Материал: Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007

Таблица 6.10

Номер пачки пород	Тип долота	Fк, м2	Pд, МН	Pmax, МН	Pmax.уд., МН/см	n, мин-1	dб.т., м	Q, дм3/с
1 2 3 4 5	490С-ЦВ 349,2С-ЦВ 244,5МСЗ-ГНУ 244,5Т-ЦВ 244,5МСЗ-ГНУ 151Т-ЦВ	3,136·10-4 3,350·10-4 1,83·10-4 1,83·10-4 1,83·10-4 1,00·10-4	0,31 0,34 0,24 0,32 0,24 0,16	0,50 0,45 0,24 0,32 0,24 0,16	0,007 0,007 0,003 0,0085 0,0035 0,009	111 72 31 65 36 85	0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,089	200 86 55 36 55 17

V пачка.F_к = м²; Р_д = 5000·1,83·10^-4 = 0,66 МН. Для долота 151Т-ЦВ максимально допустимая нагрузка 0,16 МН. Используем это значение нагрузки в расчете. Р_уд = 0,009 МН/см; n = мин^-1; ₁ = 1,15; _в.п = 1 м/с; Q = 1,15·0,785(0,151² –0,089²)·1,00 = 0,017 м³/с = 17 дм³/с.Все эти данные сведем в табл. 6.10.6.2. Турбинное бурениеВ отличие от роторного способа в турбинном бурении изменение одного из параметров сразу оказывает влияние на другие, поскольку рабочая характеристика турбобура связывает ряд параметров. Например, повышение нагрузки на долото вызывает рост крутящего момента и скорость вращения падает. Если регулируют расход промывочной жидкости, то скорость вращения изменяется примерно прямо пропорционально расходу. Если необходимо повысить расход и сохранить неизменной скорость вращения вала турбобура, то надо повысить осевую нагрузку.

Если расход промывочной жидкости и давление на насосе остаются неизменными, то скорость вращения снижается с повышением пластичности горных пород (т.е. с ростом моментоемкости) и, напротив, то скорость вращения повышается, если встречаются хрупкие и твердые породы. Таким образом, частота вращения при турбинном бурении изменяется автоматически.Осевая нагрузка на долото определяется так же, как и при роторном бурении.Расход промывочной жидкости определяется исходя из механических свойств горных пород и площади кольцевого пространства между бурильными трубами и стенками скважины. Для каждого интервала одного диаметра в соответствии с принятой конструкцией скважины, рассчитываются рациональные значения расхода промывочной жидкости. При турбинном бурении необходимо выбрать рациональные типы турбобуров для конкретного интервала бурения в соответствии с принятой конструкцией скважины и свойствами горных пород.Более точный выбор рациональных типов турбобуров осуществляется на основе построения диаграммы насос-турбобур-скважина (НТС) в установленной последовательности.1) В соответствии с принятой конструкцией скважины и намеченными интервалами бурения с использованием турбобуров определяются рациональные значения расхода промывочной жидкости.2) В соответствии с выбранным типом буровой установки строится диаграмма насоса, входящего в комплект этой установки, в координатах подача-перепад давления и намечаются линии допустимых давлений на насосе.3) Принимаются несколько разных типов турбобуров (например, односекционный, трехсекционный, шпиндельный и секционный с падающей линией давления), и на диаграмму характеристики насоса наносятся графические зависимости перепада давления на турбине турбобура от подачи насоса, рассчитанного для трех ее значений по формуле:Р_т2 = Р_т1 , (6.14) где Q₁ и P_т1 – табличные значения расхода жидкости и соответствующего ему перепада давлений на турбине (технической характеристике турбобура); Q₂ и Р_т2 - текущие значения подачи насоса и перепада давления на турбине соответственно (табл. 6.11).4) Для рациональных расходов промывочной жидкости (для каждого интервала) рассчитываются по методу эквивалентных длин гидравлические потери, не зависящие и зависящие от глубины. Эти значения гидравлических потерь наносятся на поле диаграммы НТС в направлении справа налево от линий допустимых давлений на насосе при соответствующих его подачах.

