Описание технологической схемы подготовки и очистки бурового раствора

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Другое
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    679,5 Кб
  • Опубликовано:
    2014-12-26
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

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.

Похожие работы на - Описание технологической схемы подготовки и очистки бурового раствора

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!