Расчет рабочих характеристик забойных двигателей

Рабочей выходной характеристикой турбобуров называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура от осевой нагрузки на долото. Она служит для определения интервала осевых нагрузок, при которых наблюдается устойчивая работа турбобура, а также для оптимизации режимов турбинного бурения.

Исходные данные для расчета:

· Турбобур 3ТСШ1-195;

· Q = 0, 026 м³/с;

· r = 1100 кг/м³;

· D_д = 215, 9 мм;

· М_уд = 4*10^-3 м;

· D_с = 0, 130 м;

· D₁ = 0, 149 м;

· D₂ = 0, 124 м;

· D_в = 0, 135 м.

В = 0, 5*4790*9, 81 = 23495 Н – вес вращающихся деталей и узлов турбобура.

Произведем расчет.

Определим параметры турбины n, М, DR:

 

 

Определим разгонный момент на валу турбобура:

 

 

где m = 0, 12 – коэффициент трения в опорах турбобура;

Р – средней радиус трения;

Р_г – гидравлическая нагрузка в турбобуре;

 

Определим разгонную частоту вращения вала турбобура:

 

 

где М_т = 2*М, М_т – тормозной момент;

Определим удельный момент в пяте:

 

 

Основные расчетные уравнения, описывающие рабочую характеристику турбобура;

Результаты расчета сводим в таблицу 2.11.

Таблица 2.11

Gi, кН	0	50	125	150	175	200	260
ni, с-1	4, 48	4, 9	5, 52	5, 74	5, 13	4, 53	3, 08
Мi, Нм	118, 75	528, 74	1143, 74	1348, 74	1553, 74	1758, 74	2250, 74
Ni, кВт	3, 34	16, 275	39, 69	48, 63	50, 11	50, 047	43, 514

 

На основе полученных данных построим рабочую характеристику турбобура 3ТСШ1-195.

Рисунок 2.2 Рабочая характеристика 3ТСШ1-195

в координатах M – G; N – G; n – G.

 

Произведем анализ рабочей характеристики турбобура. Из рис. 2.2 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок 0 ¸ 140 кН и 160 ¸ 250 кН.

Из практики известно, что при ê Р_г - G_i ê < 10⁴ Н наблюдается усиление вибраций турбобура и бурильного инструмента. В нашем случае эта область распространяется на интервал нагрузок 140 ¸ 160 кН. Отсюда следует, допустимая нагрузка на турбобур лежит вне зоны вибрации, поэтому режим работы нормальный.

Составление проектного режима бурения

Выбор проектного режима бурения скважины производим в соответствии с пунктами 2.1; 2.6.1; 2.6.2, а также исходя из опыта бурения скважин и выбранные данные сводим в таблицу 2.12.

 

Таблица 2.12

Сводная таблица режима бурения

Интервал бурения, м		Диаметр долота, мм	Тип забойного двигателя	Расход, м3/с	Давление, Мпа	Нагрузка на долото, кН	Параметры промывочной жидкости
от	до						r, кг/м3	УВ, с	ПФ, см3/ 30мин
0	550	295, 9	––	0, 037	13	10-12	1120	35	6
550	1300	215, 9	3ТСШ-195	0, 026	15	17	1100	25	5¸ 6

 

Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки.

Расчет эксплуатационной колонны:

Исходные данные для расчета:

На рис.2.3 приведена расчетная схема эксплуатационной колонны.

 

 

D_к =244, 5 мм;

д_к = 8, 9 мм;

Н_к = 550 мм;

D_э = 168 мм;

Н_э = 1300 м;

h₂ = 750 М;

с =1100 кг/м³;

с =1000 кг/м³;

 

 

Рисунок 2.3 Расчетная схема эксплуатационной колонны.

 

Цементный раствор от 550 до 1300 м. Облегченный цементный раствор от устья до 550 м. Подъем цемента осуществляется до устья скважины. Продавку цементного раствора в заколонное пространство осуществляется технической водой с = 1000 м/кг³.

Рассчитаем плотность облегченного цементного раствора:

 

 

где – давление поглощения на глубине 550 м;

 

где к_п – коэффициент поглощения, к_п = 1, 5;

с_в – плотность воды, с_в =1000 кг/м³;

Н^{`</sup> – глубина поглощающего пласта, Н<sup>`} = 550м;

Округлим плотность облегченного цементного раствора до 1500 кг/м³.

Рассчитаем плотность цементного раствора по формуле:

 

 

где – давление поглощения на глубине 1300м;

 

 

где Р_пл – пластовое давление на глубине 1300 м, Р_пл = 9, 0 МПа;

Плотность цементного раствора равна 1820 кг/м³.

Рассчитаем для цементного раствора пластическую вязкость и ДНС:

Для цементного раствора:

Примем ф_ц.р. = 8, 47 Па, з_ц.р. = 0, 038 Па*с.

Рассчитаем для облегченного цементного раствора пластическую вязкость и ДНС:

Примем ф_ц.р. = 4, 05 Па, з_ц.р. = 0, 018 Па*с.

Расчет построение эпюр внутренних и наружных избыточных давлений

Определение внутренних давлений.

Максимальное значение рабочих внутренних давлений отмечается при испытании скважины на герметичность. Минимальные значения – в конечный период эксплуатации.

1) В период ввода скважины в эксплуатацию.

 

 

где

Р_вz – внутренние давление на глубине Z;

где Р_опр – давление опрессовки;

Р_у – давление на устье.

Так как Р_опр < 10 МПа, то принимаем Р_опр = 10 МПа, где 10 МПа – минимальное опрессовочное давление для колонны диаметром 146 мм.

 

 

2) При окончании эксплуатации.

Определение наружных давлений.

1) В период ввода скважины в эксплуатацию

 

 

для Z < H_скв,

где к – коэффициент разгрузки цементного камня, к = 0, 25.

для Z = Н_скв

2) При окончании эксплуатации

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться: