РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

имени СЕРГО ОРДЖОНИКИДЗЕ

КАФЕДРА СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

КУРСОВАЯ РАБОТА ПО ГИДРАВЛИКЕ

И НЕФТЕГАЗОВОЙ ГИДРОМЕХАНИКЕ

Промывка скважины роторного бурения жидкостью и расчёт параметров режима работы бурового насоса

Выполнил: ст. группы

Проверил: проф. Куликов В.В.

Москва, 2012 г. Задание

Рассчитать параметры режима работы бурового насоса при прямой промывке нефтяной скважины роторного бурения.

Параметрами режима работы насоса являются подача (расход) промывочной жидкости, развиваемое давление и развиваемая мощность.

1. В соответствии с № варианта задания и результатами последующих расчётов заполнить таблицу исходных данных.

Таблица исходных данных

№	Обозначение величины и её размерность; вид агента	Значение величины; реологическая модель агента	Наименование величины; назначение агента
1	hc, м		Глубина скважины
2	Hc, м		Длина ствола скважины
3	hок, м		Глубина спуска обсадной колонны (ОК)
4	Hок, м		Длина ОК
5	Dок, мм		Наружный диаметр ОК
6	dок, мм		Внутренний диаметр ОК
7	DД, мм		Диаметр долота
8	DУБТ, мм		Наружный диаметр утяжелённых бурильных труб (УБТ)
9	dУБТ, мм		Внутренний диаметр УБТ
10	HУБТ, м		Длина УБТ
11	hУБТ, м		Длина вертикальной проекции УБТ
12	DБТ, мм		Наружный диаметр бурильных труб (БТ)
13	dБТ, мм		Внутренний диаметр БТ
14	HБТ, м		Длина одной БТ
15	DСЭ, мм		Наружный диаметр соединительного элемента (СЭ)
16	dСЭ, мм		Внутренний диаметр СЭ
17	HП, м		Длина подводящей линии (от бурового насоса до колонны БТ)
18	dП, мм		Внутренний диаметр подводящей линии
19	КЭ, мм		Эквивалентная шероховатость поверхности магистрали
20	Dс, мм		Диаметр скважины
21	Vмех, м/ч		Механическая скорость бурения
22	ρш, кг/м^3		Плотность частиц шлама
23	Ψ		Допускаемая максимальная объёмная концентрация шлама в восходящем потоке промывочной жидкости (ПЖ)
24	ТВ или ГР	НЖ или БЖ	Очистной агент (ОА)
25	ρ, кг/м^3		Плотность ПЖ
26	τ0, Па		Начальное напряжение сдвига ПЖ
27			Абсолютная вязкость ПЖ
28	t0, ºС		Средняя температура ПЖ
29	VC, м/с		Скорость струи ПЖ при выходе из долота (гидромониторных насадков долота)
30	η		Полный КПД насоса
31	ηп		КПД передачи от двигателя до насоса
32	g, Н/кг		Ускорение силы тяжести

Примечания

1. При соединении бурильных труб (БТ) «труба в трубу» D_СЭ – наружный диаметр колонны в месте соединения, d_СЭ – внутренний диаметр колонны БТ в месте соединения.

2. Рекомендуемые значения величин: H_П = 20 м; d_П = 100 мм; К_Э = 0,1 мм; V_мех = 20 – 50 м/ч; ρ_ш = 2600 кг/м³; t₀ = 10 ºС; η = 0,7; η_п = 0,9; g = 9,81 Н/кг; Ψ = 0,05. Диаметр скважины D_с можно условно принять равным диаметру долота D_Д.

3. При τ₀ = 0 реологическая модель – НЖ (ньютоновская жидкость), если  = 1000 кг/м³ – техническая вода (ТВ).

При τ₀ > 0 реологическая модель – БЖ (бингамовская жидкость), если  > 1000 кг/м³ – глинистый раствор (ГР).

4. Расчёты выполнять в СИ, ответы (где это необходимо) переводить в единицы, принятые в бурении – МПа и др.

5. Ответы округлять, указывая после запятой не более двух знаков, например: 161  10^-3 м; 3,48  10^-3 м²; 43,86  10⁵ Па; 0,88 МПа; 8,33  10^-4 м³/с; 140  10³ Вт и т.п.