Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие

	6. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ
	Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром [6, 7, 16, 19,25, 30, 35]. В качестве основных режимных параметров можно выделить сле­дующие: нагрузка на долото ря, кН; частота вращения инструмента п, мин"1; расход промывочной жидкости Q, л/с; тип и качество циркуля­ционного агента. Режимные параметры можно подразделить на две группы: 1) первичные режимные параметры, или параметры управления; 2) вторичные режимные параметры, или параметры контроля. Первичные параметры поддаются произвольному регулированию с целью управления процессом бурения. Параметры второй группы на­ходятся в зависимости от конкретных условий в скважине или в случае применения забойных двигателей определяются характеристикой привода. Сочетание режимных параметров бурения, которое обеспечивает наилучшие показатели углубления скважины, наиболее высокую эф­фективность работы породоразрушающего инструмента и необходи­мое качество буровых работ с использованием имеющегося оборудо­вания, называется оптимальным режимом бурения. Такой режим буре­ния устанавливают для конкретных геологических условий с учетом характеристик имеющегося оборудования для наиболее эффективного его использования. Расчет параметров режима бурения ведется для каждой выделен­ной пачки горных пород применительно к конкретному типу долота и способу бурения. 6.1. РОТОРНОЕ БУРЕНИЕ При проектировании режимов бурения на хорошо изученных площадях осевая нагрузка может определяться по формуле:
	85

	где а3 — коэффициент, учитывающий изменение твердости горных по­род в конкретных условиях забоя (а, = 0,33-Н,59), для практических расчетов принимается а3 = 1,0; рт - твердость горной породы по штампу; FK — площадь контакта зубьев долота с забоем. По формуле B.C. Федорова FK=^r,5,                                             (6.2) где Da - диаметр долота; г| - коэффициент перекрытия - это отноше­ние длины образующей шарошки к суммарной длине контакта зубьев с горной породой, находящихся на одной линии; 5 — притупление зубь­ев. Значения твердости горных пород по штампу приведены в табл. 1.1. Значения г\ и 5 приведены в табл. 6.1 (хотя в табл. 6.1 приведены данные по долотам устаревших конструкций, их можно использовать для современных, учитывая, для каких пород они предназначены — М, С или Т). На площадях с недостаточно изученными физико-механическими свойствами горных пород нагрузка на долото определяется через его диаметр (для мягких пород она составляет 0,002, для очень крепких — 0,016 МН/см). Частоту вращения находят в соответствии с методикой, предло­женной B.C. Владиславлевым, исходя из постоянства мощно-сти при­вода ротора: N=KPnayKDnnBiB,                                                          (6.3) где К - коэффициент; Рщахуд - максимальная рекомендуемая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, МН/см (рис. 6.1); Da - диаметр долота; йии, — минимальная частота вращения стола ротора, берется по его ха­рактеристике для конкретной буровой установки. Коэффициент К можно найти по формуле: (6-4) где Pt — текущее значение нагрузки на 1 см диаметра для конкретного типа долота; и, - текущее значение частоты вращения стола ротора. Подставив значение К в формулу (6.3) и решив уравнение относи­тельно щ, получим формулу для расчета текущего значения частоты вращения стола ротора. = тахуд                                                                           (65)
	"i           p "	mm"	ч '
	86

	Таблица 6.1 Характеристика вооружения серийных долот сплошного бурения при нулевом погружении зубцов в породу (По Ю.А. Алексееву)
	Долото р, мм Долото р, мм 1В-93С(95,2) 1,0 1,04 К-214СТ (215,9) 1,5 0,90 1В-93Т(95,2) 1,0 1,04 К-214Т (215,9) 1,5 0,90 2В-97С (98,4) 1,0 1,12 4К-214ТК (215,9) 1,5 0,94 2В-97Т (98,4) 1,0 1,43 Б-243С (244,5) 1,5 1,36 1В-112С (114,3) 1,0 1,84 АСГ25-243С (244,5) 1,25 1,20 1В-112Т (114,3) 1,0 1,42 АСГ15-243СТ (244,5) 1,25 0,88 2В-118С (120,6) 1,0 1,05 АСГ14-343СТ (244,5) 1,25 0,93 2В-118Т (120,6) 1,0 1,80 АСГ22-243ТК (244,5) 1,25 0,82 1В-132С(132) 1,0 1,02 Б-269С (269,9) 1,5 1,36 1В-132Т(132) 1,0 0,82 ОМ-180-269С (269,9) 1,5^,0 1,02 4В-140С (139,7) 1,0 0,95 ОМ-269СТ (269,9) 1,5 1,02 4В-140Т (139,7) 1,0 0,95 ОМ-189-269Т (269,9) 1,8-2,0 1,10 1В-145Т(146) 1,0 1,85 У-295 М (295,3) 1,5-2,0 1,07 1В-151С (152,4) 1,0 1,12 8В-295 М (295,3) 1,0-3,0 1,30 1В-151Т (152,4) 1,0 1,33 К-295 Т (295,3) 1,25 1,86 1В-161С (158,7) 1,0 1,15 1У-295С (295,3) 1,0-3,0 1,14 1В-161Т (158,7) 1,0 0,92 1У-295СТ (295,3) 1,5-3,0 1,08 2В-190С (190,5) 2,0-2,5 0,99 У-295Т (295,3) 1,5-3,5 1,08 ОМ-576-190С (190,5) 1,5 1,02 1Д-320С (320) 1,5 1,09 ЗВ-190С (190,5) 1,0-2,5 1,17 ЗД-346М (349,2) 1,5-3,0 1,20 1В-190СТ (190,5) 1,0-2,5 1,17 ЗД-346С (349,2) 1,5 1,28 ЗВ-190СТ (190,5) 1,5 0,86 4Д-346Т (349,2) 1,5 1,52 ЗВ-190СТ (190,5) 1,0-1,8 1,56 2Д-394С (393,7) 1,0 1,21 1В-190Т (190,5) 1,0-4,0 0,94 2Д-394Т (393,7) 1,25 1,56 ОМ21-190Т (190,5) 1,5-1,8 1,04
	Примечания. 1. Обозначения: Т| — коэффициент перекрытия, р — притупление зубьем, мм. 2. В скобках указаны размеры современных долот. Далее необходимо принять ближайшее значение частоты вращения, исходя из характеристики ротора, входящего в комплект принятой буровой установки. Частоту вращения, кроме того, можно найти в зависимости от кате­гории твердости горной породы или типа долота исходя из того, что для пород I—II категорий (долота типа М) рекомендуемая частота вра­щения составляет 200-300 мин"1, а для пород XI-XII категорий (доло­та типа ОК) - 50-70 мин"1, п^п вращателя ротора - 100 об/мин. Расход промывочной жидкости определяется исходя из скорости восходящего потока vBn, которая для пород мягких составляет 1,5 м/с, а для очень крепких — 0,4 м/с. Для остальных пород скорость восходя­щего потока определяется линейной интерполяцией или по формуле Q = T[l — {D2 -£)vBn,                                          (6.6)
	87

