fскв = π•d2/4, где: d — диаметр обсадной колонны, м
fскв = 3,14•0,132/4=0,013м2
С = 528/0,013=40615 м/сут=0,47 м/с
13. Определяется истинное растворосодержание на входе в насос:
(1.13)
где Сп — скорость , зависящая от обводненности продукции скважины (Сп=0,02 см/с при b<0,5 или Сп = 0,16 см/с при b>0,5).
φ = 0,8/[1+(0,0016/0,47)•0,8]=0,8
14. Определяется работа раствора на участке "забой — прием насоса":
(3.14)
Рг1 = 5[[1/(1-0,4•0,8)]-1]=2,35 МПа
15. Определяется работа газа на участке "нагнетание насоса — устье скважины":
(3.15)
2.4 Технологический режим участка геотехнологического поля
Одними из основных контролируемых параметров в процессе закисления и выщелачивания блоков являются количество кислоты в килограммах, поданное на тонну горнорудной массы блока, вовлеченной в переработку, и концентрация кислоты в выщелачивающих и продуктивных растворах, г/л
Согласно требованиям стандарта предприятия СТП Г2 с 79-83 «Растворы подземного выщелачивания для сорбционного извлечения урана» остаточная кислотность в продуктивных растворах на всех стадиях выщелачивания не должна превышать 3 г/л.
Оптимальным значением остаточной кислотности в продуктивных растворах при выщелачивании до Ж/Т = 1,5 - 2,0 является кислотность 2 – 3 г/л. При кислотности выше 3 г/л увеличивается расход кислоты и ухудшаются условия сорбционной переработки растворов, а при кислотности