Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Самарский государственный технический университет»

(ФГБОУ ВО «СамГТУ»)

Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине «Буровое оборудование»

На тему: «Подбор буровой установки для бурения скважины в соответствии с геолого - техническим нарядом на Соровском месторождении»

Выполнил: Проверил:

Студент 5-ИНГТ-ЗФ-9В, Спивак Г.О. ст. преподаватель

Букин П.Н.

Самара 2021 г.



Содержание

Исходные данные

1. Выбор класса буровой установки в соответствии с ГОСТ 16293-89

2. Расчёт параметров талевой системы

2.1 Скорость спуска и подъема крюка

3. Расчёт параметров буровой лебедки

4. Расчёт параметров бурового ротора

5. Параметры вертлюга

6. Расчёт параметров насоса

7. Подбор буровой установки

Список использованных источников



Исходные данные

Изобразим схематично конструкцию проектируемой скважины на рисунке 1.

Рисунок 1. Схематичное изображение конструкции скважины



1. Выбор класса буровой установки в соответствии с ГОСТ 16293-89

Определим вес наиболее тяжёлой бурильной колонны. При бурении под эксплуатационную колонну её максимальная длина 2727 м. Длина УБТ 165 х 71 типа Б равна 107,9 м, длина забойного двигателя равна 8,721 м, следовательно, длина участка труб ПК 127Ч9,2 составит:

Согласно масса 1 м ТБ ПК 127Ч9,2 группы прочности «М» равняется кг/м.

Масса 1 м УБТ 165 х 71 типа Б равна кг/м.

Масса забойного двигателя ДРУ-172 (7/8) .

Тогда вес бурильной колонны равен:

где l127, lУБТ - соответственно длины секций бурильной колонны, УБТ;

q127, qУБТ - соответственно масса погонного метра бурильных труб, УБТ;

Qзд - масса забойного двигателя;

9,81/1000 - коэффициент для получения веса колонны в кН.

Для дальнейшего расчёта выбираем максимальное значение из рассчитанного. Предельно допустимая нагрузка на буровую установку исходя из первого условия составит:

Примем Определим вес наиболее тяжелой обсадной колонны. Для этого вычислим вес всех обсадных колонн:

Направление из трубы диаметром 530 мм и толщиной стенки 11 мм, длиной 53 м. Вес 1м трубы определим по приложению №4 . Он равен 1,38 кН.

Следовательно, вес всей колонны равен:

Кондуктор из труб 245х8,9 длиной 896 м. Один метр трубы весит 0,528 кН (Приложение №4 ).

Следовательно, вес всей колонны равен:

Эксплуатационная колонна из труб 168х8,9 длиной 2727 м, при весе 1м трубы 0,354 кН (Приложение №4 ), будет весить:

Самой тяжелой оказалась эксплуатационная колонна. Тогда предельно допустимая нагрузка, на буровую установку исходя из второго условия составит:

- следовательно, окончательно принимаем допускаемую нагрузку на крюке буровой установки равной , что соответствует пятому классу буровых установок по ГОСТ 16293-89.



2. Расчёт параметров талевой системы

Исходя из ГОСТ 16293-89 для пятого класса буровых установок принимается оснастка талевой системы 5х6.

Для выбора каната следует определить нагрузку в наиболее нагруженной «ходовой» ветви каната при подъёме. Талевый канат нагружается не только прикладываемой нагрузкой на крюк, но и весом подвижной части талевой системы (крюкоблока), вес которого составляет:

Для рассматриваемого примера имеем:

Примем

Нагрузка в «ходовой» ветви каната при подъёме:

Коэффициент сопротивления шкива является величиной, обратной коэффициенту полезного действия шкива. В расчетах его рекомендуется принимать:

- кратность полиспаста (число ветвей каната на которых висит груз). Для оснастки 5х6, при 5 шкивах талевого блока, число рабочих ветвей равно 10.

Для рассматриваемого примера:

Тогда разрывное усилие каната в целом должно быть не менее:

Из таблицы № 1 находим, что этому условию удовлетворяют следующие канаты:

* Канат диаметром 28 мм из проволок с пределом прочности 1570 МПа и металлическим сердечником;

* Канат диаметром 28 мм из проволок с пределом прочности 1670 МПа и органическим сердечником.

* Канат диаметром 28 мм из проволок с пределом прочности 1770 МПа и органическим сердечником.

Шкивы талевой системы будем рассчитывать под канат диаметром 28 мм.

