Расчет и выбор оборудования буровой установки, и определение показателей его работы. Расчет и выбор оборудования буровой установки, и определение пок. Курсовая работа Расчет и выбор оборудования буровой установки, и определение показателей его работы

• Название: Курсовая работа Расчет и выбор оборудования буровой установки, и определение показателей его работы
• Анкор: Расчет и выбор оборудования буровой установки, и определение показателей его работы
• Дата: 07.04.2022
• Размер: 56.83 Kb.
• Имя файла: Расчет и выбор оборудования буровой установки, и определение пок.docx
• Тип: Курсовая; #452474

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

Горно-нефтяной факультет

Кафедра горная электромеханика

Курсовая работа

«Расчет и выбор оборудования буровой установки, и определение показателей его работы»

Вариант №16

Выполнил: студент

группы МОН-18-1б

Соловьев А.Е.

Проверил:

Воробель С.В.
Пермь 2021

Оглавление

1.Выбор диаметра долота для бурения эксплуатационной колонны и диаметров технической колонны 3

2.Выбор компоновки низа бурильной колонны 4

3. Выбор бурильных труб и расчет бурильной колонны на прочность в верхнем сечении 5

4.Определение требуемой мощность на вращение бурильной колонны и проверка ее на прочность 7

5. Выбор буровой установки по весу бурильной колонны 8

6. Определение требуемого давления буровых насосов с учетом фактического расхода рабочей жидкости на забойном двигателе 9

7. Определение требуемую мощность буровых насосов 11

8. Определение требуемой мощности буровой лебедки по максимальному весу бурильной колонны 11

9. Проверка талевого каната на прочность при допускаемой нагрузке на буровую установку 13

10. Определение объема и времени спуско-подъемных операций 13

11. Определение работы и расхода талевого каната 16

12. Выводы по работе, отражение расчетные параметры в сравнении с техническими характеристиками оборудования 17

Список литературы 19

Исходные данные:

Глубина скважины - 4100 м;

Диаметр обсадной эксплуатационной колонны - 178 мм;

Длина технической колонны - 700 м;

Нагрузка на долото 190 кН;

Перепад давления на долоте - 3 МПа;

Плотность бурового раствора - 1650 кг/м³;

Способ бурения – ротор, турбобур;

Средний угол искривления - 25 град;

Частота вращения бурильной колонны - 80 об/мин;

Показатели теоретической проходки скважины - А=400, m=0,7.

1. Выбор диаметра долота для бурения эксплуатационной колонны и диаметров технической колонны

Выбор диаметра долота для бурения под эксплуатационную колонну осуществляют в зависимости от диаметра муфты используемых обсадных труб.



- диаметр муфты обсадный колонны;

– диаметральный зазор между стенками скважины и муфтами обсадных труб ( =15-50 мм).

=178 мм – диаметр эксплуатационной колонны;

=196 мм; – диаметр муфты эксплуатационной колонны;

=196+25=221 мм 244,5 мм. - диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну;

Выбор внутреннего и номинального диаметра технической колонны.



Где -наружный диаметр обсадной колонны;

-диаметральный зазор (=5-20мм);

-толщина стенки трубы;

632-80);

->273,1мм. – наружный диаметр промежуточной обсадной колонны;

=270,3-2 6,9=256,5 мм – внутренний диаметр технической колонны;

– диаметр замковой муфты;

– номинальный диаметр долота под техническую колонну;

2. Выбор компоновки низа бурильной колонны

Выбираем трубы УБТ – 178

– внутренний диаметр;

– теоретическая масса 1м. УБТ;

Р_д =190 кН – осевая нагрузка на долото;

Принимаем турбобур – ТШВ - 178

m_зд = 3200 кг, – масса забойного двигателя

l_зд = 22 м, – длина забойного двигателя

– перепад давлений на рабочем режиме

Длина УБТ определяется из условий:

-для роторного бурения: = 155,2 м

- для бурения забойным двигателем

=

l_убт – длина УБТ, м;

Gзд = 31392, Н - вес забойного двигателя;

Далее выбирают диаметр бурильных труб составляющих основную часть бурильной колонны. Диаметр бурильных труб выбирают в зависимости от диаметра ранее спущенной (промежуточной колонны), через которую они будут проходить в процессе бурения.

