використовують гідравлічний радіус.
Отже, формула матиме вигляд:
(4.1)
Визначимо режим течії рідини в кільцевому перерізі
(4.2)
Швидкість в кільцевому перерізі визначимо за формулою:
(4.3)
Гідравлічний радіус в кільцевому перерізі буде рівний
(4.4)
Визначимо кінематичну в’язкість через динамічну в’язкість рідини:
Тоді число Рейнольда буде рівне
Так як, Re>Reкр, то режим течії турбулентний. Визначимо зону тертя для турбулентної течії
Ми бачимо, що Reкр<Re<Re’, то це буде зона гладкостінного тертя. Скористаємось формулою Юліуса-Пладіуса для знаходження коефіцієнта гідравлічного опору.
(4.5)
Тепер знайдемо втрати в кільцевому перерізі
За аналогією розрахуємо втрати тиску для інших діаметрів.
Якщо d=130 мм, то
Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя
Якщо d=140 мм, то
Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя
Якщо d=150 мм, то
Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя
Якщо d=160 мм, то
Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя
Якщо d=170 мм, то
Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя
Таблиця 1
Дд
мм | Q
м3/с | d
мм | Бурильні труби | Кільцевий переріз
V, м/с | Зона тертя | л | Др, МПа | Vкп, м/с | Зона тертя | л | Др, МПа
269,9 | 36,4·
10-3 | 120
130
140
150
160
170 | 3,22
2,742
2,365
2,059
1,810
1,604 | Змішаного тертя | 0,0222
0,0225
0,0227
0,0230
0,0233
0,0236 | 3,70
2.51
1,75
1,25
0,89
0,67 | 3.70
2,51
1,75
1,25
0,89
0,67 | Гладкостінного тертя | 0,0282
0,0283
0,0285
0,0287
0,0304
0,0290 | 0,228
0,269
0,322
0,392
0,489
0,625
5. Побудова графічної залежності Др=f(d) та вибір
оптимального теоретичного діаметру труб
На основі отриманих даних з пункту 3 та 4, які ми звели в таблицю, побудуємо графік залежності Др=f(d). По вісі ординат ми відкладаємо втрати тиску в бурильних трубках та в кільцевому перерізі (в залежності від масштабу), а по вісі абсцис відкладаємо припущені діаметри бурильних труб. Ми побудували два гіперболоїдних графіка на перетині яких і отримуємо оптимальний теоретичний діаметр бурильних труб.
Так, як ми припускалися не тільки діаметром бурильних труб, а і витратою рідини, а розрахунок ми провели тільки для однієї витрати рідини, то розрахунок втрат тиску доцільно вести з використанням ПЕОМ. В цьому випадку один з циклів буде “d”, а другий “Q”. Вирахувавши витрату промивної рідини, розширюють діапазон діаметрів бурильних труб шляхом зміни Q в межах (0,75ч1,25) Qmin з сталим кроком,, запрограмувавши другий цикл по “Q” в кількості 5-7 кроків.
В результаті розрахунків та побудови отримуємо сімейство кривих 5-7 точок перетину, що і будуть окреслювати область оптимальних теоретичних діаметрів для одного діаметру долота. Маючи товщину стінки труби вираховуємо діаметр
dд=dтеор-2д
З графічної залежності ми отримаємо, що
dтеор=170 мм, тоді
dд=170-2·8=154 мм
Рис. 2
Схема залежності втрат тиску від діаметру
6. Встановлення дійсного діаметру бурильних труб та визначення параметрів нагнітання бурового насоса (рн і Q) для буріння в інтервалі
Н1-Н2
З навчального практикуму з курсу “Гідравліка і гідропривід” до курсового проектування для студентів спеціальностей:
7.090304 – Видобування нафти і газу;
7.090306 – Буріння
на сторінці 107 з додатку 9 виберемо стандартний дійсний діаметр бурильних труб:
ГОСТ 632-80, d=150,5, д=8,9 мм, D=168 мм
Подальші розрахунки ми будемо вести за цим діаметром.
Щоб визначити параметри роботи насосу, для цього задаються маркою бурового насоса, вибирають режим його роботи, який би був за величиною витрати рідини ближнім меншим до вирахуваного у попередньому пункті роботи. Знаючи інтервал буріння – це між пластовим, який схильний до нафтогазопроявів (початок інтервалу буріння) та пластовим, який схильний до гідро розриву (кінець інтервалу), вираховують втрати тиску.
Використаємо насос У8-4 з продуктивністю Q=35,5 л/с, б=0,9, максимальний тиск нагнітання рн=9,5 МПа.
Втрати тиску будуть складатися з лінійних втрат, втрат на місцеві опори, втрат в кільцевому перерізі та гідростатичного тиску
Др=Дрл.+Дрмо+ргідр+Дрк.п. (6.1)
Ргідр=grad рл·(Нгр-Ннгп)
Тоді,
Др=1,05Дрл+ргідр+Дрк.п.
Визначимо швидкість бурового розчину
Знайдемо режим течії в трубах
Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя
Для кільцевого перерізу
Режим течії для кільцевого перерізу
Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя
тоді
Ми бачимо, що при заданому втрати тиску менші ніж допустимий тиск нагнітання, тобто цей насос нас повністю задовольняє.
7. Перевірити, чи забезпечується транспортування
вибурених частинок породи на поверхню.
Швидкість течії вихідного потоку нафти не повинна бути менше критичної.
Критична швидкість – це швидкість течії нафти, при котрій тверді частинки породи знаходяться в завислому стані (тобто не рухається вгору, але і не осідають вниз).
R
W
V0 G
Рисунок 3.
При середній швидкості вихідного потоку V0. густина рідини сн і твердої частинки породи сп критичну швидкість визначають з умови
R-G+W=0
де:
R – Архімедова сила, Н
G – сила тяжіння, Н
W – сила опору, Н
Архімедова сила визначається з рівняння:
R=снgVн
Сила тяжіння
G=спgVп
Сила опору
S – площа міделевого перерізу, м2
Сх – коефіцієнт опору частинки при обтіканні рідиною
Vп – об’єм частинок породи, м3
Зведемо всі отримані рівняння в одне
Звідси критична швидкість буде рівна
Приймемо коефіцієнт опору частинки при обтіканні рідиною рівним Сх=0,09
Густина породи сп=2600 кг/м3
Об’єм частинки породи знайдемо за формулою:
Площу міделевого перерізу знайдемо, як
тоді,
Зрівнюючи V і V0, бачимо, що винесення частинок породи потоком рідини забезпечується, так як V0<V(0,318<1,012). В іншому випадку необхідно скоректувати швидкість за рахунок товщини стінки бурильних труб, величину коефіцієнта опору Сх, зменшення діаметру бурильних труб.
Висновок
В даній курсовій роботі ми вибрали оптимальний діаметр бурильних труб (D=168 мм, д=8,9 мм, d=1505, мм) та визначили параметри і марку бурового насоса при заданих умовах, який забезпечить циркуляцію бурового розчину та винос (транспортування) вибурених частинок породи на поверхню.
Список використаної літератури
Навчальний практикум з курсу “Гідравліка і гідропривід” до курсового проектування для студентів спеціальностей:
7.090304 – Видобування нафти і газу;
7.090306 – Буріння
Навроцький П. І., Сухін Є. І. “Технічна механіка рідин”, - К., 1999 р.