Бурение эксплуатационных колонн
Введение
Буровая установка включает следующие элементы:
основной двигатель (главный привод), буровая вышка, подвышечное основание
(фундамент), оборудование для спуско-подъемных операций (СПО), буровые насосы,
противовыбросовое оборудование (превенторы).
Основными параметрами, при выборе буровой
установки являются глубина бурения, диаметр скважины, диаметр бурильных труб,
мощность привода и максимальная нагрузка на крюк.
1. Исходные данные
Глубина
скважины L, м
|
2200
|
Диаметр
обсадной колонны D, мм
|
245
|
Высота
эксплуатационного горизонта, м
|
200
|
Расстояние
от устья скважины до уровня жидкости в колонне H, м
|
800
|
Плотность
бурового раствора за колонной ρр,
кг/м3
|
1200
|
Плотность
жидкости в колонне ρ, кг/м3
|
1000
|
Запас прочности по наружному давлению:
для труб эксплуатационного горизонта - []
= 1,3
для остальных секций - [k] = 1,0
1. Наружное
давление на глубине z = L:
Критическое давление
1) расчетное
2) табличное
Трубы I секции: 245 ×
11,1
Д
Длина I-ой секции
Вес труб I-ой секции
. Глубина спуска труб II-ой секции:
Наружное давление на глубине:
Критическое давление:
1) Расчетное:
2) табличное
Трубы II-ой секции: 245×10,0Д
. Принимаем трубы III секции 245 ×
8,9Д
Критическое давление
Предельная глубина спуска труб III секции
Длина II секции
= L2 - L3 = 2000 - 1153= 847 м
Вес труб II секции
. Принимаем трубы III секции 245×
8,9 Д
Критическое давление
Длина III секции l3:
=1,45 т.к. длина
колонны > 1500 м
Вес труб III секции
++=200+847+842=1889
м
. Принимаем трубы IV секции 245×
10,0
Д
Критическое давление
Длина IV секции l4:
Вес труб IV секции
+++=200+847+842+267=2156м
Теперь видно, что длины 4-й секции достаточно, и
нет необходимости рассчитывать 5-ю секцию. Необходимая длина 4-й секции:
-(++)=2200-(200+847+842)=2200-1889=311
м
Принимаем длину 4-й секции 311 м.
Вес всей колонны (всех ее секций):
==1211222,1Н=1211
кН
1. Выбор буровой установки по
максимальной нагрузке на крюке,в зависимости от веса бурильной и обсадной
колонн
Выбор буровой установки осуществляется по их
классификационным параметрам - допустимой нагрузке на крюке и условной глубине
бурения. Следует отметить, что глубина бурения является предварительным
ориентировочным параметром, а главным критерием выбора является допустимая
нагрузка на крюке, определяемая из двух условий:
Где допускаемая
нагрузка на крюке (принимается максимальное значение из полученных двух), кН; вес
в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны в конструкции скважины, кН;
вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной колонны, кН;
коэффициенты запаса допускаемой нагрузки по бурильной и обсадной колонне
соответственно.
Коэффициент запаса по бурильной колонне
принимается равным. Предпочтительным
является значение.
Коэффициент запаса допускаемой нагрузки по
обсадной колонне принимается равным
Исходные данные:
Вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны,
кН 1211
Вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной
колонны, кН 1510
Расчет:
кН
Обоим условиям удовлетворяет буровая установка 7
класса по ГОСТ 16293-89 с допускаемой нагрузкой на крюке 3200 кН.
2. Технические характеристики
буровой установки, основное оборудование комплекса и его характерные
особенности
Выбираем буровую установку БУ 5000/320 ДГУ-1 с допустимой
нагрузкой на крюке 3200 кН и условной глубиной бурения 5000 м, т.к. она
удовлетворяет условию.
Буровые установки предназначены для бурения
эксплуатационных и глубоких разведочных скважин вращательным способом.
Технология вращательного бурения состоит из следующих основных операций:
вращение и продольная подача породоразрушающего
инструмента по мере углубления скважины;
промывка скважины и вынос разрушенной породы на
поверхность;
наращивание бурильной колонны по мере углубления
скважины;
подъем и спуск в скважину бурильной колонны для
смены породоразрушающего инструмента и забойного двигателя;
приготовление, обработка и очистка промывочного
раствора;
спуск обсадных колонн для крепления скважины.
