Бурение эксплуатационных колонн

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Буровая установка включает следующие элементы: основной двигатель (главный привод), буровая вышка, подвышечное основание (фундамент), оборудование для спуско-подъемных операций (СПО), буровые насосы, противовыбросовое оборудование (превенторы).

Основными параметрами, при выборе буровой установки являются глубина бурения, диаметр скважины, диаметр бурильных труб, мощность привода и максимальная нагрузка на крюк.



1. Исходные данные

Глубина скважины L, м	2200
Диаметр обсадной колонны D, мм	245
Высота эксплуатационного горизонта, м	200
Расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне H, м	800
Плотность бурового раствора за колонной ср, кг/м3	1200
Плотность жидкости в колонне с, кг/м3	1000

Запас прочности по наружному давлению:

для труб эксплуатационного горизонта - [] = 1,3

для остальных секций - [k] = 1,0

1. Наружное давление на глубине z = L:

Критическое давление

1) расчетное

2) табличное

Трубы I секции: 245 Ч 11,1 Д

Длина I-ой секции 

Вес труб I-ой секции

2. Глубина спуска труб II-ой секции:

Наружное давление на глубине:

Критическое давление:

1) Расчетное:

2) табличное

Трубы II-ой секции: 245Ч10,0Д

3. Принимаем трубы III секции 245 Ч 8,9Д



Критическое давление

Предельная глубина спуска труб III секции

Длина II секции

l2 = L2 - L3 = 2000 - 1153= 847 м

Вес труб II секции

4. Принимаем трубы III секции 245Ч 8,9 Д

Критическое давление

Длина III секции l3:

=1,45 т.к. длина колонны > 1500 м



Вес труб III секции

++=200+847+842=1889 м

5. Принимаем трубы IV секции 245Ч 10,0 Д

Критическое давление

Длина IV секции l4:

Вес труб IV секции

+++=200+847+842+267=2156м

Из расчетов видно, что необходимо рассчитывать следующую секцию, так как длина четырех секций меньше чем проектная длина обсадной колонны. Однако можно ограничиться 4 секциями, за счет увеличения прочности последней 4-й секции. Для этого необходимо принять для этой секции следующую группу прочности. Примем для шестой секции трубы 245х10,0К (Страгивающая нагрузка =2270 кН, вес 1 м - 58,0 кг)



Теперь видно, что длины 4-й секции достаточно, и нет необходимости рассчитывать 5-ю секцию. Необходимая длина 4-й секции:

-(++)=2200-(200+847+842)=2200-1889=311 м

Принимаем длину 4-й секции 311 м.

Вес всей колонны (всех ее секций):

Q==1211222,1Н

Q=1211 кН



1. Выбор буровой установки по максимальной нагрузке на крюке,в зависимости от веса бурильной и обсадной колонн

Выбор буровой установки осуществляется по их классификационным параметрам - допустимой нагрузке на крюке и условной глубине бурения. Следует отметить, что глубина бурения является предварительным ориентировочным параметром, а главным критерием выбора является допустимая нагрузка на крюке, определяемая из двух условий:

Где допускаемая нагрузка на крюке (принимается максимальное значение из полученных двух), кН; вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны в конструкции скважины, кН; вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной колонны, кН; коэффициенты запаса допускаемой нагрузки по бурильной и обсадной колонне соответственно.

Коэффициент запаса по бурильной колонне принимается равным. Предпочтительным является значение.

Коэффициент запаса допускаемой нагрузки по обсадной колонне принимается равным

Исходные данные:

Вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны, кН 1211

Вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной колонны, кН 1510

Расчет:

Q

QкН

Обоим условиям удовлетворяет буровая установка 7 класса по ГОСТ 16293-89 с допускаемой нагрузкой на крюке 3200 кН.

2. Технические характеристики буровой установки, основное оборудование комплекса и его характерные особенности

Выбираем буровую установку БУ 5000/320 ДГУ-1 с допустимой нагрузкой на крюке 3200 кН и условной глубиной бурения 5000 м, т.к. она удовлетворяет условию.

Буровые установки предназначены для бурения эксплуатационных и глубоких разведочных скважин вращательным способом. Технология вращательного бурения состоит из следующих основных операций:

-вращение и продольная подача породоразрушающего инструмента по мере углубления скважины;

-промывка скважины и вынос разрушенной породы на поверхность;

-наращивание бурильной колонны по мере углубления скважины;

-подъем и спуск в скважину бурильной колонны для смены породоразрушающего инструмента и забойного двигателя;

-приготовление, обработка и очистка промывочного раствора;

-спуск обсадных колонн для крепления скважины.

Для выполнения этих операций, а также аварийных работ требуются различные по функциональным назначениям машины, механизмы и оборудование. Набор необходимых для бурения скважин машин, механизмов и оборудования, которые на изготовляющем их предприятии не соединяются, но имеют взаимосвязанные эксплуатационные функции и технические параметры, называется буровым комплексом.

Буровая установка -- это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций. Современные буровые установки подразделяются на следующие составные части:

буровое оборудование (талевый механизм, насосы, лебедка, вертлюг, ротор, привод, топливомаслоустановка, дизель-электрические станции, пневмосистема);

буровые сооружения (вышка, основания, сборно-разборные каркасно-панельные укрытия);

оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи долота, механизмы для автоматизации спуско-подъемных операций, пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой ключ, вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт контроля процессов бурения, посты управления);

оборудование для приготовления, очистки и регенерации промывочного раствора (блок приготовления, вибросита, песко- и глиноотделители, подпорные насосы, емкости для химических реагентов, воды и промывочного раствора);

манифольд (нагнетательная линия в блочном исполнении, дроссельно-запорные устройства, буровой рукав);

устройства для обогрева блоков буровой установки (теплогенераторы, отопительные радиаторы и коммуникации для разводки теплоносителя).

Буровая установка БУ 5000/320 ДГУ-1:

- допускаемая нагрузка на крюке 3200 кН;

- условна глубина бурения 5000 м;

-скорость подъема крюка при расхаживании колонны 0,2 м/с;

- скорость подъема элеватора (без нагрузки), не менее 1,82 м/с;

- расчетная мощность на валу подъемного агрегата 1100 кВт;

- диаметр отверстия в столе ротора 700 мм;

- расчетная мощность привода ротора, не более 370 кВт;

- мощность бурового насоса 950 кВт;

- вид привода ДГ;

- площадь подсвечников, при размещении свечей 114 мм 6000 м2;

- высота основания (отметка пола буровой) 8 м;

- просвет для установки стволовой части превенторов6,7 м;

Оборудование буровой установки БУ 5000/320 ДГУ-1:

- лебедка буровая ЛБУ37-1100Д;

- насос буровой УНБТ-950А;

- ротор Р-560;

-комплекс механизмов АСП АСП-3М4;

- кронблок УКБА-7-400;

- талевый блок УТБА-6-320;

- вертлюг УВ-320МА;

- вышка ВМА45Ч320;

- привод основных механизмов групповой СА-10;

- циркуляционная система ЦС500ДГУ-1Т.

Талевый блок УТБА-6-320:

- грузоподъемность 320 т;

- число канатных шкивов 6;

- число секций 2;

- диаметр наружного шкива 1400 мм;

- диаметр каната 35 мм;

- диаметр оси шкивов 260 мм;

- номер подшипников шкивов 7097152М;

- размеры подшипника траверсы 260Ч400Ч104 мм;

- высота 2535 мм;

- длина по оси блоков 1418 мм;

- ширина 1440 мм;

- масса 9,6 т.

Лебедка ЛБУ37-1100Д:

- максимальное усилие на канате 365 кН;

- расчетная мощность на входном валу 1100 кВт;

- диаметр талевого каната 32 мм;

- диаметр бочки барабана 685 мм;

- длина бочки барабана 1373 мм;

- число скоростей на роторе 4;

- длина тормозных шайб 1270 мм;

- ширина тормозной колодки 230 мм;

- тип вспомогательного тормоза ТЭИ-800-60;

- длина 8333 мм;

- ширина 3230 мм;

- высота 2208 мм;

- масса 39050 кг.

Кронблок УКБА-7-400:

- максимальная нагрузка 4,0 МН;

- число шкивов 7;

- диаметр шкива по дну желоба 1380 мм;

- диаметр каната 35 мм;

- диаметр оси шкива 260 мм;

- длина 4230 мм;

- высота 2150 мм;

- ширина 2950 мм;

- масса 11690 кг.

Вертлюг УВ-320МА:

- допустимая нагрузка статическая 3,2 МН;

- допустимая нагрузка при частоте вращения ствола 100 об/мин2,0 МН;

- условная глубина бурения 5000 м;

- максимальная частота вращения ствола 300 об/мин;

- наибольшее давление прокачиваемой жидкости 32 МПа;

- диаметр ствола 75 мм;

- вместимость масляной ванны 0,07 м3;

- высота (без диаметра штропа) 2860 мм;

- масса сухого 2980 кг.