Гидравлические потери, не зависящие от глубины скважины – это потери в обвязке буровой установки (ведущей трубе, вертлюге, буровом шланге, подводящей линии, а также в долоте).Таблица 6.11Основные параметры турбобуров (ТУ 26-02-367-71)

Параметры	Т12М3Е-170	Т12М3Б-195	Т12РТ-240	ТС4А-104,5	ТС4А-127	ТС5Е-170	ТС5Б-195	3ТС5Е-170	3ТС5Б-195
Назначение Тип Число секций В том числе: турбинных шпиндельных Число ступеней турбины Расход жидкости, дм3/с Максимальная мощность, кВт Частота вращения вала, рад/с (об/мин): при максимальной мощности на холостом режиме Вращающий момент, Н∙м: при максимальной мощности при тормозном режиме Перепад давления в турбине при максимальной мощ-ности, МПа КПД турбины, % Габаритные размеры, мм диаметр длина Масса, кг	Бурение вертикаль-ных и наклонных скважин		Бурение шахтных стволов	Бурение геологоразве-дочных скважин мало-го диаметра; капиталь-ный ремонт скважин		Бурение вертикальных и наклонных скважин
	-			Секционный
	1 1 - 121 25 28 40 55 65,42 (625) 73,27 (700) 138,8 (1250) 146,53 (1400) 650 800 1300 1600 3,0 4,5 50 172 8440 1115	1 1 - 100 30 35 59 92 69,08 (660) 80,59 (770) 138,16 (1320) 161,2 (1540) 850 1150 1700 2300 3,5 4,5 60 195 9100 1500	1 1 - 104 50 55 136 177 69,08 (660) 75,88 (725) 138,16 (1320) 161,2 (1450) 2000 2400 4000 4800 4,0 4,5 70 240 8275 2070	3 3 - 212 8 9 15 18 91,06 (870) 102,57 (980) 182,12 (1740) 205,15 (1960) 150 200 300 400 4,5 5,5 37 104,5 12 775 630	3 3 - 240 12 13 26 25 77,45 (740) 83,73 (800) 154,91 (1480) 167,47 (1600) 350 400 700 800 5,0 6,0 44 127 13 635 1090	2 2 - 239 20 22 40 51 52,33 (500) 57,57 (550) 104,67 (1000) 115,3 (1100) 800 950 1600 1900 4,0 5,0 50 172 15 340 2150	2 2 - 177 25 28 59 81 57,57 (550) 64,37 (615) 115,13 (1100) 128,7 (1230) 1000 1300 2000 2600 4,0 5,0 60 195 14 035 2425	3 3 - 352 18 20 44 59 47,10 (450) 52,33 (500) 94,2 (900) 115,13 (1000) 900 1150 1800 2300 5,0 6,0 50 172 22 500 3195	3 3 - 272 22 24 59 77 50,76 (485) 55,47 (530) 101,53 (970) 110,95 (1060) 1200 1450 2400 2900 5,0 6,0 60 195 20 705 3610
* При переменном расходе жидкости

Продолжение табл. 6.11

Параметры

3ТСШ-172

3ТСШ-195

3ТСШ-215

3ТСШ-240

3ТСШ-164ТЛ

3ТСШ-196ТЛ

А6К3С

А7Н4С

А9К5Са

ЗТСШ1-172

ЗТСШ1-195

ЗТСШ1-195ТЛ

Назначение Тип Число секций В том числе: турбинных шпиндельных Число ступеней турбины Расход жидкости, дм3/см Максимальная мощность, кВт Частота вращения вала, рад/с (об/мин): при максимальной мощности на холостом режиме Вращающий момент, Н∙м: при максимальной мощности при тормозном режиме Перепад давления в турбине при максимальной мощ-ности, МПа КПД турбины, % Габаритные размеры, мм диаметр длина Масса, кг