Для выполнения этих операций, а также аварийных
работ требуются различные по функциональным назначениям машины, механизмы и
оборудование. Набор необходимых для бурения скважин машин, механизмов и
оборудования, которые на изготовляющем их предприятии не соединяются, но имеют
взаимосвязанные эксплуатационные функции и технические параметры, называется
буровым комплексом.
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 подразделяются на 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 спуско-подъемных
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 промывочного раствора (блок приготовления, вибросита, песко- и
глиноотделители, 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).
Буровая установка БУ 5000/320 ДГУ-1:
допускаемая нагрузка на крюке 3200 кН;
условна глубина бурения 5000 м;
скорость подъема крюка при расхаживании колонны
0,2 м/с;
скорость подъема элеватора (без нагрузки), не
менее 1,82 м/с;
расчетная мощность на валу подъемного агрегата
1100 кВт;
диаметр отверстия в столе ротора 700 мм;
расчетная мощность привода ротора, не более 370
кВт;
мощность бурового насоса 950 кВт;
вид привода ДГ;
площадь подсвечников, при размещении свечей 114
мм 6000 м2;
высота основания (отметка пола буровой) 8 м;
просвет для установки стволовой части
превенторов6,7 м;
Оборудование буровой установки БУ 5000/320
ДГУ-1:
лебедка буровая ЛБУ37-1100Д;
насос буровой УНБТ-950А;
ротор Р-560;
комплекс механизмов АСП АСП-3М4;
кронблок УКБА-7-400;
талевый блок УТБА-6-320;
вертлюг УВ-320МА;
вышка ВМА45×320;
привод основных механизмов групповой СА-10;
циркуляционная система ЦС500ДГУ-1Т.
Талевый блок УТБА-6-320:
грузоподъемность 320 т;
число канатных шкивов 6;
число секций 2;
диаметр наружного шкива 1400 мм;
диаметр каната 35 мм;
диаметр оси шкивов 260 мм;
номер подшипников шкивов 7097152М;
размеры подшипника траверсы 260×400×104
мм;
длина по оси блоков 1418 мм;
ширина 1440 мм;
масса 9,6 т.
Лебедка ЛБУ37-1100Д:
максимальное усилие на канате 365 кН;
расчетная мощность на входном валу 1100 кВт;
диаметр талевого каната 32 мм;
диаметр бочки барабана 685 мм;
длина бочки барабана 1373 мм;
число скоростей на роторе 4;
длина тормозных шайб 1270 мм;
ширина тормозной колодки 230 мм;
тип вспомогательного тормоза ТЭИ-800-60;
длина 8333 мм;
ширина 3230 мм;
высота 2208 мм;
масса 39050 кг.
Кронблок УКБА-7-400:
максимальная нагрузка 4,0 МН;
число шкивов 7;
диаметр шкива по дну желоба 1380 мм;
диаметр каната 35 мм;
диаметр оси шкива 260 мм;
длина 4230 мм;
высота 2150 мм;
ширина 2950 мм;
масса 11690 кг.
Вертлюг УВ-320МА:
допустимая нагрузка статическая 3,2 МН;
допустимая нагрузка при частоте вращения ствола
100 об/мин2,0 МН;
условная глубина бурения 5000 м;
максимальная частота вращения ствола 300 об/мин;
наибольшее давление прокачиваемой жидкости 32
МПа;
диаметр ствола 75 мм;
вместимость масляной ванны 0,07 м3;
высота (без диаметра штропа) 2860 мм;
масса сухого 2980 кг.
Двигатель СА-10:
мощность 460 кВт;
частота вращения вала 1200 об/мин;
длина 4,25 м;
ширина 1,5 м;
высота 2,76 м;
масса 8,5 т.
3. Расчет мощности ротора и
необходимой мощности привода с учетом КПД трансмиссии. Вывод о резерве
производительности
Мощность ротора должна быть достаточной для
вращения бурильной колонны, долота и разрушения горной породы забоя скважины :
= ;
где =0,90-0,95
КПД ротора, который учитывает потери в трущихся деталях ротора. Для определения
мощности на холостое вращение бурильной колонны можно
воспользоваться формулой:
=13,5*10-8*L*d2*n1.5*D0.5*;
где D - диаметр скважины, м; -
удельный вес промывочной жидкости, Н/м3; n (в мин-1), D - диаметр скважины, м;
d - диаметр бурильных труб, м; n -частота вращения снаряда, с-1; L - глубина
скважины, м;
В предварительных расчетах частоту вращения
стола ротора в зависимости от текущей и конечной глубины бурения вычисляют по
эмпирической зависимости, принятой Уралмашзаводом:
n=200-150*;
Мощность расходуемую
на разрушение породы шарошечным долотом, можно определить, используя формулу:
-5 *1,3
*n*D0.4;
где с - коэффициент крепости пород, принимаемый
для мягких пород с=2,6; для пород средней твердости с=2,3; для крепких с=1,85;осевая
нагрузка на долото, кН;
Осевая нагрузка на долото вычисляется по
формуле:
=,
длина УБТ при роторном бурении
где -
вес 1 м УБТ.
Резерв производительности бурового ротора
определяется по формуле:
R= *100%
Мощность привода с учетом КПД трансмиссии:
= ;
Где z - число двигателей; k=1.3÷1.45-
коэффициент
перегрузки;-
общий КПД трансмиссии, для механических передач
принимается 0,92-0,97, для гидромеханических 0,7-0,75.
Расчет:
Вычисляем частоту вращения стола ротора:
=200-150*;
Интервал бурения эксплуатационной колонны 700
-2200 м
=700 м
=2200м=200-150*=200-48=152
об/мин
УБТ-230
, =273,4
кг
==509,6
кН
Вычисляем мощность на холостое вращение:
Бурильные трубы СБТ 140*12
=0.140
м, ==1200 кг/м3
=13,5
*10-8*L*d2*n1.5*D0.5*=
,5*10-8*2200*0,1402*1521,5*0,2450,5*1,2*104=64,79
кВт
Вычисляем
мощность на вращение долота:
=2.3,
-5 *1,3
*n*D0.4=2.3*10-5*509.61.3*152*2450.4=104.3 кВт
Вычисляем
мощность ротора:
= ==187.8 кВт
Расчет
показывает, что без учета диаметра проходного отверстия в столе ротора может
быть использован ротор Р-560 с номинальной мощностью 370 кВт и условной
глубиной бурения 1600-4000 м.
Вычисляем
мощность привода с учетом КПД трансмиссии:
= ==187.8/1.17=160.5
кВт
Вычисляем
резерв производительности бурового ротора:
R= *100% =
Вывод:
Резерв производительности составляет половину от всей производительности
ротора.
4.
Расчет необходимой мощности буровой лебедки, при подъеме бурильной колонны
наибольшего веса. Сравнение с номинальной мощностью, вывод о резерве
производительности
Мощность
лебедки определяется полезной мощностью на ее барабане, которая должна быть
достаточной для выполнения спуско-подъемных 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 =0,4÷0,5 м/с:
=
где
максимальный
вес бурильной колонны; вес
поступательно движущихся частей талевой системы; КПД талевой системы.
Резерв
производительности буровой лебедки определяется по формуле:
R= *100%
где
-
номинальная мощность на подъемном валу лебедки, указанная в ее характеристиках.
Расчет:
1510 кН
=0,825, т.к.
кратность талевой системы 6x7
Масса
талевого блока 9,6 т (вес поступательно движущихся частей талевой системы)
9,6 т=9600
кг=94080 Н
===777735,75
Н=777 кВт
кВт
Оптимальная
мощность на 323 кВт больше своей номинальной мощности.
Вычисляем
резерв производительности буровой лебедки:
R= *100%= 29%
Вывод:
Резерв производительности лебедки составляет четвертую часть от всей
производительности буровой лебедки.
5.
Расчет необходимой подачи и потери давления в системе промывки при бурении
эксплуатационной колонны в конце интервала бурения
Выбор
диаметра долота для бурения по эксплуатационную колонну осуществляют в
зависимости от диаметра муфты используемых обсадных труб.
где
DД - диаметр долота; Dм - диаметр муфты обсадной трубы; диаметральный
зазор между стенками скважины и муфтами обсадных труб.
Эксплуатационная
колонна: Принимаем
Подачу
буровых насосов выбирают на основе требований, предъявляемых технологией
промывки скважин. От подачи буровых насосов зависит эффективность роторного
бурения и нормальная работа забойных двигателей. Для эффективной очистки
скважины от шлама и для обеспечения рабочего режима забойных гидравлических
двигателей скорость восходящего потока =0,4-0,5 (под техническую и
эксплуатационную колонну).
