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.
В соответствии с принятой конструкцией скважины и намеченными интервалами бурения с использованием турбобуров определяются рациональные значения расхода промывочной жидкости.
1.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.
2.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
(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 каждо-
го интервала) рассчитываются по методу эквивалентных длин гидрав
лические потери, не зависящие и зависящие от глубины. Эти значения
гидравлических потерь наносятся на поле диаграммы НТС в направле
нии 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]:
(6.15)
где 
тр – безразмерный коэффициент, тр = 0,0236 при турбулентном режиме; Q- расход промывочной жидкости, дм3/с; d- внутренний диаметр бурильных труб, мм; 
р - плотность бурового раствора, г/см3. 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
(6.17)
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБОБУРОВ И ТУРБОБУРОВ-ОТКЛОНИТЕЛЕЙ Таблица 6.11.
| Шифр | Диаметр (Мм) | Длина (Мм) | Масса (Кг) | Количество (шт) | Расход рабочей Жидкости м3/с | Частота вращения вала на режиме, С1 | Перепад давлений на режиме, МПа | Момент силы на валу рабочем режиме Н/м | Рекомендуемый диаметр долот, мм | Присоединительные резьбы | Макс, угол искривлен. градус | Присоединен. размер к шпинделю | |||
| К бурильн. трубам | К долоту | ММ | |||||||||||||
| Турбобуры односекционные (для бурения шахтных стволов) | |||||||||||||||
| T12M3E-172 | 0,025-0,028 | 10,5-11,7 | 2,85-3,5 | 559-687 | 190,5-215,9 | 3-147 | 3-117 | - | - | ||||||
| Т12МЗБ-195 | 0,045-0,050 | 9,7-10,8 | 2,9-3,6 | 714-882 | 215,9-224,5 | 3-147 | 3-117 | - | - | ||||||
| T12PT-240 | 0,050-0,055 | 11,6-12,7 | 4,4-5,4 | 2127-2550 | 269,9 | 3-189 | 3-171 | - | - | ||||||