|
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/с
|
| 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.
Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:
©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.
|