Диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80-90% от Дд.
Расход промывочной должен быть близким к номинальному забойного двигателя (см. табл.2.6).
Крутящий момент, развиваемый забойным двигателем, должен обеспечить эффективное разрушение горной породы на забое скважины.
Забойный двигатель должен обеспечивать частоту вращения долота, находящуюся в пределах или не менее этих значений, необходимых для разрушения горных пород (см. табл.2.5).
Характеристики применяемых турбобуров и турбинных отклонителей производства Кунгурского машиностроительного завода представлены в табл.2.9 и 2.10, характеристика винтового забойного двигателя производства Пермского филиала ВНИИБТ приведена в табл.2.11
Таблица 2.9 Характеристики турбобуров
| Характеристики | А9ГТШ | 3ТСШ1-195 |
| Наружный диаметр корпуса, м | 0,240 | 0, 195 |
| Дина в сборе, м | 23,3 | 25,7 |
| Расход бурового раствора, м3/сек | 0,045 | 0,030 |
| Момент силы на выходном валу, Н×м | 3060 | 2009 |
| Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин | 246 | 384 |
| Перепад давления в рабочем режиме, МПа | 5,5 | 3,9 |
| КПД,% не менее | 32 | 51 |
| Наработка на отказ турбинной секции, ч | 1200 | 1200 |
| Масса, кг | 6125 | 4790 |
Таблица 2.10 Характеристики турбинных отклонителей
| Характеристики | ТО-240К | ТО-195К |
| Наружный диаметр корпуса, м | 0,240 | 0, 195 |
| Дина в сборе, м | 10,2 | 9,8 |
| Угол перекоса, град | 1,5 | 1,5 |
| Расход бурового раствора, м3/сек | 0,045 | 0,030 |
| Момент силы на выходном валу, Н×м | 1489 | 1252 |
| Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин | 398 | 375 |
| Перепад давления в рабочем режиме, МПа | 3,4 | 3,7 |
| КПД,% не менее | 32 | 48 |
| Наработка на отказ турбинной секции, ч | 400 | 400 |
| Масса, кг | 2700 | 2350 |
Таблица 2.11 Характеристика винтового забойного двигателя
| Характеристики | Д2 - 195 |
| Наружный диаметр корпуса, м | 0, 195 |
| Дина в сборе, м | 6,5 |
| Расход бурового раствора, м3/сек | 0,030 |
| Момент силы на выходном валу, Н×м | 5200 |
| Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин | 114 |
| Перепад давления в рабочем режиме, МПа | 4,3 |
| Наработка на отказ, ч | 180 |
| Полный назначенный ресурс, ч | 600 |
| Масса, кг | 1100 |
При выборе турбобура необходимо выполнение основного условия:
Мзд>М, (2.45)
где Мзд - необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя, Н×м;
М - необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя при работе его на воде, Н×м, определяемый по формуле:
М=500· Дд+ (Qоп+120· Дд) · G Н×м, (2.46)
где Qоп - опытный коэффициент (Qоп =1…2 Н×м/кН) [7] ;
G - осевая нагрузка на интервале бурения (см. табл.2.4), кН.
Необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя определяется по формуле:
Мзд=2·Мтн· ( (q·Q2) / (qВ·Qтн2)) Н×м, (2.47)
где
Мтн -номинальный крутящий момент на валу забойного двигателя, Н×м;
q- удельный вес бурового раствора, Н/см3;
qВ - удельный вес воды, Н/см3;
Q- расход промывочной жидкости, м3/сек;
Qтн - номинальный расход промывочной жидкости, м3/сек.
При бурении под кондуктор по формуле (2.46):
М=500· 0,2953+ (2+120· 0,2953) · 60=2394 Н×м.
Для турбобура А9ГТШ по формуле (2.47):
Мзд=2·3060· ( (1,18·104 ·0,0592) / (1·104 ·0,0452)) =12414>2394 Н×м.
Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит. Для турбинного отклонителя ТО - 240К по формуле (2.47):
Мзд=2·1489· ( (1,18·104 ·0,0592) / (1·104 ·0,0452)) =6041>2394 Н×м.
Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбинный отклонитель подходит.
При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 650 - 2550 м по формуле (2.46):
М=500· 0,2159+ (2+120· 0,2159) · 90=2620 Н×м.
Для турбобура 3ТСШ1-195 по формуле (2.47):
Мзд=2·2009· ( (1,1·104 ·0,0302) / (1·104 ·0,0302)) =4420>2620 Н×м.
Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.
Для турбинного отклонителя ТО - 195К по формуле (2.47):
Мзд=2·1252· ( (1,1·104 ·0,0592) / (1·104 ·0,0452)) =2754>2394 Н×м.
Условие (2.45) выполняется, следовательно по этому условию турбинный отклонитель подходит.
При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м по формуле (2.46):
М=500· 0,2159+ (2+120· 0,2159) · 180=5131 Н×м.
Для виинтового забойного двигателя Д2 - 195 по формуле (2.47):
Мзд=2·5200· ( (1,09·104 ·0,0302) / (1·104 ·0,0302)) =11336>5131 Н×м
Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.
