Модернизация бурового насоса НБТ 600

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Институт Нефти и Газа

МОНГП

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине "Техника бурения нефтяных и газовых скважин"

Модернизация бурового насоса НБТ 600

Руководитель Хомутов М. П.

Студент Иванов А. А.

Красноярск

2016



Содержание

Введение

1. Буровой насос

1.1 Классификация буровых насосов

1.2 Устройство и принцип действия буровых насосов

1.3 Преимущества и недостатки буровых насосов

2. Патентный обзор

2.1 Поршень бурового насоса № 2050491

2.2 Поршень бурового насоса №2230936

2.3 Поршень бурового насоса №2418936

2.4 Односторонний поршень бурового насоса № 2001116907

3. Техническое предложение

4. Расчет обсадных колонн

4.1 Расчет эксплуатационной колонны

5. Расчет конструкции бурильных колонн

5.1 Расчет УБТ

5.2 Расчет конструкции бурильной трубы

6. Выбор бурового оборудования

7. Гидравлический расчет скважин при бурении

7.1 Определение перепада давления бурильных трубах

7.2 Определение перепада давления в кольцевом пространстве

7.3 Определение потерь давления в УБТ

7.4 Определение потерь давления в бурильных замках

7.5 Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота

7.6 Потери давления в обвязке буровой установки

Список использованных источников

Введение

Буровой насос - одна из основных неотъемлемых частей современной буровой установки, без которой немыслим процесс бурения. В данном курсовом проекте представлена возможная модернизация гидравлической части бурового насоса НБТ 600, которая по предварительным оценкам позволит увеличить срок службы сменных манжет гидравлического поршня в 2 раза.

В данном курсовом проекте проведены расчеты обсадных колонн, бурильных труб согласно методике расчета Куйбышевского ВНИИТнефть. Подобран тип буровой установки в зависимости от максимальных весов обсадных и бурильных колонн.

В соответствии с выбранным типом буровой установки и соответствующим буровым насосов просчитана гидравлическая программа бурения.



1. Буровой насос

Для очистки забоя скважины от выбуренной породы буровая установка комплектуется гидравлической системой, которая состоит из буровых насосов, нагнетательного трубопровода, оборудования для очистки и сбора бурового раствора.

В этой системе буровые насосы -- это преобразователи механической, работы двигателей привода в гидравлическую энергию потока бурового раствора, необходимую для выноса на поверхность выбуренной породы.

В настоящее время широко применяются приводные поршневые насосы различных конструкций.

На смену паровым прямодействующим насосам пришли двухпоршневые насосы двухстороннего действия и трехпоршневые одностороннего действия. Несмотря на более сложную конструкцию, чем у прямодействующих паровых насосов, и большую неравномерность подачи, эти насосы более экономичны и получили широкое распространение в буровых установках.

Затраты гидравлической энергии при бурении очень большие и с увеличением глубин скважин наблюдается тенденция их роста. Буровые насосы -- главные потребители энергии на буровой и в настоящее время их приводная мощность составляет 190-- 1250 кВт.

Технология бурения не допускает прекращения циркуляции бурового раствора, поэтому для обеспечения надежности процесса в составе буровой установки предусматриваются два насоса, один из которых резервный.

Для глубокого бурения забойными двигателями два насоса работают на параллельном включении. В этом случае обычно устанавливают третий резервный насос.

Буровые насосы эксплуатируются в очень тяжелых условиях. Они перекачивают вязкие растворы, приготовленные обычно на основе глинисто-водных смесей и утяжеленные добавками гематита или барита. Растворы содержат до 2 % абразивных частиц выбуренной породы и перекачиваются насосами при температуре 40--70 °С.

Водные растворы при этой температуре наиболее коррозионно-активные. Кроме того, они часто содержат активные химические реагенты: известь, каустическую соду, дубильные кислоты, соли и другие вещества.

Буровые насосы должны обеспечивать достаточную равномерность подачи, быть безопасными в эксплуатации, удобными в обслуживании и ремонте в полевых условиях.

Буровой насос -- обычно самый тяжелый агрегат буровой установки. Масса современных наиболее мощных насосов достигает 50 т, поэтому его конструкция должна допускать транспортировку как при помощи транспортных средств, так и волоком в пределах промысла.

Даже при нормальных условиях эксплуатации срок службы быстроизнашивающихся деталей ограничен и составляет в ч: поршней 100--200; штоков 150--200; цилиндровых втулок 200-- 300; клапанов 300--400. Иногда срок службы этих деталей сокращается до нескольких десятков часов.

Поэтому быстрота и удобство их замены, а также малая трудоемкость операций имеют большое значение.

При конструировании буровых насосов важнейшее значение имеет показатель расхода металла на 1 кВт гидравлической (полезной) мощности. Этот показатель для современных двухцилиндровых насосов двойного действия составляет 35--55 кг/кВт.

Обычно под буровые насосы не сооружают мощных фундаментов, поэтому для предупреждения больших вибраций с увеличением мощности возрастает и общая масса насоса.

Наряду с другими преимуществами у трехцилиндровых насосов одностороннего действия (триплексов) этот показатель значительно снижен и составляет 22--35 кг на 1 кВт гидравлической мощности. Причем с увеличением приводной мощности от 600 до 1180 кВт относительный расход металла снизился с 35 до 22 кг/кВт.

1.1 Классификация буровых насосов

Поршневые насосы сообщают жидкости, проходящей через них, энергию, необходимую для преодоления сил сопротивлений, возникающих в самом насосе, по длине трубопровода, в местах изменения сечения потока и направления движения жидкости, а также для преодоления силы инерции и статической высоты, на которую требуется поднять жидкость.

Поршневые насосы можно классифицировать следующим образом:

1) По способу приведения в действие:

- приводные, в которых поршень приводится в движение шатунно-кривошипным механизмом от отдельно расположенного двига¬теля, присоединенного к насосу при помощи той или иной передачи;

- прямого действия, в которых поршень насоса получает воз¬вратно-поступательное движение при помощи штока непосредственно от поршня безкривошипной паровой машины, составляющей вместе с насосом один общий агрегат;

- ручные.

