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: