4. Требования к отчету - Методические указания к выполнению лабораторно практических работ перечень лабораторно...


4. Требования к отчету


4.1. Номер работы

4.2. Конспект основные типы БК и концевые соединения труб

4.3.Результат определения по образцам

5.Технология работы



5.1. Изучить основные типы БК сделать конспект в тетради

5.2. Изучить концевые соединения, перечислить в тетради их виды.

5.3. Группу разделить на 4 подгруппы. ( работа по образцам)


Практическая работа № 6



2 часа

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ НА ПРОЧНОСТЬ



1.Цель работы



Приобретение практических навыков для расчета бурильной колонны на прочность при турбинном бурении

2.Обеспечивающие средства



2.1. Калькулятор

2.2.Методические указания

3.Литература



3.1.Н.В.Элияшевский «Типовые задачи и расчеты в бурении» стр.59-64; стр. 64-69

4. Задание



4.1.Изучить общие рекомендации по расчету УБТ

4.2. Изучить общие рекомендации по расчету бурильных колонн при бурении забойными двигателями.

4.3. Рассчитать бурильную колонну при турбинном бурении

5. Требования к отчету


5.1. Номер работы

5.2.Таблица данных

5.3.Расчет по формулам

6.Технология работы



6.1. Выполнить задание в соответствии с заданием.

6.2. Ответить на контрольные вопросы.( устно).

7. Контрольные вопросы



7.1.ТБПВ

7.2. Назначение ведущей трубы

7.3. Назначение УБТ

7.4. Недостатки ЛБТ

8. Методические указания для выполнения практической работы


8.1 Данные для выполнения работы:

Глубина скважины ,м ( по горно – геологическим условиям бурения, по практической работе № 2);

Условия бурения нормальные;

Диаметр бурильных труб : 140 мм; 127мм; 114мм.

Толщина стенки трубы : 8мм ; 7 мм ; 7 мм.

Плотность бурового раствора: 1.14 г/см3; 1,13 г/см3; 1.12 г/см3.

    1. Рассчитать допустимую глубину спуска бурильных труб по формуле 20 стр. 64.

    2. По таблице 24 стр. 50 – 55 находим предельную нагрузку и делим на 1,3 – для нормальных условий бурения.

    3. Определяем длину второй секции по формуле 24 стр. 65.

    4. Находим общую длину колонны L = lдоп + l2+ lУБТ ,

    5. По глубине скважины выбираем сколько труб необходимо доспустить для условий бурения.


Лабораторная работа № 1



2часа

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ



1.Цель и содержание работы:



Знакомство с основными параметрами глинистых растворов, изучение приборов и методики определения основных параметров глинистых растворов: плотности, водоотдачи, толщины глинистой корочки, содержание песка, стабильности, условной вязкости, статического напряжения сдвига, коллоидальности и суточного отстоя.

2. Методическое обеспечение



Приборы и материалы: приборы для определения свойств глинистых растворов, глинистый раствор.

3.Порядок выполнения работы



1. Знакомство в теоретической части с основными параметрами буровых растворов, с приборами и методикой их определения.

2. Проведение работы (определение основных параметров раствора).

3. Написание и индивидуальная защита отчета.

По каждому параметру дать определение (понятие параметра) и отметить его влияние на качество, экономичность и безаварийность буровых работ.

1. Определение

плотности

глинистого раствора - r, г/см3, кг / м3

Схема прибора

АБР-1

(зарисовать схематично). Порядок работы (описать). Результаты измерений (занести в таблицу):

Плотность воды,

rв, г/см3

Поправка плотности воды, rв, г/см3

Плотность раствора,

rр, г/см3

(измеренное)

Плотность раствора,

rр, г/см3

(с учетом поправки)













2. Определение

водоотдачи

глинистого раствора - В, см3/30 мин.

Схема прибора

ВМ-6

(зарисовать схематично). Порядок работы (описать). Результаты измерений (занести в таблицу):

Показания прибора (см3) через:

Водоотдача,

В, см3/30 мин

3 мин

7,5 мин

10 мин




























3. Определение

толщины

глинистой корочки - К, мм.

К = _________ мм.

4. Определение процентного

содержания песка

и недиспергированных частиц в растворе - П,%

Схема прибора

ОМ-2

(зарисовать схематично). Порядок работы (описать). Результаты измерений (занести в таблицу):

Показание шкалы, см

Содержание песка П, %







5. Определение

стабильности

глинистого

раствора

- С, г/см3.

