Выбор способа бурения, типа привода долота и бурового насоса. — КиберПедия 

Наброски и зарисовки растений, плодов, цветов: Освоить конструктивное построение структуры дерева через зарисовки отдельных деревьев, группы деревьев...

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...

Выбор способа бурения, типа привода долота и бурового насоса.

2017-10-21 202
Выбор способа бурения, типа привода долота и бурового насоса. 0.00 из 5.00 0 оценок
Заказать работу

На предприятии используется буровая установка БУ2900/175 ДЭП-15 с дизель-электрическим приводом постоянного тока, с тиристорным электроприводом основных механизмов. Она предназначена для бурения скважин турбинным, роторным способом и винтовыми забойными двигателями.

При турбинном способе бурения выбранный расход промывочной жидкости, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу забойного двигателя с заданном для разрушения породы моментом.

Поэтому необходимо подобрать такой тип забойного двигателя, который удовлетворяет следующим условиям:

1. Диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм;

2. Расход жидкости при номинальном режиме работы близок к принятой подаче насоса;

3. Крутящий момент не менее чем на 20 % больше заданного, необходимого для разрушения породы;

Mтзд=Mт ;

Mд=G·Mу;

Mу=bDд2 ;

Mтзд≥1,2Mд;

 

4.2.1 Направление I 0-15:

Бурение под направление I осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240:

Dт=240 мм;

Qнт =32 л/с;

ΔРнт =3,3 МПа;

l=16 м;

Мтт =3,3 кНм;

n=500 об/мин;

Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при заданном расходе Qн:

Mт=3,3· =26,1 кН·м;

Mу=0,1·492 ;

Mд=27,16·27,92=758,31 Нм;

26,1≥1,2·0,75831 кН;

26,1≥0,91 кН;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под направление I.

 

4.2.2 Направление II 15-60:

Бурение под направление II осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240:

Dт=240 мм;

Qнт =32 л/с;

ΔРнт =3,3 МПа;

l=16 м;

Мтт =3,3 кНм;

n=500 об/мин;

Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при заданном расходе Qн:

Mтзд=3,3· =25,622 кН·м;

Mу=0,12·39,372 ;

Mд=80,7·21,63=1745,5 Нм;

25,622≥1,2·1,7455 кН;

25,622≥2,095 кН;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под направление II.

 

4.2.3 Кондуктор 60-530:

Бурение под Кондуктор осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240:

Dт=240 мм;

Qнт =32 л/с;

ΔРнт =3,3 МПа;

l=16 м;

Мтт =3,3 кНм;

n=500 об/мин;

Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при заданном расходе Qн:

Mтзд=3,3· =6,99 кН·м;

Mу=0,16·29,532 кН·м;

Mд=225,8·14,35=3240 Нм;

6,99≥1,2·3,24 кНм;

6,99≥3,89 кНм;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под кондуктор.

 

4.2.4 Эксплуатационная колонна 530-2357:

Для проводки скважины под эксплуатационную колонну выбираем забойный двигатель типа Д2-195:

Dзд=195 мм;

Qнт =25-35 л/с;

ΔРнт =4,3-6,7 МПа;

l=6535 мм;

Мтт =5,2 кНм;

nзд=100 об/мин;

Mтзд=5,2· =4,4526 кНм;

Mу=0,28·21,592 ;

Mд=180·15,425=2776,5 Нм;

4,4526 ≥1,2·2,7765 кНм;

4,4526 ≥3,3318 кНм;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под эксплуатационную колонну.


4.3 Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины и определение критической плотности бурового раствора, расчет перепадов давления в бурильной колонне и определения давления на выкиде насоса.

;

Для расчета потерь давления на трение при движении промывочной жидкости в трубах и кольцевом канале необходимо определить режим течения, в зависимости от которого выбираются те или иные расчетные формулы. Для этого вычисляется значение критического числа Рейнольдса течения промывочной жидкости, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному.

Если число Рейнольдса движения жидкости в трубах или кольцевом пространстве больше вычисленного критического значения, то режим турбулентный. В противном случае движение происходит при структурном режиме.

Reкр=2100+7,3Не0,58;

;

dг=Dc-DнарБК;

Reкп= ;

;

 

При турбулентном режиме течения потери давления по длине канала определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

внутри труб

;

в кольцевом пространстве

;

коэффициенты гидравлического сопротивления

;

;

где k – шероховатость;

k=3·10-4 м – для стенок трубного и обсаженных участков затрубного пространства;

k=3·10-3 м – для не обсаженных участков затрубного пространства;

В случае структурного режима течений формулы для определения потерь давления по длине канала имеют вид:

;

;

- коэффициенты, значения которых можно определить предварительно вычислив число Сен-Венана;

;

;

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве определяются по формуле:

;

Потери давления в наземной обвязке находится по формуле:

;

Перепад давления в турбобуре вычисляется исходя из кинематического подобия по формуле:

Ртзд=ΔРт ;

В случае если для промывки скважины используется техническая вода:

;

или

;

λ=64/Re при Re≤2320;

λ=96/Re при Re≥2320;

;

или

;

Критическая плотность бурового раствора:

;

;

= ΔРКПЗД+ ΔРКПУБТ+ ΔРКПБТ - потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве.

