Описание технологической схемы подготовки и очистки бурового раствора

1. Роль циркуляционной системы в строительстве скважин и актуальность вопросов ее расчета и выбора оборудования

2. Расчет и выбор типоразмеров секций обсадных труб

3. Выбор буровой установки

4. Технические характеристики буровой установки

4.1 Устройства для приготовления и утяжеления буровых растворов

4.2 Очистные устройства циркуляционной системы

4.3 Всасывающие линии и манифольд

5. Описание технологической схемы подготовки и очистки бурового раствора

6. Выбор долот, ЗД, УБТ, БТ для бурения обсадных колонн

7. Расчёт расхода, потерь давления, мощности буровых насосов

8. Вывод о резерве производительности буровых насосов

9. Определение диаметров поршней насосов

10. Расчет фактической мощности привода с учетом КПД насосов и трансмиссии Заключение по проекту Список используемой литературы

1. Роль циркуляционной системы в строительстве скважин и актуальность вопросов ее расчета и выбора оборудования Циркуляционная система буровых установок включает в себя наземные устройства и сооружения, обеспечивающие промывку скважин путем многократной принудительной циркуляции бурового раствора по замкнутому кругу: насос — забой скважины — насос. Многократная замкнутая циркуляция дает значительную экономическую выгоду благодаря сокращению расхода химических компонентов и других ценных материалов, входящих в состав буровых насосов. Важно также отметить, что замкнутая циркуляция предотвращает загрязнение окружающей среды стоками бурового раствора, содержащего химически агрессивные и токсичные компоненты.

Циркуляционные системы буровых установок состоят из взаимосвязанных устройств и сооружений, предназначенных для выполнения следующих основных функций: приготовления буровых растворов, очистки бурового раствора от выбуренной породы и других вредных примесей, прокачивания и оперативного регулирования физико-механических свойств бурового раствора. В состав циркуляционной системы входят также всасывающие и напорные линии насосов, емкости для хранения раствора и необходимых для его приготовления материалов, желоба, отстойники, контрольно — измерительные приборы. Циркуляционные системы монтируются из отдельных блоков, входящих в комплект поставки буровых установок. Блочный принцип изготовления обеспечивает компактность циркуляционной системы и упрощает ее монтаж и техническое обслуживание.

Важнейшие требования, предъявляемые к циркуляционным системам буровых установок, — качественное приготовление, контроль и поддержание необходимых для данных геолого-технических условий состава и физико-механических свойств бурового раствора. При выполнении этих требований достигаются высокие скорости бурения и в значительной мере предотвращаются многие аварии и осложнения в скважине.

2. Расчет и выбор типоразмеров секций обсадных труб Дано:

Н = 500 м (расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне)

h = 290 м (высота эксплуатационного горизонта) Другие обсадные колонны:

Техническая 245

Кондуктор

Направление

Плотность бурового раствора при бурении эксплуатационной колонны ;

При бурении технической колонны ;

При бурении остальных колонн ;

Длина колонны

Запас прочности по наружному давлению:

· для труб эксплуатационного горизонта — [] = 1,3

· для остальных секций — [S ] = 1,0

Наружное давление на глубине:

Критическое давление А) расчетное

Б) табличное

(Сароян А.Е. приложение 3, стр. 473)

Трубы I секции: 168 Ч 10,6 D

Длина I-ой секции

Вес труб I-ой секции

Глубина спуска труб II-ой секции:

Наружное давление на глубине:

Критическое давление:

А) Расчетное:

Б) табличное

(Сароян А.Е.приложение 3, стр. 473)

Трубы II-ой секции: 168Ч8,9 D

Принимаем трубы I секции 168 Ч 7,3 D

Критическое давление

(Сароян А.Е. приложение 3, стр. 473)

Предельная глубина спуска труб III секции Длина II секции l₂ = L₂ — L₃ = 2910 — 2408 = 502 м Вес труб II секции

Запас прочности на растяжение от собственного веса [K] = 1,3 (табл. VI.2 стр. 98)

(приложение 4, стр. 476)

K=1,3

Длина труб III секции из расчета на растяжение

Вес труб III секции Трубы IV секций 168Ч8,9 D

Длина труб IV секции

=344,331 H

Трубы V секций 168Ч10,6 D

(Сароян А.Е.приложение 4, стр. 476)

Длина труб V секции

=404,17 H

Трубы VI секции 168Ч12,1 D

(Сароян А.Е.приложение 4, стр. 476)

Длина труб VI секции

Принимаем длину труб VI секции:

Вес колонны:

3. Выбор буровой установки

Цель расчета: по полученной нагрузке выбрать буровую установку и ее класс.