Двигатель СА-10:

- мощность 460 кВт;

- частота вращения вала 1200 об/мин;

- длина 4,25 м;

- ширина 1,5 м;

- высота 2,76 м;

- масса 8,5 т.

3. Расчет мощности ротора и необходимой мощности привода с учетом КПД трансмиссии. Вывод о резерве производительности

Мощность ротора должна быть достаточной для вращения бурильной колонны, долота и разрушения горной породы забоя скважины :

= ;

где =0,90-0,95 КПД ротора, который учитывает потери в трущихся деталях ротора. Для определения мощности на холостое вращение бурильной колонны можно воспользоваться формулой:

=13,5*10-8*L*d2*n1.5*D0.5*;

где D - диаметр скважины, м;  - удельный вес промывочной жидкости, Н/м3; n (в мин-1), D - диаметр скважины, м; d - диаметр бурильных труб, м; n -частота вращения снаряда, с-1; L - глубина скважины, м;

В предварительных расчетах частоту вращения стола ротора в зависимости от текущей и конечной глубины бурения вычисляют по эмпирической зависимости, принятой Уралмашзаводом:



n=200-150*;

Мощность расходуемую на разрушение породы шарошечным долотом, можно определить, используя формулу:

-5 *1,3 *n*D0.4;

где с - коэффициент крепости пород, принимаемый для мягких пород с=2,6; для пород средней твердости с=2,3; для крепких с=1,85;осевая нагрузка на долото, кН;

Осевая нагрузка на долото вычисляется по формуле:

=, длина УБТ при роторном бурении

где - вес 1 м УБТ.

Резерв производительности бурового ротора определяется по формуле:

R= *100%

Мощность привода с учетом КПД трансмиссии:

= ;

Где z - число двигателей; k=1.3ч1.45- коэффициент перегрузки;-

общий КПД трансмиссии, для механических передач принимается 0,92-0,97, для гидромеханических 0,7-0,75.



Расчет:

Вычисляем частоту вращения стола ротора:

n=200-150*;

Интервал бурения эксплуатационной колонны 700 -2200 м

=700 м

=2200м

n=200-150*=200-48=152 об/мин

Вычисляем осевую нагрузку на долото:

УБТ-230

, =273,4 кг

==509,6 кН

Вычисляем мощность на холостое вращение:

Бурильные трубы СБТ 140*12

d=0.140 м, ==1200 кг/м3

=13,5 *10-8*L*d2*n1.5*D0.5*=

13,5*10-8*2200*0,1402*1521,5*0,2450,5*1,2*104=64,79 кВт

Вычисляем мощность на вращение долота:

c=2.3, -5 *1,3 *n*D0.4=2.3*10-5*509.61.3*152*2450.4=104.3 кВт

Вычисляем мощность ротора:

= ==187.8 кВт

Расчет показывает, что без учета диаметра проходного отверстия в столе ротора может быть использован ротор Р-560 с номинальной мощностью 370 кВт и условной глубиной бурения 1600-4000 м.

Вычисляем мощность привода с учетом КПД трансмиссии:

= ==187.8/1.17=160.5 кВт

Вычисляем резерв производительности бурового ротора:

R= *100% =

Вывод: Резерв производительности составляет половину от всей производительности ротора.

4. Расчет необходимой мощности буровой лебедки, при подъеме бурильной колонны наибольшего веса. Сравнение с номинальной мощностью, вывод о резерве производительности

Мощность лебедки определяется полезной мощностью на ее барабане, которая должна быть достаточной для выполнения спуско-подъемных операций и аварийных работ при бурении и креплении скважин заданной глубины и конструкции. Оптимальная мощность буровой лебеди определяется из условий подъема наиболее тяжелой бурильной колонны для заданной глубины бурения с расчетной скоростью =0,4ч0,5 м/с:

=

где максимальный вес бурильной колонны; вес поступательно движущихся частей талевой системы; КПД талевой системы.

Резерв производительности буровой лебедки определяется по формуле:

R= *100%

где - номинальная мощность на подъемном валу лебедки, указанная в ее характеристиках.

Расчет:

1510 кН

=0,825, т.к. кратность талевой системы 6x7

Масса талевого блока 9,6 т (вес поступательно движущихся частей талевой системы)

9,6 т=9600 кг=94080 Н

===777735,75 Н=777 кВт

кВт

Оптимальная мощность на 323 кВт больше своей номинальной мощности.

Вычисляем резерв производительности буровой лебедки:

R= *100%= 29%

Вывод: Резерв производительности лебедки составляет четвертую часть от всей производительности буровой лебедки.