	Рта* w MH/CM 0,016					П,МИН~
	0,012 0,010 0,008 0,00В 0,004 о,оог о о 0,3 0,6 0,3 а	280 240 200 1Б0 120 80
		I Л	ш ж	7 Ш	ш	Ж X Л Ш	Категория пород по твердости
		м				ок
	Рис. 6.1. Графики определения режимов роторного бурения где Q - расход промывочной жидкости, м3/с; r|i - коэффициент, учи­тывающий увеличение диаметра скважины, для очень мягких пород (песок) Tii = 1,3, для крепких пород r|i = 1,05; Z)CKB — диаметр скважины, м; <^б.т — диаметр бурильных труб, м; vB п — скорость восходящего пото­ка, м/с, для мягких пород vBn =1,5 м/с, для очень крепких пород vBn = 0,4 м/с. Для удобства проектирования режимов бурения можно использо­вать графики, приведенные на рис. 6.1, а также данные, приведенные в табл. 6.2 и 6.3. Допустимые осевые нагрузки на долота различных серий (в зави­симости от диаметра долот) в соответствии с ГОСТ 20692-75 приведе­ны в табл. 6.2. Сочетания частот вращения и удельных осевых нагру­зок на долота различных серий приведены в табл. 6.3. Верхнему уровню значений осевых нагрузок на долото соответст­вует нижний уровень частот вращения, и наоборот. Формула (6.1) позволяет получить лишь ориентировочное значение Ра, поскольку не учитывает работоспособность опор и вооружения долот в зависимости от частоты вращения. Если рт и otj неизвестны, то Ря для шарошечных долот с Da> 190 мм можно практически опреде­лять по удельной нагрузке Руя (в кН/мм): Ра = РуяОа.                                                                               (6.7)
	88

	Рекомендуемые значения Руд приведены в табл. 6.4. С уменьшением Da эти величины снижаются и для 140-мм долот они ниже примерно в 1,5—2 раза. Наибольшая Руя лимитируется проч­ностью вооружения долота и подшипников. Таблица 6.2 Допускаемые осевые нагрузки при эксплуатации различных типов долот, кН (по ГОСТ 20692-75)
	Диаметр долота, мм ГВ,ЦВ ГН ГНУ ГАУ 139,7 _ 180 _ 160 146,0 150 200 - 170 161,0 170 250 _ 210 165,1 180 250 - 210 190,5 200 300 270 250 215,9 250 380 310 280 244,5 320 450 320 280 269,9 350 480 350 280 295,3 400 500 400 300 311,1 420 550 400 300 349,2 450 600 - - 393,7 470 700 — — 444,5 500 800 - - 490,0 550 850 - -
	Таблица 6.3 Режимы эксплуатации долот
	Серия долота Частота вра­щения, мин"1 Удельная на­грузка на доло­то, Н/см Способ бурения ГАУ ГНУ ГН ГВ,ЦВ 35-70 40-250 6(М50 60-450 600-800 600-1000 700-1200 600-1000 Роторный Роторный, забойными двигателями (винтовыми турбобурами и электро­бурами с редукторными вставками) Роторный, всеми типами забойных двигателей Тоже
	Таблица 6.4 Горные породы Pw, кН/мм Весьма мягкие <0,2 Мягкие и среднемягкие, а также мягкие породы с прослойками пород 0,2-0,5 средней твердости и твердых Породы средней твердости с прослойками твердых 0,5-1,0 Твердые породы 1,0-1,5 Крепкие и очень крепкие породы >1,5
	Рекомендуемые значения Руд для лопастных долот: 0,1-ь 0,4 кН/мм.
	89

	Проектирование алмазных долот и режимов алмазного бурения производится с учетом максимально возможного использования поло­жительных свойств алмазов (высокая твердость и износостойкость) и уменьшения влияния их отрицательных свойств (хрупкость и склон­ность к растрескиванию при высокой температуре нагрева). Интервал для бурения алмазными долотами следует выбирать ис­ходя из физико-механических свойств пород, слагающих данный ин­тервал, из анализа показателей работы и характера износа шарошеч­ных долот и рентабельной проходки на алмазное долото в данном ин­тервале. Бурение алмазными долотами наиболее рационально в нижних ин­тервалах глубоких скважин (от 3000 м и более), сложенных известня­ками, аргиллитами, алевролитами, плотными глинами, слабосцементи-рованными песчаниками и другими малоабразивными породами. В породах, где проходка на зубчатые шарошечные долота состав­ляет 5—9 м, а выход их из строя происходит вследствие износа элемен­тов опоры (при незначительном износе вооружения), можно ожидать высокую эффективность работы алмазными долотами. Проходка на одно алмазное долото в этих условиях может быть выше в 50 раз и более, чем на шарошечное долото. В породах, сложенных окремнелыми известняками, сливными и плотными песчаниками, а также другими крепкими высокоабразивны­ми отложениями, бурение алмазными долотами не рекомендуется. В абразивных породах, где зубчатые шарошечные долота изнаши­ваются преимущественно по вооружению, алмазное бурение нерацио­нально из-за большого расхода алмазов на 1 м проходки. При алмазном бурении должны применяться долота минимально допустимого диаметра, так как проходка на алмазное долото мало за­висит от его диаметра, в то время как стоимость долота резко возрас­тает с увеличением его размера. Не рекомендуется совместное использование алмазного долота с расширителем, армированным твердосплавными штырями во избежа­ние повреждения алмазов сколотыми и выпадающими штырями. В этих случаях следует пересмотреть конструкцию скважины, чтобы не про­изводить дополнительного расширения ее диаметра, или использовать специальные алмазные расширители. Для предотвращения одностороннего износа алмазных долот жела­тельно бурить ими в скважинах с минимальным искривлением ствола. Бурение алмазными долотами по всему разрезу скважин не может быть эффективным. Эффективность алмазного бурения зависит от глуби­ны интервала бурения и соответствия результатов работы алмазных и сравниваемых с ними долот на данной глубине. В зависимости от результатов бурения алмазными и сравниваемы­ми с ними долотами рекомендуются следующие два способа опреде- 90