2) По роду органа, вытесняющего жидкость:

- поршневые, поршень которых имеет форму диска;

- плунжерные, поршень которых исполнен в виде длинного цилиндра;

- диафрагмовые, в которых перекачиваемая жидкость отделена от плунжера или поршня диафрагмой, а цилиндр заполнен рабочей жидкостью -- маслом или эмульсией. Эти насосы пред¬назначены для перекачивания жидкостей, содержащих твердые частицы.

3) По способу действия:

- одинарного действия;

- двойного действия;

- дифференциальные;

4) По расположению цилиндра:

- горизонтальные;

- вертикальные.

5) По числу цилиндров:

- одноцилиндровые;

- двухцилиндровые;

- трехцилиндровые;

- многоцилиндровые.

6) По роду перекачиваемой жидкости:

- обыкновенные (для перекачки холодной воды);

- горячие (для горячих жидкостей);

- кислотные;

- буровые (для перекачки глинистых растворов) и др.

7) По быстроходности рабочего органа:

- тихоходные, с числом двойных ходов поршня (плунжера) в минуту 40 - 80; средней быстроходности, скорость вращения коренного вала которых составляет 80 - 50 об/мин;

- быстроходные, с числом двойных ходов поршня в минуту 150 - 350.

8) По величине подачи:

- малые (диаметр поршня D ? 50 мм);

- средние(D= 50 ч150 мм;

- большие (D> 150 мм).

9)По величине развиваемого давления:

- малого давления;

- среднего давления;

- высокого давления.



1.2 Устройство и принцип действия буровых насосов

Рисунок 1.1 - Схема поршневого насоса одинарного действия

На рисунке 2.2.1 представлена схема горизонтального поршневого насоса одинарного действия. Он состоит из цилиндра 6, поршня 2 плотно пригнанного к стенкам цилиндра и движущегося возвратно-поступательно, и двух регулирующих клапанов -- всасывающего 3 и нагнетательного 5. Снизу к корпусу присоединен всасывающий трубопровод 4 с приемной сеткой 1, предохраняющей насос от попадания в него посторонних предметов.

При повороте кривошипа 8 по стрелке со от 0° до 180° поршень 2 перемещается в сторону увеличения объема цилиндра и образует разреженное пространство.

Всасывающий клапан 3 открывается и жидкость по всасывающей трубе 4, под действием атмосферного давления, устремляется из бассейна в цилиндр насоса. При обратном ходе поршня из правого крайнего положения влево, что соответствует повороту кривошипа от 180° до 360°, всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан 5 открывается и жидкость выталкивается в нагнетательный трубопровод 7.

Действие поршневого насоса за один оборот коренного вала можно расчленить на его составляющие: процесс всасывания, при котором происходит подъем жидкости из нижнего резервуара в цилиндр насоса, и процесс нагнетания, при котором жидкость вытесняется из цилиндра с энергией, достаточной для преодоления всех видов сопротивлений на напорной стороне насоса.

а - одноцилиндровый поршневой насос двойного действия;

б - плунжерный диафрагменный насос одинарного действия.

Рисунок 1.2 - Схемы гидравлической части насосов.

В насосах двойного действия обе стороны поршня являются рабочими. Цилиндры таких насосов имеют четыре клапана (см. рисунок2.2.2, а). При ходе поршня влево всасывающий 1 и нагнетательный 2 клапаны открыты. Через клапан 1 происходит всасывание, а через клапан 2 -- вытеснение жидкости в нагнетательный трубопровод. В это время клапаны 3 и 4 закрыты. При обратном ходе поршня через клапан 3 жидкость поступает в цилиндр, а через клапан 4 производится подача жидкости в нагнетательный трубопровод. В рассматриваемых насосах всасывание и нагнетание жидкости происходит при каждом ходе поршня.

Трехцилиндровый насос одинарного действия составляет агрегат из трех соединенных вместе насосов одинарного действия. Поршни трехцилиндровых насосов одинарного действия получают движение от кривошипов, установленных под углом 120°. Данные насосы имеют общую всасывающую и нагнетательную линии.

Двухцилиндровые насосы двойного действия составляются из двух одноцилиндровых насосов двойного действия, включенных в общую всасывающую и нагнетательную линии.

В диафрагменном насосе, схема гидравлической части которого представлена на рисунке 2.2.2, б, всасывание и нагнетание осуществляется изменением формы диафрагмы. Он представляет собой обычный насос одинарного действия, в котором перекачиваемая абразивная жидкость 1 отделена гибкой диафрагмой 2 (прорезиненная нейлоновая ткань) от рабочей жидкости 3.

1.3 Преимущества и недостатки буровых насосов

Ценным достоинством поршневых насосов является независимость их производительности от развиваемого напора, т. е. возможность подачи небольших количеств жидкости под высоким давлением. Некоторым преимуществом этих насосов является также осуществление их пуска в ход без предварительной заливки всасывающего трубопровода и рабочего цилиндра перекачиваемой жидкостью.

Поршневые насосы обладают, одновременно, рядом существенных недостатков, сильно ограничивающих область их выгодного применения. К числу основных недостатков относятся:

а) громоздкость, большая металлоемкость и высокая стоимость, обусловленные принципом действия (периодичностью всасывания и подачи жидкости) и тихоходностью;

б) возвратно-поступательное движение поршня, вызывающее необходимость в тяжелых фундаментах;

в) большая занимаемая площадь (самим насосом и его приводом);

г) потребность в промежуточной передаче между насосом и двигателем;

е) неравномерность всасывания и нагнетания жидкости .



2. Патентный обзор

2.1 Поршень бурового насоса № 2050491

Изобретение относится к машиностроению, в частности к буровым насосам.

Технической задачей изобретения является повышение долговечности поршня бурового насоса.