Определим максимальную нагрузку на крюк от обсадных труб:

По допускаемой нагрузке и условной глубине бурения выбираем буровую установку:

Выбираем буровую установку БУ3000ЭУ — 1.

Допускаемая нагрузка на крюке: 2000 кН.

Условная глубина бурения: 3200 м.

Буровые установки БУ3000ЭУ-1 распространены в нефтегазодобывающей промышленности. К этим установкам идет комплект основного оборудования: талевые механизмы, вертлюги, роторы, лебедки, буровые насосы, приводы лебедки, ротора и буровых насосов.

4. Технические характеристики буровой установки

Таблица 1. Техническая характеристика буровой установки БУ3000ЭУ — 1

4.1 Устройства для приготовления и утяжеления буровых растворов

Устройства для приготовления и утяжеления буровых растворов по принципу действия делятся на механические и гидравлические. В связи с возрастающим применением порошкообразных материалов в последние годы преимущественное распространение получили гидравлические устройства. По сравнению с механическими глиномешалками они обладают более высокой производительностью, обеспечивают необходимое качество буровых растворов и экономное расходование материалов для их приготовления. Положительно зарекомендовали себя гидроэжекторные смесители блоков приготовления бурового раствора (БПР).

Выносной гидроэжекторный смеситель представляет собой струйный аппарат, в котором для образования гидросмеси порошкообразных материалов используется кинетическая энергия жидкости. Буровые насосы под давлением не более 4 МПа нагнетают жидкость по трубе в сопло смесителя, снабженного сменными штуцерами диаметром 30 мм для работы с глинопорошками и диаметром 20 мм для работы с утяжелителями. Вследствие сужения струи скорость жидкости в сопле увеличивается, а давление падает. Из сопла жидкость с пониженным давлением поступает в камеру всасывания.

В результате создаваемого разряжения в камеру всасывания из силоса 1 по шлангу засасывается порошкообразный материал, который увлекается жидкостью в камеру смешения и далее в конически расходящийся насадок (диффузор). При прохождении по диффузору скорость потока уменьшается, а давление возрастает и полученный раствор по патрубку сливается в приемную емкость циркуляционной системы. За один цикл смешения плотность раствора возрастает на 0,3—0,35 г/см³. При недостаточной плотности полученного раствора проводится повторное смешение. Гидроэжекторный смеситель имеет относительно низкий к.п.д., однако обладает вышкой надежностью благодаря отсутствию подвижных частей.

Блоки для приготовления бурового раствора рассчитаны для работы с бестарными и затаренными глинопорошками. Основная масса глинопорошков доставляется автоцементовозами и под действием сжатого воздуха перегружается по трубе в силос. Перед подачей в гидроэжекторный смеситель порошкообразные материалы разрыхляются воздухом, нагнетаемым в силос по аэродорожкам системы аэрирования 5. Избыточный воздух выносится в атмосферу через фильтр, установленный на крышке силоса. Нижняя часть силоса имеет конусообразную форму и снабжена разгрузочным устройством, регулирующим подачу материала в гидроэжекторный смеситель. Материалы, использу емые в небольших количествах, доставляются в затаренном виде и засыпаются в воронку, из которой поступают в камеру смешения гидроэжектора. Воронка снабжена разгрузочным клапаном для регулирования подачи материала.

В циркуляционной системе буровых, установок применяются блоки БПР-70 и БПР-40. Блоки БПР-70 имеют цельнометаллические силосы с пневматическим разгрузочным устройством. В блоках БПР-40 силосы имеют телескопическую конструкцию. В транспортном положении верхняя часть силоса опускается и благодаря этому облегчается перевозка всего блока. В рабочем положении верхняя часть силоса под действием сжатого воздуха поднимается и закрепляется фиксаторами.