 

Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины и определение критической плотности бурового раствора:

 

4.4.1 Направление I 0-15 м.

За утяжеленными бурильными трубами:

dг=519,4 -203=316,4 мм;

;

Reкр=2100+7,3 ·(3243530,304)0,58=45722,78;

За утяжеленными бурильными трубами:

;

Место Reкр Reкп Режим точения
За утяжеленными бурильными трубами 45722,78 16340,5 Структурный

 

За утяжеленными бурильными трубами:

βкп = 0,8;

Направление II 15-60 м.

За утяжеленными бурильными трубами:

dг = 417.322 - 203 =214,322 мм.

Reкр=2100+7,3 ·(1488259)0,58=29864.

За бурильными трубами в необсаженной части:

dг = 417,322 - 127 =290,322 мм.

Reкр=2100+7,3 ·(2730894)0,58=41580.

За бурильными трубами в обсаженной части:

dг = 416 - 127 =289 мм.

Reкр=2100+7,3 ·(2706080)0,58=41372.

За утяжеленными бурильными трубами:

За бурильными трубами в необсаженной части:

За бурильными трубами в обсаженной части:

 

 

Место Reкр Reкп Режим течения
За УТБ     Структурный
За ТБПК в необсаженной части     Структурный
За ТБПК в обсаженной части     Структурный
За ВЗД     Структурный

 

За УБТ:

βкп =0,8;

За ТБПК в необсаженной части:

βкп =0,8;

За ТБПК в обсаженной части:

βкп =0,8;

Местные потери давления в ТБПК в обсаженной части:

1,08 < 2,6 – условие выполняется.

За ВЗД:

dг = 177,322 мм.

Reкр=2100+7,3 ·(1018756)0,58=24385;

βкп =0,74;

 

4.4.2 Кондуктор 60-530

За забойным двигателем:

dг=304,2 - 240=64,2 мм;

Reкр=2100+7,3 ·(133541)0,58=8958.

За УТБ:

dг=304,2 - 203=101,2 мм;

Reкр=2100+7,3 ·(331823)0,58=13726.

За ТБПК в необсаженной части:

dг=304,2 - 127=177,2 мм;

Reкр=2100+7,3 ·(1017355)0,58=24367.

За ТБПК в обсаженной части:

dг=314,5 - 127=187,5 мм;

Reкр=2100+7,3 ·(1139063)0,58=25875.

За забойным двигателем:

За УТБ:

За ТБПК в необсаженной части:

За ТБПК в обсаженной части:

Место Reкр Reкп Режим течения
За ЗД     Турбулентный
За УТБ     Структурный
За ТБПК в необсаженной части     Структурный
За ТБПК в обсаженной части     Структурный

 

За ЗД:

За УТБ:

βкп =0,6;

За ТБПК в необсаженной части:

βкп =0,7;

За ТБПК в обсаженной части:

βкп =0,7;

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной части:

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в обсаженной части:

ΣΔPМ=31,85+280,22=312,07 Па;

ΣΔPкп=2578,35 + 49,40 +41212,5121 + 5485,7 + 312,07 =54529,3421 Па;

1080 < 2589 - гидроразрыва пласта не будет.

Эксплуатационная колонна 530 – 2357 м.

За ВЗД:

dг=222,4-195=27,4 мм;

Reкр=2100+7,3 ·246490,58=4674;

За УТБ:

dг=222,4-178=44,4 мм;

Reкр=2100+7,3 ·647240,58=6605.

За ТБПК:

dг=222,4-127=95,4 мм;

Reкр=2100+7,3 ·2988090,58=13041.

За ЛБТ в необсаженной части:

dг=222,4-129=93,4 мм;

Reкр=2100+7,3 ·2864120,58=12775.

За ЛБТ в обсаженной части:

dг=237,1-129=108,1 мм;

Reкр=2100+7,3 ·3836620,58=14748.

За ВЗД:

За УТБ:

За ТБПК:

За ЛБТ в необсаженной колонне:

За ЛБТ в обсаженной части:

Место Reкр Reкп Режим течения
За ВЗД     Структурный
За УТБ     Структурный
За ЛБТ в необсаженной части     Структурный
За ТБПК   4302,9 Структурный
За ЛБТ в обсаженной части     Структурный

 

За ВЗД:

βкп =0,3;

За УТБ:

βкп =0,5;

За ТБПК:

βкп =0,7;

За ЛБТ в необсаженной части:

βкп =0,7;

За ЛБТ в обсаженной части:

βкп =0,75;

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной части:

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной части:

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в обсаженной части:

ΣΔPМ=12591,23+1986 + 1398,3=15975,53Па;

ΣΔPкп=57241 + 81081,08 +1101254,206 + 854987 + 462125,3406 + 15975,53=2568986,431 Па;

- гидроразрыва пласта не будет.

