Пиши Дома Нужные Работы


Условные схемы соединительных элементов

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВО «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени Серго Орджоникидзе» (МГРИ-РГГРУ)

 

_________________________________________________________________________ ­­­­­­

 

КАФЕДРА СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ ПО ЦИРКУЛЯЦИОННЫМ ПРОЦЕССАМ

 

Циркуляционные процессы при промывке скважины роторного бурения жидкостью

 

 

Выполнил:

 

 

Проверил: проф. Куликов В.В.

 

МОСКВА, 2016 г.

 

Задание

Рассчитать параметры режима работы бурового насоса при прямой промывке нефтяной скважины роторного бурения.

Параметрами режима работы насоса являются подача (расход) промывочной жидкости, развиваемое давление и развиваемая мощность.

I.В соответствии с № варианта задания и результатами последующих расчётов заполнить таблицу исходных данных.

Таблица исходных данных

 

Обозначение величины и её размерность; вид агента Значение величины; реологическая модель агента Наименование величины; назначение агента
hc, м   Глубина скважины
Hc, м   Длина ствола скважины
hок, м   Глубина спуска обсадной колонны (ОК)
Hок, м   Длина ОК
Dок, мм   Наружный диаметр ОК
dок, мм   Внутренний диаметр ОК
DД, мм   Диаметр долота
DУБТ, мм   Наружный диаметр утяжелённых бурильных труб (УБТ)
dУБТ, мм   Внутренний диаметр УБТ
HУБТ, м   Длина УБТ
hУБТ, м   Длина вертикальной проекции УБТ
DБТ, мм   Наружный диаметр бурильных труб (БТ)
dБТ, мм   Внутренний диаметр БТ
HБТ, м   Длина одной БТ
DСЭ, мм   Наружный диаметр соединительного элемента (СЭ)
dСЭ, мм   Внутренний диаметр СЭ
HП, м   Длина подводящей линии (от бурового насоса до колонны БТ)
dП, мм   Внутренний диаметр подводящей линии
КЭ, мм   Эквивалентная шероховатость поверхности магистрали
Dс, мм   Диаметр скважины
Vмех, м/ч   Механическая скорость бурения
ρш, кг/м3   Плотность частиц шлама
Ψ   Допускаемая максимальная объёмная концентрация шлама в восходящем потоке промывочной жидкости (ПЖ)
ТВ или ГР НЖ или БЖ Очистной агент (ОА)
ρ, кг/м3   Плотность ПЖ
τ0, Па   Начальное напряжение сдвига ПЖ
  Абсолютная вязкость ПЖ
t0, ºС   Средняя температура ПЖ
VC, м/с   Скорость струи ПЖ при выходе из долота (гидромониторных насадков долота)
η   Полный КПД насоса
ηп   КПД передачи от двигателя до насоса
g, Н/кг   Ускорение силы тяжести

 

Примечания

1. При соединении бурильных труб (БТ) «труба в трубу» DСЭ – наружный диаметр колонны в месте соединения, dСЭ – внутренний диаметр колонны БТ в месте соединения.

2. Рекомендуемые значения величин: HП = 20 м; dП = 100 мм; КЭ = 0,1 мм; Vмех = 20 – 50 м/ч; ρш = 2600 кг/м3; t0 = 10 ºС; η = 0,7; ηп = 0,9; g = 9,81 Н/кг; Ψ = 0,05. Диаметр скважины Dс можно условно принять равным диаметру долота DД.

3. При τ0 = 0 реологическая модель – НЖ (ньютоновская жидкость), если r = 1000 кг/м3 – техническая вода (ТВ).

При τ0 > 0 реологическая модель – БЖ (бингамовская жидкость), если r > 1000 кг/м3 – глинистый раствор (ГР).

4. Расчёты выполнять в СИ, ответы (где это необходимо) переводить в единицы, принятые в бурении – МПа и др.

5. Ответы округлять, указывая после запятой не более двух знаков, например: 161 × 10-3 м; 3,48 × 10-3 м2; 43,86 × 105 Па; 0,88 МПа; 8,33 × 10-4 м3/с; 140 × 103 Вт и т.п.