Основные технические данные блоков приготовления бурового раствора:

Таблица 2

Подача буровых насосов, л/с 16 20 24 28 32 38

Диаметр насадок, мм 11—12 12—13 14 14—15 15—16 17

Техническая характеристика диспергатора ДГ-1

Рабочее давление, МПа 12—15

Подача по готовому буровому раствору, м³/ч 15—20

Диаметр насадок, мм 9, 11, 13, 16

Масса, кг 76

В приемных емкостях циркуляционной системы устанавливают гидравлические и механические перемешиватели, обеспечивающие равномерное распределение компонентов бурового раствора и предотвращающие его расслоение.

Гидравлический перемешиватель 4УПГ имеет ручное управление поворотом ствола в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Перемешиватели типа ПГ в отличие от 4УПГ снабжены устройством для фиксации направления струи.

Техническая характеристика гидравлических перемешивателей

Тип перемешивателя ПГС4 УПГ ПГ

Наибольшее рабочее давление, МПа 4 4 6

Диаметр насадки, мм 20, 25, 30, 40 16, 20, 30, 40 20, 25, 30

Объемная подача, л/с — 15−20 ;

Высота, мм 1777 2200 2000

Масса, кг 38 33,5 23,8

Мешалка располагается на небольшом расстоянии от дна емкости и при вращении создает потоки, перемешивающие буровой раствор и препятствующие осаждению утяжелителей. Турбинно-пропеллерные мешалки в перемешивателях ПЛ создают перекрестные потоки, усиливающие перемешивание бурового раствора. Лопастные мешалки, применяемые в перемешивателях ПМ, обладают менее эффективным действием.

Таблица 3. Техническая характеристика механических перемеишвателей

4.2 Очистные устройства циркуляционной системы Очистка буровых растворов осуществляется путем последовательного удаления крупных и мелких частиц выбуренной породы и других примесей, содержащихся в поступающем из скважины буровом растворе.

На вибрационных ситах частицы выбуренной породы просеиваются через сито под действием вибраций, которые создаются эксцентриковым либо инерционным вибратором. Привод вибратора состоит из электродвигателя и клиноременной передачи. В последние годы преимущественно распространены инерционные вибраторы, позволяющие сравнительно просто регулировать амплитуду колебаний путем изменения положения дебалансов. Частицы бурового раствора, превышающие размеры ячеек сетки вибросита, оседают на ней и по транспортному желобу сбрасываются в отвал (шламовый амбар). Очищенный раствор, пройдя через ячейки сетки, поступает в приемные емкости циркуляционной системы.

По числу вибрирующих рам различают одинарные, сдвоенные и строенные вибросита с одно-, двухи трехъярусными горизонтально либо наклонно расположенными ситами. Вибрирующие рамы комплектуются индивидуальными вибраторами и выравнивателями для равномерного распределения раствора по ширине сита. В многоярусных виброситах буровой раствор из скважины поступает на верхнее сито с более крупными ячейками, а затем на нижние с меньшими ячейками. В результате возрастает производительность на единицу поверхности сита и одновременно уменьшается его износ.

Пропускная способность и глубина очистки бурового раствора зависят от световой поверхности и размера ячеек сетки. Наибольшую световую поверхность имеют плетеные сетки из стальных проволок либо капроновых нитей. Долговечность сетки зависит от износостойкости и коррозионно-усталостной прочности используемых проволок и нитей, а также от равномерности натяжения сетки в вибрирующей раме. С увеличением толщины проволок возрастают их прочность и износостойкость. Однако при этом уменьшается световая поверхность сетки и соответственно пропускная способность вибросита.

К вибрирующей раме сетка крепится при помощи кассеты либо двух барабанов, расположенных по концам рамы. На один из барабанов сетка наматывается с запасом длины, используемым для перепуска поврежденных при эксплуатации участков рабочей поверхности сетки. Кассетное крепление обеспечивает равномерное натяжение сетки в продольном и поперечном направлениях. Волнистость рабочей поверхности сетки и неплотное его примыкание к вибрирующей раме приводят к преждевременным повреждениям. Вибросита лучших образцов позволяют полностью очистить буровые растворы от частиц размером более 0,125 мм и удалить и удалить при этом 50%, выбуренной породы.