Таблица 1 - Параметры талевых канатов

ПАРАМЕТРЫ	Диаметр каната, мм
	25	28	32	35	38
Погонная масса, кг/м
Суммарная площадь сечения проволок в канате, мм2
Расчетное разрывное усилие каната в кН при ??в: 1570 МПа 1670 МПа 1770 МПа

Примечание: в числителе указаны для параметры канатов с металлическим, а в знаменателе - с органическим сердечником.

Как показал отечественный и зарубежный опыт эксплуатации БУ и различных грузоподъемных механизмов, отношение диаметра канатного шкива (по дну желоба) к диаметру каната должно быть в пределах:

Тогда диаметр шкива будет

Примем диаметр шкива равный 1120 мм.

2.1 Скорость спуска и подъема крюка

Скорости спуска колонн определяются их весом, длиной и технологическими условиями скважины. Наибольшая скорость спуска бурильной колонны не должна превышать 2 м/с во избежание гидроразрыва пласта, наименьшая при спуске обсадных колонн - 0,2 м/с во избежание их смятия. Средняя скорость спуска незагруженного крюка находится в пределах 1,0 - 1,2 м/с.

Скорости подъема крюка определяются исходя из следующих факторов:

минимальная - «аварийная» (0,1 - 0,2 м/с) -- из технологических соображений (для приподъема и расхаживания обсадных труб, ликвидации прихватов);

максимальная -- предназначена для подъема незагруженного элеватора при СПО и выбирается и пределах 1,5 - 1,7 м/с в зависимости от кратности оснастки талевой системы. Ограничением скорости при этом являются два условия: обеспечение правильной упорядоченной укладки каната на барабан, нарушаемое при скорости движения тяговой струны каната при подъеме более 20 м/с, и возможность управления движущейся системой в процессе подъема (человеческий фактор) и обеспечение коэффициента заполнения тахограммы в рациональных пределах.

Для обеспечения достаточной производительности подъёмного комплекса подъём наиболее тяжелой бурильной колонны следует производить на скорости 0,4 - 0,5 м/с. Исходя из этой скорости рассчитывается мощность на крюке:

Примем при скорости м/с.



3. Расчёт параметров буровой лебедки

Мощность развиваемая на барабане

Мощность на барабане лебедки определяется по мощности на крюке с учетом веса подвижной части талевой системы и коэффициента полезного действия последней:

КПД талевой системы приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Параметры талевой системы

Оснастка талевой системы	КПД талевой системы
3х4	0,900
4х5	0,874
5х6	0,849
6х7	0,825
7х8	0,802

С учётом КПД самой лебёдки (который можно принять равным 0,9), мощность на входном валу лебёдки равна , что соответствует мощности лебёдки по ГОСТ 1693-89.

Диаметр и длина барабана

Диаметр и длина барабана обусловливают канатоемкость барабана и слойность его навивки.

Диаметр бочки барабана влияет на долговечность каната, вызывая большие изгибающие напряжения в проволоках каната при навивке его на барабан при СПО. Для уменьшения изгибающих напряжений в канате при расчетах выдерживается следующее соотношение:

где диаметр барабана, м.

Необходимо помнить, что чрезмерное увеличение диаметра барабана вызывает увеличение действующих моментов и веса лебедки, однако улучшает условия работы каната. В переделе диаметр не должен превышать диаметра шкива талевой системы.

Рассчитаем диаметр барабана по принятым соотношениям.

Примем .

Длина барабана определяется из следующих условий - чем больше длина барабана, тем меньше слоёв навивки каната на барабан и, следовательно, лучше условия эксплуатации каната. Однако, при чрезмерной длине барабана возникает разреженная навивка его при намотке от реборды барабана к центру. Поэтому длина барабана ограничивается условием:

где длина тяговой ветви каната, приблизительно равная высоте вышки (от оси барабана до оси канатных шкивов кронблока), м.

Высота вышки равна длине свечи плюс примерно 17 м.

По ГОСТ 1693-89 для установок 5 класса применяют свечи длиной 25, 27, 36 м.

Примем свечу из двух труб длиной по 12 м, т.е. свеча длиной 24 м и буровая вышка высотой 41 м.

С учетом многолетней практики предельное значение угла девиации а=1°.

Тогда максимальная длина барабана лебёдки:

м.

4. Расчёт параметров бурового ротора

Главным параметром ротора является диаметр проходного отверстия в столе ротора. Он определяется диаметром самого большого долота, пропускаемого через ротор с учётом необходимого зазора 30 - 50 мм.

