Предварительная разведка месторождения

Потери давления в бурильных трубах определяются по формуле

, МПа (12.4)

гдел₁ - гидравлический коэффициент трения при движении бурового раствора в колонне БТ и в кольцевом пространстве скважины л₁= 0,025 (при использовании структурированных растворов);

с₁ - плотность бурового раствора, закачиваемого в скважину, с₁ =1100 кг/м3;

Q - расход бурового раствора, Q = 0,00044 м³/с;

L - глубина скважины, L = 460 м;

d₁ - внутренний диаметр бурильных труб ТБСУ-55, d₁ = 0,046;

МПа

Потери давления в кольцевом пространстве скважины определяются по формуле

, МПа (12.5)

гдел₂ - гидравлический коэффициент трения при движении бурового раствора в колонне БТ и в кольцевом пространстве скважины л₂= 0,035 (при использовании структурированных растворов);

с₂ - плотность бурового раствора насыщенного шламом выбуренных пород, с₂ =1150 кг/м3;

Q - расход бурового раствора, Q = 0,00044 м³/с;

L - глубина скважины, L = 460 м;

D - диаметр скважины, D = 0,0678 м;

d - наружный диаметр бурильных труб ТБСУ-55 по целому телу, d = 0,055 м;

Потери давления в резьбовых соединениях определяются по формуле

, МПа (12.6)

гдеn - число соединений в колонне БТ, для муфто-замковых соединений число замковых соединений определяется по формуле

n = L / l_св, шт

гдеL - глубина скважины, L = 460 м;

l_св - длина бурильной свечи, l_св = 13,5 м;

n = 460 / 13,5 = 34 шт (12.7)

ж - коэффициент местных сопротивлений, который определяется по формуле

, (12.8)

Где а - коэффициент кинетической энергии в сечении до расширения (а = 2,0 для муфто-замковых соединений);

d₁ и d₂ - соответственно внутренние диаметры гладкой части трубы и резьбового соединения, d₁ = 0,046 м и d₂ = 0,022 м.

МПа

МПа

кВт

Вывод: По максимальным рассчитанным значениям расхода раствора и потерям давления в скважине, а также требуемой мощности приводного двигателя бурового насоса, выбираем буровой насос типа НБ-120/4,0 с мощностью приводного двигателя 7,5 кВт. Ниже приводится ее техническая характеристика. НБ 120/4,0

Техническая характеристика плунжерного насоса

Заключение

При выполнении курсового проекта было рассмотрено бурение разведочной скважины на железную руду. В курсовом проекте была построена рациональная конструкция скважины, спроектирована забойная компоновка. Выбрано буровое оборудование; рассчитаны оптимальные режимы бурения; выбран тип промывочной жидкости; определена потребная подача и потери давления промывочного агента в скважине и на их основании выбран буровой насос; выбрана талевая система; разработаны мероприятия по устранению осложнений в скважине. Составлен геолого-технический наряд.

Список литературы

1. Лысик В.В., Скоморошко Ю.Н. Буровые машины и механизмы, методические указания к выполнению курсового проекта, Нерюнгри 2006

2. Лысик В.В., Квагинидзе В.С., Забелин А.В. Буровое оборудование, учебное пособие, Якутск 2002

3. Лекции по Бурению геологоразведочных скважин

4. Калинин А.Г., Власюк В.И., Ошкордин О.В., Скрябин Р.М. Технология бурения разведочных скважин, Москва 2004

5. Козловский Е.А., Кардыш В.Г., Блинов Г.А. Справочник инженера по бурению геологоразведочных скважин, т. 1. - М.: «Недра» 1984

6. Лысик В.В., Квагинидзе В.С. Бурильные и обсадные трубы: конструкции, выбор и расчет, Учебное пособие. Нерюнгри: Изд-во ЯГУ. 2002

Размещено на Allbest.ru

Графические приложения

Приложение 2

приложение 3

прямая промывка:

1 - буровой насос; 2 - нагнетательный шланг; 3 - промывочный сальник; 4 - ко-лонна бурильных труб; 5 - породораз-рушающий инструмент; 6 - наземная сис-тема очистки бурового раствора от шлама выбуренных пород; 7 - отстойник; 8 - приемная емкость насоса; 9 - всасываю-щий шланг.