Схема прибора

ЦС-2

(зарисовать схематично). Порядок работы (описать). Результаты измерений (занести в таблицу):

Плотность раствора

верхней части rв, г/см3

Плотность раствора

нижней части rн, г/см3

Стабильность

С = rн - rв, г/см3










Лабораторная работа № 2



2часа

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ



1.Цель и содержание работы:



знакомство с основными параметрами глинистых растворов, изучение приборов и методики определения основных параметров глинистых растворов: плотности, водоотдачи, толщины глинистой корочки, содержание песка, стабильности, условной вязкости, статического напряжения сдвига, коллоидальности и суточного отстоя.

2. Методическое обеспечение



Приборы и материалы: приборы для определения свойств глинистых растворов, глинистый раствор.

3.Порядок выполнения работы



1. Знакомство в теоретической части с основными параметрами буровых растворов, с приборами и методикой их определения.

2. Проведение работы (определение основных параметров раствора).

3. Написание и индивидуальная защита отчета.

По каждому параметру дать определение (понятие параметра) и отметить его влияние на качество, экономичность и безаварийность буровых работ.

6. Определение условной

вязкости

глинистого раствора - Т, с.

Схема прибора

ВБР-1

(зарисовать схематично). Порядок работы (описать). Результаты измерений (занести в таблицу):

Водное число,

Тв, с

Поправка, с

Вязкость раствора

Т, с (измеренная)

Вязкость раствора

Т, с (с учетом поправки)













7. Определение статического напряжения сдвига- Q1,10, Па

Схема прибора

СНС-2

. (зарисовать схематично). Порядок работы (описать). Результаты измерений (занести в таблицу):

Время покоя, мин

Угол закручивания нити f, град f1 f2 f3 fср

К,

Па/град

Q,

Па

1



















10



















Заключение. По значениям измеренных параметров делается вывод о качестве глинистого раствора и указывается, в каких условиях он может быть эффективно применен.

Практическая работа №7



2 часа

РАСЧЕТ НЕОБХОДИМОГО КОЛИЧЕСТВА МАТЕРИАЛА ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА ЗАДАННОЙ ПЛОТНОСТИ



1. Цель работы

Научиться готовить исходный глинистый раствор с заданными значениями плотности и осуществлять регулировку данного показателя до требуемой величины путем разбавления или добавления дисперсной фазы.
2. Теоретическая часть

1. Расчет количества глины и воды для приготовления 1м3 глинистого раствора заданной плотности.

Масса глины mг и масса воды mв (в кг)

mв = Vв rв ; (2)
Объем глины и воды Vг , Vв (в м3)

Vг = 1- Vв ; (4)
где rг, r, rв - плотность глины, глинистого раствора и воды, кг/м3; n - влажность глины в долях единицы.

Примечание: для практических расчетов принимают

rг = 2600 - 2700 кг/м3;

n = 0.05 - 0.1 (соответственно при влажности глины 5 - 10 %)
Пример 1

Дано: rг = 2650 кг/м3;

n = 0.075;

r = 1100 кг/м3.

Найти: mг,, mв,, Vг,, Vв = ?

Решение:

По формуле (1, 2, 3, 4) вычисляем необходимую массу и объем глины и воды для получения глинистого раствора плотностью 1100 кг/м3



Vв = 1 - 0.074 = 0.926 м3
mв = 0.926×1000 =926 кг
2. Расчет массы глины или утяжелителя (mдг, кг), добавляемых к исходному глинистому раствору для увеличения его плотности до требуемой величины



где rи, rтр - плотность исходного глинистого раствора и требуемая плотность, кг/м3; Vр - объем исходного глинистого раствора, м3.
Пример 2

Дано: rг = 2650 кг/м3;

rтр = 1300 кг/м3;

rи = 1100 кг/м3;

n = 0.075;

Vр = 2.0 м3.

Найти: mдг = ?

Решение:

По формуле (5) вычисляем массу глины или утяжелителя необходимую для увеличения плотности глинистого раствора до 1300 кг/м3


3. Расчет объема добавляемого глинистого раствора большей плотности (Vдрб, м3) требуемого для увеличения плотности исходного раствора

где rдр - плотность добавляемого глинистого раствора (кг/м3).
Пример 3

Дано: rдр = 1300 кг/м3;

rи = 1100 кг/м3;

rтр = 1150 кг/м3;

Vр = 2.0 м3.