Таблица 4. Техническая характеристика вибросит

Последующая более тонкая очистка буровых растворов осуществляемся гидромеханическим способом. Для этого в пескои илоотделителях применяются конические гидроциклоны.

Рис. 1. Пескоотделитель ПГ-50

В циркуляционной системе современных буровых установок применяются пескоотделители ПГ-50 и илоотделители ИГ-45.

Пескоотделители ПГ-50 (рис. 1) состоят из четырех гидроциклонов диаметром 150 мм, расположенных в один ряд.

В илоотделителях ИГ-45 используются шестнадцать гидроциклонов диаметром 75 мм, расположенных в два ряда. Гидроциклоны, используемые в ПГ-50 и ИГ-45, в основном различаются размерами одноименных деталей. Корпус гидроциклонов имеет разъемную конструкцию и состоит из силуминовых литых цилиндра, конуса и обоймы для шламовой насадки. Для предохранения от износа и коррозии внутренние поверхности корпуса, контактирующие с буровым раствором, покрывают резиновым чехлом. Насадки изготовляют из износостойких сталей и сплавов.

Гидроциклоны 2 (см. рис. 1) устанавливают на сварной раме 3. Буровой раствор поступает в гидроциклоны из общего коллектора 5. Очищенный раствор по отводам 6 поступает в сливной коллектор 1. Частицы выбуренной породы и других примесей поступают из гидроциклонов в общий шламосборник 4, в донной части которого установлена труба 7 для выгрузки шлама.

Таблица 5. Техническая характеристика гидроциклонных пескои илоотделителей

Центрифуги предназначены для извлечения тонкодисперсных частиц утяжелителя ив буровых, растворов. Основная рабочая часть центрифуги — барабан (ротор) с дырчатыми фильтрующими стенками, вращающийся в неподвижном кожухе. Разделение твердых частичек в центрифуге происходит под действием центробежных сил. Крупные частицы выбрасываются через отверстия в стенке барабана и накапливаются в кольцевом пространстве между кожухом и барабаном. Очищенный раствор поступает в сливную горловину, расположенную под барабаном центрифуги. Возможности разделения увеличиваются с повышением частоты вращения барабана центрифуги.

4.3 Всасывающие линии и манифольд Очищенный буровой раствор посредством подпорных насосов либо самовсасыванием подается из приемных резервуаров циркуляционной системы в буровые насосы. Всасывающим трубопроводом или линией всасывания называют участок трубопровода, по которому подводится раствор из опорожняемой емкости к насосу.

Манифольдом или линией нагнетания называется участок трубопровода между буровым насосом и вертлюгом, по которому буровой раствор подается в бурильную колонну. Буровые насосы, входящие в комплект циркуляционной системы, имеют индивидуальные всасывающие линии и общий манифольд. Реже при небольшом удалении от оси скважины буровые насосы снабжаются индивидуальными манифольдами.

Отводы состоят из набора трубных секций и переходных колен, необходимых для соединения нагнетательного патрубка насоса с распределителем. На отводах устанавливают задвижки для слива бурового раствора, а также манометры с предохранительным устройством. Задвижки распределителя служат для подачи бурового раствора в скважину либо в перемешивающие и очистные устройства циркуляционной системы.

Трубная обвязка вышечного блока состоит из стояка и распределительно-запорного устройства, позволяющего подавать буровой раствор в вертлюг либо превентор, а также откачивать его от цементировочного агрегата. Стояк представляет собой набор трубных секций, имеющих линзовые соединения. К стояку крепится изогнутое колено для присоединения бурового рукава, по которому раствор подается в вертлюг.

Для плавного перевода бурового насоса с холостого режима работы на рабочий применяют дроссельно-запорное устройство, которое приводится в действие сжатым воздухом, поступающим от компрессорной станции буровой установки. Управление этим устройством осуществляется четырехклапанным краном, установленным на пульте управления.

