У нас: 141825 рефератів
Щойно додані Реферати
Тор 100
|
|
Дипломна робота - Проект бурових робіт з метою розвідки покладів нафти і газу у відкладах нижнього карбону та верхнього девону на Глинсько-Розишівському газоконденсатному родовищі Бориславського УБР 169
буріння під кондуктор і проміжні колони
Інтервал, м | Типорозмір труб | Група міцності матеріалу | Товщина стінки, мм | Довжина секції, м | Інтервал встановлення секції, м | Сумарна вага колони від (верх) | до (низ) 0 300 2100 | 300 2100 3850 | ОБТС1-273 ОБТС1-229 ОБТ-203 ТБВК-140 ТБВК-140 ОБТС1-254 ОБТС1-229 ОБТ-203 ТБВК-140 ТБВК-140 ТБВК-140 ОБТС1-229 ОБТС1-203 ТБВК-140 АНІ-127 ТБВК-140 | 38хН3МФА 38хН3МФА 36Г2С Д К 38хН3МФА 36Г2С 36Г2С Д К Л 38хН3МФА 36Г2С Д G-105 Л | 73 64,5 51,5 11 10 63,5 64,5 51,5 11 10 10 64,5 51,5 11 9,19 10 | 5 15 30 240 10 10 15 120 200 1100 655 10 165 200 2200 1275 | 300-295 295-280 280-250 250-10 10-0 2100-2090 2090-2075 2075-1955 1955-1755 1755-655 655-0 3850-3840 3830-3675 3675-3475 3475-1275 1275-0 | 221,5 1026,1 1591,9 2.5 Режим буріння Показники роботи долота в заданому інтервалі геологічного розрізу свердловини визначаються багатьма факторами: способом буріння, профілем свердловини, жорсткістю низу бурильної труби колони і її конструкцією, параметрами та властивостями бурового розчину, і інші. Проте, за час одного рейсу даного долота ми можемо регулювати тільки такими параметрами, як: осьове навантаження на долото, частота обертання долота, витрата бурового розчину і частково його властивості і параметри. Розрахунок параметрів режиму буріння проведемо для інтервалу 3850-4600 м Вихідні дані: свердловина – вертикальна; проектна глибина, м 4600 м; спосіб буріння – роторний; потужність приводу ротора, кВт 368; тип насосу У8-6МА2; долото типу ІІІ 215,9СЗ-ГВ; - густина бурового розчину, кг/м3 1560 Осьове навантаження на долото проектуємо виходячи із умови забезпечення питомого навантаження на одиницю діаметра долота: , (2.32) де - питоме навантаження на одиницю довжини діаметра долота, коливається в межах 300-100 кН/м, приймемо Так, як одержана величина осьового навантаження на долото не перевищує граничнодопустимого Gg=250 кН, а також врахувавши досвід буріння на даній площі приймаємо осьове навантаження на долото рівним Gg=190 кН Частоту обертання долота проектуємо виходячи з умови забезпечення мінімально-необхідного часу контакту зуба долота з розбурюваною породою і визначаємо за формулою: , об/хв. (2.33) де dш – діаметр шарошки по периферійному вінцю, визначається із співвідношення: (2.34) dш=0,2159/1,6=0,1349 м; Z – кількість зубів на периферійному вінці шарошки, залежить від твердості породи, для долота ІІІ 215, 9 СЗ-ГВ Z=17; tпр – мінімально-допустимий час контакту зуба долота з породою, змінюється в межах (3-8)10-3 с, в залежності від твердості породи, приймаємо tпр=710-3с об/хв. Кутову швидкість визначаємо за формулою: , с-1 (2.35) Враховуючи досвід буріння на даній площі, а також те, що спосіб буріння роторний приймаємо n=70 об/хв., тоді , с-1 Визначимо допустиму глибину буріння, враховуючи технічну характеристику ротора Р-560; виходячи із загальної потужності приводу: (2.36) де Wp – загальна потужність ротора, кВт; Wn – втрати потужності в поверхневому обладнанні, кВт; (2.37) де К1, К2 – дослідні коефіцієнти, К1=1100 Втс; К2=11 Втс кВт Wк – втрати потужності на обертання колони під час буріння, дана величина береться з попереднього підрозділу табл. , згідно якої Мкр=7856, тоді кВт кВт кВт Тоді допустиму глибину буріння визначаємо за формулою: (2,39) де l=1,16 Так, як 40082>4600 м, тому для буріння в інтервалі 3850-4600 м можна