5. Расчет необходимой подачи и потери давления в системе промывки при бурении эксплуатационной колонны в конце интервала бурения

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

где DД - диаметр долота; Dм - диаметр муфты обсадной трубы; диаметральный зазор между стенками скважины и муфтами обсадных труб.

Эксплуатационная колонна: Принимаем

Подачу буровых насосов выбирают на основе требований, предъявляемых технологией промывки скважин. От подачи буровых насосов зависит эффективность роторного бурения и нормальная работа забойных двигателей. Для эффективной очистки скважины от шлама и для обеспечения рабочего режима забойных гидравлических двигателей скорость восходящего потока =0,4-0,5 (под техническую и эксплуатационную колонну).

Подача насоса (м3/с)зависимости от скорости потока жидкости, м/c:

Где -площадь затрубного пространства,м2:

(2-2),

-диаметр долота, м, -диаметр бурильных труб, м.

Подачу буровых насосов принято выражать в л/с (литры в секунду), 1 м3/с = 1000 л/с.

Расчет:

Вычисляем площадь затрубного пространства:

(2-2)=3.14/4*(0.29532-0.1402)=0.785*(0,08720209-0,0196)=0.053 м2

Вычисляем подачу насоса:

=0.053*0.5=0.0265м3/с=30 л/с

Давление на выходе бурового насоса зависит от потерь давления на преодоление гидравлических сопротивлений в манифольде, бурильной колонне, забойном двигателе, долоте и затрубном кольцевом пространстве. Гидравлические сопротивления подразделяют на линейные, обусловленные силами трения и местные, обусловленные изменением величины скорости и направления потока. Линейные гидравлические сопротивления возникают в бурильных трубах и кольцевом затрубном пространстве. Местные сопротивления - в замках бурильных труб, промывочных отверстиях долота, проточных каналах забойных двигателей, обратных клапанах и задвижках. Полная потеря давления определяется арифметической суммой линейных и местных потерь давления. Сумма потерь давления в манифольде, бурильных трубах, замках, УБТ, на забойном двигателе, на долоте, в кольцевом затрубном пространстве:



P=

Разностью статических давлений в практических расчетах пренебрегают. В конце бурения технической колонны потери давления определяться как

P=+

Потери давления в манифольде=1ч2 МП

Значения линейных потерь давления на единицу длины для различных труб и кольцевого пространства приводятся в литературе [3].

Потеря давления в замках бурильных труб:

=0,3

Потеря давления на долоте (МПа) определяется выражением:

P=+;

=2 МПа;

lбт=L-=2200-233=1967 м;

dбтвн=140-2*12=140-24=116 мм=0,116 м;

=л*с==1641608 Па=1,6 Мпа;

=0,3=0.3*1,6=0,48 МПа;

dубт=0,09 м;

lубт=233 м;

= л*с=0,02*1200*=0,7 Мпа;

==0,001 МПа;

=л*с===57532Па=0,05 Мпа;

=л*с==49186 Па=0,05 Мпа

=л*с==2692 Па=0,002 Мпа

P=+=2+1,6+0,48+0,7+0,001+0,05+0,05+0,002=4,883 Мпа

Гидравлическая мощность буровых насосов (кВт) рассчитывается как

N=p*Q,

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

N=4,883*30=146,49кВт

эксплуатационный колонна буровой установка

6. Расчет мощности буровых насосов и мощность их привода с учетом КПД трансмиссии

Требуемая мощность буровых насосов рассчитывается как

=,



где N- полезная гидравлическая мощность, КПД насоса.

Мощность привода бурового насоса:

=

Где - КПД трансмиссии бурового насоса, чаще всего это клиноременная передача. КПД клиноременной передачи обычно принимается равным 0,94.

Требуемая мощность:

===183,11кВт

Мощность привода бурового насоса:

===214,2 кВт

7. Определение необходимой суммарной установленной мощности двигателей силового привода буровой установки

Рис. 1



Cумма установленной мощности двигателей силового привода определяется как

N==777+214,2+187.8=1179кВт



Заключение

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.

Определили необходимые мощности буровой лебедки, бурового насоса, бурового ротора. Так же был сделан вывод о резерве производительности буровой лебедки и ротора.

Рассчитали необходимую подачу и потери давления в системе промывки при бурении эксплуатационной колонны в конце интервала бурения.

Подводя итог, определили необходимую суммарную мощность двигателей силового привода буровой установки.



Список литературы

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

2. С.И. Ефимченко. Расчёт и конструирование оборудования для нефтяных и газовых скважин. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. - 736 с.

3. http://www.drillings.ru/

Размещено на Allbest.ru