 

 

Определение потерь давления внутри бурильной колонны

Направление II 15 – 60 м.

УБТ:

dг=151,5 мм;

Reкр=2100+7,3 ·7436530,58=20666;

- турбулентный режим течения.

ТБПК:

dг=117,8 мм;

Reкр=2100+7,3 ·4496100,58=15967;

- турбулентный режим течения.

Определение потери давления в устьевой обвязке:

ΔPОБ = (1,1·105 + 0,3·105 +0,3·105 +0,4·105) · 1080 · 0,08582 = 1,67 МПа;

ΔPГ =2208 МПа;

Кондуктор 60 – 530 м.

УБТ:

dг=151,5 мм;

Reкр=20666;

- турбулентный режим течения.

ТБПК:

dг=117,8 мм;

Reкр=15967;

- турбулентный режим течения.

ΔPОБ = 455196,672 Па;

ΔPГ =(1-0,9956)(2,6-1,08) ·10·500 = 38000 Па.

Эксплуатационная колонна 530 – 2357 м.

УБТ:

dг=129 мм;

Reкр=2100+7,3 ·5463570,58=17626;

- структурный режим течения.

βт =0,7;

ЛБТ:

dг=118 мм;

Reкр=2100+7,3 ·4571530,58=16101;

- структурный режим течения.

βт =0,7;

ТБПК:

dг=117,8 мм;

Reкр=15967;

- структурный режим течения.

βт =0,7;

ΔPОБ = 161834,4 Па;

ΔPГ =(1-0,9987)(2,6-1,14) ·10·2290 =43464,2 Па.

Направление II 15-60 м.

ΔP = 4044,4+241757,0102+1,07+0+1670000+25622000+2208 = 27540010,48 Па ≈ 27,54 МПа ≈ 27,6 МПа.

Кондуктор 60 – 530 м.

ΔP = 54217,2721+1047329,34+312,07+0+455196,672+6985440+38000 = 8580495,354 Па ≈ 8,58 МПа ≈ 8,6 МПа.

Эксплуатационная колонна 530 -2357 м.

ΔP = 2553010,901+2046782,525+15975,53+34200+161834,4+5300000+43464,2 = 10155267,56 Па ≈ 10,2 МПа.

+

Сумма потерь давления во всех элементах циркулярной системы за исключением потерь давления в долоте.

Резерв давлений, который может быть реализован в долоте:

ΔPД = 0,75ּ18,6 – 10,2 = 3,75 МПа.

При υД < 80 м/с нельзя использовать долото с гидромониторным эффектом для бурения данного интервала.

Рабочее давление в насосах:

P = 10,2ּ106+6,897ּ106 = 17,097 МПа ≈ 17,1 МПа.

Вывод: выбранный насос подходит, т.к. давление расчётное =17,1 МПа меньше давления насоса НБТ-600 18,6 МПа (с диаметром втулок 140мм).

 


Список используемой литературы

1. Отчетные материалы производственно-технического и геологического отделав бурового предприятия.

2. Леонов Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении/ Е.Г. Леонов, И.И. Исаев// - М.: Недра, 1987.-304 с.

3. Маковей Н. Гидравлика бурения/ Н. Маковей// - М.: Недра, 1986.-536 с.

4. Ганджумян Р.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие/ Р.А. Ганджумян, А.Г. Калинин, Б.А. Никитин// - М.: Недра, 2000.- 489 с.

 

5. Графическое приложение

Зависимость давления от длины канала циркуляции:

1 – турбобур с долотом;

2 - утяжеленные бурильные трубы;

3 - бурильные трубы;

4 – обсадная колонна.

Определим дополнительные данные, необходимые для построения графика давлений.

Гидростатическое давление раствора без шлама:

Р с= ρпж·g·H;

Р с=1140·10·2290=26100000≈26,1 МПа;

Гидростатическое давление с учетом шлама:

Р`с=φ·ρ пж·g·H+(1-φ) ρш·g·H;

Р`с=0,9987·1140·10·2290+(1-0,9987) ·2600·10·2290=26150000≈26,15 МПа.

 

0 – a`- b` - d`` - график изменения гидродинамического давления в затрубном пространстве при циркуляции;

e – k` - m` - s` - Pн – график изменения давления от забоя скважины до насоса.


Поделиться с друзьями:

Историки об Елизавете Петровне: Елизавета попала между двумя встречными культурными течениями, воспитывалась среди новых европейских веяний и преданий...

Особенности сооружения опор в сложных условиях: Сооружение ВЛ в районах с суровыми климатическими и тяжелыми геологическими условиями...

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...

Эмиссия газов от очистных сооружений канализации: В последние годы внимание мирового сообщества сосредоточено на экологических проблемах...



© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!

0.199 с.