	ления границ рационального использования алмазных долот, которы­ми нужно руководствоваться при решении вопроса о целесообразности применения алмазных долот. 1. В период испытаний, когда проходка на алмазное долото колеб­лется в широких пределах, определяется минимально эффективная проходка на него по интервалам глубины в данных конкретных усло­виях по формуле , =__________
	н н	АРт
	(6.8) где Н- проходка, м; й\кйг- цена соответственно шарошечных и ал­мазных долот (алмазные с учетом возврата алмазов), руб.; q - расход талевого каната на долбление, руб.; а - средняя продолжительность одного спуск-подъема, ч; Ъ\ и Z>2 — средняя продолжительность подго­товительно-вспомогательных работ при бурении обычными и алмаз­ными долотами в расчете на 1 рейс, ч; п\ и n% — число рейсов соответ­ственно обычными и алмазными долотами; vi и уг — механическая ско­рость проходки соответственно шарошечными и алмазными долотами, м/ч; Зв — стоимость 1 ч бурения по затратам, зависимым от времени, руб.; AipeM — разность продолжительности ремонтных работ, ч; АР — разность расхода электроэнергии на спускоподьемные операции, кВт-ч; т — цена 1 кВт-ч электроэнергии, руб.; 2. При устойчивых результатах бурения алмазными долотами оп­ределяется глубина, начиная с которой алмазное бурение эффективно. Для этого подсчитывается себестоимость 1 м проходки алмазными и сравниваемыми с ними долотами. Себестоимость рассчитывается по отдельным интервалам глубины с учетом стратиграфических горизон­тов только по затратам, зависящим от применяемого типа долот по формулам _n1(d1+q) + Ч -
	п.
	с = Nd2 + п2д + Y2m + Зв[п2(а + Ь2) +12]                         (6Щ 2                                Н                            ' где Pi и Р2 - расход электроэнергии на спуск и подъем инструмента при использовании обычных и алмазных долот, кВт-ч; t\ и ti — продол­жительность ремонтных работ при применении обычных и алмазных долот, ч;И— число алмазных долот. 91

	Таблица 6.5
	D, мм Руд, кН/мм D, мм Руд, кН/мм минимальная максимальная минимальная максимальная 158,1 163,5 188,9 0,122 0,122 0,132 0,38 0,49 0,58 214,3 242,1-267,5 293,9 0,140 0,144 0,136 0,65 0,66 0,68
	Для алмазных долот сплошного бурения Руя должна быть мини­мальной (табл. 6.5), а затем увеличена по полученному значению vMmax. Нагрузку Ря на алмазное долото необходимо увеличивать с учетом усилия, отжимающим долото от забоя Рт (кН), возникающим при бу­рении с повышенным перепадом давления на долоте: (6.11)
	где Оз — коэффициент, определяемый конструкцией рабочей головки долота, а3 = 0,167-И),210 (точное значение для долот с повышенным перепадом давления указывается в паспорте долота); Ар - перепад давления, МПа; S3 - площадь забоя, м2. Нагрузку на колонковую бурильную головку ориентировочно мож­но определить по формуле Pa = a3kppmFK,                                                                 (6.12) где Ар — коэффициент, учитывающий характер разрушения породы на забое и прочность рабочих инструментов, £р = 0,5-И),8 при бурении алмазными бурильными головками, кр = 0,6-И),9 — твердосплавными и кр = 0,9-Н,0 — шарошечными бурильными головками; рт и FK — см. формулу (6.1). Для практических расчетов площадь контакта (в мм2) алмазных бу­рильных головок с забоем можно найти по формуле SK = 0,03dcKT,                                                               (6.13) где 0,03 — коэффициент, характеризующий степень внедрения алмазов при хрупком разрушении породы; К^ — число алмазов на торцовой по­верхности алмазной бурильной головки; dc — средний диаметр алмазов, мм; SK определяется расчетным путем, исходя из известных размеров резцов с учетом затупления в процессе бурения.
	92

	Таблица 6.6
	Диаметр Рекомендуемая осевая нагрузка, кН/см бурильной головки минимальная максимальная 141,3/52 157,1/67 188,9/80 214,3/80 0,11 0,10 0,11 0,12 0,35 0,38 0,42 0,42
	При бурении алмазными бурильными головками рекомендуются следующие значения Руя (табл. 6.6). Оптимальное значение Рд выбирается в процессе рейса путем по­степенного ее повышения от минимального значения так же, как и при бурении алмазным долотом. Рекомендуемые значения Ря на бурильные головки лопастные и ИСМ приведены ниже. Диаметр, мм........................................................
	.................................................                                   80+150/бОч-ЮО 100+160/80+120 Примечание. В числителе — для лопастных бурильных головок, в знаменателе — для бу­рильных головок ИСМ. Осевые нагрузки на бурильные головки в зависимости от вооруже­ния и характеристик породы приведены в табл. 6.7. Таблица 6.7 Рекомендуемые нагрузки на бурильные головки, кН
	Диаметр Породы бурильной Вооружение очень твердые мало- плотные аб- трещино- головки, мм твердые абразивные разивные ватые 95,5 Шарошечное 4(М5 35^0 30-35 25-30 Твердосплавное - 25-30 15-27 18-20 Алмазное 20-30 18-20 15-28 11-12 116,5 Шарошечное 55-60 45-50 45-50 40-45 Твердосплавное - 35^0 3(МЮ 25-30 Алмазное 45-55 30-35 25-35 18-24 138; 142,5 Шарошечное 75-80 65-70 60-65 50-60 Твердосплавное - 50-60 45-55 35^0 Алмазное 60-65 45-55 40-50 27-35 148; 158 Шарошечное 95-100 85-95 75-85 65-75 Твердосплавное - 60-70 55-65 40-45 Алмазное 75-85 55-60 44-52 35^0 186 Шарошечное 130-140 110-120 95-110 80-95 Твердосплавное - 80-100 80-95 60-65 Алмазное 100-120 80-90 80-85 55-60 203 Шарошечное 150-160 140-150 130-140 100-120 Твердосплавное - 120-140 110-120 70-80 Алмазное 120-140 100-120 90-105 60-70
	93

