Описание технологической схемы подготовки и очистки бурового раствора
Содержание
1. Роль циркуляционной системы в строительстве скважин и
актуальность вопросов ее расчета и выбора оборудования
. Расчет и выбор типоразмеров секций обсадных труб
. Выбор буровой установки
. Технические характеристики буровой установки
.1 Устройства для приготовления и утяжеления буровых
растворов
.2 Очистные устройства циркуляционной системы
.3 Всасывающие линии и манифольд
. Описание технологической схемы подготовки и очистки
бурового раствора
. Выбор долот, ЗД, УБТ, БТ для бурения обсадных колонн
. Расчёт расхода, потерь давления, мощности буровых насосов
. Вывод о резерве производительности буровых насосов
. Определение диаметров поршней насосов
. Расчет фактической мощности привода с учетом КПД насосов и
трансмиссии
Заключение по проекту
Список используемой литературы
1. Роль циркуляционной системы в строительстве скважин и актуальность
вопросов ее расчета и выбора оборудования
Циркуляционная система буровых установок включает в себя наземные
устройства и сооружения, обеспечивающие промывку скважин путем многократной
принудительной циркуляции бурового раствора по замкнутому кругу: насос - забой
скважины - насос. Многократная замкнутая циркуляция дает значительную
экономическую выгоду благодаря сокращению расхода химических компонентов и других
ценных материалов, входящих в состав буровых насосов. Важно также отметить, что
замкнутая циркуляция предотвращает загрязнение окружающей среды стоками
бурового раствора, содержащего химически агрессивные и токсичные компоненты.
Циркуляционные системы буровых установок состоят из взаимосвязанных
устройств и сооружений, предназначенных для выполнения следующих основных
функций: приготовления буровых растворов, очистки бурового раствора от
выбуренной породы и других вредных примесей, прокачивания и оперативного
регулирования физико-механических свойств бурового раствора. В состав
циркуляционной системы входят также всасывающие и напорные линии насосов,
емкости для хранения раствора и необходимых для его приготовления материалов,
желоба, отстойники, контрольно - измерительные приборы. Циркуляционные системы
монтируются из отдельных блоков, входящих в комплект поставки буровых
установок. Блочный принцип изготовления обеспечивает компактность
циркуляционной системы и упрощает ее монтаж и техническое обслуживание.
Важнейшие требования, предъявляемые к циркуляционным системам буровых
установок, - качественное приготовление, контроль и поддержание необходимых для
данных геолого-технических условий состава и физико-механических свойств
бурового раствора. При выполнении этих требований достигаются высокие скорости
бурения и в значительной мере предотвращаются многие аварии и осложнения в
скважине.
2. Расчет и выбор типоразмеров секций обсадных труб
Дано:
Н = 500 м (расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне)
h =
290 м (высота эксплуатационного горизонта)
Другие обсадные колонны:
Техническая 245
Кондуктор
Направление
Плотность бурового раствора при бурении эксплуатационной колонны -
При бурении технической колонны -
При бурении остальных колонн -
Длина колонны
Запас прочности по наружному давлению:
· для труб эксплуатационного горизонта - [] = 1,3
· для остальных секций - [S ] = 1,0
Наружное давление на глубине:
Критическое давление
А) расчетное
Б) табличное
(Сароян А.Е. приложение 3, стр. 473)
Трубы I секции: 168 ×
10,6 D
Длина I-ой секции
Вес труб I-ой секции
Глубина спуска труб II-ой
секции:
Наружное давление на глубине:
Критическое давление:
А) Расчетное:
Б) табличное
(Сароян А.Е.приложение 3, стр. 473)
Трубы II-ой секции: 168Ч8,9 D
Принимаем трубы I
секции 168 Ч 7,3 D
Критическое давление
(Сароян А.Е. приложение 3, стр. 473)
Предельная глубина спуска труб III секции
Длина II секции l2 = L2 - L3 = 2910 - 2408 = 502 м
Вес труб II секции
Запас прочности на растяжение от собственного веса [K] = 1,3 (табл. VI.2 стр. 98 )
(приложение 4, стр. 476)
=1,3
Длина труб III секции из
расчета на растяжение
Вес труб III секции
Трубы IV секций 168×8,9
D
Длина труб IV
секции
=344,331 H
Трубы V секций 168×10,6
D
(Сароян А.Е.приложение 4, стр. 476)
Длина труб V секции
=404,17 H
Трубы VI секции 168Ч12,1 D
(Сароян А.Е.приложение 4, стр. 476)
Длина труб VI секции
Принимаем длину труб VI
секции:
Вес колонны:
3. Выбор буровой установки
Цель расчета: по полученной нагрузке выбрать буровую установку и ее
класс.
Определим максимальную нагрузку на крюк от обсадных труб:
По допускаемой нагрузке и условной глубине бурения выбираем буровую
установку:
Выбираем буровую установку БУ3000ЭУ - 1.
Допускаемая нагрузка на крюке: 2000 кН.
Условная глубина бурения: 3200 м.
Буровые установки БУ3000ЭУ-1 распространены в нефтегазодобывающей
промышленности. К этим установкам идет комплект основного оборудования: талевые
механизмы, вертлюги, роторы, лебедки, буровые насосы, приводы лебедки, ротора и
буровых насосов.
4. Технические характеристики буровой установки
Таблица 1. Техническая характеристика буровой установки БУ3000ЭУ - 1
Допускаемая
нагрузка на крюке, кН
|
2000
|
Условная
глубина бурения, м
|
3200
|
Общая
установочная мощность, кВт
|
1900
|
Наибольшая
оснастка талевого механизма
|
|
Диаметр
талевого каната, мм
|
28
|
Привод буровой
установки
|
Переменный ток
|
Привод лебедки,
ротора, насосов
|
смешанный
|
Двигатели в
приводе: - лебедки - насосов - ротора
|
АКБ-13-62-8
СДЗБ-13-52-8 АКБ-13-62-8
|
Лебедка
|
ЛБУ - 1200 КА
|
Мощность
лебедки, кВт
|
645
|
Число скоростей
подъема
|
6
|
Буровой насос
|
ЧУНБТ - 950
|
Число насосов
|
2
|
Мощность
насоса, кВт
|
630
|
Наибольшее
давление на выходе из насоса, МПа
|
32
|
Наибольшая
идеальная подача насоса
|
0,046
|
Ротор
|
УР - 700
|
Диаметр
проходного отверстия в столе ротора, мм
|
700
|
Мощность
привода ротора, кВт
|
368
|
Статическая
грузоподъемность ротора, т
|
320
|
Число скоростей
ротора
|
|
Вертлюг
|
УВ - 250
|
Статическая
грузоподъемность вертлюга, т
|
250
|
Вышка
|
ВМА - 45 - 200
|
Полезная высота
вышки, м
|
45
|
Грузоподъемность
вышки, т
|
200
|
Кронблок
|
УКБА - 6 - 200
|
Грузоподъемность
кронблока, т
|
200
|
Наружный
диаметр шкивов, мм
|
1000
|
Талевый блок
|
УТБА - 5 - 200
|
Грузоподъемность
талевого блока, т
|
170
|
Наружный
диаметр шкивов, мм
|
1000
|
Дизель -
генераторная станция
|
ТМ3 - ДЭ - 104
- С3
|
Мощность
станции, кВт
|
|
Компрессоры: -
с дизельным приводом - с электрическим приводом
|
К - 5М КСЭ -
5М
|
Давление
воздуха, МПа
|
0,8
|
Подача,
приведенная к условиям всасывания,
|
0,0835
|
Средства
механизации и автоматизации: - подачи инструмента - спуско-подъемных операций
|
ТЭП - 4500 АСП
- 3М1 ПКР - 560 АКБ - 3М2
|
Вспомогательный
тормоз
|
ТЭП - 4500
|
Масса комплекта
поставки, т
|
-
|
4.1 Устройства для приготовления и утяжеления буровых растворов
Устройства для приготовления и утяжеления буровых растворов по принципу
действия делятся на механические и гидравлические. В связи с возрастающим применением
порошкообразных материалов в последние годы преимущественное распространение
получили гидравлические устройства. По сравнению с механическими глиномешалками
они обладают более высокой производительностью, обеспечивают необходимое
качество буровых растворов и экономное расходование материалов для их
приготовления. Положительно зарекомендовали себя гидроэжекторные смесители
блоков приготовления бурового раствора (БПР).
Выносной гидроэжекторный смеситель представляет собой струйный аппарат, в
котором для образования гидросмеси порошкообразных материалов используется
кинетическая энергия жидкости. Буровые насосы под давлением не более 4 МПа
нагнетают жидкость по трубе в сопло смесителя, снабженного сменными штуцерами
диаметром 30 мм для работы с глинопорошками и диаметром 20 мм для работы с
утяжелителями. Вследствие сужения струи скорость жидкости в сопле
увеличивается, а давление падает. Из сопла жидкость с пониженным давлением
поступает в камеру всасывания.
В результате создаваемого разряжения в камеру всасывания из силоса 1 по
шлангу засасывается порошкообразный материал, который увлекается жидкостью в
камеру смешения и далее в конически расходящийся насадок (диффузор). При
прохождении по диффузору скорость потока уменьшается, а давление возрастает и полученный
раствор по патрубку сливается в приемную емкость циркуляционной системы. За
один цикл смешения плотность раствора возрастает на 0,3-0,35 г/см3.
При недостаточной плотности полученного раствора проводится повторное смешение.
Гидроэжекторный смеситель имеет относительно низкий к.п.д., однако обладает
вышкой надежностью благодаря отсутствию подвижных частей.
Блоки для приготовления бурового раствора рассчитаны для работы с
бестарными и затаренными глинопорошками. Основная масса глинопорошков
доставляется автоцементовозами и под действием сжатого воздуха перегружается по
трубе в силос. Перед подачей в гидроэжекторный смеситель порошкообразные
материалы разрыхляются воздухом, нагнетаемым в силос по аэродорожкам системы
аэрирования 5. Избыточный воздух выносится в атмосферу через фильтр,
установленный на крышке силоса. Нижняя часть силоса имеет конусообразную форму
и снабжена разгрузочным устройством, регулирующим подачу материала в
гидроэжекторный смеситель. Материалы, использу емые в небольших количествах,
доставляются в затаренном виде и засыпаются в воронку, из которой поступают в
камеру смешения гидроэжектора. Воронка снабжена разгрузочным клапаном для
регулирования подачи материала.
В циркуляционной системе буровых, установок применяются блоки БПР-70 и
БПР-40. Блоки БПР-70 имеют цельнометаллические силосы с пневматическим
разгрузочным устройством. В блоках БПР-40 силосы имеют телескопическую
конструкцию. В транспортном положении верхняя часть силоса опускается и
благодаря этому облегчается перевозка всего блока. В рабочем положении верхняя
часть силоса под действием сжатого воздуха поднимается и закрепляется
фиксаторами.
Основные технические данные блоков приготовления бурового раствора:
Таблица 2
Модель блока
|
БПР-70
|
БПР-40
|
Пропускная
способность установки, м3/ч:
|
|
|
при
приготовлении бурового раствора из глинопорошков
|
100
|
60
|
при утяжелении
бурового раствора
|
50 - 100
|
30 - 60
|
Плотность
приготовляемого раствора, г/см3
|
|
|
из бентонитовых
глинопорошков
|
1,05 - 1,08
|
из местных
глинопорошков
|
1,02 - 1,3
|
утяжеленного
|
1,3 - 2,3
|
Тип силосов
|
Цельный
|
Телескопический
|
Объем силоса,
м3
|
35
|
20
|
Число силосов в
блоке
|
2
|
2
|
Способ загрузки
силосов порошками
|
Пневматический
|
Смесительное
устройство
|
Гидроэжектор
|
Давление
жидкости на входе эжектора, МПа
|
2 - 2,5
|
Габариты блока,
мм:
|
|
|
длина
|
6300
|
7500
|
ширина
|
3300
|
2800
|
высота в
рабочем положении
|
8000
|
7200
|
высота в
транспортном положении
|
8000
|
4000
|
Подача буровых насосов, л/с 16 20 24 28 32 38
Диаметр насадок, мм 11-12 12-13 14 14-15 15-16 17
Техническая характеристика диспергатора ДГ-1
Рабочее давление, МПа 12-15
Подача по готовому буровому раствору, м3/ч 15-20
Диаметр насадок, мм 9, 11, 13, 16
Масса, кг 76
В приемных емкостях циркуляционной системы устанавливают гидравлические и
механические перемешиватели, обеспечивающие равномерное распределение
компонентов бурового раствора и предотвращающие его расслоение.
Гидравлический перемешиватель 4УПГ имеет ручное управление поворотом
ствола в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Перемешиватели типа ПГ в
отличие от 4УПГ снабжены устройством для фиксации направления струи.
Техническая характеристика гидравлических перемешивателей
Тип перемешивателя ПГС4 УПГ ПГ
Наибольшее рабочее давление, МПа 4 4 6
Диаметр насадки, мм 20, 25, 30, 40 16, 20, 30, 40 20, 25, 30
Объемная подача, л/с - 15-20 -
Высота, мм 1777 2200 2000
Масса, кг 38 33,5 23,8
Мешалка располагается на небольшом расстоянии от дна емкости и при
вращении создает потоки, перемешивающие буровой раствор и препятствующие
осаждению утяжелителей. Турбинно-пропеллерные мешалки в перемешивателях ПЛ
создают перекрестные потоки, усиливающие перемешивание бурового раствора.
Лопастные мешалки, применяемые в перемешивателях ПМ, обладают менее эффективным
действием.
Таблица 3. Техническая характеристика механических перемеишвателей
Тип
перемешивателя
|
ПЛ1
|
ПЛ2
|
ПМ
|
Мощность
привода, кВт
|
5,5
|
3
|
5,5
|
Частота
вращения мешалки, об/мин
|
130
|
60
|
45
|
Диаметр
мешалки, мм
|
700
|
1240
|
750
|
Тип мешалки
|
Турбинно-пропеллерная
|
Лопастная
|
Число лопастей
|
3×4
|
6×6
|
6
|
Габариты, мм
|
700×1320×2700
|
1240×1320×2700
|
1430×950×3260
|
.2 Очистные устройства циркуляционной системы
Очистка буровых растворов осуществляется путем последовательного удаления
крупных и мелких частиц выбуренной породы и других примесей, содержащихся в
поступающем из скважины буровом растворе.
На вибрационных ситах частицы выбуренной породы просеиваются через сито
под действием вибраций, которые создаются эксцентриковым либо инерционным
вибратором. Привод вибратора состоит из электродвигателя и клиноременной
передачи. В последние годы преимущественно распространены инерционные
вибраторы, позволяющие сравнительно просто регулировать амплитуду колебаний
путем изменения положения дебалансов. Частицы бурового раствора, превышающие
размеры ячеек сетки вибросита, оседают на ней и по транспортному желобу
сбрасываются в отвал (шламовый амбар). Очищенный раствор, пройдя через ячейки
сетки, поступает в приемные емкости циркуляционной системы.