Трубные секции манифольда соединяются при помощи быстроразъемных замковых соединений. Между отдельными блоками буровой установки трубы манифольда соединяются монтажными компенсаторами, обеспечивающими угловое смещение соединяемых труб на 10° и линейное их смещение до 200 мм. Крепление манифольда к основанию буровой установки и вышке осуществляется при помощи хомутовых соединений. В технической характеристике манифольдов указаны рабочее и пробное давления, диаметр и толщина стенок труб, а также масса манифольда. Манифольды изготовляют с рабочим давлением 20, 25, 32 и 40 МПа в зависимости от класса буровой установки. Пробное давление составляет соответственно 30, 38, 48 к 60 МПа. Трубы, используемые в манифольдах, имеют диаметр проходного отверстия 80, 100 и 125 мм.

5. Описание технологической схемы подготовки и очистки бурового раствора Технологическая схема блока приготовления и обработки бурового раствора включает: резервуар объемом около 30 м³, имеющий перегородку, два центробежных шламовых насоса, типа ГРА 170/40, приемную гидравлическую воронку для загрузки глиноматериалов и реагентов, деаэратор-диспергатор, механические перемешиватели, гидравлический диспергатор ДГ-2−7.

Центробежные насосы обвязаны трубопроводами с отсеками емкости, гидравлической воронкой, диаэротором-диспергатором в единый блок — блок приготовления и обработки бурового раствора.

· Технология приготовления исходного бурового раствора.

Емкость блока приготовления на 80% заполняется водой. Открывается задвижка на приемной линии одного из центробежных насосов. Включается в работу центробежный насос, который забирает из емкости воду и подает в приемную воронку. Одновременно в приемную воронку загружается глинопорошок, который смешивается с водой и образовавшаяся смесь по трубопроводу возвращается в емкость блока приготовления, образуя замкнутый цикл циркуляции. Количество введенной глины зависит от объема приготавливаемого раствора.

В процессе ввода и дальнейшего процесса приготовления раствора, раствор в емкостях перемешивается механическими перемешивателями.

После ввода расчетного количества глинопорошка приготовленный буровой раствор центробежным насосом откачивается из блока приготовления в приемные емкости циркуляционной системы и буровыми насосами подается в скважину.

Для ускорения процесса диспергирования глины в суспензии в работу может быть включен гидравлический диспергатор ДГ-2, который работает автономно с использованием цементировочного агрегата ЦА-320. Эффективная работа диспергатора ДГ-2 происходит при давлении на насосе 10,0−11,0 МПа.

При этом насадки диспергатора должны иметь размер 5−7 мм, диспергирование с помощью ДГ-2 осуществляется в течение нескольких циклов в зависимости от режима откачки.

Так как требуемые химические реагенты-стабилизаторы введены в глинопорошок на стадии его приготовления, то дополнительная химическая обработка бурового раствора не предусматривается. В случае необходимости расчетное количество химреагентов вводится в воронку.

Буровой раствор после его приготовления должен отвечать рекомендуемым значениям показателей свойств. При необходимости приготовления бурового раствора в процессе бурения центробежный насос работает на гидроворонку, а второй — на откачку приготовленного раствора в приемные емкости ЦС.

При этом перемешивание раствора осуществляется также механическими перемешивателями ПЛ-2, а диспергирование глины — диспергатором ДГ-2.

· Технология очистки буровых растворов.

Технологическая схема блока очистки бурового раствора от выбуренной породы включает: резервуар, предназначенный для приема бурового раствора, выходящего из скважины; центробежный насос, подающий буровой раствор из резервуара в блок очистки; два линейных вибросита СВ1Л; пескоотделитель ГЦК-360; илоотделитель ИГ 45/75; центрифугу, резервуары для размещения оборудования для очистки раствора и запаса бурового раствора. Буровой раствор в пескоотделитель, илоотделитель и центрифугу подается центробежными насосами.

Блок очистки имеет также в своем составе блок коагулянтов и флокулянтов, манифольд. Емкость блока коагулянтов и флокулянтов разделена на два отсека, в каждом из которых установлен погружной насос. К манифольду подводится вода под давлением не менее 0,1 МПа и подлежащий очистке буровой раствор, отбираемый из циркуляции насосом.

