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

---

Таблица 6.14

Гидравлические потери в бурильных трубах

Диаметр бурильных труб, мм	Толщина стенки, мм	Значение коэффициента тр∙108 для
		воды	глинистых растворов
168,3	8 9 11	205 215 245	Q<26÷28 л/c 235 250 275	Q>26÷28 л/c 215 230 200
146	8 9 11	440 480 560·10	Q<22÷24 л/c 480 530 620	Q>22÷24 л/c 460 520 590
139,7	8 9 11	535 580 680	Q<20÷22 л/c 580 640 750	Q>20÷22 л/c 560 610 720
114,3	8 10	1750 2220	Q<15÷16 л/c 1900 2500	Q>15÷16 л/c 1820 2300

По мере углубления скважины гидравлические сопротивления в бурильных трубах, замках и кольцевом пространстве постоянно возрастают, поэтому для обеспечения условия р_т = ⅔р₀ необходимо непрерывно снижать подачу насосов и изменять характеристику турбобуров так, чтобы перепад давления на турбинах оставался постоянным несмотря на снижение расхода жидкости.

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 ⅔ 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 из табл. 3.2 и табл. 6.11 (турбобуры

---

старых конструкций, но еще применяются на промыслах), а при выборе насосов – из табл. 4.6.

Таблица 6.15

Гидравлические потери в кольцевом пространстве

Диаметр до-лот, мм	Диаметр бурильных труб, мм	Значение коэффициента к.п ∙108для			Диаметр на-садок, мм
		воды	глинистых растворов
295,5	168,3 146 139,7	48 31 26	Q<50 л/с 85 60 50	Q>50 л/с 60 40 35	14
269,9	168,3 146 139,7	100 68 42	Q<50 л/с 130 85 65	Q>50 л/с 110 70 50	13
244,5	168,3 146 139,7	280 245 190	Q<40 л/с 350 190 170	Q>40 л/с 300 160 145	12
215,9	146 139,7 114,3	485 405 185	Q<30 л/с 600 490 230	Q>30 л/с 510 425 200	11
190,5	139,7 114,3	1530 480	2000 600	1600 520	10

30>40>50>50>

---

Таблица 6.16

Гидравлические потери в замках

Диаметр бурильных труб, мм	Толщина стенки, мм	Коэффициент, з∙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

Пример 6.2. Необходимо оценить возможность рационального применения турбобуров и насосов, имеющихся в наличии.

1. Турбобуры [37]: № 1 – Т12МЗЕ-170; № 2 – 3ТС5Б-170; № 3 – А6К3С (см. табл. 6.11). Диаметр турбобура А6К3С – 164 мм.

2. В состав буровой установки входит насос У8-6МА2 (см. табл. 4.2).

3. Глубина скважины 2000 м, диаметры долот (бурения) 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 дм³/с; для второго - 40,5 дм³/с; для третьего - 226,7 дм³/с.

Р е ш е н и е.

1. Строим диаграмму характеристики насоса У8-6МА2, беря табличные значения подачи Q и перепада давления р_о 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 р_т1 и Q₁, для трех значений подачи насосов:

для турбобура № 1:

_т2 = 3,0 МПа; _т2 = 3,0 МПа;

_т2 = 3,0

---

МПа;



для турбобура № 2:

_т2 = 5,0 МПа; _т2 = 5,0 МПа;

_т2 = 5,0 МПа;

для турбобура № 3:

_т2 = 7 МПа; _т2 = 7 МПа;

_т2 = 7 МПа.

Расчетные значения наносим на поле диаграммы характеристики насоса и строим характеристики турбобуров.

3. Определяем гидравлические потери, не зависящие от глубины скважины.

Потери в обвязке для разных интервалов бурения и значений рациональных расходов промывочной жидкости находим по формуле (6.15)

потери в обвязке определяем по формуле (6.15)

р_об.40,5 = 8,26·0,0236 МПа;

р_об.26,7 = 8,26·0,0236 МПа;

Суммарная эквивалентная длина всей обвязки найдена по формулам (6.16-6.20)

м.

Потери в долоте определяем по формулам (6.21 или 6.22)

р_д.40,5 = МПа;

р_д.26,7 = МПа.

Суммарные потери, не зависящие от глубины скважины:

р_н.40,5 =р_об.40,5 +р_д.40,5 = 0,33 + 0,8 = 1,13 МПа;

---