Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«Пермский национальный исследовательский политехнический университет» (ПНИПУ)

Кафедра горная электромеханика

Курсовая работа по теме: «Расчет и выбор оборудования буровой установки, и определение показателей его работы»

Разработал студент гр. МОН-19-1б Каргалиев А.А.

Руководитель: доцент каф. ГЭМ Воробель С.В.

Пермь 2022



Задание

На Курсовую работу по дисциплине «Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов очного отделения группы МОН-19

Тема: Расчет и выбор оборудования буровой установки, и определение показателей его работы

Исходные данные:

Глубина скважины - 3600 м;

Длина обсадной технической колонны - 900 м;

Диаметр обсадной эксплуатационной колонны - 194 мм;

Нагрузка на долото - 290 кН;

Перепад давления на долоте - 5 МПа;

Способ бурения - ротор,ВЗД;

Средний угол искривления скважины - 44⁰

Показатели теоретической кривой проходки скважины - А=900м, m=0,42

К расчету обсадной колонны:

Плотность бурового раствора (плотность жидкости за колонной) - 1500 кг/м³;

Плотность жидкости в колонне - 970 кг/м³;

Высота эксплуатационного горизонта - 30 м;

Расстояние от устья скважины до уровня жидкости в эксплуатационной колонне - 900 м;

Задание:

1. Выбрать диаметры долот для бурения скважины под эксплуатационную и техническую колонны. Выбрать толщину стенки и тип труб технической колонны.

2. Рассчитать и выбрать секции обсадной эксплуатационной колонны исходя из внешнего давления и нагрузки от веса колонны. Определить вес в воздухе всей обсадной эксплуатационной колонны.

3. Рассчитать и выбрать компоновку низа бурильной колонны при бурении скважины под эксплуатационную колонну для роторного бурения и бурения забойным двигателем: выбрать диаметр и длину утяжеленных бурильных труб; выбрать забойный двигатель.

4. Выбрать бурильные трубы и рассчитать бурильную колонну на прочность в верхнем сечении с учетом перепада давления на долоте и забойном двигателе. Определить вес в воздухе бурильной колонны при бурении с ЗД.

5. Определить частоту вращения ротора. Определить требуемую мощность на вращение бурильной колонны. Проверить бурильную колонну на прочность при действии растяжения и крутящего момента. Определить вес в воздухе бурильной колонны при роторном бурении.

6. Выбрать буровую установку по весу в воздухе обсадной и бурильной колонн.

7. Определить требуемую мощность буровой лебедки и её привода для подъема бурильной колонны. Сравнить с техническими характеристиками буровой лебедки, входящей в состав выбранной буровой установки. Сделать вывод о резерве мощности.

7. Определить требуемое давление буровых насосов при бурении с ЗД и промывке скважины для наибольшей длины бурильной колонны с учетом фактического расхода рабочей жидкости на забойном двигателе и перепадов давления на долоте и забойном двигателе.

8. Определить требуемую мощность буровых насосов.

9. Определить число рейсов, объем и продолжительность спуско-подъемных операций.

10. Определить полезную работу и планируемый расход талевого каната в интервале бурения под эксплуатационную колонну.

11. Сделать выводы по работе, отразить расчетные параметры в сравнении с техническими характеристиками оборудования.

Оглавление

Задание

Введение

1. Выбор диаметра долот для бурения скважин

2. Расчёт секций обсадной эксплуатационной колонны

3. Компоновка низа бурильной колонны

4. Расчёт трехступенчатой бурильной колонны на прочность

5. Выбор буровой установки

6. Определение требуемой мощности буровой лебедки и её привода

7. Определение требуемого давления буровых насосов

8. Определение требуемой мощности буровых насосов

Вывод

Список литературы



Введение

Бурением называется воздействие спецтехники на почвенные слои, в результате чего в земле образуется скважина, через которую будут добывать ценные ресурсы. Процесс бурения нефтяных скважин осуществляется по разным направлениям работы, которые зависят от расположения почвенного или горного пласта: оно может быть горизонтальным, вертикальным либо наклонным.

В результате работы в земле образуется цилиндрическая пустота в виде прямого ствола, или скважина. Ее диаметр может быть различным в зависимости от назначения, но он всегда меньше параметра длины. Начало скважины расположено на поверхности почвы. Стены называются стволом, а дно скважины - забоем.

На рис.1 схематически изображена буровая вышка, буровое оборудование, используемое при бурении скважины, а также при креплении обсадных колонн.