Найти: Vдрб = ?

Решение:

По формуле (6) вычисляем объема добавляемого глинистого раствора плотностью 1300 кг/м3 требуемого для увеличения плотности исходного раствора до 1500 кг/м3


4. Расчет объема воды или глинистого раствора меньшей плотности (Vдв, м3), добавляемых в исходный глинистый раствор для снижения его плотности до требуемой величины



где rдв - плотность добавляемой воды или глинистого раствора меньшей плотности, кг/м3.

Пример 4

Дано: rи = 1200 кг/м3;

rтр = 1150 кг/м3;

Vр= 3.0 м3.

Найти: Vдв = ?

Решение:

По формуле (7) вычисляем объем воды требуемый для уменьшения плотности исходного раствора до 1200 кг/м3



4. Экспериментальная часть

4.1. Приборы, принадлежности и материалы

При выполнении лабораторной работы используются: ареометр буровых растворов АБР-1; смесительная установка “Воронеж”; технические весы с разновесами; тахометр; микрокалькуляторы; мерный цилиндр на 500 мл; глинопорошок; техническая вода.

4.2. Порядок выполнения лабораторной работы

Для выполнения лабораторной работы подгруппа студентов разбивается на две бригады, каждая из которых выполняет индивидуальное задание. При выполнении задания необходимо руководствоваться изложенной выше методикой.

4.3. Задание

Объем приготавливаемого раствора 0,4 л = 0,4×10-3 м3

rг =2650 кг/м3

n = 0,06

Бригада I


Бригада II

1. Приготовить исходный глинистый раствор плотностью r = 1030 кг/м3

1. Приготовить исходный глинистый раствор плотностью r = 1080 кг/м3

2. Утяжелить исходный раствор глиной до rтр = 1080 кг/м3

2. Разбавить исходный раствор водой до rтр = 1060 кг/м3

3. Разбавить раствор водой до rтр = 1050 кг/м3

3. Утяжелить раствор глиной до rтр = 1080 кг/м3

Примечание: время перемешивания раствора - 5 мин;
4.4. Содержание отчета

  1. Цель работы.

  2. Приборы, принадлежности, материалы.

  3. Результаты расчетов.

  4. Сравнительный анализ результатов полученных расчетным и опытным путем.


Практическая работа №8



2 часа

РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ СВОЙСТВ БУРОВОГО РАСТВОРА



1.Цель работы



Приобретение практических навыков для расчета основных свойств бурового раствора

2.Обеспечивающие средства



2.1. Калькулятор

2.2.Методические указания

3.Литература



3.1.Ю.В.Вадецкий бурение нефтяных и газовых скважин стр 139-148

4. Задание



4.1.Изучить общие рекомендации по расчету параметров бурового раствора

4.2. Рассчитать плотность , вязкость, показатель фильтрации, СНС бурового раствора

5. Требования к отчету


5.1. Номер работы

5.2. Расчет по формулам

5.3 Таблица результатов расчета

6.Технология работы



Текст к практической работе


Буровые растворы выполняют ряд функций, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважин в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них: обеспечение быстрого углубления, сохранение устойчивости стенок скважины и коллекторских свойств продуктивных горизонтов. Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия бурового раствора с контактирующей горной породой. Характер и интенсивность взаимодействия определяются породой и составом дисперсионной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются, в первую очередь , исходя из геологических условий бурения : физико–химический состав пород и содержание в них флюидов , пластового и горного давлений , забойной температуры . На площадях Западной Сибири буровые работы производят с использованием глинистых растворов . Глинистому раствору присущи такие функции : это способность глинизировать стенки ствола скважины и удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии в период прекращения циркуляции. Для избежания осложнений и аварий важно, чтобы из глинистого раствора, находящегося в скважине, не выпадали частицы выбуренной породы в период прекращения циркуляции.

В силу ряда геологических условий для месторождений Западной Сибири наиболее походит глинистый буровой раствор: стратиграфический разрез в основном сложен глинистыми породами, что дает при необходимости применять “самозамес”, то есть наработку глинистого раствора можно производить непосредственно в скважине и экономить при этом как средства, так и время. Однако в данное время этот способ практически не используют так как свойства и качество глин на месторождениях разное, а следовательно трудно следить за параметрами и качеством бурового раствора, поэтому для приготовления раствора применяют глинопорошок.

