Особенности проектирования и реализации режимов турбинного бурения.

При бурении с использованием турбобура БК не вращается, а воспринимает реактивный крутящий момент от ЗД и служит каналом для передачи гидравлической энергии на забой.

• Вращение долоту передаётся от вала ГЗД, приводимого в движение потоком БР. ТБ преобразует гидравлическую мощность потока БР в механическую мощность для вращения долота и располагается над долотом.

• Основной рабочий орган ТБ – гидравлическая турбина, состоящая из ступеней (турбин) (около 100 шт. в 1 секции), БР проходит через ступени ТБ и образуется 𝑴_вр = ΣМ_{вр ступеней.}

• В отличие от роторного бурения, где при n = const. М и 𝐺_* могут меняться в широких пределах за счёт передачи на забой гидравлической мощности с потоком БР и механической мощности от привода ротора, при использовании ТБ – один канал передачи мощности на забой и «n» существенно изменяется с изменением М и 𝐺_*.

• Под характеристикой ТБ понимают зависимость его 𝑁, 𝑀, 𝛥𝑃, 𝜂 от

«𝑛» при 𝑄 заданном.

 

𝑛вр.турбины = 𝑛вр.вала ТБ; Мвр = 𝑧 · 𝑚;

𝑁_вал. = 𝑛 · 𝑧 · 𝑚; 𝑁 = ∆Р_ТБ · 𝑄 · 𝜂

 

𝑧 – число ступеней

 

𝑚 – момент одной ступени;

 

∆РТБ = ∆Ртурбины · 𝑧.

• Корпус ТБ через переводник соединяется с БК, которая через ВБТ и вкладыши ротора передаёт М_{кр.реакт} на застопоренный стол ротора. При большой L_скв и 𝜽 весь М_{кр.реакт} гасится за счёт трения о стенки скважины ⇒ для исключения отвинчивания резьбовых соединений под действием М_{кр.реакт} все резьбовые соединения следует закреплять с  регламентированным моментом. Вал ТБ соединяется с долотом через переводник + над долотом может быть устанавлен калибратор.

Рабочая характеристика турбины и турбобура.

                                  

В отличие от характеристики турбины рабочая характеристика ТБ учитывает затраты мощности на трение в опорах ТБ, гидравлические потери, объёмные потери и позволяет определить М_{кр. на валу} и мощность на долоте в зависимости от 𝑸 ПЖ, n, 𝑮_𝒈. Также имеется зависимость рабочей характеристики ТБ от типа и состояния опор ТБ, свойств ПЖ и др.

• Для удобства характеристику ТБ → представляют в графическом виде.

 

Мтурбины = Мтормозной (tuv) · (1 − 𝑛⁄𝑛v.v.);

 

𝑁на валу турбины

= М · 𝜔 = М · 𝜋a = М

т

30

· 𝜋a (1 − 𝑛⁄𝑛 30

v.v.).

 

𝑁 → max 𝑛 = 𝑛_v.v.⁄2

(режим максимальной мощности турбины).

 

• Для турбин применима теория гидродинамического подобия:

𝑛_O

 

𝑛_<

= 𝑄O ;

𝑄_<

∆𝑃_O

 

∆𝑃_<

  𝑄<

<

=  ;

O

𝑄<

𝑀_O

𝑄<        𝑁   𝑄]

<

<

= O;   O = O;

𝑀_<

𝑄<

𝑁_<

𝑄]

 

𝜌_O = 𝑀_O;      𝑁_O = 𝜌_O.

                                                                          

𝜌_< 𝑀_<            𝑁_<    𝜌_<

 

• Отношение M/n при роторном бурении значительно больше, чем при турбинном, особенно для ТБ малого диаметра, так как влияние d_ТБ на N и М   велико:

𝑁_O = 𝑀_O = 𝑑_O.

                                 

𝑁_<    𝑀_<    𝑑_<

 

 

 

 

Рис.58. Схема осевой опоры турбобура

• Таким образом, зная энергетические параметры при одном режиме промывки (𝑸, 𝝆) (например, из стендовых испытаний), пользуясь формулами подобия можно определить параметры турбины при других 𝑸 и 𝝆.

Рабочая характеристика ТБ отличается от характеристики турбины (М_{тр.ос.оп.} → W_{тр.ос.оп}.); W_{тр.ос.оп.} – зависит от конструкции и степени износа опоры (пяты), G_{ос.опоры}, n_вр, m_{маховая} свойств ПЖ и др.

 

Рис.59. Рабочая характеристика Турбины и Турбобура.

• Долото не касается забоя.

 

𝐺ос = 𝐺г + 𝐺вч · 𝑘Ç ⇒ 𝑀тр.ос.оп. ⇒ 𝑀вт = 𝑀т − 𝑀тр.кон

 

• Долото + забой

 

 

𝐺_ос = c𝐺_г + 𝐺_вм · 𝑘_Çe − 𝑅;

 

R – реакция забоя.

 

Если (𝐺_г + 𝐺_с.л. · 𝑘𝑦) = 𝑅 => 𝐺_ос.оп.. = 0 => режим плавающей пяты (т. А).

𝑀_П − момент трения в осевой опоре.

• Энергоёмкость долота определяется удельным моментом, требуемым для его вращения, т.е. моментом, приходящимся на единицу осевой нагрузки на долото: 𝑴_вр/𝑮_𝒈.

• Для ↑ W_ТБ, упрощения изготовления, транспортирования и ремонта ТБ выполняют секционными (2-3 секции).

• Особенности турбинного бурения:

1. Улучшаются в сравнении с роторным бурением условия работы БК (можно использовать ЛБТ, тонкостенные СБТ => ↓ m БК и ↓ $ работ).

2. Длина УБТ в отличие от роторного способа может быть уменьшена, т.к. сжатый участок БК не испытывает сложных σ -ий (т.к. не вращается).

3. Во избежание зависания и прилипания БК к стенкам скважины рекомендуется периодически проворачивать БК.

4. Повышенные 𝛥Р => промывы резьбовых соединений, поэтому необходима улучшенная смазка (тщательная), контроль М_кр. при свинчивании элементов БК.

5. ↑ 𝑛 = ↑ 𝑉_мех => ↑ 𝑉_{коммерч.} (особенно при бурении скважин небольшой глубины и средней глубины), но может ↓ проходка на долото «𝐻_*», т.к. износ опор и вооружения ПРИ.

6. Не всегда достаточен 𝑀_вт при работе с долотами – инструментами (лопастные, РDС, алмазные).

7. Могут быть использованы c любыми БУ, кроме БУ для бурения с продувкой.

8. Низкие характеристики при высоких значениях вязкости и плотности

ПЖ.

 

9. Нет шума и вибрация как от ротора.