По числу вибрирующих рам различают одинарные, сдвоенные и строенные
вибросита с одно-, двух- и трехъярусными горизонтально либо наклонно
расположенными ситами. Вибрирующие рамы комплектуются индивидуальными
вибраторами и выравнивателями для равномерного распределения раствора по ширине
сита. В многоярусных виброситах буровой раствор из скважины поступает на верхнее
сито с более крупными ячейками, а затем на нижние с меньшими ячейками. В
результате возрастает производительность на единицу поверхности сита и
одновременно уменьшается его износ.
Пропускная способность и глубина очистки бурового раствора зависят от
световой поверхности и размера ячеек сетки. Наибольшую световую поверхность
имеют плетеные сетки из стальных проволок либо капроновых нитей. Долговечность
сетки зависит от износостойкости и коррозионно-усталостной прочности
используемых проволок и нитей, а также от равномерности натяжения сетки в
вибрирующей раме. С увеличением толщины проволок возрастают их прочность и
износостойкость. Однако при этом уменьшается световая поверхность сетки и
соответственно пропускная способность вибросита.
К вибрирующей раме сетка крепится при помощи кассеты либо двух барабанов,
расположенных по концам рамы. На один из барабанов сетка наматывается с запасом
длины, используемым для перепуска поврежденных при эксплуатации участков
рабочей поверхности сетки. Кассетное крепление обеспечивает равномерное
натяжение сетки в продольном и поперечном направлениях. Волнистость рабочей
поверхности сетки и неплотное его примыкание к вибрирующей раме приводят к
преждевременным повреждениям. Вибросита лучших образцов позволяют полностью очистить
буровые растворы от частиц размером более 0,125 мм и удалить и удалить при этом
50%, выбуренной породы.
Таблица 4. Техническая характеристика вибросит
Тип вибросита
|
ВС-1
|
ВС-2
|
Минимальный
размер полностью удаляемых частиц, мм
|
0,16
|
0,16
|
Максимальная
пропускная способность (в м3/с) при размере ячеек 0,16×0,16
мм и промывке:
|
|
|
водой
|
0,038
|
0,028
|
утяжеленным
раствором плотностью не ниже 1,6 г/см3
|
-
|
0,015
|
Число
вибрирующих рам
|
1
|
1
|
Число сит
|
2
|
2
|
Расположение
сит
|
Последовательное,
горизонтальное и наклонное
|
Двухъярусное
горизонтальное
|
Рабочая
поверхность (в м2) при ширине сита 1000 и 1300 мм:
|
|
|
первого
(верхнего) яруса
|
1,8/2,67
|
1,4/2
|
второго
(нижнего) яруса
|
-
|
1,4/2
|
Тип вибратора
|
Инерционный
|
Частота
вибраций, мм
|
18,9
|
Амплитуда
вибраций, мм
|
3,5
|
4
|
Мощность
электродвигателя, кВт
|
3
|
4
|
Габариты, м
|
3×1,85×1,64
|
3×2,2×1,8
|
Масса, т
|
2,2
|
3
|
Последующая более тонкая очистка буровых растворов осуществляемся
гидромеханическим способом. Для этого в песко- и илоотделителях применяются
конические гидроциклоны.
Рис. 1. Пескоотделитель ПГ-50
В циркуляционной системе современных буровых установок применяются
пескоотделители ПГ-50 и илоотделители ИГ-45.
Пескоотделители ПГ-50 (рис. 1) состоят из четырех гидроциклонов диаметром
150 мм, расположенных в один ряд.
В илоотделителях ИГ-45 используются шестнадцать гидроциклонов диаметром
75 мм, расположенных в два ряда. Гидроциклоны, используемые в ПГ-50 и ИГ-45, в
основном различаются размерами одноименных деталей. Корпус гидроциклонов имеет
разъемную конструкцию и состоит из силуминовых литых цилиндра, конуса и обоймы
для шламовой насадки. Для предохранения от износа и коррозии внутренние
поверхности корпуса, контактирующие с буровым раствором, покрывают резиновым
чехлом. Насадки изготовляют из износостойких сталей и сплавов.
Гидроциклоны 2 (см. рис. 1) устанавливают на сварной раме 3. Буровой
раствор поступает в гидроциклоны из общего коллектора 5. Очищенный раствор по
отводам 6 поступает в сливной коллектор 1. Частицы выбуренной породы и других
примесей поступают из гидроциклонов в общий шламосборник 4, в донной части
которого установлена труба 7 для выгрузки шлама.
