примерно 300-450 или 200-300 мин-1 эффективно использовать при проходке шарошечными долотами глубокозалегающих пластичных и абразивных пород; при сравнительно больших глубинах скважин (а также при разбуривании продуктивных пластов) желательно применять такие турбобуры, для работы которых требуется расход, близкий к величине, найденной по формуле (14.8, а).

При таком выборе уменьшается дифференциальное давление на забое, а в ряде случаев и число буровых насосов.

Размер турбобура определяется диаметром скважины и должен быть, как правило, меньше его на 20 мм.

Торговый дом АУМАС