 

 

Варианты заданий

 

№ вариант задания № пункта таблицы исходных данных
 
146,1 129,1 120,6 64,3 БЖ
193,7 174,7 81,6 133,4 67,5 НЖ
168,3 150,5 64,3 БЖ
168,3 150,5 139,7 81,6 67,5 НЖ
219,1 205,7 190,5 165,1 75,4 БЖ
168,3 147,1 64,3 БЖ
244,5 228,7 215,9 161,9 88,1 НЖ
219,1 203,7 190,5 165,1 75,4 БЖ
193,7 174,7 81,6 133,4 67,5 БЖ
146,1 127,1 120,6 64,3 БЖ
219,1 201,3 190,5 165,1 75,4 БЖ
168,3 144,1 64,3 НЖ
193,7 171,9 81,6 133,4 67,5 БЖ
219,1 198,7 190,5 165,1 75,4 БЖ
193,7 171,9 81,6 133,4 67,5 БЖ
193,7 168,3 81,6 133,4 67,5 НЖ
146,1 124,7 120,6 64,3 БЖ
168,3 144,1 64,3 БЖ
193,7 168,3 81,6 133,4 67,5 БЖ
168,3 144,1 139,7 81,6 67,5 НЖ
193,7 163,5 81,6 133,4 67,5 БЖ
219,1 205,7 190,5 165,1 75,4 БЖ
146,1 129,1 120,6 64,3 БЖ
219,1 203,7 190,5 165,1 75,4 НЖ
168,3 147,1 64,3 БЖ
193,7 163,5 81,6 133,4 67,5 НЖ
146,1 127,1 120,6 64,3 БЖ
168,3 147,1 139,7 81,6 67,5 БЖ
193,7 168,3 81,6 133,4 67,5 НЖ
146,1 127,4 120,6 64,3 БЖ
219,1 201,3 190,5 165,1 75,4 НЖ
168,3 144,1 64,3 БЖ
193,7 171,9 81,6 133,4 67,5 НЖ
219,1 198,7 190,5 165,1 75,4 НЖ
193,7 171,9 81,6 133,4 67,5 НЖ
193,7 168,3 81,6 133,4 67,5 БЖ
146,1 124,7 120,6 64,3 НЖ
168,3 144,1 64,3 НЖ
193,7 168,3 81,6 133,4 67,5 НЖ
168,3 144,1 139,7 81,6 67,5 БЖ
193,7 163,5 81,6 133,4 67,5 НЖ
219,1 205,7 190,5 165,1 75,4 НЖ
146,1 129,1 120,6 64,3 НЖ
219,1 203,7 190,5 165,1 75,4 БЖ
168,3 147,1 64,3 НЖ
193,7 163,5 81,6 133,4 67,5 БЖ
146,1 127,1 120,6 64,3 НЖ
168,3 147,1 139,7 81,6 67,5 НЖ
193,7 168,3 81,6 133,4 67,5 БЖ
146,1 127,4 120,6 64,3 НЖ
193,7 163,5 81,6 133,4 67,5 БЖ
219,1 205,7 190,5 165,1 75,4 БЖ
146,1 129,1 120,6 64,3 БЖ
219,1 203,7 190,5 165,1 75,4 НЖ
168,3 147,1 64,3 БЖ
193,7 163,5 81,6 133,4 67,5 НЖ
146,1 127,1 120,6 64,3 БЖ
168,3 147,1 139,7 81,6 67,5 БЖ
193,7 168,3 81,6 133,4 67,5 НЖ
146,1 127,4 120,6 64,3 БЖ
219,1 201,3 190,5 165,1 75,4 НЖ
168,3 144,1 64,3 БЖ
193,7 171,9 81,6 133,4 67,5 НЖ
219,1 198,7 190,5 165,1 75,4 НЖ
193,7 171,9 81,6 133,4 67,5 НЖ
193,7 168,3 81,6 133,4 67,5 БЖ
146,1 124,7 120,6 64,3 НЖ
168,3 144,1 64,3 НЖ
193,7 168,3 81,6 133,4 67,5 НЖ
168,3 144,1 139,7 81,6 67,5 БЖ
193,7 163,5 81,6 133,4 67,5 НЖ
219,1 205,7 190,5 165,1 75,4 НЖ
146,1 129,1 120,6 64,3 НЖ
219,1 203,7 190,5 165,1 75,4 БЖ
168,3 147,1 64,3 НЖ
193,7 163,5 81,6 133,4 67,5 БЖ
146,1 127,1 120,6 64,3 НЖ
168,3 147,1 139,7 81,6 67,5 НЖ
193,7 168,3 81,6 133,4 67,5 БЖ
146,1 127,4 120,6 64,3 НЖ