Буровая установка - это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций. Современные буровые установки включают в себя следующие составные части: буровое оборудование (талевый механизм, насосы, лебедка, вертлюг, ротор, привод, топливомаслоустановка, дизель-электрические станции, пневмосистема); буровые сооружения (вышка, основания, сборно-разборные каркасно-панельные укрытия); оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи долота, механизмы для автоматизации спускоподъемных операций, пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой ключ, вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт контроля процессов бурения, посты управления); оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового (промывочного) раствора (блок приготовления, вибросита, песко- и глиноотделители, центрифуги, подпорные насосы, емкости для химических реагентов, воды и промывочного раствора); манифольд (нагнетательная линия в блочном исполнении, дроссельно-запорные устройства, буровой рукав); устройства для обогрева блоков буровой установки (теплогенераторы, отопительные радиаторы и коммуникации для разводки теплоносителя). Требования, предъявляемые к буровым установкам, определяются условиями бурения и категорией скважины.

В данной работе будет рассмотрен пример расчета и выбора оборудования буровой установки для бурения скважины из исходных данных



1. Выбор диаметра долот для бурения скважины

Выбрать диаметры долот для бурения скважины под эксплуатационную и промежуточную (техническую) колонны, тип, диаметр и толщину стенки технической колонны.

Диаметр эксплуатационной колонны 194 мм. С учетом условий спуска эксплуатационной и технической колонны, а именно большая глубина скважины и соответственно относительно большое значение пластового давления, наличие зенитного угла 44 градуса и интенсивности искривления ствола скважины 0,42 град/м, выбираем эксплуатационную колонну с типом резьбы - ОТТГ (трубы с высокогерметичными соединениями). Трубы ОТТГ обладают высокой герметичностью соединения и предназначены для крепления глубоких и сверхглубоких газовых скважин с давлением до 50 МПа. Герметичность соединения этих труб повышается коническими уплотнительными поверхностями, расположенными за резьбой со стороны меньшего диаметра. Кроме того, в соединении предусмотрен контакт по упорным внутренним торцам, обеспечивающий беззазорную стыковку труб.

В соединениях труб ОТТМ, ОТТГ и ТБО применяется трапецеидальная резьба. Прочность на растяжение в соединениях с трапецеидальной резьбой в 1,5-2 раза выше, чем треугольной.

Обсадные трубы ОТТГ и муфты к ним

Диаметр эксплуатационной колонны выбирается ориентировочно по величине ожидаемого дебита нефти или газа. В данном случае диаметр эксплуатационной колонны составляет 194 мм, тогда наружный диаметр соединительной муфты (Dмэк) для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 составит 215,9 мм. Зная диаметр эксплуатационной колонны, можем определить диаметр долота для бурения под эту эксплуатационную колонну:

Dд^эк = Dм^эк + 2д,

Dмэк - диаметр эксплуатационной колонны под муфту;

д - зазор между стенкой скважины и эксплуатационной колонной, принимаем равным 12,5 мм;

Dд^эк = 215,9 + 2*12,5 = 240,9 мм

Выбираем по ГОСТ 20692 - 75 диаметр долота Dд^эк = 244,5 мм.

Внутренний диаметр технической колонны:

,

где - внутренний диаметр предыдущей колонны, мм;

? - радиальный зазор, необходимый для свободного прохода внутри данной колонны долота для бурения под следующую колонну (?=5 мм).

,

Принимаем диаметр технической колонны равным 273,1 мм с внутренним диаметром 255,3 мм и толщиной стенки 8,9 мм.

Диаметр долота для бурения под техническую колонну:

=298,5+35=333,5мм.

Где 298,5- диаметр муфты колонны диаметром 273,1 мм;

35 - требуемый зазор между муфтой и стенкой скважины.

Выбираем по ГОСТ 20692-75 393,7 мм.

,

,

,

,

393,7мм

Данные о расчетах конструкции скважины заносим в табл. 1.

Таблица 1 Конструкция скважины

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Интервал спуска, м (по стволу)	Номинальный диаметр ствола скважины (долота), мм	Номинальный наружный диаметр обсадных труб, мм	Максимальный наружный диаметр соединения,мм
1 2	Техническая колонна Эксплуатационная	0 -900 0 -3600	393,7 244,5	273,1 193,7	298,5 215,9

2. Расчёт секций обсадной эксплуатационной колонны

Рассчитать и выбрать секции обсадной эксплуатационной колонны исходя из внешнего давления и нагрузки от веса колонны. Определить вес в воздухе всей обсадной эксплуатационной колонны.

