Рассчитать рабочие характеристики т/б и определить Нагрузки на долото

Расчет ведем для бурения в мягких породах долотом диаметром 215,9 мм с центральной промывкой турбобуром ЗШТСШ-195 на высококачественном глинистом растворе с плотностью 1100 кг/м3 при расходе 22 л/с.
2. Используя стендовые данные турбобура:
ρс=1000кгм3;Qс=0,023м3с, nс=545обмин, ∆Рс=6,35 МПа, MТС=1400 Нм, NC=79,9 кВт.
По формулам подобия рассчитаем:
n0=QQc*nс=0.0220.023*545=521 об/мин;
MT=QQc2*ρρc*Mтс=0.0220.0232*11001000*1400=
=1409 Нм;
NT=QQc3*ρρc*Nтс=0.0220.0232*11001000*79,90=
=76,9 кВт;
∆Р=∆Pc*QQc2*ρρc=3,9*1060.0260.0302*11001000=
=3,22 МПа;
3. Определим
nx=2*n0=2*521=1042обмин;
где
nx - частота холостого вращения.
МТОР=2*Мт=2*1409=2818 Нм;
где
МТОР – тормозящий момент.
4. Вычисляем
ΔPTБ=QQc2*ρρc*ΔРТС=0.0220.0232*11001000*6,35=
=6,39 МПа;
Для долота с центральной промывкой дано ΔPд=0,5 МПа.
5. Из таблицы 1 конструктивные размеры для турбобура ТСШ-195:
Dср=129 мм;
Dв=135 мм;
R1=62 мм;
R2=74,5 мм;
6. Турбобур, как правило, запускается, когда долото находится над забоем (не касаясь его) и, следовательно, Gд=0, и на опору действует только Gr, величину которой определяют по формуле:
Gr=π4*Dср2*∆Pтб+Dв2*∆Pд+Gвр
где
Dср – средний диаметр проточной части турбины;
Dв – диаметр вала турбобура (шпинделя) в ниппеле;
ΔРтб – перепад давления в турбобуре, вычисляемый для проектного раствора и расхода;
ΔРд – перепад давления в долоте, вычисляемый для проектного раствора и расхода;
Gвр – вес вращающихся частей турбобура – вала с роторными секциями и установленными на нем устройствами (долотом, калибратором и т.д.;
При этом принимаем:
Gвр=0,5*m*g=0,5*4200*9,81=2,06*104 Н;
При бурении в твердых породах получаем:
Gr=π4*0,1292*6,39+0,1352*0,5*106+2,06*
*104=1,11*105 Н.
Вычисляем
Rср=23*0,07453-0,06230,07452-0,0622=0,0684 м;
6 . Учитывая, что раствор высококачественный, со смазочными добавками, удельная нагрузка значительная, опора имеет средний ресурс работы и, следовательно, хорошо приработана, принимаем минимальное значение μ=0,10. Тогда
Муд.от=Rср*μ=0,0684*0,10=6,84*10-3НмН=
=6,84НмкН;
7. Потери крутящего момента в опоре ∆Mоп* при Gд=0 и соответственно Gоп=Gr будут равны
Моп*=Gr*Муд оп
Подставляя значения для мягкого грунта, получаем:
Моп*=6,84*10-3*1,11*105=759 Нм;
8. Кроме этих потерь часть крутящего момента теряется также на вращение ненагруженного долота: на преодоление трения долота о стенки скважины, промывочную жидкость и на вращение последней. Ее величину ориентировочно можно оценить по эмпирической формуле
Мx=550*Dд , Нм,
где
Dд – диаметр долота, выраженный в метрах, для нашего случая Dд=0,2159 м.
Мx=550*0,2159=119 Нм,
Тогда суммарные потери крутящего момента ∆М будут равны:
∆М=∆Моп*+Мx=Мр
где
Мр – разгонный момент;
9. При этом крутящий момент на валу турбобура Мв равен Мx , а частота вращения nр, называемая разгонной, меньше nx из-за указанных потерь. Крутящий момент на валу Мв всегда равен крутящему моменту, развиваемому турбиной турбобура Мт за вычетом потерь в опоре, то есть:
Мв=Мт-∆Моп;
Вычисляем разгонный момент:
Мв=759+119=878 Нм
n=1-МтМтор*nx
где
Мт – крутящий момент;
n – частота вращения.
Вычисляем по разгонную частоту вращения:
nр=1-8782818*1042=717 об/мин;
10. Минимальную устойчивую частоту вращения определяем в долях от nр:
nу=0,35*nр=0,35*717=251 об/мин;
Выбираем величину Муд по таблице 2 для твердых грунтов(конструкция долота – трехшарошечные):
Муд=4 Нм/кН
11