Таблица 5. Техническая характеристика гидроциклонных песко- и
илоотделителей
|
ПГ-50
|
ИГ-45
|
Пропускная
способность, л/с
|
45
|
Давление на
входе в гидроциклон, МПа
|
0,2 - 0,3
|
0,2 - 0,3
|
Размер частиц
плотностью 2,5 г/см3, удаляемых из бурового раствора, мм:
|
|
|
при 100%-ном
извлечении
|
0,08
|
-
|
при 90%-ном
извлечении
|
-
|
0,05
|
Диаметр
гидроциклона, мм
|
150
|
75
|
Число гидроциклов
|
4
|
16
|
Габариты, м
|
1,31×0,7×1,25
|
2,46×0,95×1,5
|
Масса, т
|
0,26
|
0,33
|
Центрифуги предназначены для извлечения тонкодисперсных частиц
утяжелителя ив буровых, растворов. Основная рабочая часть центрифуги - барабан
(ротор) с дырчатыми фильтрующими стенками, вращающийся в неподвижном кожухе.
Разделение твердых частичек в центрифуге происходит под действием центробежных
сил. Крупные частицы выбрасываются через отверстия в стенке барабана и
накапливаются в кольцевом пространстве между кожухом и барабаном. Очищенный
раствор поступает в сливную горловину, расположенную под барабаном центрифуги.
Возможности разделения увеличиваются с повышением частоты вращения барабана
центрифуги.
.3 Всасывающие линии и манифольд
Очищенный буровой раствор посредством подпорных насосов либо
самовсасыванием подается из приемных резервуаров циркуляционной системы в
буровые насосы. Всасывающим трубопроводом или линией всасывания называют
участок трубопровода, по которому подводится раствор из опорожняемой емкости к
насосу.
Манифольдом или линией нагнетания называется участок трубопровода между
буровым насосом и вертлюгом, по которому буровой раствор подается в бурильную
колонну. Буровые насосы, входящие в комплект циркуляционной системы, имеют
индивидуальные всасывающие линии и общий манифольд. Реже при небольшом удалении
от оси скважины буровые насосы снабжаются индивидуальными манифольдами.
Отводы состоят из набора трубных секций и переходных колен, необходимых
для соединения нагнетательного патрубка насоса с распределителем. На отводах
устанавливают задвижки для слива бурового раствора, а также манометры с
предохранительным устройством. Задвижки распределителя служат для подачи
бурового раствора в скважину либо в перемешивающие и очистные устройства
циркуляционной системы.
Трубная обвязка вышечного блока состоит из стояка и
распределительно-запорного устройства, позволяющего подавать буровой раствор в
вертлюг либо превентор, а также откачивать его от цементировочного агрегата.
Стояк представляет собой набор трубных секций, имеющих линзовые соединения. К
стояку крепится изогнутое колено для присоединения бурового рукава, по которому
раствор подается в вертлюг.
Для плавного перевода бурового насоса с холостого режима работы на
рабочий применяют дроссельно-запорное устройство, которое приводится в действие
сжатым воздухом, поступающим от компрессорной станции буровой установки.
Управление этим устройством осуществляется четырехклапанным краном,
установленным на пульте управления.
Трубные секции манифольда соединяются при помощи быстро- разъемных
замковых соединений. Между отдельными блоками буровой установки трубы
манифольда соединяются монтажными компенсаторами, обеспечивающими угловое
смещение соединяемых труб на 10° и линейное их смещение до 200 мм. Крепление
манифольда к основанию буровой установки и вышке осуществляется при помощи
хомутовых соединений. В технической характеристике манифольдов указаны рабочее
и пробное давления, диаметр и толщина стенок труб, а также масса манифольда.
Манифольды изготовляют с рабочим давлением 20, 25, 32 и 40 МПа в зависимости от
класса буровой установки. Пробное давление составляет соответственно 30, 38, 48
к 60 МПа. Трубы, используемые в манифольдах, имеют диаметр проходного отверстия
80, 100 и 125 мм.
5. Описание технологической схемы подготовки и очистки бурового раствора
Технологическая схема блока приготовления и обработки бурового раствора
включает: резервуар объемом около 30 м3, имеющий перегородку, два
центробежных шламовых насоса, типа ГРА 170/40, приемную гидравлическую воронку
для загрузки глиноматериалов и реагентов, деаэратор-диспергатор, механические
перемешиватели, гидравлический диспергатор ДГ-2-7.
Центробежные насосы обвязаны трубопроводами с отсеками емкости,
гидравлической воронкой, диаэротором-диспергатором в единый блок - блок приготовления
и обработки бурового раствора.
· Технология приготовления исходного бурового раствора.
Емкость блока приготовления на 80% заполняется водой. Открывается
задвижка на приемной линии одного из центробежных насосов. Включается в работу
центробежный насос, который забирает из емкости воду и подает в приемную
воронку. Одновременно в приемную воронку загружается глинопорошок, который
смешивается с водой и образовавшаяся смесь по трубопроводу возвращается в
емкость блока приготовления, образуя замкнутый цикл циркуляции. Количество
введенной глины зависит от объема приготавливаемого раствора.
В процессе ввода и дальнейшего процесса приготовления раствора, раствор в
емкостях перемешивается механическими перемешивателями.
