Проектирование буровых работ с целью предварительной разведки месторождения Родниковое
где, D – диаметр плунжера, см
S – длина хода плунжера, см
n- число ходов плунжера в 1 мин
m – число плунжеров
Q = 3,14 * 6,32 * 6 * 146 * 3/4000 = 1,36 л/с = 0,00136 м3/с
= 1000 * 9,8 * 0,00136 * 120/1000 * 0,8 = 1,9 квт
Мощность с учетом потерь
= К * /h (15)
где, К- коэффициент запаса мощности
= 1,1 * 1,9/0,8 = 2,6 квт
Исходя из вышеприведенных расчетов, делаем вывод:
Расчетная мощность двигателя насоса НБ3-120/НО ТК 2,6 < 7,5 квт
Следовательно, насос обеспечит процесс промывки скважины.
Буровые установки комплектуются буровыми насосами. При бурении разведочных скважин используется поршневые и плунжерные насосы, последнее время преимущественно плунжерный. Производительность и давления нагнетания выбранного типа насоса должны обеспечивать необходимый расход промывочной жидкости и преодоление гидравлических сопротивлении, особенно при узких кольцевых пространствах, характерных для колонкового бурения, что является обязательным условием для успешного бурения скважин. В связи с громоздкостью расчетов расчет расхода и давления промывочной жидкости в скважине предлагается проводить по программе «QPN», разработанный на кафедре «Технология и техника бурения скважин» Казахского Национального Технического университета.
Ниже приведен порядок расчета и расчетные формулы:
А. расход промывочной жидкости
Необходимый расход определяется из условия полного выноса шлама с забоя скважины:
Q = π/4(D2-d2)υ, (16)
где D – наибольший диаметр скважины (принимается по внутреннему диаметру обсадной трубы у устья скважины);
d – наружный диаметр бурильных труб;
υ – необходимая скорость восходящего потока.
Необходимая скорость восходящего потока определяется по формуле:
υ = U+C, (17)
где U – скорость падения частиц шлама расчетного размера промывочной жидкости;
С – необходимая скорость выноса шлама из забоя;
Скорость падения частиц:
U = а * К √ dр(δ/ρ-1)1 sin α (18)
где α – коэффициент учитывающий вязкость жидкости принимается:
α=3√μ/η (19)
где μ – коэффициент вязкости воды;
η – коэффициент вязкости бурового раствора;
К – коэффициент формы частиц принимается равным 2,5;
Δ – плотность частиц породы;
dр – расчетный размер частиц;
α – угол наклона скважины к горизонту.
Чем больше рассчитаны диаметр частицы и чем более изометричную форму она принимает, тем труднее такая частица уносится с забоя. Чтобы подаваемый расход полностью уносил шлам с забоя, необходимо, чтобы скорость потока жидкости была не меньше, чем скорость падении в этой жидкости наиболее крупных частиц попадающих на забой. Такими частицами являются частицы, смываемые потоком жидкости с керна (по сравнению с которыми частицы, образующиеся при бурении, ничтожно малы). Частицы керна попадают на забой лишь в том случае когда они проходят сквозь зазор между керном и короночным кольцом. Величина этого зазора равна:
Dзв= (Dкн – Dв)/2 (20)
где Dкн – внутренний диаметр короночного кольца;
Dв – внутренний диаметр коронки.
Однако попавшая на забой частица будет выносится потоком жидкости только в том случае, если она проходит через наружный кольцевой зазор, т.е. между стенками скважины и короночным кольцом. Величина этого зазора равна:
dзв= (Dн – Dкн)/2, (21)
где Dн и Dкн – соответственно наружные диаметры коронки и короночного кольца.
Таким образом чтобы выполнить поставленные условия, необходимо за расчетный размер частицы dр принять dз, если dзв< dзн или dзн если dзв ≥ dзн.
Необходимая скорость выноса частиц определяется, исходя из условий недопущения создания слишком большой концентрации шлама в восходящем потоке жидкости, так как при остановке насоса шлам может осесть и прихватить колонковую трубу. За счет шлама плотность жидкости в восходящем потоке больше, чем в нисходящем. Максимально допустимое увеличение плотности Δр принимают равным 10кг/м3 для воды и 30 кг/м3 для глинистого раствора (глинистому раствору соответствует большое значение, так как принимается в расчет его способность образовывать структуру, препятствующую падению частиц на забой).
Исходя их упомянутых условий скорость выноса определяется так:
С=((D2H – b*D2B)(δ-ρ) V)/((D2H-d2H) Δρ*1.25) (22)
где b- коэффициент выхода керна (b = 0,7÷0,8);
V – скорость бурения;
Δρ – разность плотности восходящего и нисходящего потоков;
dH – наружный диаметр бурильных труб;
1,25 – коэффициент, учитывающий вращение бурильной колонны.
Б. Потери давления в циркулярной системе.
Суммарные потери давления складываются из составляющих, образующихся на следующих участках:
- в гладкой части бурильных труб – Р1;
- между колонковой трубой и керном – Р2;
- между колонковой трубой и скважиной -Р3;
- между бурильными трубами и скважиной в ее нижней самой узкой части – Р4;
- между соединениями бурильных труб и стенками скважин в ее наиболее узкой (нижней) части – Р5 (в остальных частях потерями давления между соединениями и стенкой скважины пренебрегаем вследствие малой величины этих потерь);
- между бурильными трубами и стенкой скважины на втором снизу участке –Р6;
- между бурильными трубами и стенкой скважины на третьем снизу участке – Р7;
К потеря давления на участках 1-7 необходимо еще добавит потери внутри соединений бурильных труб Рс, также потери давления, возникающие за счет разности удельных весов нисходящего и восходящего потоков промывочной жидкости -РΔ.
Таким образом суммарные потери давления составят:
Рi=i=i7∑Pi+Pc+PΔ. (23)
где i – номер участка (i = 1÷7).
Для нахождения потерь давления на участках 1-7 пользуются формулой Дарси-Вейсбаха:
Рi=λi*(ρυ2iLi/2(Di-di)) (24)
где υi - скорость жидкости на данном участке;
Li – длина канала на этом участке;
Di – наружный диаметр кольцевого канала прохода жидкости;
di – внутренний диаметр;
λi – коэффициент гидравлических сопротивлений.
Скорость потока жидкости:
υi = Q/Fi (25)
Fi – площадь канала, которая определяется по формуле:
F1 = π/4(D12 – d12) (26)
На различных участках D1 и d1 различны. На первом участке D1 есть внутренний диаметр бурильных труб – dв, а d1.
В этом случае:
F1 = π/4D12 (27)
На втором участке:
D2 – внутренний диаметр колонковой трубы,
d 2 – диаметр керна.
На третьем участке:
D3– диаметр скважины на нижнем участке
d Н– наружный диаметр колонковой трубы.
На четвертом участке: (28)
d 4 - наружный диаметр бурильных труб.
На пятом участке D3 определяется с учетом увеличения диаметра ствола скважины в ходе бурения: