Расчет и выбор оборудования буровой установки, определение показателей его работы. кр МО — копия. Выбор диаметров долот для обсадных колонн
 Скачать 70.81 Kb.
|
ОглавлениеВведение 2 1.Выбор диаметров долот для обсадных колонн 3 3.Выбор КНБК для бурения эксплуатационной и технической колонн 11 4.Выбор бурильных труб и расчет трёхступенчатой бурильной колонны 12 5.Выбор буровой установки 16 7.Расчет требуемого давления буровых насосов при бурении и промывке скважины под эксплуатационную колонну 19 8.Расчет требуемого давления буровых насосов при бурении и промывке скважины под техническую колонну 23 9.Расчет мощности буровых насосов 25 10.Выводы 26 Список литературы: 27 ВведениеРасчеты в бурении - это основные методы расчетов, охватывающие в необходимой последовательности важнейшие вопросы технологии и техники бурения скважин на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые: оценка инженерно-геологических условий бурения, выбор буровых растворов, породоразрушающего инструмента, бурильных колонн, проектирование конструкции скважин. Выбор типа буровой установки, являющийся многофакторной задачей, производят с учётом физико-географических условий района работ, горно-геологических условий бурения и проекта геолого-технического наряда. Важным фактором, определяющим выбор буровой установки, являются предстоящие затраты материальных и финансовых средств, на сооружение проектируемых скважин, что в свою очередь оказывает влияние на другие показатели, типоразмеры и характеристики бурового оборудования, инструмента и контрольно-измерительных приборов. Выбор диаметров долот для обсадных колонн Исходные данные (4 вариант): Глубина скважины 4700 м; Длина обсадной технической колонны 900 м; Диаметр обсадной эксплуатационной колонны 178 мм; Нагрузка на долото 200 кН; Перепад давления на долоте 2 МПа; Способ бурения – турбобур; Плотность бурового раствора 1350 кг/м; Плотность жидкости в колонне 980 кг/м3; Высота эксплуатационного горизонта 200 м; Расстояние от устья до уровня жидкости в эксплуатационной колонне 700 м. 1.1 Выбор диаметра долота для бурения эксплуатационной колонны Выбор диаметра долота для бурения по эксплуатационную колонну  осуществляют в зависимости от диаметра муфты используемых обсадных труб. ,где  диаметральный зазор между стенками скважины и муфтами обсадных труб ; ; - диаметр долота под эксплуатационную колонну.1.2 Выбор диаметра долота для бурения под техническую колонну  внутренний диаметр технической колонны => принимаем 226,7 мм,где ∆1 – зазор между диаметром стенок скважины и внутренним диаметром обсадных колонн, как правило, равен 6-20 мм,  - толщина стенки (ГОСТ 632-80). - номинальный диаметр технической колонны,где  - толщина стенки трубы. , – диаметр долота под техническую колонну.1.3 Выбор диаметра долота для бурения под кондуктор  - внутренний диаметр кондуктора,где  , 324 мм номинальный диаметр кондуктора, , - диаметр долота под кондуктор.1.4 Выбор диаметра долота для бурения под направление  - внутренний диаметр направления,где  толщина стенки (ГОСТ 632-80), номинальный диаметр направления, , - диаметр долота под направление.Трубы с короткой треугольной резьбой и муфтой к ним ГОСТ 632-80
Расчет и выбор секций обсадной эксплуатационной колонны I секция  , где – плотность бурового раствора;z - расстояние от устья до рассматриваемого сечения;  - плотность жидкости в колонне;h - расстояние от устья до уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Определим внешнее давление:   Предельное внешнее давление с учетом запаса прочности:  - предельное внешнее давление; запас прочности; ;  критического давления.Выбираем типоразмер труб первой секции 178 х 11,5 Д:  ; - – длина первой секции. – вес 1-ой секции трубII секция  , .Предельное внешнее давление с учетом запаса прочности: - предельное внешнее давление; запас прочности; ;  критического давления.Выбираем типоразмер труб второй секции 178х 9,2 Д: m2 =38,2 кг. Выбираем типоразмер труб третьей секции 178 х 8,1 Д: m2 =33,7 кг; Pтабл3 = 18,5 МПа; Допускаемая глубина спуска 3-ей секции  = 3240 м Минимальная длина второй секции l2 = z2 – z3  .Принимаем длину второй секции l2 = 1260 м, z3 = 3240 м. Вес второй секции: Q2 = q2 *l2*g = 33,7*1260*9,8 = 416,13 кH. III секция Типоразмер труб третьей секции 178 х 8,1 Д: m3 =33,7 кг; Pтабл3 = 18,5 МПа. Выбираем типоразмер труб четвертой секции 178 х 6,9 К: m4 =29,1 кг; Pтабл4 = 14,8 МПа; Допускаемая глубина спуска 4-ей секции  = 2228м Минимальная длина третьей секции l3 = z3 – z4 =  .Принимаем длину третьей секции l3 = 1020 м, z4 = 2220 м. Q3 = m3 *  * =  IV секция Типоразмер труб 4-й секции 178 х 6,9 К. Суммарная длина 3-х секций: L1-3= 200+1260+1020 = 2480м. Суммарный вес 3-х секций:Q1-3=  . m4 =29,1 кг .  .Принимаем длину четвертой секции L4 =150м. Q4 = m4 *g*L4=29,1* 9,8*150= 42,77 кH. V секция Принимаем трубы 5-й секции 178 х 9,2 Е:  m5 = 33,7 кг.  .Принимаем длину пятой секции L5 = 1050 м. Q5 = m5 * *  =  =346,77 кH.VI секция Рассчитываем 6-ю секцию, принимаем трубы 6-й секции 178 х 9,2 Л:  . m6 = 38,2 кг  .Необходимая длина шестой секции 1020 м. Принимаем длину шестой секции L6 = 1020 м. Q6 = m6 · ·  =  = 381,85 кH.Определение веса в воздухе всей обсадной эксплуатационной колонны Q = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6 =1570,91 кН – вес эксплуатационной колонны Выбор КНБК для бурения эксплуатационной и технической колонн Для эксплуатационной колонны.  lубт – длина УБТ, м; Рдол - осевая нагрузка на долото, Н; qубт - масса погонного метра УБТ, Н; Gзд - вес забойного двигателя, Н;  – плотность стали, кг/м3;Выбираем трубы УБТС-178 qубт =156 кг;   .Выбираем турбобур ТБ-172  ; Для технической колонны.  Выбираем трубы УБТС-245    Выбираем турбобур ТБ-240  ; Выбор бурильных труб и расчет трёхступенчатой бурильной колонны  . .Расчет длины первой секции труб: Выбираем бурильные трубы СБТ 127 х 9Д:  ;    lзд =7,9 м – длина забойного двигателя;  ; ; .Площадь проходного сечения канала трубы:     ;  Расчет длины второй секции труб: Выбираем бурильные трубы СБТ- 127 х 9Е  ;δ=9 мм-толщина стенки; d=109 мм-внутрений диаметр; q_бт=26,7 кг-масса одного метра бурильных труб;  =  Расчет длины третьей секции труб: Выбираем бурильные трубы СБТ 127 х 9Л  ;  = кН;δ=9 мм-толщина стенки; d=109 мм-внутрений диаметр; q_бт=26,7 кг-масса одного метра.  L3 = Lскв – l1 – l2 = 4700 –  –  = 320 м.Вес бурильной колоны в воздухе Gбк = (qубт · lубт + qбт · lбт + mзд)·g = =(156 *156,7 + 26,7 *3100 +26,7*1280+26,7*320+1057)·9,8=1157,6 кН. Длина бурильных труб lбт = Lскв - lубт - lзд = 4700 – 156,7– 7,9= 4535,4 м; lзд = 7,9 м – длина забойного двигателя; .Максимальная нагрузка в верхнем сечении  .  ;    ;  .Условие прочности при статической нагрузке σт=650 МПа – предел текучести для труб группы прочности «Л»; [n] = 1,3 – коэффициент запаса прочности;  . - условие выполняется, следовательно, принимаем колонну СБТ  = 127 мм.Выбор буровой установки Максимальная нагрузка от веса бурильной колонны  ,  – коэффициент запаса на действующие нагрузки от веса бурильной колонны; Максимальная нагрузка от веса эксплуатационной колонны  ,  – коэффициент запаса на действующие нагрузки от веса эксплуатационной колонны; Исходя из полученных результатов выбираем буровую установку 5000/320 ЭК-БМЧ Таблица 2. Технические характеристики буровой установки 5000/320 ЭК-БМЧ
Таблица 3. Комплектность и набор бурового оборудования установки 5000/320 ЭК-БМЧ
Расчёт мощности буровой лебёдки Расчет мощности на подъемном валу   – вес подвижных частей талевой системы, кН; – минимальная рабочая скорость; – КПД талевой системы (кратность оснастки равна 5х6); ; .Расчет мощности привода лебедки   – требуемая мощность привода лебедки, кВт; – количество двигателей; – коэффициент перегрузки;  – КПД подъемного вала; .Расчет резерва мощности буровой лебедки   = 1500 – номинальная мощность буровой лебедки, кВт .Резерв мощности буровой лебедки составил 31%. Расчет требуемого давления буровых насосов при бурении и промывке скважины под эксплуатационную колонну Рассчитаем подачу насоса при промывке скважины   – площадь затрубного пространства,   – скорость восходящего потока рабочей жидкости;  .Рассчитаем подачу насоса при бурении  , – удельная подача насоса; – площадь забоя,   ; Расход промывочной жидкости в турбобуре ТБ-172 взять по паспорту  Расчет требуемого давления буровых насосов   ; – потеря давления в бурильных трубах, МПа; – потеря давления на замках бурильным труб, МПа; – потеря давления в утяжеленных бурильных трубах, МПа; – перепад давления на забойном двигателе; – перепад давления на долоте; – потеря давления в первом кольцевом пространстве, МПа; – потеря давления во втором кольцевом пространстве, МПа; – потеря давления в третьем кольцевом пространстве, МПа.Расчет потерь давления в бурильных трубах  , – коэффициент линейных потерь.Расчет потерь давления в бурильных трубах первой секции  расчет потерь давления в бурильных трубах второй секции  расчет потерь давления в бурильных трубах третей секции  Суммарная потеря давления в трех секциях  Расчет потери давления на замках бурильных труб  Расчет потери давления в утяжеленных бурильных трубах  Расчет потери давления в кольцевом пространстве  .Расчет потери давления в первом кольцевом пространстве     ; Расчет потери давления во втором кольцевом пространстве    – длина технической колонны;  Расчет потери давления в третьем кольцевом пространстве    Требуемое давление буровых насосов  Расчет требуемого давления буровых насосов при бурении и промывке скважины под техническую колонну Требуемое давление буровых насосов  где  МПа – потеря давления в манифольде; – потеря давления в бурильных трубах, МПа; – потеря давления на замках бурильным труб, МПа; – потеря давления в утяжеленных бурильных трубах, МПа; – перепад давления на забойном двигателе; – перепад давления на долоте;    Длина бурильных труб  Расчет потери давления в бурильных трубах  Расчет потери давления на замках бурильных труб  .Расчет потери давления в утяжеленных бурильных трубах  .Расчет потери давления в кольцевом пространстве между УБТ и стенками скважины  .     Требуемое давление буровых насосов  Расчет мощности буровых насосов Расчет полезной мощности буровых насосов    – КПД насоса; – КПД трансмиссии. Требуемая мощность буровых насосов  Расчет резерва мощности буровых насосов   – номинальная мощность буровых насосов; .Резерв мощности буровых насосов составил 27%. Выводы Выбрана буровая установка 5000/320 ЭК-БМЧ для бурения турбинным способом под длину скважины 4700 м. Выбраны диаметры долот для бурения всех обсадных колонн. Рассчитаны секции обсадной эксплуатационной колонны. Определен вес эксплуатационной колонны, который составил. Рассчитана компоновка низа бурильной колонны для бурения эксплуатационной и технической колонны. Рассчитаны и выбраны диаметр и длина УБТ. Выбран забойный двигатель. Рассчитана бурильная колонна на прочность в верхнем сечении. Для бурения турбинным способом были выбраны бурильные трубы 127 х 9Л. Определена требуемая мощность буровой лебедки и её привода для подъема бурильной колонны. Определено требуемое давление буровых насосов. Определена требуемая мощность буровых насосов, при бурении турбобуром. Список литературы: Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учебник для вузов. – М.:Недра.1988. – 501 с.: ил. Иогансен К.В. Спутник буровика: справочник. – 3-е изд., перераб. И доп. – М.: Недра. 1990. – 303 с.: ил. Трубы нефтяного сортамента: Справочник/ Под общей ред. А.Е. Сароян. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Недра.1987. 488с. Справочник бурового мастера. 1 том. Под общей ред. В.П. Овчинникова. 2006 г. ГОСТ 632-80 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||