Принимаем диаметр бурильных труб в зависимости от диаметра технической колонны

3. Выбор бурильных труб и расчет бурильной колонны на прочность в верхнем сечении

Разбиваем скважину на секции для облегчения веса бурильной колонны:

- длина первой секции:



Выбираем бурильные трубы 114 х 9Д,

,

,

,

,

– предел прочности трубы группы прочности «Д»,





-



- длина второй секции:

Выбираем бурильные трубы 1 114 х 9Л.









– предел прочности трубы группы прочности «Л»;



-



Найдем вес колонны без учета облегчения в жидкости:





Вес второго участка колонны найдем по следующей формуле:

;

=45кН

Нагрузка в верхнем сечении 785+355+45=1185кН, где перепад давления на забое и в забойном двигателе

Проверим колонну на прочность:



Условие прочности соблюдается.

При бурении скважины будут использованы две секции бурильных труб:

114 х 9Д и 114 х 9Л.

4.Определение требуемой мощность на вращение бурильной колонны и проверка ее на прочность

Растягивающее напряжение от веса колонны:

= =

Где - длина УБТ; q, вес 1 м бурильных труб и УБТ; перепад давления на долоте (при использовании гидромониторных долот); F - площадь кольцевого сечения гладкой части бурильной трубы, площадь проходного сечения канала трубы. максимальная длина колонны при роторном бурении.

Мощность, необходимая для холостого вращения бурильной колонны, определяется по формуле В.С. Федорова:

;

где c - коэффициент, зависящий от искривления скважины:

при угле искривления 26-35 градусов c = (42,5 52,2) ; - плотность промывочной жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2; диаметр бурильной колонны (гладкой части), м; длина бурильной колонны, м; n - частота вращения колонны, об/мин. Коэффициенты эмпирической формулы подобраны таким образом, что при расчете мощность получается выраженной в кВт.

Мощность на разрушение забоя долотом определяется исходя из удельной мощности на единицу площади забоя, которая для шарошечных долот составляет = 0,07 - 0,09 кВт/см2.



Площадь забоя

Крутящий момент определяют по мощности, необходимой для вращения бурильной колонны, долота и разрушения забоя скважины:

= = 14830,35 Н*м

где , -соответственно мощность на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и мощность на разрушение забоя при вращении долота; частота вращения колонны рад/с.

Полярный момент инерции гладкой части бурильной трубы определяется по формуле:



Касательные напряжения определяются по формуле:



где - крутящий момент в бурильной колонне; - полярный момент сопротивления гладкой части трубы.

Согласно теории наибольших касательных напряжений (третьей теории прочности), условие прочности при совместном растяжении и кручении выражается формулой:





1,76

где - напряжение растяжения; - касательное напряжение; S - запас прочности. При роторном бурении допустимый запас прочности [ без учета облегчения бурильной колонны в промывочной жидкости должен быть не менее 1,4.

5. Выбор буровой установки по весу бурильной колонны

Вес бурильной колонны в воздухе:







– максимальная нагрузка от веса бурильной колонны,

– коэффициент запаса на действующие нагрузки от веса бурильной колонны,

вес бурильной колонны,


Выбираем буровую установку БУ-5000ЭУ.
Таблица 1. Характеристики выбранной буровой установки

Параметры	Значения
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	2500
Условная глубина бурения, м	5000
Наибольшая оснастка талевого механизма	6х7
Диаметр талевого каната, мм	32
Привод буровой установки	Переменного тока
Лебедка	ЛБУ-1100
Мощность лебедки, кВт	809
Буровой насос	У8-6МА2
Число насосов	2
Мощность насоса, кВт	600
Наибольшее давление на выходе из насоса, МПа	25
Наибольшая идеальная подача насоса, м3/с	0,051
Ротор	УР-560
Диаметр проходного отверстия в столе ротора, мм	560
Мощность привода ротора, кВт	368
Статическая грузоподъемность ротора, т	320
Вертлюг	УВ-250
Статическая грузоподъемность вертлюга, т	250
Вышка	ВА-45-250
Полезная высота вышки, м	45

6. Определение требуемого давления буровых насосов с учетом фактического расхода рабочей жидкости на забойном двигателе

Максимальный расход рабочей жидкости ТШВ-178 составляет 22-27 л/с.