Задача изобретения достигается тем, что в известном поршне бурового насоса, содержащем металлический сердечник с цилиндрическим буртом, сменные резиновые манжеты с жесткими кольцевыми каркасами, расположенные по обе стороны от бурта, и кольца, фиксирующие их на сердечнике, поверхность каждого каркаса, контактирующая с манжетой, выполнена в виде боковой поверхности усеченного конуса с вершиной, обращенной в сторону бурта, и в ее средней части выполнена кольцевая канавка.

Предложенная форма каркаса на стыке с манжетой в такте нагнетания уменьшает радиальную деформацию манжеты, перемещение и затаскивание резины манжеты на наружную поверхность каркаса, в результате уменьшается износ манжеты и цилиндровой втулки, что способствует увеличению долговечности поршня в целом. На стыке каркаса, манжеты и сердечника предложенная форма способствует увеличению прижатия манжеты к сердечнику, уменьшая возможность промыва поршня по внутреннему диаметру. Кольцевая канавка выполняет функцию аккумулятора резиновой массы манжеты в такте нагнетания, разделяя наружный слой резины манжеты и внутренний, имеющие разную степень деформации.

Формула изобретения.

Поршень бурового насоса, содержащий металлический сердечник с цилиндрическим буртом, сменные резиновые манжеты с жесткими кольцевыми каркасами, расположенные по обе стороны от бурта, и кольца, фиксирующие их на сердечнике, отличающийся тем, что поверхность каждого каркаса, контактирующая с манжетой, выполнена в виде боковой поверхности усеченного конуса с вершиной, обращенной в сторону бурта, а в ее средней части выполнена кольцевая канавка.

2.2 Поршень бурового насоса №2230936

Технической задачей, поставленной в настоящем изобретении, является повышение надежности и ресурса работы поршня при высоких давлениях при перекачке абразивосодержащих сред.

Поставленная задача достигается тем, что в поршне бурового насоса, состоящего из осесимметричной металлоарматуры с центральным отверстием и проточками на наружной части, со средним разделительным фланцем, имеющим наружный диаметр меньший, чем внутренний диаметр цилиндра, а в основании аксиальные отверстия, с монолитным уплотнительным элементом, имеющим передние конические и тыльные цилиндрические уплотнительные поверхности, прикрепленным, например, вулканизацией по обе стороны от разделительного фланца, участки уплотнительного элемента со стороны передних конических и тыльных цилиндрических участков, со стороны боковых поверхностей и над разделительным фланцем выполнены с более высокой твердостью и прочностью путем введения жестких в тангенциальном направлении, проницаемых для материала уплотнительного элемента армирующих элементов, обладающих адгезией и монолитно связанных с материалом уплотнительного элемента, а на наружной цилиндрической поверхности фланца выполнены дополнительные проточки, а над ним размещена часть монолитного уплотнительного элемента.

Формула изобретения

Поршень бурового насоса, состоящий из осесимметричного корпуса металлоарматуры с центральным отверстием и проточками на наружной части, со средним разделительным фланцем, имеющим наружный диаметр, меньший, чем наружный диаметр цилиндрической части поршня, а в основании аксиальные отверстия, с монолитным уплотнительным элементом, имеющим передние конические и тыльные цилиндрические уплотнительные поверхности, прикрепленным, например, вулканизацией по обе стороны от торцов разделительного фланца, отличающийся тем, что участки уплотнительного элемента со стороны передних конических и тыльных цилиндрических участков, со стороны боковых поверхностей и над разделительным фланцем выполнены с более высокими твердостью и прочностью путем введения жестких в тангенциальном направлении, проницаемых для материала уплотнительного элемента армирующих элементов, обладающих адгезией и монолитно связанных с материалом уплотнительного элемента, а на наружной цилиндрической поверхности фланца выполнены кольцевые проточки, а над ним размещена часть монолитного уплотнительного элемента.

2.3 Поршень бурового насоса №2418936

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано в буровых установках при перекачивании абразивосодержащих жидкостей, главным образом, при повышенных давлениях и температурах.

Данным изобретением решается задача увеличения ресурса работы поршня бурового насоса путем обеспечения высокой долговечности работы уплотнительной манжеты поршня.

Достигается это тем, что уплотнительную манжету поршня выполняют из полимерного материала повышенной прочности, износостойкости и эластичности, внешнюю поверхность манжеты снабжают специальной заостренной кромкой, препятствующей попаданию абразивных частиц между трущимися поверхностями манжеты и цилиндровой втулки, а также создают на контактных поверхностях уплотнительной манжеты и манжетодержателя, при их креплении, напряжения сжатия, предотвращающие интенсификацию износа манжеты, вызываемого расклиниванием и разрастанием микротрещин и микродефектов, благодаря их смыканию под воздействием специально создаваемых напряжений сжатия.

Сущность изобретения состоит в том, что в известном поршне бурового насоса, содержащем корпус поршня, установленный на штоке, уплотнительные манжеты, закрепленные на корпусе поршня с помощью манжетодержателей, крепежных и фиксирующих элементов, - уплотнительная манжета поршня бурового насоса выполнена из полиуретанового эластомера, снабжена на внешней уплотняющей поверхности абразивозачищающей кромкой и сопряжена с манжетодержателем по кольцевым, соответственно, внутренней и наружной поверхностям радиусного профиля, с величинами радиусов, удовлетворяющих соотношению, при котором на внутренней кольцевой поверхности уплотнительной манжеты создаются сжимающие напряжения.

Отличительными признаками предложенного поршня бурового насоса от прототипа являются выполнение уплотнительной манжеты поршня из полиуретанового эластомера, оснащение внешней уплотняющей поверхности манжеты абразивозачищающей кромкой и сопряжение манжеты и манжетодержателя друг с другом по кольцевым радиусного профиля внутренней поверхности манжеты с наружной поверхностью манжетодержателя, с величинами радиусов профиля сопрягаемых поверхностей, регламентируемыми соотношением: 0,95 поршень бурового насоса, патент № 2109189 (r1/r2) < 1, где r1 - радиус профиля внутренней кольцевой поверхности уплотнительной манжеты, мм; r2 - радиус профиля наружной кольцевой поверхности манжетодержателя, мм.

