§ 7. Эксплуатация турбобуров

Максимальная механическая скорость достигается при бурении с применением гидромониторных долот, когда на долото по­дается максимальная гидравлическая мощность, а на турбо­бур — мощность, достаточная для привода его во вращение. Тогда полезная мощность, насосной установки (в кВт) должна быть

(X 111.44)

где — полезная мощность, срабатываемая в насадных долотах; N_6K — мощность, расходуемая на преодоление потерь в бурильных трубах, обвязке и затрубном пространстве сква­жины; N — мощность турбобура.

К

(XIII-45)

(XII 1.46)

N = М_нп-Ы^-М_бк & (0,5 Ч- 0,65)N_nn~N_6K. Потери мощности в циркуляционной системе N₆b^A^fp_6K[Q]~a]LQ⁸,

где Ap = aLQ² — потери давления на прокачивание раствора в циркуляционной системе, МПа; а — удельные гидравлические

ак показывают опыт бурения гидромониторными долотами » и расчеты, максимальная мощность, срабатываемая на долоте, должна быть в пределах 0,5-ь0,65 полезной мощности насосов N_Hn_f тогда мощность, используемая на турбобуре,

потери на 1 м циркуляционной системы, Н • с² ‘ м³; L — длина циркуляционной системы, м.

N

(XIII.47)

jui — Q (р_д + Ар_бк + А Рт)»

где р_д=9-ь22— потери давления в долоте, МПа; Ар_т— потери давления в турбобуре, Па.

Таким образом, при постоянном давлении на выкиде насо­сов рн = const наибольшая мощность будет подведена к долоту, когда перепад давления на турбобуре

Д

(XII 1.48)

(XIII.49)

р_т=1/3(р_н—Ар_бт), а мощность на валу турбобура iV=Ap_TQt]_T

(г| — общий к. п. д. турбобура и пяты).

Для выбора турбобура и определения необходимых пара­метров и режима работы насосов делают расчеты или опреде­ляют параметры по номограммам, чтобы обеспечить оптималь­ные параметры прокачивания жидкости в долоте с учетом необходимых мощности и давления для турбобура и прокачива­ния раствора в бурильной колонне и скважине. Для обеспече­ния эффективного бурения турбобурами с гидромониторными долотами на разных глубинах следует применять турбобуры с различной характеристикой; для каждых условий бурения должны быть проведены тщательные расчеты, выбраны пара­метры расхода жидкости и давлений, развиваемых насосом, пределы их регулирования в зависимости от применяемых до­лот, турбобуров и глубин бурения.

Турбобур перед спуском в скважину подвергается тщатель­ному наружному осмотру и контролю. Особое внимание уде­ляется состоянию корпуса, соединительных муфт и валов. Для предотвращения повреждений при транспортировке перевозить турбобуры надо на специальных прйцепах-самопогрузчиках, оборудованных лебедками для погрузки и разгрузки.

Вал турбобура проверяется на легкость вращения. Проворот вала должен осуществляться при моменте на ключе не более 200 Н«м. Перед спуском в скважину турбобур опробуют над ротором. Правильно собранный турбдбур должен запускаться при давлении 1,0—1,5 МПа. Перепад давления в турбобуре не­обходимо фиксировать в его паспорте и буровом журнале.

Во время опрессовки турбобура проверяется герметичность резьбовых .соединений. При вращении вала рывками следует разработать турбобур в течение 10—15 мин. Плавная остановка его свидетельствует о пригодности к эксплуатации. Биение вала или переводника не допускается.

Во время эксплуатации турбобура необходимо следить за люфтом осевой опоры. После 20—30 ч эксплуатации турбобура люфт быстро начинает расти, поэтому для предотвращения из-

Носа ступеней турбины наДо йерйодйчёскк замё^йть осевой люфт. Турбобуры направляются на ремонт, если величина ₄ люфта превышает 5 мм.

Отработанный турбобур укладывается на мостки и на кор­пусе делается пометка «на ремонт». В турбобур укладывается заполненный паспорт, в котором должны быть указаны номер буровой, дата начала работы турбобура, время работы в часах, интервал бурения, параметры бурового раствора и причины выхода турбобура из строя.