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. Fк = м2; Рд = 5000·1,83·10-4 = 0,66 МН. Для долота 151Т-ЦВ максимально допустимая нагрузка 0,16 МН. Используем это значение нагрузки в расчете. Руд = 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 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, 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:
Рт2 = Рт1 , (6.14) где Q1 и Pт1 – 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 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 6.11
Основные 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]:
роб = 8,26 , (6.15)
где λтр – безразмерный коэффициент, λтр = 0,0236 при турбулентном режиме; Q – расход промывочной жидкости, м3/час; d – внутренний диаметр бурильных труб, мм; ρр – плотность бурового раствора, кг/м3; l -эквивалентная длина обвязки, м.
Эквивалентная длина всех элементов обвязки, м
lэ.об = lэ.в.т + lэ.в + lэ.ш +lэ.п.л, (6.16)
где
lэ.в.т = lвт ; (6.17)
lэ.в = lв  ;  (6.18)
lэ.ш = lш  ; (6.19)
lэ.пл = lпл ; (6.20) lвт, lв, lш, lпл – действительные длины соответственно ведущей трубы, вертлюга, шланга, подводящей линии, м; dв.т, dв, dш, dп.л – внутренние диаметры соответственно ведущей трубы, вертлюга, шланга, подводящей линии, мм.
Гидравлические потери в долоте
pд =  , (6.21)
или
pд =  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.
ртр = 8,26 λтр ; (6.23) или
ртр = тр · ·Q2 ·H, (6.24)
где H – глубина скважины, м; тр – коэффициент гидравлических сопротивлений в бурильных трубах (табл. 6.14).
Гидравлические потери в кольцевом пространстве
рк.п. = 0,1 к.п Q2H, (6.25)
где αк.п. – коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве (табл. 6.15).
Гидравлические потери в замковом соединении
рз = 0,1 з. Q2, (6.26)
где з. – коэффициент гидравлических сопротивлений замков (табл. 6.16).
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 = ⅔ро (рт – перепад давления в турбобуре; ро – давление в нагнетательной линии буровых насосов). По данным П.П.Шумилов, наибольшую
Таблица 6.12
Суммарная площадь промывочных отверстий долот
Суммарная площадь сечения, F·106, м2
|
Сочетание диаметров насадок, мм
|
Суммарная площадь сечения, F·106, м2
|
Сочетание диаметров насадок, мм
|
79
95
113
133
154
157
174
177
190
192
201
208
211
226
227
228
232
236
246
249
252
254
255
265
267
269
270
272
280
282
287
287
290
296
303
305
306
306
309
311
314
321
322
323
324
328
331
333
334
|
10
11
12
13
14
10-10
10-11
15
11-11
10-12
16
11-12
10-13
12-12
17
11-13
10-14
10-10-10
12-13
11-14
10-10-11
18
10-15
13-13
12-14
10-11-11
10-10-12
11-15
11-16
11-11-11
13-14
10-11-12
12-15
11-16
11-11-12
10-17
10-17
11-11-13
13-15
10-10-14
12-16
10-12-12
11-17
11-11-13
10-12-13
10-11-14
14-15
10-18
13-16
|
339
340
341
344
344
346
350
350
355
358
359
360
360
362
365
367
368
368
375
378
379
380
381
382
384
385
386
387
388
391
393
398
400
401
402
403
403
404
404
408
409
409
412
412
417
419
419
421
423
|
12-12-12
12-17
11-12-13
10-13-13
11-11-14
10-12-14
11-18
10-11-15
14-16
10-10-16
12-12-13
13-17
11-13-13
11-12-14
10-13-14
11-11-15
12-18
10-12-15
10-11-16
15-16
12-13-13
12-12-14
14-17
11-13-14
10-10-17
11-12-15
10-14-14
13-18
10-13-15
11-11-16
10-12-16
13-13-13
12-13-14
10-11-17
16-16
11-14-14
12-12-15
15-17
11-13-15
14-18
10-14-15
11-12-16
10-10-18
10-13-16
11-11-17
10-12-17
13-13-14
12-14-14
12-13-15
|
Продолжение табл.6.12
Суммарная площадь сечения, F·106, м2
|
Сочетание диаметров насадок, мм
|
Суммарная площадь сечения, F·106, м2
|
Сочетание диаметров насадок, мм
|
426
427
428
428
429
431
432
434
435
438
441
442
444
445
446
447
448
450
453
454
455
456
456
459
462
463
463
466
467
467
468
473
473
476
481
481
481
482
482
485
486
487
488
491
492
494
497
499
|
11-14-15
12-12-16
16-17
10-11-18
11-13-16
15-18
10-15-15
10-14-16
11-12-17
10-13-17
13-14-14
13-13-15
12-14-15
11-11-18
10-12-18
12-13-16
11-15-15
11-14-16
12-12-17
17-17
11-13-17
16-18
10-15-16
10-14-17
14-14-14
11-12-18
13-14-15
10-13-18
12-15-15
13-13-16
12-14-16
11-15-16
12-13-17
11-14-17
10-16-16
12-12-18
17-18
10-15-17
11-13-18
14-14-15
13-15-15
10-14-18
13-14-16
12-15-16
13-13-17
12-14-17
11-16-16
11-15-17
|
500
503
503
507
507
509
510
510
512
515
517
520
521
523
526
532
532
534
535
536
544
549
551
554
603
604
605
608
608
609
614
622
629
631
632
635
642
655
658
660
663
683
686
708
710
736
763
|
12-13-18
18-18
11-14-18
10-16-17
14-15-15
14-14-16
10-15-18
13-15-16
13-14-17
12-16-16
12-15-17
13-13-18
12-14-18
11-16-17
11-15-18
14-15-16
10-17-17
10-16-18
14-15-17
13-15-17
12-15-18
11-17-17
11-16-18
15-16-16
16-16-16
11-18-18
15-16-17
14-17-17
15-15-18
14-16-18
13-17-18
12-18-18
16-16-17
15-17-17
15-16-18
14-17-18
13-18-18
16-17-17
15-17-18
16-16-18
14-18-18
16-17-18
15-18-18
17-17-18
16-18-18
17-18-18
18-18-18
|
Таблица 6.13
Гидравлические потери в долотах
-
Промывоч-ный раствор
|
Значение коэффициента д, дм
|
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
|
210·10-5
230·10-5
|
225·10-5
250·10-5
|
400·10-5
440·10-5
|
425·10-5
460·10-5
|
2150·10-5
2400·10-5
|
|
Скачать 2.67 Mb.