Нагнетательные трубопроводы насосов также подведены к манифольду. Шлам собирается в шламосборниках или выводится в амбар.

Применяемое оборудование:

— два вибросита с линейными колебаниями СВ1Л;

— пескоотделитель ГКЦ-360;

— илотделитель ИГ-45/75;

— центрифуга типа ОГШ-50;

— блок коагулянтов и флокулянтов с манифольдом и насосами.

Буровой раствор, выходящий из скважины, поступает в резервуар и оттуда вертикальным шламовым насосом подается на вибросита, где очищается от крупных частиц шлама. Шлам сбрасывается в шламосборник, а очищенный раствор поступает в отсек резервуара и центробежным насосом 8 подается в пескоотделитель под давлением 0,2−0,3 МПа. В пескоотделителе осуществляется вторая ступень очистки, при которой частицы размером до 0,07 мм удаляются из раствора через песковую насадку гидроциклона в виде пульпы плотностью r_ш = 1,4−1,6 г/см³ и поступает в шламосборник, а очищенный раствор через верхний слив гидроциклонов поступает в следующий отсек резервуара и центробежным насосом 8 подается в илоотделитель под давлением 0,3−0,35 МПа. В илоотделителе осуществляется очистка бурового раствора от частиц размером более 0,04−0,05 мм, которые разгружаются из песковых насадок из гидроциклонов в виде пульпы плотностью r_ш = 1,35−1,4 г/см³ и поступают в шламосборник.

Очищенный в илоотделителе раствор поступает в приемную емкость ЦС и буровыми насосами подается в скважину.

При необходимости буровой раствор может подвергаться более тонкой очистке с помощью центрифуги 6. При этом буровой раствор центробежным насосом 8 подается в центрифугу с производительностью 2,0ё5,0 л/с. В центрифуге в результате наличия интенсивного поля центробежных сил происходит удаление из раствора частиц размером более 5−10 мкм. Выделенные из раствора частицы в виде пульпы плотностью r_ш = 1,8−1,9 г/см³ разгружаются в шламосборник, а очищенный раствор с плотностью на 0,02−0,04 г/см³ меньше исходного раствора возвращается в систему циркуляции.

Центрифуга также используется совместно с блоком коагулянтов и флокулянтов и манифольдом. В этом случае подлежащий очистке буровой раствор насосом подается с производительностью 1−3 л/с в манифольд. Здесь он смешивается с водой и растворами коагулянта и флокулянта, подаваемыми в манифольд насосами. Растворы коагулянта и флокулянта готовятся заранее в блоке коагулянтов и флокулянтов. Из манифольда раствор, смешанный с водой, коагулянтом и флокулянтом, поступает в центрифугу. Благодаря химической обработке в центрифуге происходит разделение бурового раствора на воду и шлам. Шлам сбрасывается в шламосборник, а вода используется на технические нужды.

· Технологическая схема линии очистки бурового раствора в разделе Графическая часть № 2

6. Выбор долот, ЗД, УБТ, БТ для бурения обсадных колонн

D_д — диаметр долота;

D_м — диаметр муфты;

Д_к — диаметральный зазор между стволом скважины и муфтами обсадных труб.

— наименьший внутренний диаметр обсадной трубы;

Д — зазор между внутренним диаметром обсадной трубы и долотом, мм

мм

2)

— диаметр обсадной колонны технической трубы

3) Выбор долота под кондуктор

— диаметр обсадной колонны кондуктора Выбор долота под направление

— диаметр направления

мм

мм

мм

мм а) Для эксплуатационной обсадной колонны:

· Забойный двигатель: (К.В. Иогансен, таблица 4.1 стр. 40)

3 ТСШ1 — 195 — шифр двигателя

n = 380 об/мин — частота вращения вала

— перепад давления

— длина

— масса

· Утяжеленные бурильные трубы (УБТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308)

кН

м УБТ — 178: q = 156 кг

· Бурильные трубы (БТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308)

ТБПВ-140Ч11 группа прочности Д Расчетная нагрузка:

м

м

МПа

МПа

кг

кг

кг б) Для технической обсадной колонны:

· Забойный двигатель: (таблица 4.1 стр. 40)

