«Расчет параметров режима работы бурового насоса при прямой промывке нефтяной скважины роторного бурения (Вариант 11)»

Cовр. режимы P. б. скважин шарошечными долотами в твёрдых и крепких породах характеризуются нагрузками до 1 т/см диаметра долота. Шарошечные долота при P. б. могут успешно работать в диапазоне частот вращения от 40 до 200 об/мин. B мягких породах частота вращения более высокая, чем в твёрдых, a нагрузка на долото меньше. При применении режущих долот из сверхтвёрдых материалов нагрузка ещё ниже, a частоты вращения максимально возможные по условиям технологии P. б.

f5= π dубт 2/4 = 0,0063585 м2;

dэ5= d =dубт = 0,09 м.

f6= π dбт 2/4 = 0,008987465 м2;

dэ6= d = dбт = 0,0107 м.

f7= π dп 2/4 = 0,00785 м2;

dэ7= d = dп = 0,01 м.

б) Внутри соединительных элементов: i=6; d=dсэ.

f6*= π dсэ 2/4 = 0,004462851 м2.

d=dсэ = 0,0754 м.

4.2. Расчет кольцевого (в сечении) потока

а) В гладкой части магистрали: i=1,2,3; d=Dбт, Dубт; D= dок, Dс. ????

Здесь и далее можно приближенно принять Dс=Dд.

f1= π(dок 2- Dбт 2)/4 = 0,0191 м2;

dэ1= φ(dок - Dбт) = 0,06 м.

f2= π(Dс 2- Dубт 2)/4 = 0,0036 м2;

dэ2= φ(Dс - Dубт) = 0,01025 м.

f3= π(Dс 2- Dубт 2)/4 = 0,0036 м2;

dэ3= φ(Dс - Dубт) = 0,01025 м.

б) Снаружи соединительных элементов: i=1,2; d=Dсэ; D=dок, Dс.

f1*= π(dок 2- Dсэ 2)/4 = 0,0104 м2.

f2*= π(Dс 2- Dсэ 2)/4 = 0,007 м2.

5. Определение ориентировочного среднего значения скорости восходящего потока на участке i=1.

W1= 1,337e-3,942•Dд = 0,6309 м/с,

где Dд следует подставлять в метрах.

6. Определение расхода промывочной жидкости

а) Расход, необходимый для выноса шлама по стволу скважины:

Q1= W1f1 = 0,00657 м3/с.

б) расход, необходимый для очистки забоя скважины от шлама и охлаждения бурового долота:

Q2 = a•π•Dс2/4, м3/с;

Из исходных данных известно, что проводится расчет параметров режима работы бурового насоса при прямой промывке нефтяной скважины роторного бурения, поэтому a=0,4 м/с. Тогда имеем:

Q2 = a•π•Dс2/4 = 0,0114 м3/с.

в) Учитывая, что ,

принимаем Q = 0,0114 м3/с = 11,4 л/с.