Строительство нефтяных и газовых скважин. А. С. Новиков
Читать онлайн книгу.
– это забойные гидравлические двигатели, предназначенные для бурения скважин в различных геологических условиях. Спускаются к забою на бурильных трубах. Энергия, необходимая для работы турбобура, доставляется потоком жидкости, подаваемой по трубам, установленными на поверхности насосами. Жидкость, отработанная в турбине подается в долото и, проходя через отверстия в долоте, попадает на забой, очищает его, вынося разбуренную породу на поверхность. Турбобур состоит из стопора с дисками и ротора с дисками. Лопатки ротора и статора имеет противоположные направления наклона, левое и правое. Схематически на Рис. 64 Изображены внешний вид турбобура и пары ротор-статор. [9]
Рис 7.1. Турбобур
Мощность на валу турбобура определяется
N = (QHγ/75) * η (6.1)
Где: – Q – подача жидкости, л/с;
Н – перепад давления на турбобуре, кг/см2
γ – плотность жидкости, г/см3
η – КПД турбобура.
Турбобуры выпускаются различных типов. Односекционные, двух и трех секционные, быстроходные, тихоходные. Отличительная особенность – большое число оборотов вала турбобура (500–1200 об/мин.), что не всегда отвечает требованиям режима бурения.
В НПО «Буровая техника» – ВНИИБТ созданы турбобуры нового поколения типа Т1, которые имеют улучшенную энергетическую характеристику и обладают высокой надежностью. Так, например, как видно из приведенных данных, в новом турбобуре Т1–195 достигнуто повышение момента силы его турбины на 37 % при снижении частоты вращения на 15 %. Помимо улучшения показателей работы долот, применение турбобура Т1–195 показало исключительно высокую его надежность. Две шпиндельные секции нового турбобура наработали в среднем по 350 часов, что в 3 раза больше, чем на серийных шпиндельных секциях. Наработка на турбинные секции превысила 1000 часов, что примерно в 2,5 раза больше, чем на серийных аналогах. Высокие результаты были достигнуты за счет усовершенствований конструкции турбины, осевой и радиальных опор, использования улучшенных материалов. [9]
Требования к эксплуатации турбобуров заключается в следующем:
1 – рекомендуется применять долота диаметром, соответствующим диаметру и мощности турбобура. Бурильные трубы необходимо применять с минимальными гидравлическими сопротивлениями. Насосы должны быть способны работать при давлении не ниже 150 кгс/см, для обеспечения работы турбобура. Давление в циркуляционной системе складывается из:
Рн = Рм + Рст + РТР + РД + Ртб + Ркп (6.2)
Где: Рн – давление на насосе, кгс/см2
• Рм – давление в манифольде, кгс/см2
• Рст – давление на стояке, кгс/см2
• РТР – давление в бурильных трубах, кгс/см2
• РД – давление на долоте, кгс/см2
• Ртб – давление в турбобуре, кгс/см2
• Ркп – давление в кольцевом пространстве, кгс/см2
Расчеты потерь в циркуляционной системе довольно неточны, а с учетом того, что буровой раствор принадлежит к неньютоновским жидкостям, задача усложняется. Существуют готовые таблицы значений