Курсовой проект по дисциплине Техника бурения нефтяных и газовых скважин Пояснительная записка
Скачать 0.89 Mb.
|
5.2 Определение перепада давленияв кольцевом пространстве Число Рейнольдса в кольцевом пространстве между стенкой скважины и наружным диаметром бурильных труб определяем по формуле где - плотность бурового раствора; - наружный диаметр скважины и бурильных труб; - средняя скорость течения жидкости в кольцевом пространстве: Следовательно, режим течения жидкости в кольцевом пространстве ламинарный. При ламинарном течении жидкости коэффициент гидравлических сопротивлений определяем по формуле: Потери давления в кольцевом пространстве определим по формуле: 5.3 Определение потерь давления в УБТ Так как режим течения жидкости УБТ турбулентный, то коэффициент гидравлических сопротивлений , тогда потери давления в УБТ определим следующим образом: 5.4 Определение потерь давления в бурильных замках Потери давления в замковых соединениях могут быть определены через эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле: где lэкв – эквивалентная длина замкового соединения: k*d=28,8*0,107=2,94; k- эквивалентная длина, выраженная в долях внутреннего диаметра труб. Значения k принимаемравным 28,8; L- глубина скважины; Q- производительность насоса; среднее расстояние между замками;n- количество замков. 5.5 Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота Потери давления определяем по формуле: где F – площадь долота равная 5.6 Потери давления в обвязке буровой установки Потери давления в элементах обвязки – ведущей трубе, вертлюге, буровом шланге, системе манифольда (подводящие трубы) определяем по методу эквивалентных длин составных элементов обвязки. Эквивалентная длина ведущей трубы: Где - действительная длина ведущей трубы. Существует справочные таблицы зависимости диаметра ведущей трубы и ее длины. Принимаем для диаметра трубы в 168мм длину трубы 14м; d–внутренний диаметр бурильной трубы, равный 10,7 см; dвнтр- внутренний диаметр ведущей трубы, равный 100мм. Тогда эквивалентная длина ведущей трубы: Эквивалентная длина вертлюга: , – фактическая длина и внутренний диаметр вертлюга. Определяем эквивалентная длина бурового шланга: , – фактическая длина и внутренний диаметр бурового шланга. Эквивалентная длина подводящей линии от буровых насосов до вертлюга (стояк с отводом): , – фактическая длина и внутренний диаметр стояка. Суммарная эквивалентная длина всех элементов обвязки: Суммарные потери в обвязке буровой установки: Общий перепад давления в циркуляционной системе равен сумме составляющих перепадов давления: Переводим данное значение в МПа, получаем 15,37 МПа. Соотношение выполняется. ( ) 6 Патентный обзор Авторское свидетельство №2003118299/03 Формула полезной модели. Изобретение относится к буровой технике, преимущественно, для глубокого бурения. Устройство для передачи вращения бурильной колонне в роторе буровой установки включает последовательно размещенные в граненом отверстии стола ротора корпус, вкладыши, клинья с плашками, соединенные с приводом посредством подвесок с державками и направляющих планок, зажим ведущей трубы и упоры с охватывающим направляющие планки запорным механизмом со щеколдой и пружинным фиксатором. Верхняя часть направляющих планок выполнена с головкой, которая в продольной радиальной плоскости устройства и перпендикулярной к ней плоскости имеет, соответственно, Г- и Т-образную форму. Наружная поверхность направляющих планок по всей длине ниже головки имеет выпуклую форму. Верхние торцы упоров установлены с возможностью взаимодействия с нижним торцом головки направляющих планок, нижние их торцы - с зажимом ведущей трубы и со столом ротора, а боковая внутренняя стенка упоров и щеколда - с боковыми стенками направляющих планок. Повышаются надежность и безопасность работы. Устройство удобно в эксплуатации. Авторское свидетельство № 2003118300/03 Формула полезной модели. Изобретение относится к буровой технике, в частности к области глубокого бурения. Устройство для захвата бурильных и обсадных труб в роторе буровой установки включает трубозахват с вкладышами и установленными в их наклонных пазах клиньями, взаимодействующими с приводом посредством подроторного кольца с пазами, подвесок с державками и соединенных с ними пальцами направляющих планок, размещенных в проходном отверстии стола ротора. Наружные поверхности направляющих планок выполнены круглой формы и установлены с возможностью взаимодействия со стенками проходного отверстия стола ротора. Верхняя часть направляющих планок выполнена с Т-образной головкой, соединительные пальцы которых с державками снабжены пружинными фиксаторами. Расстояние между смежными направляющими планками ниже Т-образных головок больше ширины клиньев, нижняя часть направляющих планок выполнена с выступами на боковых поверхностях, а стенки пазов в подроторном кольце - с ответными проточками. Устройство имеет высокую надежность в работе, безопасность и удобно в эксплуатации. Увеличивается грузоподъемность при сохранении его габаритов. Авторское свидетельство № 2003118302/03 Формула полезной модели. Изобретение