 |
Методические указания
|
|
|
|
Условие недопущения проявлений и поглощений записывается следующим образом
,
где 
- давление пластовое и гидроразрыва пород соответственно, Па;
- плотность бурового раствора, кг/м3; 
- глубина залегания пласта с аномальным давлением,м.
Скорость циркуляции определяется из выражения
,
где 
- скорость витания частиц в буровом промывочном растворе, м/с.
,
где ρч, dч –плотность и диаметр частиц шлама соответственно;
τ –динамическое напряжение сдвига,Па; ή – пластическая вязкость, Па*с.
Величины ή и τ можно определить по эмпирическим зависимостям
ПРИЛОЖЕНИЯ
Таблица П1
| У8 – 7М У8 – 6М БРН – 1 | ||||||
| Диаметр цилиндровой втулки, мм | Давление Рн, МПа | Подача Qн×103, м3/с | Давление Рн, МПа | Подача Qн×103, м3/с | Давление Рн, МПа | Подача Qн×103, м3/с |
| 14,2 15,9 18,0 20,4 23,4 27,2 32,0 - - | 50,9 45,5 40,4 35,5 31,0 26,8 22,7 - - | 10,0 11,1 12,5 14,0 16,3 19,0 22,3 25,0 - | 50,9 45,5 40,4 35,5 31,0 26,8 22,7 18,9 - | - - 9,8 11,0 12,5 14,0 16,9 20,0 - | - - 31,0 27,2 24,0 20,8 17,8 15,0 - |
Продолжение таблицы П1
| НБТ – 600 УНБТ – 960 УНБ - 1250 | ||||||
| Диаметр цилиндровой втулки,мм | Давление Рн, МПа | Подача Qн×103, м3/с | Давление Рн, МПа | Подача Qн×103, м3/с | Давление Рн, МПа | Подача Qн×103, м3/с |
| - - 11,3 12,6 14,3 16,2 18,6 21,6 25,0 | - - 42,9 38,3 33,9 29,8 26,0 22,4 19,0 | - - 19,0 20,8 23,0 26,0 32,0 - - | - - 46,0 41,0 37,0 33,0 27,6 - - | 21,0 23,6 26,5 30,5 35,0 40,0 - - - | 51,4 45,4 40,7 35,7 31,1 26,7 - - - |
Таблица П2 – Основные характеристики турбобуров
| Шифр забойного Двигателя | Наружный диаметр корпуса, мм | Расходжидкости (вода), Qтн×103,м3/с | Перепад давления Δpтн, МПа | Вращающий момент на валу при максимальной мощности, кН×м | Частота вращения вала при максимальной мощности, об/мин | Длина, м |
|
|
|
Турбобуры односекционные типа Т 12
| Т12М3Е-172 Т12М3Б-195 Т12М3Б-240 | 3,0 3,5 4,0 | 0,65 0,85 2,0 | 8,4 9,1 8,3 |
Турбобуры многосекционные шпиндельные типа 3ТСШ
| 3ТСШ1-172 3ТСШ1-195 3ТСШ1-195Тл 3ТСШ1-240 | 6,0 3,5 3,0 5,6 | 1,0 1,3 1,75 2,7 | 25,8 25,9 25,9 23,6 |
Турбобуры многосекционные шпиндельные типа А с наклонной
линией давления
| А6Ш А7ГТШ А9ГТШ | 4,5 8,0 5,8 | 0,72 1,95 3,12 | 17,2 25,9 23,9 |
Турбобур с плавающим статором
| ТПС-172 | 4,9 | 1,6 | 26,3 |
Таблица П3
| Показатели | Коэффициент | Для труб Для НКТ | |||
| Тип буферной жидкости | - | вода | нет | вода | Нет |
| Потери цементного раствора на стенках труб | C1 | 0,008 | 0,029 | 0,002 | 0,011 |
| Потери цементного раствора из-за смешения с соседней жидкостью на первой границе | C2 | 0,023 | 0,037 | 0,012 | 0,020 |
| То же на второй границе | C3 | 0,017 | 0,03 | 0,011 | 0,020 |
| Потери буферной жидкости при движении по заливочной колонне | C4 | 0,020 | - | 0,020 | - |
| То же в кольцевом пространстве | C5 | 0,4 | - | 0,4 | - |
|
|
|