После ввода расчетного количества глинопорошка приготовленный буровой
раствор центробежным насосом откачивается из блока приготовления в приемные
емкости циркуляционной системы и буровыми насосами подается в скважину.
Для ускорения процесса диспергирования глины в суспензии в работу может быть
включен гидравлический диспергатор ДГ-2, который работает автономно с
использованием цементировочного агрегата ЦА-320. Эффективная работа
диспергатора ДГ-2 происходит при давлении на насосе 10,0-11,0 МПа.
При этом насадки диспергатора должны иметь размер 5-7 мм, диспергирование
с помощью ДГ-2 осуществляется в течение нескольких циклов в зависимости от
режима откачки.
Так как требуемые химические реагенты-стабилизаторы введены в
глинопорошок на стадии его приготовления, то дополнительная химическая обработка
бурового раствора не предусматривается. В случае необходимости расчетное
количество химреагентов вводится в воронку.
Буровой раствор после его приготовления должен отвечать рекомендуемым
значениям показателей свойств. При необходимости приготовления бурового
раствора в процессе бурения центробежный насос работает на гидроворонку, а
второй - на откачку приготовленного раствора в приемные емкости ЦС.
При этом перемешивание раствора осуществляется также механическими
перемешивателями ПЛ-2, а диспергирование глины - диспергатором ДГ-2.
· Технология очистки буровых растворов.
Технологическая схема блока очистки бурового раствора от выбуренной
породы включает: резервуар, предназначенный для приема бурового раствора,
выходящего из скважины; центробежный насос, подающий буровой раствор из
резервуара в блок очистки; два линейных вибросита СВ1Л; пескоотделитель
ГЦК-360; илоотделитель ИГ 45/75; центрифугу, резервуары для размещения
оборудования для очистки раствора и запаса бурового раствора. Буровой раствор в
пескоотделитель, илоотделитель и центрифугу подается центробежными насосами.
Блок очистки имеет также в своем составе блок коагулянтов и флокулянтов,
манифольд. Емкость блока коагулянтов и флокулянтов разделена на два отсека, в
каждом из которых установлен погружной насос. К манифольду подводится вода под
давлением не менее 0,1 МПа и подлежащий очистке буровой раствор, отбираемый из
циркуляции насосом.
Нагнетательные трубопроводы насосов также подведены к манифольду. Шлам
собирается в шламосборниках или выводится в амбар.
Применяемое оборудование:
- два вибросита с линейными колебаниями СВ1Л;
- пескоотделитель ГКЦ-360;
- илотделитель ИГ-45/75;
- центрифуга типа ОГШ-50;
- блок коагулянтов и флокулянтов с манифольдом и насосами.
Буровой раствор, выходящий из скважины, поступает в резервуар и оттуда
вертикальным шламовым насосом подается на вибросита, где очищается от крупных
частиц шлама. Шлам сбрасывается в шламосборник, а очищенный раствор поступает в
отсек резервуара и центробежным насосом 8 подается в пескоотделитель под
давлением 0,2-0,3 МПа. В пескоотделителе осуществляется вторая ступень очистки,
при которой частицы размером до 0,07 мм удаляются из раствора через песковую
насадку гидроциклона в виде пульпы плотностью rш = 1,4-1,6 г/см3
и поступает в шламосборник, а очищенный раствор через верхний слив
гидроциклонов поступает в следующий отсек резервуара и центробежным насосом 8
подается в илоотделитель под давлением 0,3-0,35 МПа. В илоотделителе
осуществляется очистка бурового раствора от частиц размером более 0,04-0,05 мм,
которые разгружаются из песковых насадок из гидроциклонов в виде пульпы
плотностью rш = 1,35-1,4 г/см3 и поступают в
шламосборник.
Очищенный в илоотделителе раствор поступает в приемную емкость ЦС и
буровыми насосами подается в скважину.
При необходимости буровой раствор может подвергаться более тонкой очистке
с помощью центрифуги 6. При этом буровой раствор центробежным насосом 8
подается в центрифугу с производительностью 2,0¸5,0 л/с. В центрифуге в результате
наличия интенсивного поля центробежных сил происходит удаление из раствора
частиц размером более 5-10 мкм. Выделенные из раствора частицы в виде пульпы
плотностью rш = 1,8-1,9 г/см3 разгружаются в
шламосборник, а очищенный раствор с плотностью на 0,02-0,04 г/см3
меньше исходного раствора возвращается в систему циркуляции.
Центрифуга также используется совместно с блоком коагулянтов и
флокулянтов и манифольдом. В этом случае подлежащий очистке буровой раствор
насосом подается с производительностью 1-3 л/с в манифольд. Здесь он смешивается
с водой и растворами коагулянта и флокулянта, подаваемыми в манифольд насосами.
Растворы коагулянта и флокулянта готовятся заранее в блоке коагулянтов и
флокулянтов. Из манифольда раствор, смешанный с водой, коагулянтом и
флокулянтом, поступает в центрифугу. Благодаря химической обработке в
центрифуге происходит разделение бурового раствора на воду и шлам. Шлам
сбрасывается в шламосборник, а вода используется на технические нужды.