	Таблица 6.8 Рациональные диаметры долота, УБТ и бурильных труб, мм
	Долото УБТ Бурильная труба 140 95; 108 89 145,151 108;120 102 162, 172 108;120; 133 114 190 146 127 214 178 127 243 178 168 269 203 168 295 203 168 320 203,254 168 346 203,273 168 >370 203,299 168
	При бурении осевая нагрузка на долото создается частью веса УБТ. Важно использовать УБТ такой длины (7У, м), чтобы при передаче на долото достаточной Ря нейтральное сечение находилось в интервале их установки. При выборе диаметра УБТ необходимо руководствоваться рацио­нальными соотношениями диаметров долота, УБТ и бурильных труб, обеспечивающими минимум гидравлических сопротивлений при про­мывке скважины (табл. 6.8). Пример 6.1. Геологические и физико-механические данные (Т и А) возьмем из табл. 1.14, а также воспользуемся формулами (6.1), (6.2), (6.5) и (6.6). Из табл. 1.14 видно, что геологический разрез скважины представлен пятью пачками пород: I пачка (0-280 м) бурится долотами 490С-ЦВ и 349,2С-ЦВ бурильными трубами диаметром 140 мм; П пачка (280-1120 м) - долотами 244,5МСЗ-ГНУ и бурильными тру­бами диаметром 140 мм; Ш пачка (1120-1550 м) — долотами 244,5Т-ЦВ и бурильными трубами диаметром 140 мм; IV пачка (1550-2730 м) - долотами 244,5МСЗ-ГНУ и бу­рильными трубами диаметром 140 мм и V пачка (2730-3460 м) - долотами 151Т-ЦВ и бу­рильными трубами диаметром 89 мм. Значения рш выбираем из табл. 1.1, а исходные дан­ные для расчета FK и Рл - из табл. 6.1. Выбираем среднее значение (Xj = 1. Все эти данные сведем в табл. 6.9. 0 4 9 Решение. I пачка. FK = —'— 1,01,211,0010~3 = 3,136-Ю"4 м2. Рл = 2 1,01000-3,136-Ю"4 = 0,31 МН; Рщ по рис. 6.1 равна 0,007 МН/см; п =
	Таблица 6.9
	Номер пачки Тип долота 5,10"3 м рш, МПа I 490С-ЦВ 1,21 1,0 1000 349,2С-ЦВ 1,28 1,50 П 244,5МСЗ-ГНУ 1,20 1,25 1500 Ш 244,5Т-ЦВ 1,20 1,25 4000 IV 244,5МСЗ-ГНУ 1,20 1,25 1500 V 151Т-ЦВ 1,33 1,00 5000
	94

	0,0 0 7- 4 9		-100= 111 мин '; значение T|i из формулы (6.6) равно 1,1 для пород средней
	0,31
	крепости; скорость восходящего потока vBn = 1 м/с; расход Q = = 1,10,785(0,492 - 0,142)1 = 0,204 м3/с = 200 дм'/с. Это решение для долота 490С-ЦВ. Для долота 349,2С-ЦВ данные расчета будут сле- 0,3492                               , , дующими: FK = ---------1,5-1,28-Ю"-3 = 3,35-Ю"4 м2; Рл = 1-1000-3,35-Ю4 = = 0,34 МН; 0/107-34,92 Ру^= 0,007 МН/см; гн = 1.1; v,n = 1 м/с; п = ----------------100= 72 мин"1; О = 0,34 1,1-0,785(0,34922 - 0,142)-1 = 0,086 м3 = 86 дм'/с. 0^445                    ,                   , , IIпачка. FK=---------1^-1^5-10 = 1,83-10 м2;Р„= 1500-1,83-Ю"4 = 0,3 МН. Но так как для долота 244,5МСЗ-ГНУ, согласно данным табл. 1.5, Ртяцт = 0,24 МН, то для дальнейшего расчета будем брать эту нагрузку. Рщ = 0,003 МН/см, тогда п = 0/103-24,45                     ,                                                                 ,            , ----------------100= 31ъ1аш-\тп1 = 1,25; vBn= 1,4м/с; 0= 1,25-0,785(0,24452- -0,142)-1,4 0^4                                         ' = 0,055 м3/с = 55 дм3/с.
	0,2445 III пачка. FK =---------12 • 12					"3 = 1,83-10~4м2;,Р„ =
	для долота 244,5Т-ЦВ максимально допускаемая нагрузка составляет 0,32 МН, поэтому в расчете будем пользоваться этим значением: Pw = 0,0085 МН/см; п = 0/108524,45 =------------------10 0= 6 5 мин"1; г), = 1,15; уЛП = 1,0 м/с; Q = 1,15-0,785(0,24452 - - 0,32 0,142)-1 = 0,036 м3/с = 36 дм3/с.
		0^445
		IV пачка. FK=-
				1,2-1,25-10~3 = 1,83-10~4 м2;Рл= 1500-1,83-Ю"4 = 0,3 МН. Но
	2
	для долота 244,5МСЗ-ГНУ максимально допускаемая нагрузка равна 0,24 МН, поэтому в расчете выбираем это значение: 0/103524,45 Рщ = 0,0085 МН/см; п = ------------------10 0= 3 6 мин"1; Т|, = 1,25; vBJI = 1,4 м/с; Q = = 1,25-0,785(0,24452- 0,142)-1,4 = 0,055 м3/с = 55 доЛс.
	Таблица 6.10
	Номер пачки пород Тип долота FK, 10" "м2 РД,МН ■* max» МН Ртах.уя, МН/см п, мин"1 <4т,М йдагтс 1 490С-ЦВ 3,136 0,31 0,50 0,007 111 0,14 200 349,2С-ЦВ 3,350 0,34 0,45 0,007 72 0,14 86 2 244,5МСЗ-ГНУ 1,83 0,24 0,24 0,003 31 0,14 55 3 244,5Т-ЦВ 1,83 0,32 0,32 0,0085 65 0,14 36 4 244,5МСЗ-ГНУ 1,83 0,24 0,24 0,0035 36 0,14 55 5 151Т-ЦВ 1,00 0,16 0,16 0,009 85 0,089 17
	95

	0,151                         ,                    4 Vпачка. FK =-------1,33 1,00 10 =1,33 10 м2; Р„ = 50001,83-lff4 = 0,66 МН. 2 Для долота 151Т-ЦВ максимально допускаемая нагрузка 0,16 МН. Используем это зна­чение нагрузки в расчете: 0,009 • 15,1 Рщ = 0,009 МН/см; п = --------------100 = 85 мин"1; Т|, = 1,15; vBn = 1 м/с; Q = 0,16 1,150,785(0,1512 - 0,0892>1,00 = 0,017 м3/с = 17 дм3/с. Все эти данные сведем в табл. 6.10.
	6.2. ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ В 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, 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.
	96

	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 допускаемых 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 Рт2=Рт1—\,                                                            (6.14) где Q1 и рт1 — табличные значения расхода жидкости и соответствую­щего ему перепада давлений на турбине (технической характеристике турбобура); Q2 и рт2- 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 допускаемых давлений на насосе при его соответствующих 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). Суммарные гидравлические потери в обвязке [35]: Q2l роб = 8,2бЯтр з° рр,                                               (6.15) где Хтр - безразмерный коэффициент, Xw = 0,0236 при турбулентном режиме; Q — расход промывочной жидкости, дм3/с; d — внутренний диаметр бурильных труб, мм; рр — плотность бурового раствора, г/см3. Эквивалентная длина всех элементов обвязки, м /,об = /,в.т+/,в+/,ш+/э.п.л,                                          (6.16) где 4в,=/в,-^;                                                    (6-17)
	97