Бурение вертикальных и наклонных скважин

Шпиндельный

Секционный с наклонной линией давления

Шпиндельный

4 3 1 369 18 20 44 62 47,10 (450) 52,33 (500) 94,2 (900) 115,13 (1000) 1000 1200 2000 2400 5,0 6,5 50 172 25 330 3585

4 3 1 285 22 24 66 88 50,76 (485) 55,47 (530) 101,53 (970) 110,95 (1060) 1300 1550 2600 3100 5,0 6,0 60 195 23 550 4165

4 3 1 333 28 30 74 88 39,77 (380) 42,39 (405) 79,55 (760) 84,78 (810) 1800 2050 3600 4100 4,5 5,0 60 215 24 500 5545

4 3 1 318 32 34 110 132 43,96 (420) 47,10 (450) 87,92 (840) 94,2 (900) 2500 2850 5000 5700 5,0 5,5 70 240 23 550 5980

4 3 1 348 23 25 57 62 46,05 (440) 48,15 (460) 92,11 (880) 100,48 (960) 1100 1300 2200 2600 5,0 5,5 47 164 25 500 5980

4 3 1 327 40 45 66 96 36,11 (345) 40,82 (390) 72,22 (690) 81,64 (780) 1800 2300 3600 4600 3,0 4,0 60 195 26 110 4235

2 2 - 220 18 - - - 31,4- 41,87* (300-400*) 125,6 (1200) - 700-900 1500 - 7,0 38 164 25 800 1860

2 2 - 226 33 - - 31,4-52,33 (300- 500*) 115,13 (1000*) - 1800-2000 4550 - 7,0 42 195 15 330 2590

2 2 - 203 45 - - 20,93 (200) 31,4 (300) 62,8 (600) - 2000-3000 6100 - 5,0 60 240 15 290

4 3 1 336 20 25 51 103 52,86 (505) 65,94 (630) 105,71 (1010) 131,88 (1260) 1000 1600 2000 3200 6,0 9,5 44 172 25 800 4400

4 3 1 306 30 35 55 85 41,87 (400) 49,2 (470) 83,73 (800) 98,39 (940) 1300 1800 2600 3600 3,5 4,0 50 195 25 905 4850

4 3 1 318 40 45 62 88 37,16 (355) 41,87 (400) 74,31 (710) 83,73 (800) 1750 2200 3500 4400 3,0 4,0 54 195 25 905 4355

Суммарные гидравлические потери в обвязке [35]:р_об = 8,26 , (6.15) где λ_тр – безразмерный коэффициент, λ_тр = 0,0236 при турбулентном режиме; Q – расход промывочной жидкости, м³/час; d – внутренний диаметр бурильных труб, мм; ρ_р – плотность бурового раствора, кг/м³; l -эквивалентная длина обвязки, м.Эквивалентная длина всех элементов обвязки, мl_э.об = l_э.в.т + l_э.в + l_э.ш +l_э.п.л, (6.16)где l_э.в.т = l_вт ; (6.17)l_э.в = l_в ; (6.18)l_э.ш = l_ш ; (6.19)l_э.пл = l_пл ; (6.20) l_вт, l_в, l_ш, l_пл – действительные длины соответственно ведущей трубы, вертлюга, шланга, подводящей линии, м; d_в.т, d_в, d_ш, d_п.л – внутренние диаметры соответственно ведущей трубы, вертлюга, шланга, подводящей линии, мм.Гидравлические потери в долотеp_д = , (6.21) или p_д = _д·_р·Q², (6.22) где F – суммарное сечение промывочных отверстий долота, см² [6] (табл. 6.12);_д – коэффициент гидравлических сопротивлений в долоте (табл. 6.13).Гидравлические потери, зависящие от глубины скважины, приведены ниже.Потери в бурильных трубах. р_тр