· Технологическая схема линии очистки бурового раствора в
разделе Графическая часть № 2
6. Выбор долот, ЗД, УБТ, БТ для бурения обсадных колонн
Dд - диаметр долота;
Dм - диаметр муфты;
Дк - диаметральный зазор между стволом скважины и муфтами
обсадных труб.
- наименьший внутренний диаметр обсадной трубы;
Д - зазор между внутренним диаметром обсадной трубы и долотом, мм
, мм
)
-диаметр обсадной колонны технической трубы
) Выбор долота под кондуктор
- диаметр обсадной колонны кондуктора
Выбор долота под направление
- диаметр направления
, мм
, мм
, мм
, мм
а) Для эксплуатационной обсадной колонны:
· Забойный двигатель: (К.В. Иогансен ,таблица 4.1 стр. 40)
3 ТСШ1 - 195 - шифр двигателя
n =
380 об/мин - частота вращения вала
- перепад давления
- длина
- масса
· Утяжеленные бурильные трубы (УБТ): (С.И. Ефимченко, таблица
8.2 стр. 308)
, кН
, м
УБТ - 178: q = 156 кг
· Бурильные трубы (БТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308 )
ТБПВ-140Ч11 группа прочности Д
Расчетная нагрузка:
, м
, м
, МПа
, МПа
,
, кг
, кг
, кг
б) Для технической обсадной колонны:
· Забойный двигатель: (таблица 4.1 стр. 40 )
Т12РТ - 240 - шифр двигателя
n =
760 об/мин - частота вращения вала
- перепад давления
- длина
- масса
· Утяжеленные бурильные трубы (УБТ): (таблица 8.2 стр. 308 )
, м
УБТС-229: q = 273,4 кг
· Бурильные трубы (БТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308 )
ТБПВ-140Ч11 группа прочности Д
Расчетная нагрузка:
в) Для кондуктора:
· Забойный двигатель: (К.В. Иогансен, таблица 4.1 стр. 40 )
Т12РТ - 240 - шифр двигателя
n =
760 об/мин - частота вращения вала
- длина
- перепад давления
- масса
· Бурильные трубы (БТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308)
ТБПВ-140Ч11 группа прочности Д
г) Для направления:
· Забойный двигатель: (К.В. Иогансен , таблица 4.1 стр. 40)
Т12РТ - 240
· Бурильные трубы (БТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308)
ТБПВ-140Ч11 группа прочности Д
7. Расчёт расхода, потерь давления, мощности буровых насосов
а) Для эксплуатационной обсадной колонны:
· Подача насоса:
Q =
Q -
подача насоса, (Баграмов Р.А. стр. 276)
(Баграмов Р.А. стр 275)
, м
Q =
0,027 =
· Полная потеря давления:
P = , МПа
Давление рассчитываем с учетом коэффициента бурового раствора:
· Для эксплуатационной колонны =
(К.В. Иогансен, таблица 6.23 стр. 119 (2))
(К.В. Иогансен, таблица 6.30 стр. 124)
= 0, 71 МПа (К.В. Иогансен, таблица 6.26 стр. 121)
= 3,9 МПа (К.В. Иогансен, таблица 4.1 стр. 40)
= 0,54 МПа (К.В. Иогансен, таблица 6.24 стр. 120)
х =
При L = 3200 м:
P =
1,63 + 0,39 + 0,71 + 3,9 + 0,54 + 0,63 = 7, 8 МПа
При L = 700 м:
P = 0,357 + 0,39 + 0,71 + 3,9 + 0,54 + 0,08 =
5,97МПа
· Мощность насоса:
При L = 3200 м:
N = 0,
0189
При L = 700 м:
N = 0,
0189
б) Для технической обсадной колонны:
· Подача насоса:
Q =
· Полная потеря давления:
P = , МПа
Давление рассчитываем с учетом коэффициента бурового раствора:
· Для технической колонны =
= 0, 31 МПа
= 5,4 МПа
= 0,54 МПа
х =
При L = 700 м:
P =
0,987 + 0,050 + 0,31 + 5,4 + 0,54 + 0,07 = 7,357 МПа
При L = 90 м:
P =
0,1269 + 0,055 + 5,4 + 0,54 + 0,009 + 0,31 = 6,44 МПа
· Мощность насоса:
N = Q
При L = 700 м:
N = 0,
036
При L = 90 м:
N = 0,
036
в) для кондуктора:
· Подача насоса:
Q =
·
Полная потеря давления:
P =
Давление рассчитываем с учетом коэффициента бурового раствора:
· Для кондуктора =
= 0, 13 МПа
= 5,4 МПа
= 0,54 МПа
х =
При L = 90 м:
P =
0,095 + 0,13 + 5,4 + 0,54 + 0,009 = 6,17 МПа
При L = 7 м:
P =
0,0053 + 0,13 + 5,4 + 0,54 + 0,0005 = 6,07 МПа
· Мощность насоса:
N = Q
При L = 90 м:
N = 0,
032
При L = 5 м:
N = 0,
032
г) для направления:
· Подача насоса:
Q =
· Полная потеря давления:
P =
Давление рассчитываем с учетом коэффициента бурового раствора:
· Для направления =
(К.В. Иогансен, таб. 6.23 с. 124 )
= 0, 13 МПа
= 5,4 МПа
= 0,54 МПа
При L = 5 м:
P =
0,007+ 0,13 + 5,4 + 0,54 + 0,0005 = 6,07 МПа
При L = 0 м:
P =
0,13 + 5,4 + 0,54 = 6,07 МПа
· Мощность насоса:
N = Q
При L = 5 м:
N = 0,
0278
При L = 0 м:
N = 0,
0278
· Графики промывки скважины представлены в разделе Графическая
часть № 1
8. Вывод о резерве производительности буровых насосов
Единичную мощность и число буровых насосов выбирают исходя из
гидравлического расчета промывки. Необходимость резервного насоса обусловлена
тем, что вынужденные перерывы промывки вследствие выхода из строя бурового
насоса могут привести к серьезным осложнениям в скважине и значительному
материальному ущербу.