Указанные признаки конструкции поршня бурового насоса необходимы и достаточны во всех случаях выполнения устройства с достижением вышеуказанного технического результата.

Формула изобретения

Поршень бурового насоса, содержащий корпус поршня, установленный на штоке, уплотнительные манжеты, закрепленные на корпусе поршня с помощью манжетодержателей, крепежных и фиксирующих элементов, отличающийся тем, что уплотнительная манжета поршня бурового насоса выполнена из полиуретанового эластомера, снабжена абразивозачищающей кромкой на внешней уплотняющей поверхности и сопряжена с манжетодержателем по кольцевым соответственно внутренней и наружной поверхностям радиусного профиля, с величинами радиусов.

2.4 Односторонний поршень бурового насоса № 2001116907

Заявляемая полезная модель относиться к буровой технике при проводке нефтяных и готовых скважин и может быть использована в нефтяной и газовой промышленности.

Целью заявляемой полетной модели является повышение эксплуатационной надежности та счет повышения износостойкости съемных резиновых манжет.

Поставленная цель достигается тем, что съемные резиновые манжеты изготавливаются двухслойными, а в затылочной части резиновых манжет имеется скос, выполненный в виде вогнутой к сердечнику параболы.

Сущность полезной модели заключается в том, что для повышения эксплуатационной надежности поршня, эластичные манжеты выполнены двухслойными с различными физико-механическими свойствами каждого из слоев. Наружный контактирующий слой толщиной 5-7 мм имеет повышенную износостойкость, низкий коэффициент трения скольжения, высокой динамической выносливостью, стойкостью к тепловому старению. Отличительной особенностью является низкий (в 2 - 3 раза) коэффициент трения покоя при страгивали"! в мертвых точках движения поршня, т.с. стабильность коэффициента трения при различных режимах скольжения. При повышенных давлениях (до 30 - 35 МПа) и реверсировании поршня (скорость скольжения равна нулю) промывочные жидкости, выступающие в качестве смазочного материала, вытесняются из зоны контакта в условиях повышенных температур и возможно сухое трепе и алия ион нос схватывание.

Это постоянство коэффициента трения достигается за счет эффекта самосмачивания наружного контактирующего слоя резиновых манжет, который реализуется при введении резину антиадгезионных модифицирующих добавок (силикоксановые жидкости, смолы с силикоксанами и др.). Указанные антиадгезионные добавки при трении- скольжения мигрируют в зону контакта н заменяют промывочные жидкости в качестве смазочного материала при повышенных давлениях и температурах, исключая возможность сухого трения при страгивании поршня и исключая адгезионное схватывание резина металл.

С целью снижения давления в затылочной части резиновых манжет у бурта сердечника, приводящею к выдавливанию эластичного резинового материала манжет в зазор между цилиндровой втулкой и буртом сердечника скос в затылочной части резиновых манжет выполнен в виде вогнутой к сердечнику параболы. Такая форма затылочной части манжет повышает жесткость конструктивною элемента в 1.5-2 роза, требует повышения давления в 1,5-2 раза для вытеснения материала резиновой манжеты в зазор, для заполнения скоса в затылочной часта и таким обратом снижается удельное давление в ретине при контакте с цилиндровой втулкой и повышается надежность резиновых манжет.

На фиг_2 покатана схема полезной модели поршня буровых насосов. На металлический сердечник 1 поршня насаживаются двухслойные резиновые манжеты 2. Наружный слой контактирующий с цилиндровой втулкой толщиной 5 - 7 мм обладает низким коэффициентом трения, высокой износостойкостью и эффектом самосмазывания. Резиновые манжеты кренятся от срыва при возвратно-поступательном движении поршня шайбами 3 и пружинными замковыми кольцами 4. В затылочной части резиновых манжет, прилегающих к бурту сердечника имеется скос, выполненный в виде вогнутой к сердечнику параболы

При реверсивном движении поршня буровых насосов в условиях ударно-динамического нагружения при повышенных давлениях (10-35 МПа) и температурах (80 - 120 0 С) первоначальные акты разрушения появляются в затылочной части резиновых манжет, перпендикулярно расположенные к движению поршня. Затем появляются риски, канавки и далее происходит промыв поршня, т.е. катастрофическое разрушение манжет в течение нескольких минут.

Формула изобретения

Для повышения износостойкости резиновых манжет при многократных деформациях, снижения коэффициента трения, для обеспечения стабильности при различных режимах трения, наружный контактирующий слой содержит кремнийорганические соединения (кремнийорганические жидкости (КОЖ), эпоксидные смолы, кремнийорганические олигоизоцианаты (КОИ)).

Технический результат, достигаемый при реализации заявляемой полезной модели заключается в следу кэшем:

- повышение долговечности поршня буровых насосов в 1,5-2 раза;

- снижение затрат на ремонтные работы в 1.5 - 2 раза;

- повышение долговечности цилиндровых втулок за счет равномерности износа сопряженной пары трения.



3. Техническое предложение

Модернизированным узлом в курсовом проекте является уплотнительная манжета гидравлического поршня. Цель модернизации - повышение эксплуатационной надежности за счет повышения износостойкости съемных резиновых манжет.