Цель составления гидравлической программы бурения - определение рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку долот, при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого инструмента.
Расчет производится по методике, предложенной в [8].
Исходные данные для расчета:
Глубина бурения скважины L, м 2830.
Удельный вес разбуриваемых пород qГП, Н/м3 2,4·104.
Механическая скорость бурения Vм м/с 0,005.
Момент турбобура, необходимый для разрушения породы, Мр Н·м 1450.
Реологические свойства жидкости:
динамическое напряжение сдвига tО, Па 20.
пластическая вязкость h, Па·с 0,027.
Удельный вес бурового раствора qГП, Н/м3 1,08·104.
Тип бурового насоса УНБТ 950.
Число буровых насосов 1.
Наминальный расход насоса Qн, м3/сек 0,037.
Наминальное рабочее давление Рн, МПа 23.
Элементы бурильной колонны
УБТ - 178x90:
длина l1, м 62;
наружный диаметрdн1, м 0,178;
внутренний диаметр dв1, м 0,080.
УБT- 146x74:
длина l2, м 8;
наружный диаметр dн2, м 0,146;
внутренний диаметр dв2, м 0,074.
ТБПВ:
длина l3, м 250;
наружный диаметр dн3, м 0,127;
внутренний диаметр dв3, м 0,109;
наружный диаметр замкового соединения dз3, м 0,170.
ЛБТ:
длина l4, м 2778;
наружный диаметр dн4, м 0,147;
внутренний диаметр dв4, м 0,125;
наружный диаметр замкового соединения dз4, м 0,172.
Элементы наземной обвязки:
Условный диаметр стояка, м 0,168.
Диаметр проходного сечения, м:
бурового рукава 0,102;
вертлюга 0,100;
ведущей трубы 0,85.
Определяются потери давления в бурильных трубах.
Вычисляются потери давления внутри бурильных труб. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:
Rекр=2100+7,3· ( (q·dв2·tО) /10·h2) 0,58. (2.48)
В ЛБТ:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,1252·20) / 10·0,0272) 0,58=16204.
В ТБПВ:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,1092·20) / 10·0,0272) 0,58=14132.
В УБТ-178:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,0902·20) / 10·0,0272) 0,58=10504.
В УБТ-146:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,0742·20) / 10·0,0272) 0,58=9778.
Определяются действительные числа Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:
Rеm= (4·q·Q) / (10·p·dв·h). (2.49)
В ЛБТ:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,125·0,027) =12230
В ТБПВ:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,109·0,027) =14024
В УБТ-178:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,090·0,027) =19108
В УБТ-146:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,074·0,027) =20657
В бурильной колонне в ЛБТ и ТБПВ Rеm<Rекр, значит движение происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана, а вУБТ-178 и УБТ-146 Rеm>Rекр, следовательно движение происходит при турбулентном режиме и описывается уравнением Дарси-Вейсбаха. Определяются потери давления. Рассчитывается число Сен-Венана для колонны труб ЛБТ и ТБПВ формуле:
Sт= (p·tО·dв3) / (4·h·Q). (2.50)
В ЛБТ:
Sт= (3,14·20·0,1253) / (4·0,027·0,030) =303.
В ТБПВ:
Sт= (3,14·20·0,1093) / (4·0,027·0,030) =230.
Определив значение Sт, по Рис.6.7. [8, стр 72] определяется значение коэффициента b: для ЛБТ - 0,84; для ТБПВ - 0,82.
Вычисляются потери давления внутри бурильной колонны по формуле:
DРт= (4·tО·l) / (b·dв) МПа. (2.51)
В ЛБТ:
DРт= (4·20·2778) / (0,84·0,125) =2,117 МПа.
В ТБПВ:
DРт= (4·20·250) / (0,84·0,109) =0,224 МПа
Рассчитывается значения коэффициентов гидравлического сопротивления l для УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:
l=0,1· (1,46·К/dв+100/ Rеm), (2.52)
где К - коэффициент шероховатости стенок, принимается для УБТ=3,0·10-4, м.
В УБТ-178:
l=0,1· (1,46·3,0·10-4/0,090+100/19108) =0,0322.
В УБТ-146:
l=0,1· (1,46·3,0·10-4/0,074+100/20657) =0,0326.
Вычисляются потери давления внутри УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:
DРт= (l·0,8·q·Q2·l) / (p2·dв5) МПа. (2.53)
В УБТ-178:
DРт= (0,0322·0,8·1,08·104·0,0302·62) / (3,142·0,0905) = 0,48 МПа.
В УБТ-146:
DРт= (0,0326·0,8·1,08·104·0,0302·8) / (3,142·0,0745) =0,093 МПа.
Суммарные потери давления внутри колонны бурильных труб и секций УБТ составит:
åDРт=0,093+0,48+2,117+0,224=2,92 МПа.
Местными потерями давления в приварных замках ТБПВ пренебрегают, так как потери не значительны [].
Вычисляются потери давления в наземной обвязке по формуле:
DРо= (аС+аР+аВ+аК) ·q·Q МПа, (2.54)
где аС=0,4, аР=0,3, аВ=0,3, аК=0,9 - коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки (см. табл.6.1 [8, стр.118]).