Т12РТ — 240 — шифр двигателя

n = 760 об/мин — частота вращения вала

— перепад давления

— длина

— масса

· Утяжеленные бурильные трубы (УБТ): (таблица 8.2 стр. 308)

м УБТС-229: q = 273,4 кг

· Бурильные трубы (БТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308)

ТБПВ-140Ч11 группа прочности Д Расчетная нагрузка:

в) Для кондуктора:

· Забойный двигатель: (К.В. Иогансен, таблица 4.1 стр. 40)

Т12РТ — 240 — шифр двигателя

n = 760 об/мин — частота вращения вала

— длина

— перепад давления

— масса

· Бурильные трубы (БТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308)

ТБПВ-140Ч11 группа прочности Д г) Для направления:

· Забойный двигатель: (К.В. Иогансен, таблица 4.1 стр. 40)

Т12РТ — 240

· Бурильные трубы (БТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308)

ТБПВ-140Ч11 группа прочности Д

7. Расчёт расхода, потерь давления, мощности буровых насосов а) Для эксплуатационной обсадной колонны:

· Подача насоса:

Q =

Q — подача насоса, (Баграмов Р.А. стр. 276)

(Баграмов Р.А. стр 275)

м

Q = 0,027 =

· Полная потеря давления:

P =, МПа Давление рассчитываем с учетом коэффициента бурового раствора:

· Для эксплуатационной колонны =

(К.В. Иогансен, таблица 6.23 стр. 119 (2))

(К.В. Иогансен, таблица 6.30 стр. 124)

= 0, 71 МПа (К.В. Иогансен, таблица 6.26 стр. 121)

= 3,9 МПа (К.В. Иогансен, таблица 4.1 стр. 40)

= 0,54 МПа (К.В. Иогансен, таблица 6.24 стр. 120)

х =

При L = 3200 м:

P = 1,63 + 0,39 + 0,71 + 3,9 + 0,54 + 0,63 = 7, 8 МПа При L = 700 м:

P = 0,357 + 0,39 + 0,71 + 3,9 + 0,54 + 0,08 = 5,97МПа

· Мощность насоса:

При L = 3200 м:

N = 0, 0189

При L = 700 м:

N = 0, 0189

б) Для технической обсадной колонны:

· Подача насоса:

Q =

· Полная потеря давления:

P =, МПа Давление рассчитываем с учетом коэффициента бурового раствора:

· Для технической колонны =

= 0, 31 МПа

= 5,4 МПа

= 0,54 МПа

х =

При L = 700 м:

P = 0,987 + 0,050 + 0,31 + 5,4 + 0,54 + 0,07 = 7,357 МПа При L = 90 м:

P = 0,1269 + 0,055 + 5,4 + 0,54 + 0,009 + 0,31 = 6,44 МПа

· Мощность насоса:

N = Q

При L = 700 м:

N = 0, 036

При L = 90 м:

N = 0, 036

в) для кондуктора:

· Подача насоса:

Q =

· Полная потеря давления:

P =

Давление рассчитываем с учетом коэффициента бурового раствора:

· Для кондуктора =

= 0, 13 МПа

= 5,4 МПа

= 0,54 МПа

х =

При L = 90 м:

P = 0,095 + 0,13 + 5,4 + 0,54 + 0,009 = 6,17 МПа При L = 7 м:

P = 0,0053 + 0,13 + 5,4 + 0,54 + 0,0005 = 6,07 МПа

· Мощность насоса:

N = Q

При L = 90 м:

N = 0, 032

При L = 5 м:

N = 0, 032

г) для направления:

· Подача насоса:

Q =

· Полная потеря давления:

P =

Давление рассчитываем с учетом коэффициента бурового раствора:

· Для направления =

(К.В. Иогансен, таб. 6.23 с. 124)

= 0, 13 МПа

= 5,4 МПа

= 0,54 МПа При L = 5 м:

P = 0,007+ 0,13 + 5,4 + 0,54 + 0,0005 = 6,07 МПа При L = 0 м:

P = 0,13 + 5,4 + 0,54 = 6,07 МПа

· Мощность насоса:

N = Q

При L = 5 м:

N = 0, 0278

При L = 0 м:

N = 0, 0278

· Графики промывки скважины представлены в разделе Графическая часть № 1

8. Вывод о резерве производительности буровых насосов Единичную мощность и число буровых насосов выбирают исходя из гидравлического расчета промывки. Необходимость резервного насоса обусловлена тем, что вынужденные перерывы промывки вследствие выхода из строя бурового насоса могут привести к серьезным осложнениям в скважине и значительному материальному ущербу.