Модернизация заключается в том, что для повышения эксплуатационной надежности поршня, эластичные манжеты выполнены двухслойными с различными физико-химическими свойствами каждого из слоев. Наружный контактирующий слой толщиной 5-7 мм имеет повышенную износостойкость, низкий коэффициент трения скольжения, высокой динамической выносливостью, стойкостью к тепловому старению. Отличительной особенностью является низкий коэффициент трения покоя при страгивании поршня в мертвых точках, т.е. стабильность коэффициента трения при различных режимах скольжения. При повышенных давлениях (до 30 - 35 Мпа) и реверсировании поршня (скорость скольжения равна нулю) промывочные жидкости, выступающие в качестве смазочного материала, вытесняются из зоны контакта в условиях повышенных температур и возможно сухое трение и адгезионное схватывание. Эго постоянство коэффициента трения достигается за счет эффекта самосмазывания наружного контактирующего слоя резиновых манжет, который реализуется при введении резину антиадгезионных модифицирующих добавок (силоксановые жидкости, смолы с силоксанами и др.). Указанные антиадгезионные добавки при трении скольжения мигрируют в зону контакта и заменяют промывочные жидкости в качестве смазочного материала при повышенных давлениях и температурах, исключая возможность сухого трения при страгивании поршня и исключая адгезионное схватывание резина - металл.

4. Расчет обсадных колонн

На рисунке 4.1 показана схема конструкции обсадных колонн.

Рисунок 4.1 - Схема конструкции обсадных колонн

4.1 Расчет эксплуатационной колонны

Диаметр эксплуатационной колонны Dэксп=114мм.

Расстояние от устья скважины:

- до башмака колонны L=6000м;

- до башмака предыдущей колонны L0=4000м;

-до уровня жидкости в колонне H=1000м (при испытании на герметичность);

-до уровня жидкости в колонне H=1500м (при освоении скважины).

Удельный вес:

- цементного раствора за колонной гц=18500H/м3 ;

-испытательной жидкости гж=10000 Н/м3;

- бурового раствора за колонной гр=14000 H/м3;

- жидкости в колонне гв=11000H/м3 (при освоении);

- жидкости в колонне гв=8500H/м3 (в период ввода в эксплуатацию);

- жидкости в колонне гв=9500H/м3 (при окончании эксплуатации).

Эксплуатационный объект расположен в интервале 5900- 6000м.

Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n1=1,20.

Для наглядности приведем порядок построения эпюр внутренних и наружных давлений, а также избыточных давлений.

1 Построение эпюр внутренних давлений

1.1Определяем внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию по формуле (2.1):

при (4.1)

при z=0;

при

z=L

Строим эпюру АВ (рисунок 4.2)

1.2 Внутреннее давление по окончании эксплуатации определяем по формуле (2.2):

pвz=0 при ;

при (4.2)

при z=0;

при

z=L

Строим эпюру CD (рисунок 4.2)

Рисунок4.2 - Эпюра внутренних давлений

2 Построение эпюр наружных давлений

2.1 Определяем наружное давление для незацементированной зоны по формуле (2.3):

при (4.3)

при z=0;

при z=h=3950м;

2.2 Определяем наружное давление для зацементированной зоны:

- в интервале, закрепленной предыдущей колонной, по формуле (5.4):



при (4.4)

при z=h;

при z=L0=4000м;

.

- в интервале открытого ствола с учетом пластового давления

z=L=6000м; pнL=90 МПа.

Строим эпюру ABCD (рисунок 4.3).

2.3 Определяем наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины по формулам (4.5) и (4.6)на момент окончания цементирования:

при (4.5)

при z=0;

при z=h=3950м;

при (4.6)

приz=L=6000м;

Строим эпюру ABE (рисунок 4.3).

Рисунок 4.3 - Эпюра наружных давлений

3 Построение эпюр избыточных наружных давлений

3.1 Определяем избыточное наружное давление на момент окончания цементирования по формулам (4.7) и (4.8):

при (4.7)

при z=0

при z=h

при(4.8)

при z=L

3.2 Определяем избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня:

- в незацементированной зоне -

по формулам (4.9) и (4.10):

при (4.9)

при z=0

при z=H=1000м

при (4.10)

при z=h

- в зацементированной зоне - по формуле (2.11):

при (4.11)

при z=L0

при z=L

3.3 Определяем избыточное давление наружное давление при освоении скважины:

- в незацементированной зоне - по формулам (4.9) и (4.10):

при z=0 при

при z=H=1500м при

при z=h

- в зацементированной зоне - по формуле (2.11):

при z=L0

при z=L

Строим эпюру ABCDE (рисунок 5.4).

3.4 Определяем избыточное наружное давление по окончании эксплуатации:

- в незацементированной зоне - по формулам (4.9) и (4.10):

при z=0 при

при z=H=1500м при

при z=h

- в зацементированной зоне - по формуле (2.11), где pHz в зоне эксплуатационного объекта принимаем по давлению гидростатического столба воды с удельным весом гГС=1,1*104 Н/м3:

при z=L0

при z=5900 (pнz=pплz)

при z=5900

(pнz=10-6 * гГС*z)

при z=L

Строим эпюру ABC'D'FF'G

Рисунок 4.4 - Эпюра наружных избыточных давлений

4 Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера

4.1 Избыточное внутреннее давление при испытании на герметичность в один прием без пакера определяем:

- в незацементированной зоне - по формуле (4.12):

при (4.12)

При z=0 pву=42,9 МПа (pву=39 МПа по п.2.1.1)

при z=h

- в зацементированной зоне - по формуле (2.13)

(4.13)

При

z=L0

при

z=L

Строим эпюру ABCD (рисунок 4.5).

Рисунок 4.5- Эпюра внутренних избыточных давлений

Расчет избыточных наружных давлений производим по обобщенным значениям п. 4.1.3.3 (эпюра АВС'D'FE) для стадий освоения и окончания эксплуатации скважины, а внутренних для процесса испытания колонны на герметичность п.4.1.4.1 (эпюра ABCD):

pHИL=45 МПа pHИL*n1=(45*1,2)МПа=54 МПа.

По прил.2 /1, с.111/ находим, что этому давлению соответствуют трубы группы прочности E с толщиной стенки д=8,6 мм, для которых pкр=63,4 МПа.

Длина 1-ой секции l1=150м (100 м плюс 50 м выше кровли эксплуатационного пласта). Вес ее Q1=(150*0,222)=33,3кН [q1=0,222 /прил.12, с.150/].