Полная потеря давления определяется арифметической суммой линейных и местных потерь давления.



где - соответственно потери давления в манифольде, бурильных трубах, замках, УБТ, на забойном двигателе, на долоте, в кольцевом затрубном пространстве.

Разностью статических давлений в практических расчетах пренебрегают.

Потери давления в манифольде = 1- 2 МПа.

Линейные потери давления на гидравлическое сопротивление в трубах принято определять по формуле Дарси – Вейсбаха:



где коэффициент гидравлического сопротивления, в расчетах принимают 0,02 - 0,03 ; плотность промывочной жидкости, кг/м3, –длина УБТ, м; - внутренний диаметр УБТ, м; Q – подача буровых насосов .

В кольцевом пространстве:









где D и d - соответственно внешний и внутренний диаметры кольцевого пространства.



где коэффициент гидравлического сопротивления, в расчетах принимают 0,02 - 0,03 ; плотность промывочной жидкости, кг/м3, –длина БТ, м; - внутренний диаметр БТ, м; Q – подача буровых насосов .

Потеря давления в замках бурильных труб:



Потеря давления на долоте (МПа) задана в исходных данных:





где - перепад давления в режиме максимальной мощности (приводятся в характеристиках забойного двигателя); плотность бурового раствора.

7. Определение требуемую мощность буровых насосов

Гидравлическая мощность буровых насосов (кВт) рассчитывается как:



где p - суммарные потери давления, МПа; Q - подача бурового насоса, л/с.

Требуемая мощность буровых насосов рассчитывается как:



где - полезная гидравлическая мощность, 0,8 - 0,85 к.п.д. насоса.

8. Определение требуемой мощности буровой лебедки по максимальному весу бурильной колонны

где:

– мощность на подъемном валу, кВт;

– вес подвижных частей талевой системы, кН;

– КПД талевой системы;

– минимальная рабочая скорость;



где:

– вес талевого блока;

– вес талевого каната;

– вес крюка;

– вес элеватора;
;

где:

– полезная высота вышки, м;

– кратность оснастки;

– масса 1м талевого каната, кг;





, ,

где:

– требуемая мощность привода лебедки, кВт;

– количество двигателей;

– коэффициент перегрузки;

– КПД подъемного вала;


;

где:

– резерв мощности буровой лебедки, %;

– номинальная мощность буровой лебедки ЛБУ-1100ЭУ, кВт;



Резерв мощности данной буровой лебедки составляет 38%.

9. Проверка талевого каната на прочность при допускаемой нагрузке на буровую установку

Запас прочности талевых канатов по Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности должен быть не менее 3-х при подъеме бурильных колонн и не менее 2-х при спуске тяжелых обсадных колонн и ликвидации аварий. Выбор каната и расчет его фактического запаса прочности осуществляется по натяжению ходовой ветви талевой системы:



тогда запас прочности талевого каната определится как:



где агрегатное разрывное усилие каната данного диаметра, конструкции и группы прочности. Данные по параметрам талевых канатов и величины агрегатного разрывного усилия приведены в ГОСТ 16853-88 Канаты стальные талевые для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения.

Принимаем канат ОС-35-В-Т-1670

10. Определение объема и времени спуско-подъемных операций

Число рейсов для бурения



- опытный коэффициент;

- опытный коэффициент;

– глубина скважины;

Объем спускоподъемных операций



где - конечная глубина скважины, м; - число рейсов за цикл бурения;

m - показатель кривой проходки;
Определение продолжительности спускоподъемных операций при бурении скважины

Машинное время подъема бурильной колонны буровой лебедкой со ступенчатой подъемной характеристикой:



,







коэффициент, зависящий от типа привода;

– коэффициент учитывающий высоту при подъеме труб;



Машинное время спуска бурильных труб:





где , - максимальная и минимальная скорости спуска бурильной колонны, м/с;

- 3 м/с.





Машинное время спуска незагруженного элеватора:



где - максимальная скорость спуска незагруженного элеватора, м/с, - 3 м/с.

Машинное время подъема незагруженного элеватора:



где максимальная рабочая скорость подъема крюка, м/с; коэффициент заполнения тахограммы при максимальной скорости.



