Співставляючи отримані результати вибираємо найбільші витрати і корегуємо їх з продуктивністю насосів. Звертаючись до характеристики насоса У8–6МА2, що приведена у таблиці 2.8, якими обладнана наша бурова установка, бачимо, що потрібні витрати можна отримати при роботі одного насоса з втулками діаметром 140 мм і продуктивністю 23,7 дм3/с, максимальний тиск, що може створити насос 22,3 МПа.

Отже, обрана продуктивність складає 0,0237 м3/с.

Таблиця 2.8 – Характеристика насоса У8 – 6МА2

Діаметр втулки, мм | 130 | 140 | 150 | 160 | 170 | 180 | 190 | 200

Максимальний тиск, МПа | 25,0 | 22,3 | 19,0 | 16,3 | 14,3 | 12,5 | 11,1 | 10,0

Ідеальна подача, дм3/с | 20,0 | 23,7 | 27,7 | 32,0 | 36,6 | 41,4 | 46,5 | 51,9

Знайдемо робочий тиск насосу:

Рр = (0,75 – 0,8) Ч Рн | (2.45)

Рр = 0,8 Ч 22,3 = 17,84 МПа

Після визначення режимних параметрів (Gд, щД, Q) перевіряємо можливість їх реалізації.

Перевірка осьового навантаження та швидкості обертання проводиться за крутним моментом, який не повинен перевищувати момент, що передається ротору і не створювати небезпечних напружень в бурильній колоні.

Мкр ? Мр | (2.46)

де: Мкр – крутний момент, який передається бурильній колоні, Н Ч м;

Мр – момент, який передається ротору, Н Ч м.

Мкр = Мд + Мхо | (2.47)

де: Мд – момент на долоті, Н Ч м;

Мхо – момент на холосте обертання бурильної колони, Н Ч м.

Мд = Мпит Ч Gд + Мо | (2.48)

де: Мпит – питомий момент на одиницю навантаження, Н Ч м;

Gд – навантаження на долото, кН;

Мо – момент, який не залежить від осьового навантаження на долото, Н Ч м.

Для шарошкових доліт питомий момент можна знайти за формулою:

2,9

Мпит = а0 Ч ( —— + 0,4) Ч Дд2;

щД | (2.49)

де: а0 – емпіричний коефіцієнт, для порід середньої твердості а0 = 0,7 – 0,8.

Приймаємо а0 = 0,75

2,9

Мпит = 0,75 Ч ( —— + 0,4) Ч 0,21592 = 0,030 Н Ч м/ Н;

6,28

Для визначення Мо в долотах з негерметизованими опорами можна скористатися формулою:

Мо = 1500 Ч Дд, Н Ч м; | (2.50)

Мо = 1500 Ч 0,2159 = 324 Н Ч м;

Для доліт з герметизованими опорами Мо в 2–3 рази більше, тому в нашому випадку приймаємо Мо = 700 Н Ч м.

Вирахуємо момент на долоті:

Мд = 0,030 Ч 200 Ч 103 + 700 = 6700 Н Ч м;

Момент на холосте обертання бурильної колони визначимо за формулою:

; | (2.51)

де: в – коефіцієнт, що залежить від кривизни свердловини, в нашому випадку в=0,99 Ч 10-2, таблиця 3.4 [3];

спр – густина промивальної рідини, кг/м3;

щ – швидкість обертання долота, с-1;

Ді – зовнішній діаметр і – тої секції труб, м;

Lі – довжина і – тої секції труб, м.

Мхо =0,99Ч10-2Ч1180Ч6,280,7Ч(0,1782Ч160+0,1272Ч1300+0,142Ч1540)=2376,8Н Чм;

Мкр= 6700 + 2377 = 9077 Н Ч м;

Для перевірки можливості реалізації потрібного моменту необхідно отримане значення порівняти з моментом, який може створити ротор.

Мр = МрПАС – Мп, НЧм; | (2.52)

де: МрПАС – паспортне значення моменту, який передається на ротор, Н Ч м;

Мп – момент, який витрачається на подолання опорів в наземній системі передач від двигуна до ведучої труби, Н Ч м.

Значення МрПАС береться з технічної характеристики бурової установки.

NрПАС

МрПАС = ————, Н Ч м;

Щ | (2.53)

200 Ч 103 Ч 0,75

МрПАС = ———————— = 23885,4 Н Ч м;

6,28

Мп = k1 + k2 Ч щ, Н Ч м; | (2.54)

де: k1 і k2 – дослідні коефіцієнти

k1 = 1100 Н Ч м – при приводі ротора через лебідку [3];

k2 = 11 Н Ч м Ч с [3].

Мп = 1100 + 11 Ч 6,28 = 1169,1 Н Ч м.

Тоді момент, який передається ротору буде таким:

Мр = 23885,4 – 1169,1 = 22716,3 Н Ч м.

Мкр = 9077Н Ч м < Мр = 22716,3 Н Ч м.

Отже умова виконується.

Перевірка можливості реалізації вибраних витрат бурового розчину здійснюється шляхом визначення сумарних гідравлічних втрат, які очікуються під час циркуляції і порівняння їх з допустимим тиском насоса при цих витратах.

Р = Рт + Ркп + Рз + Робт + Ркп.обт + Робв + Рд, Па; | (2.55)

де: Р – сумарні гідравлічні втрати тиску в циркуляційній системі, Па;

Рт – втрати тиску в бурильних трубах, Па;

Ркп – втрати тиску в кільцевому просторі за бурильними трубами, Па;

Рз – втрати тиску в замках і муфтах (для труб і кільцевого простору), Па;

Робт – втрати тиску в ОБТ, Па;

Ркп.обт – втрати тиску в кільцевому просторі за ОБТ, Па;

Робв – втрати тиску в наземній обв’язці (стояку, буровому шланзі, ведучій трубі, вертлюзі), Па;

Рд – втрати тиску в долоті, Па.

Слід відзначити, що більшість доданків, у свою чергу можуть складатись із декількох величин. Так, наприклад, втрати тиску в бурильних трубах складаються із втрат у кожній секції, через те, що вони відрізняються товщиною стінок. Те саме можна сказати і про втрати у кільцевому просторі.

Для визначення втрат тиску в трубах і кільцевому просторі необхідно визначити режим руху рідини, в залежності від якого вибирають ті або інші розрахункові формули.

Втрати тиску визначають за формулою Дарсі – Вейсбаха:

L х2

ДР = л Ч ——— Ч ——— Ч спр