относится к области глубокого бурения и может быть использовано в устройствах для вращения бурильных, ведущих и обсадных труб в роторе буровой установки. Устройство для вращения колонны труб в роторе буровой установки включает механизм передачи крутящего момента, содержащий размещенные в граненом отверстии ротора корпус, вкладыши с выполненными на их внутренней поверхности наклонными пазами с плоским дном под клинья и зажим ведущей трубы. Корпус, вкладыши с клиньями и зажим ведущей трубы снабжены шлицевыми соединениями, расположенными на уровне граненого отверстия ротора с возможностью взаимодействия между собой, причем шлицевое соединение между вкладышами и клиньями образовано плоским дном и боковыми ограничительными стенками наклонных пазов вкладышей и ответной поверхностью клиньев. Авторское свидетельство № 2003118303/03 Формула полезной модели. Изобретение относится к буровой технике, аименно к устройствам для захвата ведущей трубыв процессе бурения скважин. Устройство длязахвата ведущей трубы в роторе буровойустановки включает корпус со шлицевымисоединениями с вкладышами, выполненными сопорными поверхностями под клинья с плашками,соединенные с приводом посредством подвесок сдержавками и направляющих планок, центратор изажим ведущей трубы с конусной опорнойповерхностью корпуса и поворотными вставками,охватывающими грани ведущей трубы. Верхняячасть корпуса зажима ведущей трубы расположеназаподлицо с верхним торцом корпуса устройства ивыполнена крестообразной формы срасположением крестообразных выступов по осямстыка вкладышей соосно поворотным вставкам, авкладыши выполнены с пазами ответной формы.Крестообразные выступы в поперечном их сеченииимеют форму двухзаходного клина с плоскойвершиной, обращенной вниз, при этом угол б клинауоснованиопределетс поформуле: а=2(р±30'), где р - максимальный уголотклонени ведущей трубы от оси проходногоотверстия устройства, а заходный угол клина привершине равен 30-40°, при этом крестообразныевыступы расположены на уровне шлицевыхсоединений вкладышей с корпусом устройства и сгарантированным зазором между их нижнимторцом и дном пазов под них во вкладышах. Устройство обеспечиваетнадежность,безопасность и удобно в эксплуатации. Авторское свидетельство №2004107113/03 Формула полезной модели. Изобретение относится к буровой технике, в частности к области глубокого бурения. Предназначено для вращения бурильного инструмента, проведения ловильных и вспомогательных работ, а также поддержания колонны бурильных или обсадных труб при спуско-подъемных операциях в процессе бурения нефтяных и газовых скважин. Состоит из литого стального корпуса 2, во внутренней полости которого на упорном шариковом подшипнике размещен стол 1 с укрепленным с помощью горячей посадки зубчатым коническим венцом. Последний входит в закрепление с конической звездочкой, посаженной на валу 8, вращающемся на двух подшипниках. В нижней части устанавливается вспомогательная опора, закрепленная гайкой. Верхняя часть стола ротора закрывается кольцевым кожухом, ограждающим периферическую часть вращающего стола. На консольной части роторного вала смонтировано цепное колесо 9, через которое подводится мощность к ротору. 7 Техническое предложение Модернизированным узлом в курсовом проекте являются подшипники ведущего вала. Цель модернизации повышение долговечности в условиях работы при высоких нагрузках. Модернизация заключается в замене ролико-подшипников качения на радиально-упорные шариковые подшипникина основе авторского свидетельства №2004107113/03. Данная модернизация позволила повысить долговечность работы в условиях при высоких нагрузках. Соответственно частота ремонта ротора уменьшится, что является большим плюсом с точки зрения технико-экономического обоснования модернизации. Список использованной литературы Даниленко, О.Д. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Руководящий документ/ О.Д. Даниленко, К.Н. Джафаров и др. – М,1997. – 194с. Вавилов, В.М. Инструкция по расчету бурильных труб. Руководящий документ/ В.М. Вавилов, О.Д. Даниленко и др. – М, 1997. – 156с. Абубакиров, В.Ф. Буровое оборудование. Справочник, в 2 томах /В.Ф. Абубакиров, И.Л. Архангельский, Ю.Г. Буримов и др. - М. Недра, 2003.- 494с. Басарыгин, Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. Учеб.пособие для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.И. Проселков - М. ООО «Недра – Бизнесцентр» 2002.- 632с. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник для нач. проф.образования / Ю.В. Вадецкий. - М.Издательский центр «Академия», 2003.- 352с. Ильский, А.Л. Расчет и конструирование бурового оборудования: учеб.пособие для вузов /А.Л. Ильский, Ю.В. Миронов, А.Г. Чернобыльский - М. Недра 1985.- 452с. ОАО « Уралмаш». Каталог бурового оборудования. - Екатеринбург 2005. Патенты.www.fips.ru Абубакиров, В.Ф. Буровое оборудование. Справочник, в 2 томах /В.Ф. Абубакиров, И.Л. Архангельский, Ю.Г. Буримов и др. - М. Недра, 2003.- 494с. Тетельман, В.В. Нефтегазовое дело: учеб.пособие для вузов/ В.В. Тетельман, В.А. Язев – M. Издательский дом ООО «Интеллект», 2009.-800 с.: ил. |