II. Конструкция скважины

 

 

 

Схема циркуляции промывочной жидкости в скважине при прямой промывке

 

1 – направление; 2 – кондуктор; 3 – обсадная колонна; 4 – бурильные трубы;

5 – соединительные элементы; 6 – УБТ (утяжеленные бурильные трубы);

7 – буровое долото; 8 – нисходящий поток; 9 – восходящий поток, обогащенный шламом;

Hок – длина обсадной колонны; Hс – длина ствола скважины; Dс – диаметр скважины.

 

Условные схемы соединительных элементов

Dбт
dсэ
dбт
Dсэ
а)
dбт
dсэ
Dбт=Dсэ
Dс
Dс
б)

 

 

а) – ниппельное соединение бурильных труб;

б) – муфтовое соединение бурильных труб;

dсэ, Dсэ – внутренний и наружный диаметры соединительных элементов;

dбт, Dбт – внутренний и наружный диаметры бурильных труб;

Dс – диаметр скважины;

1 – круглый (в поперечном сечении) поток жидкости;

2 – кольцевой (в поперечном сечении) поток жидкости;

3 – области (зоны) вихрей.

 

 

III. Расчетная схема циркуляции жидкости

 

P0
Pн
Hок
Hубт
Hс
II
I
V
IV
VI
III
Pи6
Pи5
Pи4
Pи3
Pи2
Pи1
i=7
i=6
i=5
i=4
i=3
i=2
i=1

 

 

I – буровой насос;

II – манометр;

III – предохранительный клапан;

IV – емкость (зумпф);

V – фильтр с обратным клапаном (храпок);

VI – система очистки промывочной жидкости.

Магистраль разделена на 7 (i = 1,2,…7) участков движения жидкости.

i – номер участка движения. Участки i = 5-7 в поперечном сечении круглые, а участки i = 1-3 – кольцевые.

i = 1 – между обсадной и бурильной колоннами;

i = 2 – между стенками скважины и бурильной колонной;

i = 3 – между стенками скважины и УБТ;

i = 4 – на забое скважины и в буровом долоте;

i = 5 – внутри УБТ;

i = 6 – внутри бурильной колонны;

i = 7 – в устьевой обвязке (в подводящей линии от бурового насоса до колонны бурильных труб).

Pиi – избыточное давление при входе на i-ый участок движения.

Pн – давление, развиваемое насосом.

P0 – атмосферное давление.

 

 

IV. Длина вертикальной проекции УБТ

hУБТ = HУБТ ∙ (hС – hОК) / (НС – НОК), м

 

V. Геометрические характеристики участков движения промывочной жидкости

 

a. Геометрические характеристики поперечных сечений участков

V.1. Диаметр скважины

 

DC = DД, м

 

V.2. Площадь проекции забоя скважины на плоскость, перпендикулярную её оси

 

 

V.3. Площадь и эквивалентный диаметр поперечного сечения потока промывочной жидкости

 

Для круглого сечения геометрическим диаметром d:

В гладкой части магистрали, i = 5, 6, 7

Внутри соединительного элемента колонны БТ, i = 6

 

 

 

Для кольцевого сечения, имеющего геометрические диаметры D и d:

В гладкой части магистрали, i = 1– 3

 

 

Снаружи соединительного элемента колонны БТ, i = 1, 2

 

b. Линейные геометрические характеристики участков

Длины участков движения:

= … м

H2 = HC – HОК – HУБТ = … м

H3 = H5 = HУБТ = …м

H6 = HС – HУБТ = … м

= … м

Вертикальные проекции участков движения:

= … м

h2 = hC – hОК – hУБТ = … м

h3 = h5 = hУБТ = … м

h6 = hС – hУБТ = … м

 

VI. Начальное напряжение сдвига ПЖ

Если ПЖ – техническая вода (ТВ), то τ0 = 0, r = 1000 кг/м3.
Если ПЖ – глинистый раствор (ГР), то в соответствии с производственными данными можно принять:

при r < 1200 кг/м3

τ0 = 1,4 Па,

 

 

при r = 1200 – 1800 кг/м3

при r = 1800 – 2300 кг/м3

 

 

VII. Абсолютная вязкость промывочной жидкости

Если ПЖ – ТВ, то

, Па ∙ с

– эмпирическая формула Ж. Л. М. Пуазёйля.