	Таблица 6.11 Основные параметры турбобуров (ТУ 26-02-367-71)
	Параметры Т12МЗЕ-170 Т12МЗБ-195 Т12РТ-240 ТС4А-104,5 ТС4А-127 ТС5Е-170 ТС5Б-195 ЗТС5Е-170 ЗТС5Б-195 Назначение Бурение вертикаль­ных и наклонных Бурение шахт- Бурение геологоразве­дочных скважин малого Бурение вертикальных и наклонных скважин скважин ных стволов диаметра; капитальный ремонт скважин Тип - Секционный Число секций 1 1 1 3 3 2 2 3 3 В том числе: турбинных 1 1 1 3 3 2 2 3 3 шпиндельных - - - - - - - - - Число ступеней турбины 121 100 104 212 240 239 177 352 272 Расход жидкости, дм'/с 25 30 50 8 12 20 25 18 22 28 35 55 9 13 22 28 20 24 Максимальная мощность, кВт 40 59 136 15 26 40 59 44 59 55 92 177 18 25 51 81 59 77 Частота вращения вала, рад/с (об/мин): при максимальной мощно- 65,42 69,08 69,08 91,06 77,45 52,33 57,57 47,10 50,76 сти (625) (660) (660) (870) (740) (500) (550) (450) (485) 73,27 80,59 75,88 102,57 83,73 57,57 64,37 52,33 55,47 (700) (770) (725) (980) (800) (550) (615) (500) (530) на холостом режиме 130,8 138,16 138,16 182,12 154,91 104,67 115,13 94,2 101,53 (1250) (1320) (1320) (1740) (1480) (1000) (1100) (900) (970) 146,53 161,2 161,2 205,15 167,47 115,13 128,74 115,13 110,95 (1400) (1540) (1450) (1960) (1600) (1100) (1230) (1000) (1060)
	98

	Вращающий момент, Нм: при максимальной мощно­сти при тормозном режиме Перепад давления в турбине при максимальной мощности, МПа КПД турбины, % Габаритные размеры, мм: диаметр длина Масса, кг	650 850 800 1150 1300 1700 1600 2300 3,0 3,5 4,5 4,5 50 60 172 195 8440 9100 1115 1500	2000 150 350 2400 200 400 4000 300 700 4800 400 800 4,0 4,5 5,0 4,5 5,5 6,0 70 37 44 240 104,5 127 8275 12 775 13 635 2070 630 1090	800 1000 900 950 1300 1150 1600 2000 1800 1900 2600 2300 4,0 4,0 5,0 5,0 5,0 6,0 50 60 50 172 195 172 15 340 14 035 22 500 2150 2425 3195	1200 1450 2400 2900 5,0 6,0 60 195 20 705 3610
	* При переменном расходе жидкости.
	Продолжение табл. 6.11 Параметры ЗТСШ- 172 ЗТСШ-195 ЗТСШ- 215 ЗТСШ-240 ЗТСШ-164ТЛ ЗТСШ-196ТЛ А6КЗС А7Н4С А9К5Са ЗТСШ1- 172 ЗТСШ1-195 ЗТСШ1-195ТЛ Назначение Бурение вертикальных и наклонных скважин Тип Шпиндельный Секционный с наклонной Шпиндельный линией давления Число секций 4 4 4 4 4 4 2 2 2 4 4 4 В том числе: турбинных 3 3 3 3 3 3 2 2 2 3 3 1 шпиндельных 1 1 1 1 1 1 - - - 1 1 1 Число ступеней турбины 369 285 333 318 348 327 220 226 203 336 306 318 Расход жидкости, дм'/с 18 22 28 32 23 40 18 33 45 20 30 40 20 24 30 34 25 45 - 25 35 45
	99

	Продолжение табл. 6.11 Параметры ЗТСШ- 172 ЗТСШ-195 ЗТСШ- 215 ЗТСШ-240 ЗТСШ-164ТЛ ЗТСШ-196ТЛ А6КЗС А7Н4С А9К5Са ЗТОП1- 172 ЗТСШ1-195 ЗТОП1-195ТЛ Максимальная мощность, 44 66 74 ПО 57 66 — — — 51 55 62 кВт 62 88 88 132 62 96 - - - 103 85 88 Частота вращения вала, рад/с (об/мин): при максимальной мощ- 47,10 50,76 39,77 43,96 46,05 36,11 31,4- 31,4- 20,93 52,86 41,87 37,16 ности (450) (485) (380) (420) (440) (345) 41,87* 52,33 (200) (505) (400) (355) 52,33 55,47 42,39 47,10 48,15 40,82 (300- (300- 31,4 65,94 49,2 41,87 (500) (530) (405) (450) (460) (390) 400)* 500)* (300)* (630) (470) (400) на холостом режиме 94,2 101,53 79,55 87,92 92,11 72,22 125,6 115,13 62,8 105,71 83,73 74,31 (900) (970) (760) (840) (880) (690) (1200)* (1000)* (600)* (1010) (800) (710) 115,13 110,95 84,78 94,2 100,48 81,64 - - - 131,88 98,39 83,73 (1000) (1060) (810) (900) (960) (780) (1260) (940) (800) Вращающий момент, Нм: при максимальной мощ- 1000 1300 1800 2500 1100 1800 700- 1800- 2000- 1000 1300 1750 ности 1200 1550 2050 2850 1300 2300 900 2000 3000 1600 1800 2200 при тормозном режиме 2000 2600 3600 5000 2200 3600 1500 4550 6100 2000 2600 3500 2400 3100 4100 5700 2600 4600 3200 3600 4400 Перепад давления в турбине 5,0 5,0 4,5 5,0 5,0 3,0 - - - 6,0 3,5 3,0 при максимальной мощ- 6,5 6,0 5,0 5,5 5,5 4,0 7,0 7,0 5,0 9,5 4,0 4,0 ности, МПа КПД турбины, % 50 60 60 70 47 60 38 42 60 44 50 54 Габаритные размеры, мм: диаметр 172 195 215 240 164 195 164 195 240 172 195 195 длина 25 330 23 550 24 500 23 550 25 500 26110 15 800 15 330 15 290 25 800 25 905 25 905 Масса, кг 3585 4165 5545 5980 3205 4235 1860 2590 3090 4400 4850 4355
	100