По эпюре (рисунок 2.5) определяем расчетное давление pниzна уровне верхнего конца I-ой секции на глубине L1=5850м; pниz=48МПа. Этому давлению при n1=1,0 соответствуют трубы группы прочности Ecд=7,4 мм, для которых pкр=50,3 МПа. Определяем значение p'кр2 для труб 2-ой секции по формуле 2.38 для условий двухосного нагружения с учетом растягивающих нагрузок от веса I-ой секции:

Этому значению соответствует глубина спуска 2-ой секции, равная =5800м, следовательно, уточненная длина I-ойсекции

=(6000-5800)м=200м, а вес ее кН.

Для 3-й секции выбираем трубы группы прочности Д cд=7,4 мм, pкр=36,9 МПа. Это давление имеет место на глубине L2=4400м. Следовательно, длина 2-й секции

l2=м,

а вес ее

кН.

Определим величину

по формуле для условий двухосного нагружения с учетом значений растягивающих нагрузок от веса двух первых секций

Для полученного значения находим уточненную глубину спуска 3-й секции м и уточненную длину 2-й секции

м, а вес ее кН.

4-ю секцию составляем из труб группы прочности Д с д=6,4 мм pкр=29,5 МПа, эти трубы могут быть установлены на глубине L3=3500м,

l3=м, а вес ее кН.

Для условия двухосного нагружения находим с учетом растягивающих нагрузок от веса трех секций

Уточненная глубина спуска 4-й секции , уточненная длина 3-й секции

м,

а вес ее

кН.

Длину 4-й секции выбираем из расчета на растяжение по формуле5.49 /прил.5, с.136/; .

кН.

Вес четырех секций

Определяем внутреннее давление для 4-й секции. Давление на уровне верхней трубы, расположенной на глубине L4=(6000-200-1600-1700-439)=2061м, составляет pви2016=35 МПа.

По приложении 4/1, с.126/ pт=37,3 МПа для д=6,4 мм, запас прочности n2= pт/ pвиz=37,3/34=1,1.

5-ю секцию составляем из групп прочности Е с д=8,6 мм q=0,194 кН

Вес пяти секций

Определяем внутреннее давление для 4-й секции. Давление на уровне верхней трубы, расположенной на глубине L5=(6000-200-1600-1700-439-790)=1271м, составляет pви1271=38 МПа.

По приложении (4 .1, с.126)pт=72,5 МПа для д=8,6 мм, запас прочности n2= pт/ pвиz=72,5/38=1,92.

6-ю секцию составляем из групп прочности Л с д=10,6 мм q=0,266кН

Для 6-й секции достаточно длина 1271м, вес ее кН.

Запас прочности на внутреннее давление для 6-й секции достаточен.

Общий вес колонны

Таблица 1- Конструкция эксплуатационной колонны d=114мм

Номер секции	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина секции, мм	Вес секции, кН
1 2 3 4 5 6	Е E Д Д Е Л	8,6 7,4 7,4 6,4 8,6 10,4	200 1600 1700 439 790 1271	44,4 310,4 329,8 74,19 153,26 246,57
Всего		6000	1158,62

Примечание: Счет секций ведется снизу вверх.



5. Расчет конструкции бурильных колонн

Исходные данные

Показатель	Значение показателя
Вид технологической операции Интервал К началу проведения операции спущена промежуточная колонна диаметром, мм Бурение ведется под эксплуатационную колонну диаметром, мм Способ бурения Частота вращения колонны , об/мин Диаметр долота, мм Плотность бурового раствора Нагрузка на долото, т Условия бурения	Бурение 4000-6000 178 114 Роторный 60 152 1,7 5 Нормальное

5.1 Расчет УБТ

Расчет производится в соответствии с разделом 5 (2. с.66). Необходимо определить типы утяжеленных бурильных труб и длины ступеней компоновки УБТ.

Согласно п. 6.5 (2, с.46) для неосложненных условий бурения выбираем по таблице 3 (2, с.46) для 1-й ступени УБТС.2 с наружным диаметром DУБТ=120мм.

По п.6.6 (2, с.46) эти трубы имеют необходимую жесткость при бурении под эксплуатационную колонну диаметром 114 мм.

Диаметр нижней секции бурильной колонны согласно таблице (1.2, с.31) необходимо принять 102 мм.

Существует плавный переход DУБТ и DБК

Данное соотношение выполняется. Принимаем DУБТ=120мм.

Длина основного УБТ находится исходя из нагрузки на долото, осуществляемого весом УБТ, увеличенного на 0,25.

(5.1)

5.2 Расчет конструкции бурильной трубы

Будем использовать трубы типа ТБВ (ГОСТ 631-75, тип 1) диаметром 102 мм с толщинами стенок 8,9,10 групп прочности Д,К,Е,Л.

В соответствии с п 7.6 (2, с.68) сформируем последовательность труб.

Начинаем перебор последовательности с бурильной трубы под порядковым номером 1 (БТ №1).

Производим проверку соответствия этой БТ требованиям п. 7.8. (2, с.45)

Устанавливаем следующее:

- наружный диаметр соответствует зафиксированным в п.7.7 (2, с.44) значениям;

- наружный диаметр замкового соединения (133мм) не ограничивает применение данной трубы;

- БТ №1 не соответствует условиям по п.3.36 (2, с.29) для компоновки 1-ой секции (над УБТ) КБТ.

Из представленной последовательности условиям п. 3.36 соответствует только БТ №9, которая удовлетворяет также требованиям п.7.8., предварительным к наружным диаметрам тела трубы и замкового соединения.