Глинистый раствор – наиболее универсальный а, следовательно, широко применяемый и доступный тип промывочной жидкости. Качество глинистого раствора оценивается рядом характеристик, основными из которых являются:

  1. плотность;

  2. статическое напряжение сдвига;

  3. водоотдача;

  4. вязкость;

  5. содержание песка.

Глинистый раствор приготовляют из глинопорошка и по мере необходимости обрабатывают следующими химическими реагентами :

По правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ08-624-03 плотность бурового раствора должна определятся из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления превышающее пластовое на величину:

Данные для расчета – материалы по месторождениям ( по 1 практической работе)

Пример



Расчет плотности бурового раствора



Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле:

ρ

б.р..

= Р

пл

/ (

g

*

H

) + (0,1 ~ 0,15)* Р

пл

/ (

g

*

H

) (1)



где Рпл – пластовое давление, МПа;

g – ускорение свободного падения;

Н – глубина скважины, м.

В интервале бурения от 0 до 450 метров

Рпл= 4,41 МПа

ρб.р=[4,41*106/(9,8*450)]+[(0,1~0,15)*4,41*106/(9,8*450)]=1,1~1,15 г/см3

Принимаем плотность бурового раствора 1,15 г/см3, так как на этом интервале возможны осыпи и обвалы стенок скважины и плотность раствора должна иметь максимальное значение.
В интервале от 450 до 1950 метров

Рпл=21 МПа

ρб.р=[21*106/(9,8*1950)]+[(0,5~0,1)*21*106/(9,8*1950)]=1,16~1,21г/см3

Принимаем плотность бурового раствора 1,18 г/см3, так как при очень большой плотности может возникнуть поглощение бурового раствора.

В интервале от 1950 до 2400 метров

Рпл=25,9 МПа

ρб.р=[25,9*106/(9,8*2400)]+[(0,05~0,1)*25,9*106/(9,8*2400)]=1,16~1,21г/см3

Принимаем минимальную плотность 1,16 г/см3, для минимального воздействия на пласт и избежания поглощений.

Расчет условной вязкости



По рекомендациям ВНИИКР нефть условная вязкость рассчитывается по формуле:

УВ ≤ 21*ρ*10

-3

(2)



где ρ – плотность бурового раствора, кг/м3

На интервале от 0 до 450 метров

УВ ≤ 21 * 1150 * 10-3 =24 с

На интервале от 450 до 1950 метров

УВ ≤ 21 * 1180 *10-3 =24,8 с

На интервале от 950 до 2390 метров

УВ ≤ 21 * 1160 * 10-3 =24,4 с

Расчет статического напряжения сдвига



Значения статического напряжения сдвига (СНС) должны быть минимальными, но достаточными для удержания во взвешенном состоянии в покоящемся буровом растворе частиц шлама и утяжелителя.

СНС рассчитывается по формуле:

СНС

10

= (

d

* (ρ

n

– ρ) *

g

*

k

) / 6, дПа (3)



где d – условный диаметр частиц шлама, м;

k – коэффициент учитывающий реальную форму частиц шлама, k = 0,4÷0,6;

ρn – плотность горной породы, кг/м3;

ρ – плотность бурового раствора, кг/м3;

g – ускорение свободного падения, м/с2.

СНС

1

≥ 0,5 * (2 – е

-110·*

d

) *

d

* (ρ

n

– ρ), дПа (4)



Принимаются следующие данные:

d = 5 мм,

g = 9,8 м/с2,

k = 0,5.

На интервале от 0 до 450 метров

ρn = 2100 кг/м3

СНС1 ≥ 0,5 * (2– е-110*5*10-3) * 5 *10-3 *(2100 – 1150) = 34 дПа;

СНС10 = (5 * 10-3 * (2100 – 1150) * 9,8 * 0,5) / 6 = 38 дПа.

На интервале от 450 до 1950 метров

ρn = 2140 кг/м3

СНС1 ≥ 0,5 * (2 – е-110*5*10-3) * 5 *10-3 * (2140 – 1180) = 35 дПа;

СНС10 = (5 *10-3 * (2140 – 1180) * 9,8 *0,5) / 6 = 39 дПа.

На интервале от 1950 до 2400 метров

ρn = 2170 кг/м3

СНС1 ≥ 0,5 * (2 – е-110*5*10-3) · 5 ·10-3 · (2170– 1160) = 37 дПа;

СНС10 = (5 *10-3 *(2170– 1160) *9,8 *0,5) / 6 = 41 дПа.