прийняти частоту 7,33 с-1. Продуктивність бурових насосів проектуємо виходячи із умов очистки вибою від вибуреної породи і виносу вибуреної породи на поверхню. Продуктивність бурових насосів згідно умови очистки вибою визначається за формулою: , (2.40) де q0 – питомий розхід бурового розчину, який коливається в діапазоні q0=0,57-0,65 м/с Приймаємо q0=0,64 м/с м3/с Продуктивність бурових насосів згідно умови виносу вибуреної породи визначаємо в закріпленому і незакріпленому інтервалах свердловини , (2.41) де Fкп – площа поперечного перерізу кільцевого простору, м2 Vg – швидкість руху бурового розчину в кільцевому просторі, яка повинна коливатись в межах Vв=0,7-1,3 м/с, приймаємо Vв=0,8 м/с м3/с м3/с Для подальших розрахунків приймаємо найбільше значення із отриманих Q=0,023 м3/с. По характеристиці насосу У8-6МА2 знаходимо, що при діаметрі циліндричних втулок 150 мм та коефіцієнті заповнення 0,9 Qн=0,0227 м3/с. Рн=22,3 МПа Визначимо фактичні значення q0 і Vв м/с м/с Перевіримо, чи буде забезпечуватись гідромоніторний ефект при запроектованій подачі бурових насосів (2.42) де Vт – швидкість струменя бурового розчину при виході з гідромоніторних насадок, при якій забезпечується гідромоніторний ефект (Vт=80-120 м/с); Fнас – сумарна площа насадок, м3. (2.43) де dн – діаметр насадки dн=0,01 м; n – кількість насадок. Q3=800,7850,0123=0,019 м3/с Отже, умова виконується. Гідравлічну потужність, що розвивають насосні установки, яка витрачається на подолання опору в окремих елементах циркуляційної системи та на створення необхідної потужності на гідромоніторний ефект в долоті визначаємо з загального балансу тиску за формулою: (2.44) Аналіз даної формули показує, що втрати тиску і циркуляційній системі, можна розділити на: залежні і незалежні від глибини свердловини: До незалежних відносять , , , і називають їх втратами в місцевих опорах. Втрати тиску в місцевих опорах можна знайти використовуючи залежності: - в обв’язці: ; (2.45) де ан, аст, аоб, ав – коефіцієнти втрат, що залежать від типу установки; - в долоті (2.46) Втрати тиску в інших елементах бурильної колони і кільцевому просторі залежить від глибини та режимів руху рідини. а) при турбулентному (2.47) де dеф – ефективний діаметр, м, для труб dеф= dвн, для кільцевого простору dеф=Dе-d3 (2.48) (2.49) л – коефіцієнт гідравлічного опору, який залежить від реологічних параметрів (2.50) де Re – число Рейнольдса (2.51) де з – пластична в’язкість, V – швидкість руху рідини, м/с (2.52) lз – відстань між замками, м; Dс – діаметр свердловини або внутрішній діаметр обсадної колони, м; dз – зовнішній діаметр бурильної колони, м; б) при ламінарному русі: (2.53) (2.54) (2.55) в трубах: (2.56) (2.57) (2.58) в кільцевому просторі: (2.59) (2.60) (2.61) Порядок розрахунку гідравлічних втрат тиску Визначаємо втрати тиску в обсязі циркуляційної системи за формулою; Знаходимо середню швидкість рідини в циркуляційному каналі за формулою; Визначаємо критичну швидкість, при якій наступає турбулізація потоку: , (2.62) , (2.63) де Е – коефіцієнт, який для труб рівний 2000, а для кільцевого простору 1500; F=373 – для труб, f=250 – для кільцевого простору. 4. Визначаємо режим руху рідини При V>Vкр – турбулентний, V<Vкр – ламінарний. 5. Визначаємо втрати тиску в замках і кільцевому просторі згідно формул 2.48; 2.49; 2.53; 2.54. Знаходимо сумарні втрати в циркуляційній системі. Порівнюємо визначені втрати тиску з допустимим тиском насоса при запропонованій витраті, якщо допустимий тиск на насосі є меншим за гідравлічні втрати, то діаметр гідромоніторних насадок уточнюємо за формулою: , (2.64) де , Рн - допустимий |