Сделай Сам Свою Работу на 5

Схема расположения технической колонны и долота

Расчет потерь давления в скважине при разной глубине.

Расчет потерь давления в трубах при глубине скважины 2100 м.

В СБТ:

м ; м/с;

Динамическое напряжение сдвига:

t0 = 8,5×10-3×rж-7=8,5×10-3×1180-7= 3,03 Па

Структурная вязкость ВПЖ:

h = 0,0045×t0 = 0,0045 × 3,03 = 0,013 Па×с.

м/с;

где = 0,017 – коэффициент гидравлического сопротивления;

2,4 – коэффициент местного сопротивления в замке;

3,6 см для кабеля сечением S = 10 ;

МПа

В УБТ:

м2; м/с;

МПа

Расчет потерь давления в забойном двигателе:

Для электробура Э 170/8 М

где a - коэффициент потерь давления.

МПа

Расчет потерь давления в долоте:

DР=a×Q2∙rж, где a - коэффициент потерь давления,

где mн = 0,9 – коэффициент расхода в промывочных отверстиях долота, м2,

f –площадь сечения промывочных отверстий долота;

Расчет потерь давления в кольцевом пространстве.

 

Расчет потерь давления против СБТ ; м/с;

Так как Re* < 2000, U < Uкр, то режим течения ламинарный

Параметр Сен-Венана:

где b = b(Sen) - коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана.

.

 

Расчет потерь давления против УБТ1 в обсаженной части: LУБТ1=12 м.

S= м ; U= м/с;

Так как U < U => ламинарный режим течения.

Параметр Сен-Венана:

;

,

Расчет потерь давления против УБТ2 в необсаженной части:

LУБТ2= LУБТ - LУБТ1 = 200 - 12 = 188 м

S= м ; U= м/с;

т.к. U < U => ламинарный режим течения.Параметр Сен-Венана:

;

.

где Dс – внутренний диаметр скважины, м;

d - наружный диаметр трубы, м;

 

Расчет потерь давления против забойного двигателя: S= м2; U= м/с;

т.к. U < U , = > ламинарный режим течения;

Параметр Сен-Венана:

;

Расчет потерь давления в замках СБТ:

Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы Таблица 3

Наимен. L, м D, м d, м S, м2 U, м/с (Sen) λ (β) ∆P, МПа
Трубное пространство
СБТ 0,114 0,096 0,0072 2,22 - 0,017 3,58
УБТ 0,146 0,0683 0,0037 4,32 - 0,017 3,01
ЗД - - - - - - 0,97
Долото - - - - - - - 1,61
Кольцевое пространство
СБТ 0,203 0,114 0,022 0,73 28,4 0,56 0,46
УБТ1 0,203 0,146 0,016 13,29 0,39 0,007
УБТ2 0,215 0,146 0,020 0,8 20,1 0,49 0,07
ЗД 0,215 0,170 0,0136 1,18 1942,37 0,029 0,01
Долото - - - - - - - -
Замки СБТ 0,203 0,114 (0,155) - - - - 0,02
∑9,737  

 

Расчет потерь давления в поверхностной обвязке:

Квадрат:

D=114 мм, d=74 мм,

а=1,8×105 ,

DР= а×Q2×rж=1,8×105×0,0162×1180=0,054 МПа.

Вертлюг:

d=65 мм,

а=1,1×105 ;

DР= а×Q2×rж=1,1×105×0,0162×1180=0,033 МПа.

Шланг:

d=63,5 мм,

а=2,93×105 ,

DР= а×Q2×rж=2,93×105×0,0162×1180=0,088 МПа.

Стояк:

D=114 мм,

а=3,35×105 ,

DР= а×Q2×rж=3,35×105×0,0162×1180=0,101 МПа.

Манифольд:

D=114 мм,

а=13,2×105 ,

DР= а×Q2×rж=13,2×105×0,0162×1180=0,399 МПа.

Результаты вычислений заносим в таблицу 4 .