· Для создания надежной системы промывки буровые установки
обычно снабжаются двумя насосами, при этом мощность одного должна быть
достаточной для бурения скважины под эксплуатационную колонну:
- мощность, необходимая для промывки скважины при бурении
под эксплуатационную колонну.
= стр. 424)
НБТ - 475
Приводная мощность - 475 кВт
Полезная мощность - 400 кВт
Наибольшее давление - 25 МПа
Наибольшая подача - 45
· Для технической колонны:
- мощность, необходимая для промывки скважины при бурении
технической колонны.
выбираем насос стр. 424 )
НБТ - 475
· Для кондуктора:
выбираем насос стр. 424)
НБТ - 475
· Для направления:
выбираем насос стр. 424 )
НБТ - 475
9. Определение диаметров поршней насосов
Диаметры цилиндровых втулок и поршней насосов выбираем из условия необходимой
подачи (таблица 13.3 стр. 425).
а) для эксплуатационной обсадной колонны:
НБТ - 475
Диаметр поршня = 120 мм ( Q =
18,9 )
б) для технической обсадной колонны:
НБТ - 475
Диаметр поршня = 160 мм ( Q = 36
)
в) для кондуктора:
НБТ - 475
Диаметр поршня = 150 мм ( Q = 32
)
г) для направления:
НБТ - 475
Диаметр поршня = 140 мм. ( Q =
27,8 )
10. Расчет фактической мощности привода с учетом КПД насосов и
трансмиссии
Определим КПД насоса:
· Гидравлический КПД, учитывающий потери энергии на преодоление
гидравлических сопротивлений в нагнетательном коллекторе и клапанах, зависит от
конструкции гидравлического блока и в расчетах буровых насосов принимается
· Объемный КПД, учитывающий потери энергии от утечек через
неплотности цилиндропоршневой пары, уплотнения штоков, а также от утечек в
результате запаздывания посадки клапанов, принимается
· Механический КПД учитывает потери энергии на трение в
подвижных элементах приводного и гидравлического блоков бурового насоса.
= 0,98
- КПД трансмиссии ( стр. 449 )
=
N -
мощность насоса, N =
мощность насосного агрегата, потребляемая насосным агрегатом
или насосом, в конструкцию которого, кроме насоса, входят двигатель и узлы
трансмиссии.
= =
· Фактическая мощность привода с учетом КПД буровых насосов
трансмиссии равна
Заключение по проекту
В ходе работы, мы рассчитали и выбрали типоразмер секций обсадных труб
эксплуатационной колонны из условия действия наружного давления и собственного
веса. По условной глубине бурения и наибольшему весу обсадной колонны выбрали
буровую установку. Выбрали долота, забойные двигатели, утяжеленные бурильные
трубы и бурильные трубы для бурения каждой обсадной колонны и построили графики
промывки скважины.
Также был представлен вывод о резерве производительности и необходимом
количестве рабочих насосов для бурения каждой колонны.
Определили диаметры поршней буровых насосов из условия необходимой
подачи.
Подводя итог, рассчитали фактическую мощность привода с учетом КПД
буровых насосов и трансмиссии.
Список используемой литературы
1. Р.А. Баграмов. Буровые машины и комплексы: Учебник для
вузов. - М.: Недра, 1988. - 501с.
. С.И. Ефимченко. Расчет и конструирование оборудования для
бурения нефтяных и газовых скважин. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,
2006
. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. - 3-е изд.,
перераб. и доп. - М.: Недра, 1990. - 303 с.
. А.Е. Сароян, Н.Д. Щербюк, Н.В. Якобовский и др. Трубы
нефтяного сортамента: справочник 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. -
488с.
. А.И. Булатов, Ю.М. Проселков, С.А. Шаманов. Техника и технология
бурения нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 2003. - 1007с.
. С.В. Воробель. Гидравлические забойные двигатели.
Турбобуры: методические указания. - Пермь: ПГТУ, 2009. - 28с.