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

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]:

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, м

l_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 долоте

p_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

---

= 8,26 λ_тр ; (6.23) или

р_тр = _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

р_к.п. = 0,1 _к.п Q²H, (6.25)

где α_к.п. – коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве (табл. 6.15).

Гидравлические потери в замковом соединении

р_з = 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 р_т = ⅔р_о (р_т – перепад давления в турбобуре; р_о – 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

---