 

Таблица 4

Часть обвязки DР, МПа
Квадрат 0,054
Вертлюг 0,033
Шланг 0,088
Стояк 0,101
Манифольд 0,399
SDP 0,675

 

Сумма потерь давлений в скважине при бурении с расходом 0,016 м3/с, плотностью 1180 кг/м3 на глубину 2100 м равна:

SDP = SDPТ + SDPПО = 9,737 + 0,675 = 10,412 МПа

Выбор насоса

Выбираем насос, рабочее давление которого [Р] при di – диаметре втулок удовлетворяет условию: Рн > SDРi,

где Рн- давление насоса, МПа;

Количество насосов определяется условием: SQн > Q,Qн – фактическая производительность насоса, м3/с.

В справочной литературе чаще всего указывается теоретически возможная производительность насоса Q; фактическая производительность насоса Qн, как правило, меньше и определяется в основном условиями всасывания.

При работе на всасывание К = Qн /Q = 0,8…1.

Фактическую производительность насоса Qф примем: Qн=Q.

Расход промывочной жидкости и условия выбора насоса.

По нашим расчетам: Qн ≥ 16 л/с, Рн ≥ 10,412МПа.

По этим условиям выбираем насос БРН-1 с диаметром втулок: dвт1=130мм; dвт2=140мм; dвт3=150мм. Паспортная характеристика бурового насоса БРН-1 приведена в таблице 5.

 

 

Паспортная характеристика бурового насоса БРН-1

 

Таблица 5

Диаметр втулки, мм Давление Рн, МПа Подача Qн, 10-3, м3
20,0 15,0
16,9 17,8
14,0 20,8

Построение НТС - номограммы и определение режима работы насосов.

НТС - номограммой называется график совмещенных гидравлических характеристик насоса, гидравлического (электрического) забойного двигателя и скважины. Гидравлической характеристикой производительности насоса называется зависимость его производительности, допустимого давления от диаметра втулок в координатах Р-Q.

Гидравлической характеристикой скважины называется зависимость потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, включая потери в долоте, от расхода промывочной жидкости и глубины скважины.

Полученные результаты заносятся в таблицу 6.

Таблица 6

Диаметр втулки, мм Подача, л/с Давление в скважине ∆Р, МПа при глубине H, м
15,0 3,98 5,43 6,7
17,8 4,73 6,44 7,95
20,8 5,53 7,53 9,3

 

НТС - номограмма

 

Из НТС – номограммы видно, что бурение целесообразно вести насосом

БРН-1 с диаметром втулки dвт3 = 150 мм. При работе с dвт2=140 мм и dвт4=130 мм остается запас давления. Суммарный перепад давления в скважине во всех случаях не превышает возможности насоса.

9. Мероприятия по совершенствованию гидравлической программы.

Оптимальным считается тот режим бурения, при котором к забою подводится наибольшая гидравлическая мощность, и в то же время выполняются требования по выносу шлама на поверхность, недопущению гидроразрыва пород на стенках скважины, минимизация дифференциального давления.

Повышения показателей бурения можно достичь также регулированием плотности и расхода промывочной жидкости в процессе долбления. Во время бурения давление в скважине возрастает на величину DP, что эквивалентно увеличению плотности жидкости. Для поддержания давления в скважине при бурении на том же уровне, что и при остановке бурения, плотность жидкости при этом должна быть r’=r - DP/g∙H. Таким образом, если после начала циркуляции уменьшить плотность промывочной жидкости на величину DP/g∙H, а перед окончанием долбления вновь перейти на промывку раствором прежней плотности, можно большую часть долбления провести при меньшей величине дифференциального давления и тем самым повысить показатели бурения.

 

 

Список литературы

1. Методические указания «Расчёт гидравлической программы проводки скважин». – Уфа: УГНТУ, 2003.- 23 с.

2. Методические указания «Гидравлические расчёты в бурении». – Уфа: УГНТУ, 2003.- 26 с.

3. Иогансен К. В. «Спутник буровика» - М.: Недра, 1990.-303 с.

 



©2015- 2017 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.