Проверяем бурильную трубу №9 на соответствие расчетных запасов прочности по усталости нормативным значениям по следующим формулам:



Таблица 5.1 - Последовательность труб

Порядковый номер	Тип БТ	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности материала	Тип замкового соединения
1	ТБВ	102	8	Д	ЗШ- 133
2	ТБВ	102	8	К	ЗШ- 133
3	ТБВ	102	8	Е	ЗШ- 133
4	ТБВ	102	8	Л	ЗШ- 133
5	ТБВ	102	9	Д	ЗШ- 133
6	ТБВ	102	9	К	ЗШ- 133
7	ТБВ	102	9	Е	ЗШ- 133
8	ТБВ	102	9	Л	ЗШ- 133
9	ТБВ	102	10	Д	ЗШ- 133
10	ТБВ	102	10	К	ЗШ- 133
11	ТБВ	102	10	Е	ЗШ- 133
12	ТБВ	102	10	Л	ЗШ- 133
13	ТБВ	102	10	М	ЗШ- 133

Примечания: 1. Ограничения на длину (250м) существует только для комплекта №9 ТБВ. Эти трубы вводятся в колонну в соответствии с рекомендациями.Минимально допустимую длину секции принимаем равной 500м.

Длина полуволны при вращении колонны:

(5.2)

Длина полуволны в нейтральном сечении:

(5.3)

Стрела прогиба бурильной колонны:

(5.4)

Радиус кривизны бурильной колонны

(5.5)

Крутящий изгибающий момент

(5.6)

Изгибающее напряжение в теле трубы

(5.7)

Амплитуда переменного напряжения

Коэффициент запаса прочности на выносливость

(5.8)

Что больше нормативного значения n=1,50

Предельное (соответствует пределу текучести материала) избыточное внутреннее давление рассчитываем по формуле

(5.9)

Проверяем условие прочности

Таким образом, бурильная труба №9 удовлетворяет всем требованиям п.7.8. /2, с. 45/.

В связи с тем, что длина секции бурильных труб №9 задана и равна 250м, проверим эту секцию на статическую прочность в верхнем сечении по формулам: бурильный обсадный нефть топливоиспользование

Растягивающая нагрузка

Крутящий момент

(5.10)

где=974 кгс/мм2- коэффициент пересчета

N- число оборотов вращения

N=Nв.к+Nв.дол

(5.11)

(5.12)

-переводной коэффициент

с=6,9 для средних пород

Касательное напряжение



(5.13)

Для компоновки 2-й секции рассмотрим бурильную трубу №1. Эта труба соответствует условиям:

- по наружному диаметру тела трубы и замкового соединения;

- по избыточному внутреннему давлению.

По формулам соответственно получаем:

Проверяем условие прочности

Заметим, что труба №1 имеет наименьшее допускаемое внутреннее избыточное давление из двух труб, представленных для проектирования. В связи с тем, что это допускаемое давление выше действующего давления и, кроме того, все остальные трубы соотвутсвуют по диаметру тела и замкового соединения необходимым условием, в дальнейшем расчете по п.7.8. остается проверять трубы только на сопротивление усталости.

Длина полуволны при вращении колонны:



(5.14)

Длина полуволны в нейтральном сечении:

Длина полуволн для секций

(5.15)

Стрела прогиба бурильной колонны:

Радиус кривизны бурильной колонны

Крутящий изгибающий момент

Изгибающее напряжение в теле трубы

Амплитуда переменного напряжения

Коэффициент запаса прочности на выносливость

Что больше нормативного значения n=1,50

Определяем наибольшую допустимую длину 2-й секции БТ №1 по формуле:

(5.16)

Общая длина скомпонованной части БК равна



Для дальнейшей компоновки бурильной колонны (секция 3-ая) рассмотрим БТ №3. Использование №2 нецелесообразно, поскольку до полного завершения компоновки БК еще далеко и применение трубы из стали группы прочности К, незначительно отличающийся по стоимости и величине предела текучести от трубы стали группы прочности Е, неоправданно увеличит число секций.

Длина полуволны при вращении колонны:

Длина полуволны в нейтральном сечении:

Длина полуволн для секций

(5.17)

Стрела прогиба бурильной колонны:



Радиус кривизны бурильной колонны

Крутящий изгибающий момент

Изгибающее напряжение в теле трубы

Амплитуда переменного напряжения

Коэффициент запаса прочности на выносливость

(5.18)

Что больше нормативного значения n=1,50

Определяем наибольшую допустимую длину 2-й секции БТ №1 по формуле:

(5.19)

Общая длина скомпонованной части БК равна

Для дальнейшей компоновки (4ая секция) рассмотрим №4.

Отметим следующее. При последовательном использовании труб (д=const) по группам прочности допустимые длины секций уменьшаются. При этом может оказаться, что очередная секция будет иметь длину, меньшую минимально допустимой, которая в настоящее время принята равной 500м.

По указанным причинам далее сначала будем рассчитывать наибольшую допустимую длину секции из предполагаемых труб. Если эта длина окажется не меньше минимально допустимой, будем принимать секцию из таких труб для компоновки и проверять на сопротивление усталости.

Наибольшую допустимую длину 4-й секции определяем по формуле

что больше минимально допустимой длины секции.

Условия сопротивления усталости БТ №4 определяем по следующим формулам:

Длина полуволны при вращении колонны:

Длина полуволны в нейтральном сечении:

Длина полуволн для секций

(5.20)

Стрела прогиба бурильной колонны:



Радиус кривизны бурильной колонны

Крутящий изгибающий момент

Изгибающее напряжение в теле трубы

Амплитуда переменного напряжения

Коэффициент запаса прочности на выносливость

(5.21)

Что больше нормативного значения n=1,50

Общая длина скомпонованной части БК равна

Наибольшую допустимую длину 5-й секции определяем по формуле

что больше минимально допустимой длины секции.

Условия сопротивления усталости БТ №5 определяем по следующим формулам:

Длина полуволны при вращении колонны:

Длина полуволны в нейтральном сечении:

Длина полуволн для секций

(5.22)

Стрела прогиба бурильной колонны:

Радиус кривизны бурильной колонны

Крутящий изгибающий момент

Изгибающее напряжение в теле трубы

Амплитуда переменного напряжения

Коэффициент запаса прочности на выносливость

Что больше нормативного значения n=1,50

Общая длина скомпонованной части БК равна

Таким образом, в результате проведенного проектировочного расчета бурильная колонна скомпонована полностью.