	(6.18) (6.19)
	4.т, h, lm, In. л - действительные длины соответственно ведущей трубы, вертлюга, шланга, подводящей линии, м; dBT, dB, dm, й?пл - внутренние диаметры соответственно ведущей трубы, вертлюга, шланга, подво­дящей линии, мм. Гидравлические потери в долоте рд= {Щ-рХ)1,                                               (6.21) р2 р ИЛИ рд = (ХдРрй2,                                                          (6.22) где F — суммарная площадь сечений промывочных отверстий долота, см2 [6] (табл. 6.12); ад — коэффициент гидравлических сопротивлений в долоте (табл. 6.13). Гидравлические потери, зависящие от глубины скважины, приве­дены ниже. Потери в бурильных трубах Ар - о,Л> Атр------— п ,                                                     (0.23)
	или pTp = dTpPp&H,                                                             (6.24) где Н — глубина скважины, м; d^ — коэффициент гидравлических со­противлений в бурильных трубах (табл. 6.14). Гидравлические потери в кольцевом пространстве ^к.п = 0,1ок.„рре2Я,                                                   (6.25) где (Хкп — коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве (табл. 6.15). Гидравлические потери в замковых соединениях 2,                                                       (6.26)
	101

	где а3 — коэффициент гидравлических сопротивлений замков (табл. 6.16). Таблица 6.12 Суммарная площадь сечений промывочных отверстий долот
	Суммарная площадь сечений, F-IO'.m2 Сочетание диамет­ров насадок, мм Суммарная площадь сечений, F106, м2 Сочетание диамет­ров насадок, мм 79 10 331 14-15 95 11 333 10-18 113 12 334 13-16 133 13 339 12-12-12 154 14 340 12-17 157 10-10 341 11-12-13 174 10-11 344 10-13-13 177 15 344 11-11-14 190 11-11 346 10-12-14 192 10-12 350 11-18 201 16 350 10-11-15 208 11-12 355 14-16 211 10-13 358 10-10-16 226 12-12 359 12-12-13 227 17 360 13-17 228 11-13 360 11-13-13 232 10-14 362 11-12-14 236 10-10-10 365 10-13-14 246 12-13 367 11-11-15 249 11-14 368 12-18 252 10-10-11 368 10-12-15 254 18 375 10-11-16 255 10-15 378 15-16 265 13-13 379 12-13-13 267 12-14 380 12-12-14 269 10-11-11 381 14-17 270 10-10-12 382 11-13-14 272 11-15 384 10-10-17 280 11-16 385 11-12-15 282 11-11-11 386 10-14-14 287 13-14 387 13-18 287 10-11-12 388 10-13-15 290 12-15 391 11-11-16 296 11-16 393 10-12-16 303 11-11-12 398 13-13-13 305 10-17 400 12-13-14 306 10-17 401 10-11-17 306 10-11-13 402 16-16 309 13-15 403 11-14-14 311 10-10-14 403 12-12-15 314 12-16 404 15-17 321 10-12-12 404 11-13-15 322 11-17 408 14-18 323 11-11-13 409 10-14-15 324 10-12-13 409 11-12-16
	102

	328	10-11-14	412	10-10-18
	Продолжение табл. 6.12
	Суммарная площадь сечений, Р106,м^ Сочетание диамет­ров насадок, мм Суммарная площадь сечений, F-IO'.m2 Сочетание диамет­ров насадок, мм 412 10-13-16 488 13-14-16 417 11-11-17 491 12-15-16 419 10-12-17 492 13-13-17 419 13-13-14 494 12-14-17 421 12-14-14 497 11-16-16 423 12-13-15 499 11-15-17 426 11-14-15 500 12-13-18 427 12-12-16 503 18-18 428 16-17 503 11-14-18 428 10-11-18 507 10-16-17 429 11-13-16 507 14-15-15 431 15-18 509 14-14-16 432 10-15-15 510 10-15-18 434 10-14-16 510 13-15-16 435 11-12-17 512 13-14-17 438 10-13-17 515 12-16-16 441 13-14-14 517 12-15-17 442 13-13-15 520 13-13-18 444 12-14-15 521 12-14-18 445 11-11-18 523 11-16-17 446 10-12-18 526 11-15-18 447 12-13-16 532 14-15-16 448 11-15-15 532 10-17-17 450 11-14-16 534 10-16-18 453 12-12-17 535 14-15-17 454 17-17 536 13-15-17 455 11-13-17 544 12-15-18 456 16-18 549 11-17-17 456 10-15-16 551 11-16-18 459 10-14-17 554 15-16-16 462 14-14-14 603 16-16-16 463 11-12-18 604 11-18-18 463 13-14-15 605 15-16-17 466 10-13-18 608 14-17-17 467 12-15-15 608 15-15-18 467 13-13-16 609 14-16-18 468 12-14-16 614 13-17-18 473 11-15-16 622 12-18-18 473 12-13-17 629 16-16-17 476 11-14-17 631 15-17-17 481 10-16-16 632 15-16-18 481 12-12-18 635 14-17-18 481 17-18 642 13-18-18 482 10-15-17 655 16-17-17 482 11-13-18 658 15-17-18 485 14-14-15 660 16-16-18 486 13-15-15 663 14-18-18 487 10-14-18 683 16-17-18
	103

	Продолжение табл. 6.12
	Суммарная площадь сечений, F-IO'.m2 Сочетание диамет­ров насадок, мм Суммарная площадь сечений, F-IO'.m2 Сочетание диамет­ров насадок, мм 686 708 710 15-18-18 17-17-18 16-18-18 736 763 17-18-18 18-18-18
	Таблица 6.13 Гидравлические потери в долотах
	Значение коэффициента ад, дм Промывоч­ный раствор 295,5 244,5 190,5 Тип турбобура Т12МЗ-240 ТС4-240 Т12МЗ-215 ТС4-215 Т12МЗ-215 ТС4-215 Т12МЗ-195 ТС4-215 Т12МЗ-172 ТС4-172 Вода Глинистый раствор 210-Ю-5 230-Ю"5 225-Ю"5 250-10"5 400-10"5 440-10"5 425-Ю"5 460-10"5 2150-Ю"5 2400-10"5
	5. После нанесения на поле диаграммы характеристики насоса по­терь зависящих и не зависящих от глубины скважины необходимо от­ложить при каждом рациональном расходе промывочной жидкости величину рт = 2/$ро (рт - перепад давления в турбобуре; р0 - давление в нагнетательной линии буровых насосов). По данным П.П. Шумилова,
	Таблица 6.14 Гидравлические потери в бурильных трубах
	Диаметр буриль- Толщина стенки, Значение коэффициента (Х^-Ю8 для ных труб, мм мм воды глинистых растворов g<26+28 л/с g>26+28 л/с 168,3 8 205 235 215 9 215 250 230 11 245 275 260 g<22+24 л/с g>22+24 л/с 146 8 440 480 460 9 480 530 520 11 560 620 590 £<20+22 л/с £>20+22 л/с 139,7 8 535 580 560 9 580 640 610 11 680 750 720 Q< 15+16 л/с Q> 15+16 л/с 114,3 8 1750 1900 1820 10 2220 2500 2300
	104