Подача
насоса (м3/с)зависимости от скорости потока жидкости, м/c:
Где
-площадь
затрубного пространства,м2:
(2-2),
-диаметр
долота, м, -диаметр
бурильных труб, м.
Подачу
буровых насосов принято выражать в л/с (литры в секунду), 1 м3/с = 1000 л/с.
Расчет:
Вычисляем
площадь затрубного пространства:
(2-2)=3.14/4*(0.29532-0.1402)=0.785*(0,08720209-0,0196)=0.053
м2
Вычисляем
подачу насоса:
=0.053*0.5=0.0265м3/с=30
л/с
Давление
на выходе бурового насоса зависит от потерь давления на преодоление
гидравлических сопротивлений в манифольде, бурильной колонне, забойном
двигателе, долоте и затрубном кольцевом пространстве. Гидравлические
сопротивления подразделяют на линейные, обусловленные силами трения и местные,
обусловленные изменением величины скорости и направления потока. Линейные
гидравлические сопротивления возникают в бурильных трубах и кольцевом затрубном
пространстве. Местные сопротивления - в замках бурильных труб, промывочных
отверстиях долота, проточных каналах забойных двигателей, обратных клапанах и
задвижках. Полная потеря давления определяется арифметической суммой линейных и
местных потерь давления. Сумма потерь давления в манифольде, бурильных трубах,
замках, УБТ, на забойном двигателе, на долоте, в кольцевом затрубном
пространстве:
P=
Разностью статических давлений в практических
расчетах пренебрегают. В конце бурения технической колонны потери давления
определяться как
P=+
Потери давления в манифольде=1÷2
МП
Значения линейных потерь давления на единицу
длины для различных труб и кольцевого пространства приводятся в литературе [3].
Потеря давления в замках бурильных труб:
=0,3
Потеря давления на долоте (МПа) определяется
выражением:
P=+;
=2 МПа;бт=L-=2200-233=1967
м;бтвн=140-2*12=140-24=116 мм=0,116 м;
=λ*ρ==1641608
Па=1,6 Мпа;
=0,3=0.3*1,6=0,48
МПа;убт=0,09 м;убт=233 м;
= λ*ρ=0,02*1200*=0,7 Мпа;
==0,001 МПа;
=λ*ρ===57532Па=0,05
Мпа;
=λ*ρ==2692
Па=0,002 Мпа=+=2+1,6+0,48+0,7+0,001+0,05+0,05+0,002=4,883
Мпа
Гидравлическая
мощность буровых насосов (кВт) рассчитывается как
=p*Q,
Где
p-суммарные потери давления, МПа; Q- подача бурового насоса, л/с.
=4,883*30=146,49кВт
эксплуатационный колонна буровой установка
6.
Расчет мощности буровых насосов и мощность их привода с учетом КПД трансмиссии
Требуемая
мощность буровых насосов рассчитывается как
=,
где N- полезная гидравлическая мощность, КПД
насоса.
Мощность привода бурового насоса:
=
Где -
КПД трансмиссии бурового насоса, чаще всего это клиноременная передача. КПД
клиноременной передачи обычно принимается равным 0,94.
Требуемая мощность:
===183,11кВт
Мощность привода бурового насоса:
===214,2
кВт
7. Определение необходимой суммарной
установленной мощности двигателей силового привода буровой установки
Рис. 1
Cумма установленной мощности двигателей силового
привода определяется как
==777+214,2+187.8=1179кВт
Заключение
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.
Определили необходимые мощности буровой лебедки,
бурового насоса, бурового ротора. Так же был сделан вывод о резерве
производительности буровой лебедки и ротора.
Рассчитали необходимую подачу и потери давления
в системе промывки при бурении эксплуатационной колонны в конце интервала
бурения.
Подводя итог, определили необходимую суммарную
мощность двигателей силового привода буровой установки.
Список литературы
1.
Р.А. Баграмов. Буровые машины и комплексы: Учебник для вузов. - М.: Недра,
1988. - 501 с.
.
С.И. Ефимченко. Расчёт и конструирование оборудования для нефтяных и газовых
скважин. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. - 736 с.
.
http://www.drillings.ru/