Продолжительность машинно-ручных операций при спуске и подъеме рассчитывается по формулам:



-спуск бурильной колонны за период бурения скважины;

- нормативное время машинно-ручных операций при спуске и подъёме одной свечи;



- подъем бурильной колонны за период бурения скважины;

- нормативное время машинно-ручных операций при спуске и подъёме одной свечи;

Общее время СПО определяется:

ч.

11. Определение работы и расхода талевого каната

Работа талевого каната рассчитывается как полезная работа по подъему и спуску бурильной колонны за все рейсы в интервале бурения эксплуатационной колонны и при спуске обсадных колонн.

За один рейс, выполненный с достигнутой глубины , талевым канатом совершается работа:

- при бурении с забойным двигателем



где q - вес одного метра бурильных труб, Н/м; - вес одного метра УБТ, Н/м; вес забойного двигателя, Н.

рейс	глубина рейса, м	Работа каната за рейс, кН*м	Суммарная накопленная работа каната, кН*м
1	400	504656,248	504656,248
2	650	857637,4647	1362293,713
3	863	1182001,781	2544295,494
4	1055	1493046,313	4037341,807
5	1234	1796775,952	5834117,76
6	1402	2096244,479	7930362,239
7	1561	2393230,471	10323592,71
8	1714	2688861,433	13012454,14
9	1862	2983894,832	15996348,97
10	2004	3278861,35	19275210,32
11	2143	3574144,673	22849355
12	2277	3870028,981	26719383,98
13	2408	4166728,729	30886112,71
14	2537	4464408,122	35350520,83
15	2662	4763194,292	40113715,12
16	2785	5063186,483	45176901,6
17	2906	5364462,607	50541364,21
18	3025	5667084,022	56208448,23
19	3141	5971099,084	62179547,32
20	3256	6276545,82	68456093,14
21	3369	6583453,986	75039547,12
22	3481	6891846,649	81931393,77
23	3591	7201741,438	89133135,21
24	3700	7513151,523	96646286,73
25	3807	7826086,41	104472373,1
26	3913	8140552,569	112612925,7
27	4018	8456553,956	121069479,7
28	4121	8774092,426	129843572,1

Суммарная работа талевого каната за спуско-подъемные операции в заданном интервале бурения рассчитывается как сумма работ всех рейсов, начиная с верхней границы интервала.



Необходимое количество каната рассчитывается из норм удельной наработки указанных в ГОСТ 16853-88 Канаты стальные талевые для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. Технические условия.

Нормы гарантированной удельной наработки каната (тоннокилометры на 1 м длины каната)

Диаметр каната:

32-38 мм – 20 ткм/м

Работу талевого каната принято выражать в тонно-километрах (ткм), что следует учитывать при расчете соответствующим коэффициентом (1 ткм = 9810000 Нм). Необходимое количество талевого каната в интервале бурения скважины, м:



где норма наработки талевого каната, ткм/м.

12. Выводы по работе, отражение расчетные параметры в сравнении с техническими характеристиками оборудования

В данной работе был выполнен расчет и выбор буровой установки, а также определены показатели его работы:

• 
  Диаметр долота для бурения технической колонны составил 349,2 мм;
  
• 
  Диаметр долота для бурения эксплуатационной колонны составил 244.5 мм;
  
• 
  Определен вес бурильной колонны, который составил 1144кН;
  
• 
  Выбрана буровая установка БУ-5000ЭУ;
  
• 
  Определена требуемая мощность привода буровой лебедки, которая составила 608 кВт;
  
• 
  Определено количество рейсов для бурения скважины z = 28, определен объём СПО равный м;
  
• 
  Определено время СПО, которое равно ч;
  
• 
  Определена работа талевого каната, за все рейсы равная 129843
  
• 
  Определен расход талевого каната, за все рейсы равный 674м;
  
• 
  Требуемая мощность буровых насосов 1005 кВт;
  
• 
  Мощность на вращение колонны 124,13 кВт;
  
• 
  
  

Список литературы

1. 
   Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы - М.: Недра, 1988. - 501 с.
   
2. 
   Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник - М.: Недра, 1990. – 303
   
3. 
   Сароян А.Е. Трубы нефтяного сортамента: Справочник - М.: Недра, 1987. - 488 с.с.
   
4. 
   Абубакиров В.Ф. и др. Буровое оборудование: Справочник - Т .2: - М: Недра, 2003. - 494 с.