Самым большим будет долото для бурения под кондуктор. Его диаметр 311,2 мм, тогда: буровой лебедка ротор крюк

Статическая грузоподъёмность ротора должна быть не меньше максимальной нагрузки на крюке, то есть:

.

Ротор должен иметь следующие скорости вращения:

При бурении под кондуктор:

об/мин.

При бурении под эксплуатационную колонну:

об/мин.

Определим мощность на столе ротора при бурении под каждую обсадную колонну, которая складывается из двух слагаемых:

где мощность на столе ротора, необходимая мощность для холостого вращения колонны, мощность на долоте при разрушении горной породы.



Таблица 3 - Коэффициенты искривления скважины

Угол искривления скважины, град.	0	4	7	13	22	30
Значения коэффициента «А»	18,8	26	32	37	44	50

С увеличением глубины забоя необходимая мощность для вращения колонны будет также возрастать, а мощность на долоте вследствие уменьшения его диаметра уменьшается. Значения этих мощностей определяются по формулам:

где А -- коэффициент искривления ствола скважины (табл. 2), удельный вес раствора, кН/м3; наружный диаметр бурильных труб, м; длина секции колонны труб, м; частота вращения стола ротора, об/мин; коэффициент, зависящий от типа долота, для шарошечных долот, а для лопастных долот ; коэффициент осевой нагрузки на долото, для мягких пород , для пород средней твердости , для твердых пород , для крепких и очень крепких пород ; диаметр долота, м.

Под кондуктор примем

Под эксплуатационную колонну примем

При бурении под кондуктор:

Мощность на холостое вращение колонны:

Мощность на долоте:

Мощность на столе ротора:

При бурении под эксплуатационную колонну:

Мощность на холостое вращение колонны:

Мощность на долоте:

Мощность на столе ротора:

Крутящий момент на столе ротора определится по формуле:

При бурении под кондуктор:

При бурении под эксплуатационную колонну:

Таким образом, ротор должен иметь параметры не менее:

об/мин;



5. Параметры вертлюга

Буровой вертлюг по своим параметрам должен отвечать следующим условиям:

Грузоподъёмность должна быть не менее грузоподъёмности талевой системы, т.е. для нашего примера

Скорость вращения ствола вертлюга соответствовать скорости вращения ротора, т.е. для нашего примера

об/мин.

Допустимое давление прокачиваемой жидкости не менее давления, развиваемого буровыми насосами, которое будет определено ниже.

Для уменьшения гидравлических потерь при прокачивании промывочной жидкости через ствол вертлюга, при прочих равных условиях, следует выбирать вертлюг с большим сечением канала в стволе вертлюга.



6. Расчёт параметров насоса

Производительность насоса определяется из двух условий - исходя из качественной очистки забоя от выбуренной породы и обеспечения выноса выбуренной породы на поверхность.

Для обеспечения качественной очистки забоя от выбуренной породы необходимо обеспечить удельную подачу на один квадратный дециметр площади забоя л/с дм2. Тогда подача насоса будет равна:

При бурении под кондуктор:

л/с.

При бурении под эксплуатационную колонну:

л/с.

Для обеспечения выноса выбуренной породы на поверхность:

где и - диаметр долота и наружный диаметр бурильных труб.

При этом скорость восходящего потока раствора в кольцевом пространстве при бурении под техническую и эксплуатационную колонну при бурении забойным двигателем должна быть не менее V = 0,5-0,6 м/с, а при роторном способе бурения V= 0,3-1,2 м/с. Для получения расхода в л/с в формулу все линейные размеры подставляем в дм.

При бурении под кондуктор:

л/с.

При бурении под эксплуатационную колонну:

л/с.

Окончательно примем подачу промывочной жидкости: л/с, л/с.

При бурении под кондуктор используем два насоса, работающих параллельно. При этом максимальная подача одного насоса будет равна 50 л/с.

Давление, развиваемое насосом, определяется для условий бурения скважины под эксплуатационную колонну. Оно складывается из потерь давления:

где потери давления в манифольде (стояк и манифольд, буровой рукав и вертлюг, ведущая труба), бурильных трубах, утяжеленных бурильных трубах, замковых соединениях, забойном двигателе, долоте и кольцевом пространстве.

Определим потери давления в обвязке буровой установки (манифольде):



где коэффициент потерь давления в манифольде, плотность бурового раствора, кг/дм3.

где коэффициент потерь давления в стояке,

коэффициент потерь давления в буровом рукаве и вертлюге;

; коэффициент потерь давления в ведущей трубе;

(см. приложение 3 ).