Показатель фильтрации бурового раствора



Показатель фильтрации рассчитывается по формуле:

Ф ≤ Ф

t

/ [(1+0,028 *(Т-20)) *(1+3,9 *(1-exp *(-0,1*∆Р)))], (5)



где Фt,р – максимально допустимая величина показателя фильтрации в условиях высоких температур и давлений, Фt,р= 15 (см3/30мин);

∆Р – максимальная величина репрессии на вскрываемые бурением пласты, МПа;

Т – максимальная температура в рассматриваемом интервале, 0С.

Максимальная величина репрессии на вскрываемые бурением пласты рассчитывается по формуле:

Р = (ρ – ρ

n

ρ

) *g *

H

*10

-6

, МПа (6)



где ρ – плотность бурового раствора кг/м3;

ρnρ – величина пластового давления в эквиваленте плотности, кг/м3;

Н – глубина интервала, м.

В интервале бурения от 0 до 450 метров

∆Р = (1150 – 1000) *9,8 *450*10-6 = 0,7 МПа;

Ф≤15/[(1+0,028*(22-20))*(1+3,9*(1-exp*(-0,1*0,7)))]= 7 см3/30мин

В интервале бурения от 450 до 1950 метров

∆Р = (1180 – 1000) *9,8 *1950*10-6 = 3,44 МПа

Ф≤15/[(1+0,028*(60-20))*(1+3,9*(1-exp*(-0,1*3,44)))]= 5 см3/30мин

В интервале бурении от 1950 до 2400 метров

∆Р = (1160 – 1000)*9,8 *2400*10-6 = 3,76 МПа;

Ф ≤ 15 / [(1+0,028 *(72-20* (1+3,9 *(1-exp*(-0,1*3,76)))]= 3 см3/30мин

Рассчитанные выше значения параметров бурового раствора приведены в таблице 1

Таблица 1 - Показатели свойств бурового раствора.

Интервал, м

Показатели

От

До

Плотность, г/см3

СНС1/10, дПа

УВ, с

Водоотдача, см3/30мин

Содержание песка, %

0

450

1,15

34/38

24

7

<1

450

1950

1,18

35/39

24,8

5

<1

1950

2400

1,16

37/41

24,4

3

<1























Практическая работа №9


РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ПРОГРАММЫ ПРОМЫВКИ



1 часа



1.Цель работы



Приобретение практических навыков расчета гидравлической программы промывки

2.Обеспечивающие средства



2.1. Калькулятор

2.2.Методические указания

3.Литература



3.1.Ю.В.Вадецкий бурение нефтяных и газовых скважин 205- 208

4. Задание



4.1.Расчет объема бурового раствора по интервалам бурения

4.2. Определение максимальной подачи бурового насоса

4.3. Определение количества буровых насосов

4.4. Определение диаметра втулок бурового насоса

4.5.Определить рабочее давление бурового насоса.

5. Требования к отчету


5.1. Номер работы

5.2. Расчет по формулам

5.3 Таблица результатов расчета

6.Технология работы



Гидравлический расчет производится для гидравлического способа бурения. Данные для расчета сведены в табл.1

Таблица 1- Исходные данные для расчета

Наименование параметров


Значения

Глубина скважины, м

2559

Диаметр скважины, м

0,248

Плотность разбуриваемых пород, кг/мЗ

2400

Механическая скорость бурения

0,015

Максимальная скорость подъема жидкости в

затрубном пространстве, обеспечивающая вынос шлама, м/ч

0,75

Реологические свойства жидкости:




- динамическое напряжение сдвига, Па

6

- пластическая вязкость, Па *с

0,008

Момент турбобура, необходимый для разрушения породы, Н*М

1450

Элементы бурильной колонны:




УТБ:




- длина , м

24

- наружный диаметр, м

0,178

ТБПВ:




- длина, м

384

- наружный диаметр, м

0,127

- внутренний диаметр, м

0,109

- наружный диаметр замкового соединения, м

0,170

ЛБТ:




- длина , м

2166

- наружный диаметр, м

0,147

- внутренний диаметр, м

0,125

- наружный диаметр замкового соединения, м

0,168

Элементы наземной обвязки:




- условный размер стояка, мм

140

- диаметр проходного сечения бурового рукава, мм

102

- диаметр проходного сечения вертлюга, мм

75

- диаметр проходного сечения ведущей трубы, мм

40

1 .Определение расхода промывочной жидкости из условия выноса шлама при минимальном наружном диаметре труб бурильной колонны:

Q = 2/4 * (dc - dn) 2* VK,

где Q - расход промывочной жидкости, м3/с;

dc - диаметр скважины, м ;

dn - наружный диаметр ТБПВ, м;

Q = 3,142/4 * (0,248 - 0,127 )2 * 0,75 = 0,027 м3/с

2. Определение расхода промывочной жидкости из условия очистки забоя скважины:

Q = а * 2/4 * dc ,

где а - коэффициент, учитывающий турбинный способ бурения,

а = 0,65.