	Таблица 6.15 Гидравлические потери в кольцевом пространстве
	Диаметр долог, мм Диаметр бу­рильных труб, мм Значение коэффициента oVnlO8 для Диаметр наса­док, мм воды глинистых растворов 295,5 168,3 146 139,7 48 31 26 2<50л/с 85 60 50 2 > 50 л/с 60 40 35 14 269,9 168,3 146 139,7 100 68 42 2<50л/с 130 85 65 2 > 50 л/с ПО 70 50 13 244,5 168,3 146 139,7 280 245 190 2 < 40 л/с 350 190 170 2>40л/с 300 160 145 12 215,9 146 139,7 114,3 485 405 185 2 < 30 л/с 600 490 230 2>30л/с 510 425 200 11 190,5 139,7 114,3 1530 480 2000 600 1600 520 10 Таблица 6.16 Гидравлические потери в замках Диаметр бурильных труб, мм Толщина стенки, мм Коэффициент (Xj-10 5 168,3 8 9 10 0,6 0,6 1,45 139,7 8 9 11 2,1 2,2 2,8 114,3 8 10 11,3 16,8
	наибольшую гидравлическую мощность на турбине турбобура при неизменном максимальном давлении в нагнетательной линии буровых насосов можно получить при выполнении этого условия. По мере углубления скважины гидравлические сопротивления в бурильных трубах, замках и кольцевом пространстве постоянно воз­растают, поэтому для обеспечения условия рт = %р0 необходимо не­прерывно снижать подачу насосов и изменять характеристику турбо­буров так, чтобы перепад давления на турбинах оставался постоянным несмотря на снижение расхода жидкости.
	105

	Однако практически характеристики турбобуров можно изменять ступенчато, используя для бурения на различных интервалах глубины скважины турбобуры различных типов. Подача буровых насосов регу­лируется также ступенчато путем смены поршневых пар; 6. Выбираются рациональные типы турбобуров применительно к глубине скважины и рациональному расходу промывочной жидкости. Рациональным типом турбобура считается такой, характеристика ко­торого на диаграмме НТС наиболее близко располагается к линии 2/3 потерь давления на насосе. Таким образом, основная задача проектирования режима турбинно­го бурения заключается в установлении режима работы насосов, под­боре типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для различных интервалов по глубине скважины для получения наиболее высоких показателей бурения. При выборе турбобуров используем данные табл. 5.2-5.4 и табл. 6.11 (турбобуры старых конструкций, но еще применяются на промыслах), а при выборе насосов — табл. 5.5. Пример 6.2. Необходимо оценить возможность рационального применения турбо­буров и насосов, имеющихся в наличии. 1.  Турбобуры [37]: № 1 - Т12МЗЕ-170; № 2 - ЗТС5Б-170; № 3 - А6КЗС (см. табл. 6.11). Диаметр турбобура А6КЗС - 164 мм. 2. В состав буровой установки входит насос У8-6МА2 (см. табл. 5.5). 3.  Глубина скважины 2000 м, диаметры долот (скважины) по интервалам глубины скважины следующие. Интервал, м...........................................................0-100             100-1200 1200-2000 Диаметр скважины, мм.................................... 393,7              295,3              190,5 Рассчитаны рациональные расходы промывочной жидкости для каждого интер­вала: для первого — 40,5 дм'/с; для второго — 40,5 дм'/с; для третьего — 26,7 дм3/с. Решение. 1.  Строим диаграмму характеристики насоса У8-6МА2, беря табличные значения подачи Q и перепада давления ро и намечаем вертикальные линии допустимых значений давлений на насосе при различных подачах соответствующих различным диаметрам поршневых втулок (рис. 6.2). 2.  Рассчитываем по формуле (6.14) перепад давления на турбинах для различных турбобуров, беря их табличные значения рт\ и Q\ для трех значений подачи насосов: для турбобура № 1 50,92 40,52 р'л = 3,0--------= 12,4 МПа; р'л = 3,0--------= 7,9 МПа; 25                                            25 18,92 р'-а. = 3,0--------= 1,7 МПа; 25
	106

	Рис 6.2. Диаграмма насос -турбобур - скважина (HTQ: 1,2, 3 — номера турбобуров
	5          10          15 20 ро,МПа
	для турбобура № 2 50,92 4 ОД2 р"п = 5,0-----— = 26,8 МПа; р"л = 5,0-----г = 16,9 МПа; 222                                              222 18,92 р"т2 = 5,0--------= 3,7 МПа; 22 для турбобура №3: 50,92 40,52 р"'-а = 7-----— = 57,7 МПа; р"\г = 7-----— = 35,5 МПа;
	18,9 р"'ч2 = 7--------= 7,66 МПа. 18 Расчетные значения наносим на поле диаграммы характеристики насоса и строим характеристики турбобуров. 3. Определяем гидравлические потери, не зависящие от глубины скважины. Потери в обвязке находим по формуле (6.15) 196                , />„64О,5 = 8,260,0236-------1,2 • 40,5 = 0,33 МПа; 12,2 196                , = 8,260,0236-------1,2 • 26,7 = 0,14 МПа; 12,2 Суммарная эквивалентная длина всей обвязки найдена по формулам (6.16)-(6.20)
	107

	0,122' 0,122' 0,122' 0,122' /эоб =14------+ 2---т- + 20------+ 100------= 37,5 + 5,4 + 53 + 100 = 196 м. 0,1s            0,1              0,102'            0,122' Потери в долоте определяем по формуле (6.21) или (6.22): 0,12 />Д4о,5 = —- • 1,2 • 40,5 = 0,8 МПа; 17 0,12 />д2б7 =------• 1,2 • 26,7 = 0,4 МПа. 17 Суммарные потери, не зависящие от глубины скважины: />в4о,5 =/>об4о,5 +/>д4о,5 = 0,33 + 0,8 = 1,13 МПа; Рыхл =Роб2бл+Рд2б,1 = 0,14 + 0,4 = 0,54 МПа. 4. Определяем потери, зависящие от глубины скважины: потери в бурильных трубах по формуле (6.23) или (6.24) 40 5 40,52 • 100 р [т= 8,26 • 0,0236--------------• 1,2 = 0,14 МПа; 12,2' 40,52 • 1000
	------• 1,2 = 1,40 МПа;
	12,2 26,72 • 1000 ----------------• 1,2 = 0,61 МПа; 12,2' 26,72 • 2000 ----------------• 1,2 = 1,21 МПа; 12,2' потери в кольцевом пространстве по формуле (6.25), используя табличные значения коэффициентов а, „ [6] для различных значений подачи и глубины скважины (см. табл. 6.15), /Л'оо = 0,1 • 50 • 10~8 • 1,2 • 100 • 40,52 = 0,0098 МПа; P™im = °'1' 50 '10 * ' Х'2 ' 100° ' 40'52 = °'098 МПа' ^кп'юоо = 0,1 • 170 • 10 • 1,2 • 1000 • 26,7 = 0,14 МПа; Р^пШО = О'г ' 1600 ' 10^ ' Х'2 ' 200° ' 26'?2 = 2'8 МПа' потери в замковых соединениях по формуле (6.26) рУ = 0,1 • 2,2 • 10"' • 1,2 • 40,52 = 0,0036 МПа; р26'7 = 0,1 • 2,2 • 10"' • 1,2 • 26,72 = 0,0016 МПа. Тогда при различной глубине и при расстоянии между замками 1 м потери давления будут следующими:
	108