Внешнее давление, действующее на сечение обсадной колонны:

;

где - ускорение свободного падения, ; - расстояние от устья скважины до рассматриваемого сечения, м; - расстояние от устья скважины до уровня жидкости в эксплуатационной колонне, м; - плотность бурового раствора за колонной, кг/м3; -плотность жидкости в колонне, кг/м3. долото бурение скважина

.

Запас прочности [S] для секций труб, находящихся в зоне эксплуатационного горизонта равен 1,3 (см. Таблица VI.2 [1]) . Критическое давление для труб первой секции равно:

13,07*1,3=16,99 МПа

По характеристикам обсадных труб (Приложение 3 [3]) для диаметра 146 мм выбираем толщину стенки 6,5 мм и группу прочности Д. Табличное критическое давление (Приложение 3 [3]) - 177 атм (17,7 МПа).

Длина первой секции .

- вес одного метра обсадной трубы 146х6,5Д равен 22,3 кг (табл. 8.1 [3]) или 223 Н.

,

Рассчитаем длину 2-й секции по страгивающей нагрузке от собственного веса. Запас прочности для трубы 146х6,5Д от собственного веса равен 1,3 (Таблица VI.2 [1]) Допустимая длина 2-й секции по страгивающей нагрузке определится как:

,

Принимаем длину 2-й секции 1900м. Суммарная длина всех секций 2200 м. Вес 2-й секции:

,

Рассчитаем длину 3-й секции по страгивающей нагрузке от собственного веса. Принимаем трубы 3-й секции 146 х6,5Е.

,

Принимаем длину 3-й секции 1100м. Суммарная длина всех секций 3300 м. Вес 3-й секции:

,

Рассчитаем 4-ю секцию. Принимаем трубы 4-й секции 146х6,5М. Длина 4-й секции:

,

Принимаем длину 4-й секции 1200м. Суммарная длина всех секций 4570 м. Вес 4-й секции:

,

Рассчитаем 5-ю секцию. Принимаем трубы 5-й секции 146х6,5Р. Длина 5-й секции:

,

Необходимая длина 5-й секции.

.

Принимаем длину 5-й секции 1700 м.

Вес 5-й секции .

Вес всей колонны (5 секций):

.

3. Компоновка низа бурильной колонны

Выбрать компоновку низа бурильной колонны для бурения эксплуатационной и технической колонн: выбрать диаметр и рассчитать длину утяжеленных бурильных труб; выбрать забойный двигатель.

Номинальный диаметр долота: 190,5 мм

Принимаем диаметр УБТ: 146 мм

Осевая нагрузка на долота Р_д: 150 кН

Вес одного метра УБТ q: 97 кг

Вес двигателя G_эд: 5000 Н (ВЗД ДР-127)

,

4. Расчёт трехступенчатой бурильной колонны на прочность

Выбрать бурильные трубы и рассчитать трехступенчатую бурильную колонну на прочность в верхнем сечении с учетом перепада давления на долоте и забойном двигателе. Определить вес в воздухе бурильной колонны.

Номинальный диаметр промежуточной колонны - 219 мм, толщина стенки- 6,7 мм.

Внутренний диаметр промежуточной колонны 205,6 мм

В соответствии с табл. 5П выбираем диаметр бурильных труб 114 мм, с толщиной стенки 7 мм. Внутренний диаметр 100,3 мм. Вес одного метра трубы 18,5 кг.

Расчетная нагрузка.

,

где - длина, соответственно, всей колонны, УБТ и забойного двигателя; -вес 1 м бурильных труб и УБТ; - вес забойного двигателя; - перепад давления соответственно в забойном двигателе и долоте; - площадь проходного сечения канала трубы.

; ; ; ; ; ; ; ; .

.

;

Для первой секции выбираем трубы 114х7Е.

Длина первой секции:

;

;

;

Принимаем длину 3600 метров.

Для второй секции выбираем трубы 114х7Л.

Длина второй секции:

;

;

;

Принимаем длину 1500 метров.

Для третьей секции выбираем трубы 114х7Р.

Длина третьей секции:

;

;

;

Необходимая длина 3-й секции.

.

Принимаем длину 3-й секции 1100 м.



5. Выбор буровой установки

По весу бурильной и обсадной колонн выбрать буровую установку в соответствии с требуемыми коэффициентами запаса на действующие нагрузки.