Q = 0,65 * 3,142/4 * 0,248 = 0,031 м3/с

Выбор диаметра втулок и определение подачи насоса.



По наибольшему значению Q = 0,031 м3/с выбираем диаметр втулок буровых насосов. На практике часто из двух установленных насосов используют один, а другой находится в резерве. Однако если гидравлическая часть насосов будет надежной, то для подвода большей гидравлической мощности к долоту, обеспечивая Q>0,031 м3/с, целесообразно применять оба насоса. В данной работе расчеты проведены при работ одного насоса. Принимаем диаметр втулок 170 мм и определяем подачу одного насоса (п=1) при коэффициенте наполнения m = 0,9 по формуле:

Q = п * m * Qн ,

где Qн - подача насоса при данном диаметре втулок, м3/с.

Q = 1,0 * 0,9 * 0,0355 = 0,0319 м3/с

Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, полученных выше. Тогда минимальная скорость жидкости в кольцевом канале за ТБПВ:

Vкп= 4Q / 2(dc2 - dn2 ),

Vкп = 4*0,0319 / 3,142 (0,2482 -0,1272) = 0,895 м/с

Расчет расхода очистного агента



Циркуляция бурового раствора при бурении должна обеспечивать частоту ствола скважины и забоя ,охлаждение долота , способствовать разрушению породы ,предупреждать осложнения . Опыт бурения показал , что для долот диаметром 320 – 393 мм вполне достаточны расходы 70 – 80 л /с и 20 – 25 л /с для долот диаметром 215 – 265 мм .Для улучшения очистки важно не увеличивать расход сверх этих величин , а совершенствование направления потоков на забой и активизировать скорости истечения раствора из насадок .

Расчет проводим по интенсивности очистки забоя скважины и по восходящим потокам .

1) Расчет расхода промывочной жидкости по интенсивности очистки забоя скважины по интервалам : Q = к * S заб , ( 12 )

где к – коэффициент удельного расхода жидкости равный 0,03 – 0,065 л /с на 1см2 ;

S заб – площадь забоя , см2 .

S заб = 0,785 * Дд2 , ( 13 )

Где Дд – диаметр долота , см .Расчет расхода при бурении под направление , кондуктор , эксплуатационную колонну

S заб = 0,785 * 39,37 * 39,37 = 1216,7 см2;

Q = 0,065 * 1216,7 = 79 л /с;

S заб = 0,785 * 29,53 * 29,53 = 684,5 см2;

Q = 0,065 * 684,5 = 44 л /с;

S заб = 0,785 * 21,59 * 21,59 = 365,9 см2;

Q = 0.065 * 365,9 = 23,78 л /с.

2) Расчет расхода промывочной жидкости по скорости восходящего потока , при этом рекомендуемые скорости восходящего потока рекомендуется принимать следующие значения: для пород типа М – (0,9 – 1,3) ;

для пород типа С – (0,9--1,3 ) ;

Q = Vвос * S к.п. , л /с , ( 14)

где Vвос – скорость восходящего потока , л /с ,

S к.п. – площадь кольцевого пространства , м2 .

S к.п. = 0,785 * ( Дд2 – Д б.т2. ) * 1000 , м2; ( 15 )

где Дд – диаметр долота , м ;

Д б.т. – диаметр бурильных труб , м

Д б.т. = 0.114 м.

glava-vosmaya-kratkoe-soderzhanie-inogda-oni-vozvrashayutsya-a-inogda-ne-oni.html
glava-vosmaya-krilya-karen-bliksen-proshaj-afrika.html
glava-vosmaya-laboratoriya-nevidimogo-mira-knigamediumo-v-ili-rukovodstv-o-dlya-izuchayushih-spiritizm-dlya-mediumov.html
glava-vosmaya-lagin-lazar-goluboj-chelovek.html
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат
Реферат