· Для создания надежной системы промывки буровые установки обычно снабжаются двумя насосами, при этом мощность одного должна быть достаточной для бурения скважины под эксплуатационную колонну:

— мощность, необходимая для промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну.

= стр. 424)

НБТ — 475

Приводная мощность — 475 кВт Полезная мощность — 400 кВт Наибольшее давление — 25 МПа Наибольшая подача — 45

· Для технической колонны:

— мощность, необходимая для промывки скважины при бурении технической колонны.

выбираем насос стр. 424)

НБТ — 475

· Для кондуктора:

выбираем насос стр. 424)

НБТ — 475

· Для направления:

выбираем насос стр. 424)

НБТ — 475

9. Определение диаметров поршней насосов Диаметры цилиндровых втулок и поршней насосов выбираем из условия необходимой подачи (таблица 13.3 стр. 425).

а) для эксплуатационной обсадной колонны:

НБТ — 475

Диаметр поршня = 120 мм (Q = 18,9)

б) для технической обсадной колонны:

НБТ — 475

Диаметр поршня = 160 мм (Q = 36)

в) для кондуктора:

НБТ — 475

Диаметр поршня = 150 мм (Q = 32)

г) для направления:

НБТ — 475

Диаметр поршня = 140 мм. (Q = 27,8)

10. Расчет фактической мощности привода с учетом КПД насосов и трансмиссии Определим КПД насоса:

· Гидравлический КПД, учитывающий потери энергии на преодоление гидравлических сопротивлений в нагнетательном коллекторе и клапанах, зависит от конструкции гидравлического блока и в расчетах буровых насосов принимается

· Объемный КПД, учитывающий потери энергии от утечек через неплотности цилиндропоршневой пары, уплотнения штоков, а также от утечек в результате запаздывания посадки клапанов, принимается

· Механический КПД учитывает потери энергии на трение в подвижных элементах приводного и гидравлического блоков бурового насоса.

= 0,98

— КПД трансмиссии (стр. 449)

=

N — мощность насоса, N =

мощность насосного агрегата, потребляемая насосным агрегатом или насосом, в конструкцию которого, кроме насоса, входят двигатель и узлы трансмиссии.

= =

· Фактическая мощность привода с учетом КПД буровых насосов трансмиссии равна

Заключение

по проекту В ходе работы, мы рассчитали и выбрали типоразмер секций обсадных труб эксплуатационной колонны из условия действия наружного давления и собственного веса. По условной глубине бурения и наибольшему весу обсадной колонны выбрали буровую установку. Выбрали долота, забойные двигатели, утяжеленные бурильные трубы и бурильные трубы для бурения каждой обсадной колонны и построили графики промывки скважины.

Также был представлен вывод о резерве производительности и необходимом количестве рабочих насосов для бурения каждой колонны.

Определили диаметры поршней буровых насосов из условия необходимой подачи.

Подводя итог, рассчитали фактическую мощность привода с учетом КПД буровых насосов и трансмиссии.

скважина труба буровой насос

Список используемой литературы

1. Р. А. Баграмов. Буровые машины и комплексы: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1988. — 501с.

2. С. И. Ефимченко. Расчет и конструирование оборудования для бурения нефтяных и газовых скважин. — М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2006

3. Иогансен К. В. Спутник буровика: Справочник. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1990. — 303 с.

4. А. Е. Сароян, Н. Д. Щербюк, Н. В. Якобовский и др. Трубы нефтяного сортамента: справочник 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1987. — 488с.

5. А. И. Булатов, Ю. М. Проселков, С. А. Шаманов. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 2003. — 1007с.

6. С. В. Воробель. Гидравлические забойные двигатели. Турбобуры: методические указания. — Пермь: ПГТУ, 2009. — 28с.