	^= 0,036 МПа;
	Таблица 6 17 Подача, дм3/с Глубина скважины, м Суммарные потери, зависящие от глубины р3, МПа 40,5 100 1000 р™* = 0,14 + 0,0098 + 0,036 = 0,15 р^ = 1,4 + 0,098+ 0,36 = 1,86 26,7 1000 2000 Р^ш = °'61 + 0Д4+ 0,16 = 0,91 26,7
	Суммарные потери, зависящие от глубины, приведены в табл. 6.17. 5.  Наносим на график (см. рис. 6.2) потери, зависящие и не зависящие от глубины, суммируем и откладываем в направлении справа налево от линий допустимых давлений на насосе. 6.  Наносим и определяем на графике значения рт = %ро; откладываем их в направле­нии слева направо от линии нулевого значения давления на насосе. 7.  На основе построенной диаграммы НТС оцениваем возможность рационального использования турбобуров в различных интервалах: в интервале глубины 100—1000 м (очевидно и до глубины 1200 м) рационально при­менять турбобур № 1 (Т12МЗЕ-170), так как характеристика турбобура наиболее близко лежит к линии %ро, а линия 5 1000 (зависимые от глубины потери давления) близко подходит к линии %ро. Таким образом, в этом интервале до глубины 100—1200 м мощ­ность турбобура № 1 будет практически полностью расходоваться. В интервале глубины 1200—2000 м рационально вести бурение с использованием турбобура № 3 (А6КЗС). В этом случае мощность турбобура № 3 будет рационально расходоваться по той же причине, что и для турбобура № 1 в интервале 100—1200 м. Если известен тип турбобура, то параметры режима бурения рас­считывают следующим образом. 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 по формуле (6.6). Для расчета частоты вращения используется методика, учитываю­щая реальные значения расхода промывочной жидкости и других бу­ровых параметров. Частота вращения определяется по формуле
	109

	!=Ит I""	(6.27)
	где пх - частота вращения при холостом ходе турбобура, мин ; Муд -удельный момент на долоте, Нм/кН; Мт — тормозной момент турбобу­ра, Нм. Величины их и Мт определяются с учетом фактических характери­стик для данного интервала бурения расхода и плотности промывоч­ной жидкости по зависимостям
	0	(6.28)
	(6.29)
	Робе
	где ихс, Мтс, Qc и рс — табличные данные стендовых характеристик час­тоты вращения вала турбобура, тормозного момента, расхода и плот­ности промывочной жидкости соответственно; Q и р — фактические расход и плотность промывочной жидкости. Данные по всем видам турбобуров приведены в табл. 5.2; 5,3; 5.4 и 6.16, фрагмент таких данных — в табл. 6.18. Значения удельного момента для долот различного диаметра и по­род различной твердости приведены в табл. 6.19. Таблица 6.18
	Тип турбобура 2« догУс рс, г/см3 Их.с, МИН ' МТЙ Нм А9Ш 45 1,2 830 6140 А7Ш 20 1,2 950 1470 ЗТСШ-240 34 1,2 900 6640 ЗТСШ-195 24 1,2 1060 3630 ТС56-240 40 1,0 1060 5040
	Примечание. Часто в справочных таблицах не указывается рс. Это означает, что стендовые характеристики снимались при прокачке водой, т.е. рс= 1 г/см3.
	Таблица 6 19 Диаметр Удельный момент на долоте (Н-м/кН) по категориям твердости пород, долота, мм 1-П Ш-IV V-VI vn vm 120,6 9,5 6,9 4,4 2,8 1,9 139,7 11,0 8,1 5,2 3,3 2,2 149,2(151) 11,9 8,7 5,5 3,6 2,4 165,1 13,0 9,5 6,1 3,9 2,6 190,5 15,0 11,0 7,7 4,5 3,0 215,9 16,9 12,4 7,9 5,1 3,4 244,5 19,3 14,2 9,0 5,8 3,9 269,9 21,2 15,6 9,9 6,4 4,3
	110

	295,3                23,3                 17,1                 10,8                 7,0                  4,7 320 | 25,2 | 18,5 | 11,8 | 7,6 | 5,1 Характеристики удельного момента для долот, не указанных табл. 6.19, находятся методом интерполяции либо по зависимости
	(6.30)
	где Dai - исходный диаметр долота, мм; D& - фактический диаметр долота, мм; Муд i — табличные значения удельного момента для исход­ного долота соответствующей категории твердости породы, Нм/кН; Л^уд2 — искомая величина удельного момента для фактического диа­метра долота и данной твердости горной породы, Нм/кН. Пример 6.3. Рассчитать параметры режима бурения при проходке пород V-VI кате­гории твердости долотом диаметром 269 мм с использованием турбобура А9Ш, буриль­ных труб диаметром 140 мм и промывочной жидкости плотностью 1,3 г/см3. Решение. 1.  По графику (см. рис. 6.1) определяем удельную нагрузку для пород V—VI катего­рий - 8 кН/см. Тогдарл= 8-26,9 = 216 кН. 2. Расход промывочной жидкости согласно формуле (6.6) и графику скорости восхо­дящего потока (см. рис. 6.1): 3,14           ,           , Q = ------(0,269 - 0,14 ) ■ 1,0 = 0,042 м3/с = 42 дм'/с. 4 3.  Для определения фактической частоты вращения турбобура А9Ш из табл. 6.18 находим Qc = 45 догУс; рс = 1,2 г/см3; ихс = 830 мин"1; Мтс = 6140 Нм. С учетом зависимостей (6.28) и (6.29) находим фактические значения частоты вра­щения холостого вращения пх и тормозного момента Мт на валу турбобура при Q = 42 дм3/с и р = 1,3 т1сж: 42                      , и, = 830— = 7 74,6 мин"1; 45 (42)2 Мт= 6140--------= 5794,3 Нм. (45)2 По табл. 6.19 находим удельный момент для долота диаметром 269 мм (категория твердости V-VT): Мт = 9,9 Нм/кН. По формуле (6.27) определяем фактическую частоту вращения долота при осевой нагрузке 216 кН: ( 9,9-216^ п = 774,6 1------------- = 488,7 мин"1. I 5794,3 )
	111