25333 (586594), страница 7
Текст из файла (страница 7)
Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении. По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуется насосы, развивающие производительность Q 0,03 м3/с при давлении Р 12,7 МПа.
По таблице 56 выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре втулок dвт = 170 мм –У8-6МА.
Заключительной стадией гидравлического расчета скважины является построение НТС – номограммы.
Для этого занесем в таблицу теоретические и фактические подачи и давления насоса при различных диаметрах втулки.
Теоретические подачи и давления насоса берем из таблицы 56.
Фактическая подача определяется по формуле:
где к – коэффициент, учитывающий работу насоса на всасывании (к = 0,85);
Q – теоретическая подача.
Таблица 2.9 - Давления и подачи У8-6МА
| Диаметр втулки, мм | Допустимое давление, МПа | Теоретическая подача, м3/с | Фактическая подача, м3/с |
| 160 | 16 | 0,0317 | 0,0269 |
| 170 | 13,9 | 0,0355 | 0,03018 |
| 180 | 12,2 | 0,0404 | 0,03434 |
2.6.5 Построение НТС – номограммы и определение режима работы насоса
НТС – номограмма – это совмещенная характеристика насоса, турбобура и скважины.
Для того, чтобы обеспечить заданный расход Q = 0,03 м3/с при давлении Р 12,7 МПа необходимо использовать данные по насосу для трех втулок указанных в таблице 2.9.
Для значений расходов высчитываем характеристику скважины (это зависимость потерь давления в элементах бурильной колонны от подачи и глубины спуска).
Расчет ведется для 3-х расходов Q1 = 26,9 л/с; Q2 = 30 л/с; Q3 = 34,3 л/с и для трех глубин Н1 = 3180 м; Н2 = 2000 м; Н3 = 1000 м.
Потери давления в элементах бурильной колонны рассчитываются по формулам подобия:
- для турбулентного режима, (2.30)
- для ламинарного режима. (2.31)
2.6.5.1 Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 3180 м
Таблица 2.10 - Потери давления в элементах бурильной колонны
| Участок БК | Длина труб L, м | Q, л/с | ||
| 30 | 26,9 | 34,33 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Внутри труб | ||||
| ЛБТ | 2616 | 1,42 | 1,14 | 1,86 |
| СБТ | 504 | 0,64 | 0,51 | 0,84 |
| УБТ | 72 | 0,37 | 0,27 | 0,48 |
| 3ТСШ1-195 | 25,7 | 4,3 | 3,46 | 5,63 |
| Долото | - | 2,1 | 1,69 | 2,75 |
| Ртр | - | 8,83 | 7,07 | 11,56 |
| В кольцевом пространстве | ||||
| ЛБТI | 1926 | 0,93 | 0,75 | 1,22 |
| ЛБТII | 690 | 0,22 | 0,18 | 0,29 |
| СБТ | 504 | 0,14 | 0,11 | 0,18 |
| УБТ | 72 | 0,17 | 0,14 | 0,22 |
| 3ТСШ1-195 | 25,7 | 0,34 | 0,27 | 0,45 |
| Ркп | - | 1,8 | 1,45 | 2,36 |
| Р | - | 10,63 | 8,52 | 13,92 |
2.6.5.2. Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 2000 м
Таблица 2.11 - Потери давления в элементах бурильной колонны
| Участок БК | Длина труб L, м | Q, л/с | ||
| 30 | 26,9 | 34,33 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Внутри труб | ||||
| ЛБТ | 1436 | 0,78 | 0,63 | 0,98 |
| СБТ | 504 | 0,64 | 0,51 | 0,84 |
| УБТ | 72 | 0,37 | 0,27 | 0,48 |
| 3ТСШ1-195 | 25,7 | 4,3 | 3,46 | 5,63 |
| Долото | - | 2,1 | 1,69 | 2,75 |
| Ртр | - | 8,19 | 6,59 | 10,66 |
| В кольцевом пространстве | ||||
| ЛБТI | 746 | 0,36 | 0,29 | 0,47 |
| ЛБТII | 690 | 0,22 | 0,18 | 0,29 |
| СБТ | 504 | 0,14 | 0,11 | 0,18 |
| УБТ | 72 | 0,17 | 0,14 | 0,22 |
| 3ТСШ1-195 | 25,7 | 0,34 | 0,27 | 0,45 |
| Ркп | - | 1,23 | 0,99 | 1,61 |
| Р | - | 9,42 | 7,58 | 12,27 |
2.6.5.3 Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 1000 м
Таблица 2.12 - Потери давления в элементах бурильной колонны
| Участок БК | Длина труб L, м | Q, л/с | ||
| 30 | 26,9 | 34,33 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Внутри труб | ||||
| ЛБТ | 436 | 0,24 | 0,19 | 0,31 |
| СБТ | 504 | 0,64 | 0,51 | 0,84 |
| УБТ | 72 | 0,37 | 0,27 | 0,46 |
| 3ТСШ1-195 | 25,7 | 4,3 | 3,46 | 5,63 |
| Долото | - | 2,1 | 1,69 | 2,75 |
| Ртр | - | 7,65 | 6,15 | 10,0 |
| В кольцевом пространстве | ||||
| ЛБТII | 436 | 0,14 | 0,11 | 0,18 |
| СБТII | 254 | 0,042 | 0,04 | 0,048 |
| СБТI | 250 | 0,068 | 0,05 | 0,089 |
| УБТ | 72 | 0,17 | 0,14 | 0,22 |
| 3ТСШ1-195 | 25,7 | 0,34 | 0,27 | 0,45 |
| Ркп | - | 0,76 | 0,61 | 0,99 |
| Р | - | 8,41 | 6,76 | 11,0 |
Таблица 2.13 - Характеристика скважины
| Q, л/с L, м | 26,9 | 30 | 34,33 |
| 1000 | 3,03 | 3,77 | 4,92 |
| 2000 | 3,85 | 4,78 | 6,19 |
| 3180 | 4,79 | 5,99 | 7,84 |
Таблица 2.14 - Характеристика турбобура
| Q, л/с L, м | 26,9 | 30 | 34,33 |
| 3180 | 3,73 | 4,64 | 6,08 |
По НТС – номограмме выбираем втулку диаметром 0,17 м и подачей 0,030 м3/с, которая обеспечивает промывку скважины и очистку забоя скважины от шлама, бурения до заданной глубины 2750 м с минимальными потерями давления. В начале бурения будем иметь запас по давлению, что может быть использовано, например, для усиления гидромониторного эффекта.
2.6.6 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей
Рабочей выходной характеристикой турбобура называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура (на долоте) от осевой нагрузки на долото.
2.6.6.1 Определение необходимых данных для расчета
Параметры турбины n, M, P определяются из выражений
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