Таблица 5.2- Конструкция бурильной колонны (секция указана снизу - вверх)

№	Тип трубы	Размеры, мм	Группа прочности	Длина секции, м	Вес колонны, кН
1	УБТ	120	-	100	20,5
2	ТБВ	102*10	Д	250	45,5
3	ТБВ	102*8	Д	2387	402
4	ТБВ	102*8	Е	1298	218,6
5	ТБВ	102*8	Л	782	131,7
6	ТБВ	102*10	М	1237	350,9
Общий вес БТ Q=1169,2 кН



6. Выбор бурового оборудования

Вертикальная нагрузка от веса бурильной трубы: Q=1169,2кН.

Для бурения данной скважины наиболее рационально использовать установку Уралмаш БУ6500/450 ДЭ предназначенная для бурения скважин с условной глубиной бурения 6500м в районах с умеренным климатом при температуре от -450С до +450С, при разработке месторождений с содержанием сероводорода до 6%. Буровая установка имеет регулируемый электропривод (ЭР) с питанием от промышленных электросетей.

Основные технические характеристики установки: допускаемая нагрузка на крюке 4500 кН; высота вышки 45,3 м; мощность на входном валу лебедки 1100 кВт; число струн талевой системы 12.

В комплект БУ6500/400 ДЭ входит насос буровой УНБТ -950 с подачей Q=46л/с, с давлением pн.с=32 МПа.



7. Гидравлический расчет скважин при бурении

Под гидравлической программой бурения понимается алгоритм вычисления соотношений: диаметров втулок насоса, возможных перепадов давления в насосе, чисел двойных ходов насоса, диаметров бурильной колонны (наружного и внутреннего) и скважины при определенной конструкции циркуляционной системы в сочетании с реологическими параметрами бурового раствора в зависимости от глубины скважины и производительности насоса.

7.1 Определение перепада давления бурильных трубах

Число Рейнольдса (Re) характеризует тип течения бурового раствора: турбулентный, квадратичный, ламинарный. Определим значение числа Рейнольдса согласно теории подобия:

где - плотность бурового раствора; -скорость течения бурового раствора в бурильных трубах; - внутренний диаметр бурильных труб; -структурная вязкость бурового раствора; - динамическое напряжение сдвига бурового раствора.

Скорость течения бурового раствора в бурильных трубах:

где Q- производительность бурового насоса.

Следовательно, режим течения жидкости в трубах турбулентный.

-коэффициент гидравлических сопротивлений при турбулентном течении жидкости.

Потери давления в бурильных трубах:

7.2 Определение перепада давления в кольцевом пространстве

Число Рейнольдса в кольцевом пространстве между стенкой скважины и наружным диаметром бурильных труб определяем по формуле

где - плотность бурового раствора; - наружный диаметр скважины и бурильных труб; - средняя скорость течения жидкости в кольцевом пространстве:

Следовательно, режим течения жидкости в кольцевом пространстве ламинарный.

При ламинарном течении жидкости коэффициент гидравлических сопротивлений определяем по формуле:

Потери давления в кольцевом пространстве определим по формуле:

7.3 Определение потерь давления в УБТ

Так как режим течения жидкости УБТ турбулентный, то коэффициент гидравлических сопротивлений , тогда потери давления в УБТ определим следующим образом:

7.4 Определение потерь давления в бурильных замках

Потери давления в замковых соединениях могут быть определены через эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле:

гдеlэкв - эквивалентная длина замкового соединения: k*d=28,8*0,102=2,94; k- эквивалентная длина, выраженная в долях внутреннего диаметра труб. Значения k принимаемравным 28,8; L- глубина скважины; Q- производительность насоса;

среднее расстояние между замками;n- количество замков.

7.5 Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота

Потери давления определяем по формуле:

где F - площадь долота равная

7.6 Потери давления в обвязке буровой установки

Потери давления в элементах обвязки - ведущей трубе, вертлюге, буровом шланге, системе манифольда (подводящие трубы) определяем по методу эквивалентных длин составных элементов обвязки. Эквивалентная длина ведущей трубы:

Где - действительная длина ведущей трубы. Существует справочные таблицы зависимости диаметра ведущей трубы и ее длины. Принимаем для диаметра трубы в 168мм длину трубы 14м; d-внутренний диаметр бурильной трубы, равный 10,2 см; dвнтр- внутренний диаметр ведущей трубы, равный 100мм.

Тогда эквивалентная длина ведущей трубы:

Эквивалентная длина вертлюга:

, - фактическая длина и внутренний диаметр вертлюга.

Определяем эквивалентная длина бурового шланга:

, - фактическая длина и внутренний диаметр бурового шланга.

Эквивалентная длина подводящей линии от буровых насосов до вертлюга (стояк с отводом):

, -

фактическая длина и внутренний диаметр стояка.

Суммарная эквивалентная длина всех элементов обвязки:

Суммарные потери в обвязке буровой установки:

Общий перепад давления в циркуляционной системе равен сумме составляющих перепадов давления:

Переводим данное значение в МПа, получаем 17,33 МПа.

Соотношение выполняется. ()



Список использованных источников

1 Справочник конструктора - машиностроителя. Анурьев В. И. - в 3 томах. 8 изд., перераб. и доп. Под ред. И. Н. Жестковой - М.: Машиностроение, 2001.

2 http://www.findpatent.ru/

3 Даниленко, О.Д. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Руководящий документ/ О.Д. Даниленко, К.Н. Джафаров и др. - М,1997. - 194с.

4 Вавилов, В.М. Инструкция по расчету бурильных труб. Руководящий документ/ В.М. Вавилов, О.Д. Даниленко и др. - М, 1997. - 156с.

Размещено на Allbest.ru

...