 

Если ПЖ – ГР, то в соответствии с производственными данными можно принять:

при r < 1200 кг/м3

μ0 = 0,00221 Па ∙ с,

при r = 1200 – 1800 кг/м3

μ0 = (ρ – 1150) ∙ 44,2 ∙ 10-6, Па ∙ с,

при r = 1800 – 2300 кг/м3

μ0 = (ρ – 1450) ∙ 69,7 ∙ 10-6, Па ∙ с.

 

VIII. Средняя скорость движения потока промывочной жидкости на участке i=1

В соответствии с производственными данными можно принять:

V1 = 0,3 – 0,5 м/с – при промывке скважины ГР;

V1 = 0,5 – 0,7 м/с – при промывке скважины ТВ.

Принимаем V1 = … м/с.

 

IX. Объёмный расход промывочной жидкости

Для охлаждения долота и очистки забоя скважины от шлама

Q1 = а · fзаб = … м3/с = … л/с,

а = 0,35 0,5 м/с при роторном и электробурении;

a = 0,5 0,7 м/с при бурении гидравлическими забойными электродвигателями.

 

Для выноса шлама на поверхность

Q2 = V1 × f1 = … м3/с = … л/с.

 

Для охлаждения долота, очистки забоя и выноса шлама на поверхность

 

 

Q ≥ Q3,

где Q – выбранное значение объёмного расхода.

Принимаем Q = … л/с = …м3/с.

 

X. Массовый расход жидкости

XI. Массовый расход шлама на всех участках

 

для участков i = 1–3:

 

для участков i = 4–7: .

 

 

XII. Средняя скорость жидкости на всех участках i = 1–3, 5–7

XIII. Плотность смеси на всех участках

ρсм i = ρ ∙ (1 – Ψ ) + ρшΨ , кг/м3

На участках i = 5–7: Ψ=0.

XIV. Числа Сен-Венана, Рейнольдса и Хедстрёма для течения промывочной жидкости на участках i = 1–3, 5–7

Число Сен-Венана учитывает силы трения в трубопроводах.

Число Рейнольдса характеризует отношение кинетической энергии потока жидкости (газа) и напряжения сдвига.

Число Хедстрёма характеризует взаимосвязь касательной силы трения на поверхности трубопровода, вязкости и плотности жидкости (газа).

XV. Режим течения промывочной жидкости на участках i = 1–3, 5–7

эмпирическая формула Е.М. Соловьёва.

Для ТВ:

C = 2100 для круглых сечений;

C = 1600 для кольцевых сечений.

 

Для ГР:

C = 2100 для круглых и кольцевых сечений.

 

Если Rei ≥ Reкрi , то режим течения жидкости на участке турбулентный.

Если Rei < Reкрi , то режим течения жидкости на участке ламинарный (НЖ) или структурный (БЖ).

XVI. Коэффициент линейных сопротивлений на всех участках

Для участков i = 1–3, 5–7:

· Если режим течения промывочной жидкости на участке турбулентный, то

 

полуэмпирическая формула А.Д. Альтшуля.

· Если режим течения промывочной жидкости на участке ламинарный или структурный, то

λi = a ∙ (1 + Seni / 6) / Rei ,

где a = 64 для круглых сечений;

a = 96 для кольцевых сечений.

Для участка i = 4:

λi = 0.

XVII. Линейная потеря давления на всех участках

= … ∙ 105, Па –

формула Дарси - Вейсбаха.

 

XVIII. Коэффициент местных сопротивлений движению ПЖ снаружи и внутри СЭ на всех участках

эмпирическая формула Б.С. Филатова.

Для участков i = 1, 2, 6:

- при DСЭ = DБТ, dСЭ < dБТ (ниппельное соединение БТ) b = 1,5;

- при DСЭ > DБТ, dСЭ < dБТ (муфтовое соединение БТ) b = 2;

- при DСЭ = DБТ, dСЭ = dБТ (соединение БТ «труба в трубу» или непрерывная колонна БТ без СЭ (колтюбинг)) ξi = 0.