тогда:

Определим потери давления в бурильных трубах:

где длина колонны бурильных труб при бурении под эксплуатационную колонну.

проектная глубина бурения скважины,

м.

коэффициент потерь давления в бурильных трубах, который учитывается для двух секций бурильных труб разного диаметра. Для верхней секции , а для нижней секции , тогда:

Определим потери давления в утяжеленных бурильных трубах:

где коэффициент потерь давления в УБТ,

Определим потери давления в замковых соединениях:

где расстояние между замковыми соединениями, . С учетом наличия в колонне двух секций бурильных труб при определении коэффициента потерь давления в замковых соединениях необходимо рассматривать размер замков и их количество в каждой секции, коэффициент потерь давления в замковом соединении.

Определяем потери давления в долоте:

где суммарная площадь поперечных сечений промывочных отверстий долота, см2. Для долота диаметром , , тогда ,

Определяем потери давления в кольцевом пространстве:



где коэффициент потерь давления в кольцевом пространстве, ,

Развиваемое насосом давление:

Гидравлическая мощность, развиваемая насосом при бурении под эксплуатационную колонну равна (расчёт произведём в основных единицах системы СИ):

Каждый из двух буровых насосов должен иметь максимальную подачу не менее 50 л/с, развиваемое давление не менее 10,17 МПа и гидравлическую мощность не менее 305 кВт.



7. Подбор буровой установки

Все расчёты сведём в таблицу 4, в которой в первой колонке приведём данные по результатам расчёта, во второй колонке - данные по ГОСТ 16293-89 . В третьей колонке данные по конкретно выбранной буровой установке.

Выбираем буровую установку БУ-3900/225 ДЭП БМ.

Таблица 4 - Данные по подобранной буровой установке

Параметры	Параметры по расчёту	Параметры по ГОСТ 16293-89	Фактические параметры БУ-3900/225 ДЭП БМ
Допускаемая нагрузка на крюке, кН (Максимальная испытательная нагрузка на крюке, кН)	1998	2000	2250
Условный диапазон глубин бурения м	2727	2000-3200	3900
Наибольшая оснастка талевой системы	5х6	5x6	5х6
Диаметр талевого каната мм	28	28,32	28
Скорость подъема крюка при расхаживании обсадных колонн и ликвидации аварий, м/с	0,2	0,1 - 0,2	0,1-0,2
Скорость установившегося движения при подъеме незагруженного элеватора, м/с не менее	1,5-1,7	1,5	1,6
Мощность на приводном (входном) валу подъемного агрегата, кВт	624	550-670	900
Проходной диаметр стола ротора, мм	361,2	560	700
Мощность на приводном валу ротора, кВт, не более	128	370	370
Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, кН	1998	3200	3200
Момент, передаваемый столом ротора, кНм, не более	10,5	50	50
Число основных буровых насосов, не менее	2	2	2
Мощность привода бурового насоса, кВт	305	475, 600,750	950
Наибольшее давление на выходе насоса (в манифольде), МПа	10,17	25;32	32
Номинальная длина свечи, м	25;27;36	25;27;36	24-27

Как видно из таблицы 4 буровая установка БУ-3900/225 ДЭП БМ полностью удовлетворяет требованиям бурения скважины.



Список использованных источников

1. Айзуппе Э. А., Полячек Д. Н. Трубы нефтяного сортамента. Том 1. Трубы бурильные. Самара: ООО «Издательство Ас Гард», 2012. 284 с.

2. Папировский В. Л. Методические указания по выполнению курсовой работы «Подбор буровой установки для бурения скважин на заданном месторождении». Самара: СамГТУ, 2019. 30 с.

3. Параметры буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения (по ГОСТ 16293-89).

4. Коллектив авторов. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование/ под общей редакцией А.М.Гусмана и К.П.Порожского: Научное издание. Екатеринбург: УГГА, 2002. 592 с.

5. В.М.Валов О.Д.Даниленко И.И.Джафаров В.П.Ивановский В.Ф.Кузнецов Г.М.Саркисов А.Е.Сароян Г.А.Чеблаков. Инструкция по расчёту бурильных колонн. Москва: ВНИИТнефть, 1997. 156 с.

6. Шинкевич Г.Г., Колесников В.Г., Кузнецов В.Ф., Чеблаков Е.А., Сидоренко И.М., Глебов В.А. Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Руководящий документ, Москва. 1997. 99 с.

Размещено на Allbest.ru