внює:
.
На практиці щільність бурового розчину фіксується з точністю до В± 10 кг/м3. Перевіримо виконання умови Рст.реп <[P], де Рст.реп - статична репресія на пласт стовпа бурового розчину; [P] - допустиме статичне репресія відповідно таблицею 3.1:
.
Виберемо технологічно необхідний витрата Q рц :
- з умови очищення вибою:
; приймемо q = 0.6 (м3/с)/м2; Fд =?? d/4;
. Приймемо Q1 = 22 л/с. br/>
- з умови підйому вибуреної породи:
; приймемо Vк = 0.50 м/с; Fк =?? (D-d)/4;
. Приймемо Q2 = 13,5 л/с. br/>
Величину Qрц беруть зазвичай рівний найбільшому з розрахункових значень Q.
.
3. Розрахунок довжин елементів свердловини
Розрахунок гідравлічних параметрів починаємо з визначення кількості розрахункових елементів для граничних глибин: почала наміченого інтервалу буріння і його кінця. Розрахунковим елементом свердловини вважається ділянка свердловини, в межах якого геометричні характеристики свердловини і бурильних труб незмінні.
На рис. 4.1 показані дві розрахункові ситуації, що відповідають початку і кінця буріння. Глибина обсадженої частини 1800 м.
L н = 3000 м - початкова глибина буріння; L до = 3600 м - кінцева глибина буріння. Опис свердловини: l 1 = 1800 м - глибина кінця обсадженої частини свердловини; l 2 = 3000 м - глибина кінця чергової ділянки свердловини з постійним діаметром стовбура на початку буріння; l 2 = 3600 м - глибина кінця чергової ділянки свердловини з постійним діаметром стовбура в кінці буріння. Бурильна колона складається з двох секцій бурильних труб з довжинами h 1 = h УБТ = 240 м і h 2 . Довжини першої секції бурильних труб одні й ті ж на глибинах L н і L до , а довжини другої секції для глибин буріння 3000 м і 3600 м рівні:
h 2 = L н < span align = "justify"> - h 1