Главным критерием выбора является допустимая нагрузка на крюке, определяемая из условия:

;

,

Исходя из полученного значения допускаемой нагрузки, выбираем буровую установку БУ 4500/270 ЭК-БМЧ.

6. Определение требуемой мощности буровой лебедки и её привода

Определить требуемую мощность буровой лебедки и её привода для подъема бурильной колонны. Сравнить с техническими характеристиками буровой лебедки, входящей в состав выбранной буровой установки. Сделать вывод о резерве мощности.

Мощность лебедки определяется полезной мощностью на ее барабане, которая должна быть достаточной для выполнения спускоподъемных операций и аварийных работ при бурении и креплении скважин заданной глубины и конструкции. Оптимальная мощность буровой лебеди определяется из условий подъема наиболее тяжелой бурильной колонны для заданной глубины бурения с расчетной скоростью v_p = 0,5 м/с:

;

- вес бурильной колонны;

- вес подвижных частей талевого механизма из табл. IX.5[1].

,

- т.к. кратность оснастки 5х6.

- требуемая мощность буровой лебедки.

Буровая лебедка обладает мощностью 900 кВт. Требуемая мощность в моем случае равна 807,3 кВт, а это значит, что резерв по мощности небольшой.

7. Определение требуемого давления буровых насосов

Определить требуемую мощность буровых насосов. Сравнить с техническими характеристиками насосов, входящих в состав оборудования буровой установки. Сделать вывод о резерве мощности.

Давление на выходе бурового насоса зависит от потерь давления на преодоление гидравлических сопротивлений в манифольде, бурильной колонне, забойном двигателе, долоте и затрубном кольцевом пространстве.

Принимаем подачу по параметрам работы винтового двигателя.

Q = 20 л/с = 0,02 м/с.

^,

- требуемое давление буровых насосов, МПа;

МПа - потеря давления в манифольде;

- потеря давления в бурильных трубах, МПа;

- потеря давления на замках бурильным труб, МПа;

- потеря давления в утяжеленных бурильных трубах, МПа;

- перепад давления на забойном двигателе;

- перепад давления на долоте;

- потеря давления в первом кольцевом пространстве, МПа;

- потеря давления во втором кольцевом пространстве, МПа;

- потеря давления в третьем кольцевом пространстве, МПа.

^,

^,

- коэффициент линейных потерь

^,

^,

^,

^,

КП1: ,

,

^,

КП2: ,

- длина технической колонны

,

^,

КП3: ,

^,

^,

8. Определение требуемой мощности буровых насосов

Определить требуемую мощность буровых насосов. Сравнить с техническими характеристиками насосов, входящих в состав оборудования буровой установки. Сделать вывод о резерве мощности.

Требуемая мощность буровых насосов

,

,

,

Мощность привода бурового насоса:

,

,

,

Требуемая мощность буровых насосов - 405,4 кВт, мощность насосов, входящих в состав оборудования буровой установки - 1180 кВт, имеется почти тройной запас мощности.

Вывод

Выбранное оборудование:

Буровая установка БУ 4500/270 ЭК-БМЧ.

Буровые насосы УНБТ-1180L

Винтовой забойный двигатель ВЗД ДР-127.

После проведенных мною расчетов можно сделать выводы о выбранном оборудовании.

Из расчётов вес буровой колонны получился кН, принял буровую установку БУ 4500/270 ЭК-БМЧ с допустимым весом буровой колонны 2700 кН. Мы имеем двойной запас.

Требуемая мощность буровой лебёдки 807,3 кВт, выбранная буровая лебёдка имеет мощность 900 кВт, имеем небольшой резерв по мощности.

Требуемая мощность буровых насосов -405,4 кВт, мощность насосов, входящих в состав оборудования буровой установки - 1180 кВт, имеется почти тройной запас мощности.

Винтовой забойный двигатель выбирался по диаметру УБТ = 146 мм.

Все условия подбора оборудования были выполнены, отсюда следует , оборудование выбрано верно.



Список литературы

1. Баграмов Р.А. «Буровые машины и комплексы». - М.: Недра, 1988. - 452 с.

2. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. - 3- е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1990. - 303 с: ил.

3. Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.Г., Гноевых Л.Н., Межлумов А.О., Близнюков В.Ю. Буровое оборудование: справочник в 2-х томах. - М.: ОАО «Недра», 2003.

4. Сароян А.Е. Трубы нефтяного сортамента: Справочник - 3- е изд., перераб. и доп.- М.: Недра, 1987.- 488 с.

Размещено на Allbest.ru

...