Для участков i = 3, 4, 5, 7: ξi = 0.

XIX. Местная потеря давления в соединительном элементе на всех участках

= … ∙ 105, Па –

формула Вейсбаха.

XX. Потеря давления на трение в промывочной жидкости на всех участках

На участках i = 1–3; 5–7:

= … ∙ 105, Па.

На участке i = 4: потеря давления на трение ПЖ в буровом долоте PД

Pтрi = PД = ρ ∙ VC2/ (2 ∙ μн2) = … ∙ 105, Па,

где μн – коэффициент расхода при истечении ПЖ из долота (гидромониторных насадков долота), μн = 0,7 – 0,95.

XXI. Механическое давление, расходуемое на подъем шлама на всех участках

Pмехi = (ρсмi ρ) ∙ g ∙ hi = … ∙ 105, Па.

XXII. Избыточное давление при входе на все участки

= … ∙ 105 Па = … МПа;

= … ∙ 105 Па = … МПа;

= … ∙ 105 Па = … МПа;

Pи4 = Pи3 + Pтр4 = … ∙ 105 Па = … МПа;

= … ∙ 105 Па = … МПа;

= … ∙ 105 Па = … МПа;

= … ∙ 105 Па = … МПа.

 

XXIII. Давление, развиваемое насосом

= … ∙ 105 Па = … МПа,

 

 

XXIV. Мощность потока жидкости

N = PН ∙ Q = … ∙ 103 Вт = … кВт.

XXV. Мощность насоса

NН = N / η = … ∙ 103 Вт = … кВт.

 

XXVI. Мощность двигателя насоса

NДВ = NН / ηп = … ∙ 103 Вт = … кВт.

 

По рассчитанным значениям Q (л/c), Рн (МПа) и Nдв (кВт) производится выбор насоса и сменных втулок насоса.

Литература

Общие вопросы гидравлики, гидромашин и гидропривода:

1. Альтшуль А.Д., Животовский Л.С., Иванов Л.П. Гидравлика и аэродинамика. - М.: Стройиздат, 1987.

2. Гейер В.Г., Дулин В.С., Заря А.Н. Гидравлика и гидропривод. – М.: Недра, 1991.*

3. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. – М.: Машиностроение, 1975.

4. Чугаев Р.Р. Гидравлика: Учеб. для вузов. – Л.: Энергоиздат, 1982.

5. Штеренлихт Д.В. Гидравлика: Учеб. для вузов. – в 2-х кн. – М.: Энергоатомиздат, 1991.

 

Промывка скважин жидкостями:

  1. Беликов В.Г., Булатов А.И., Уханов Р.Ф., Бондарев В.И. Промывка при бурении, креплении и цементировании скважин. – М.: Недра, 1974.
  2. Булатов А.И., Просёлков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. – М.: Недра, 1981.
  3. Бурение разведочных скважин: Учеб. для вузов / Н.В. Соловьев, В.В. Кривошеев, Д.Н. Башкатов и др.; Под общ. ред. Н.В. Соловьева. – М.: Высш. школа, 2007.*
  4. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие / Под ред. А.Г. Калинина. – М.: РГГРУ, 2007.*
  5. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Сердюк Н.И. Расчеты в бурении: Справочное пособие / Под ред. А.Г. Калинина. – М.: РГГРУ, 2007.*
  6. Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Термогидравлические процессы при б





ТОП 5 статей:
Экономическая сущность инвестиций - Экономическая сущность инвестиций – долгосрочные вложения экономических ресурсов сроком более 1 года для получения прибыли путем...
Тема: Федеральный закон от 26.07.2006 N 135-ФЗ - На основании изучения ФЗ № 135, дайте максимально короткое определение следующих понятий с указанием статей и пунктов закона...
Сущность, функции и виды управления в телекоммуникациях - Цели достигаются с помощью различных принципов, функций и методов социально-экономического менеджмента...
Схема построения базисных индексов - Индекс (лат. INDEX – указатель, показатель) - относительная величина, показывающая, во сколько раз уровень изучаемого явления...
Тема 11. Международное космическое право - Правовой режим космического пространства и небесных тел. Принципы деятельности государств по исследованию...



©2015- 2017 pdnr.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.