Расчетная часть-Расчет бурового насоса УНБТ-950: Гидравлический расчет промывки ствола скважины, Расчет долговечности уплотнения штока-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Расчетная часть-Расчет бурового насоса УНБТ-950: Гидравлический расчет промывки ствола скважины, Расчет долговечности уплотнения штока-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

8.1 Гидравлический расчет промывки ствола скважины Горчинская 3
Под гидравлической программой бурения будем понимать алгоритм вычисления соотношений:
• диаметров втулок насоса;
• возможных перепадов давления на насосе;
• число двойных ходов насоса;
• диаметров бурильной колонны (внешнего и внутреннего);
Гидравлическая программа влияет на выбор конструкции скавжины. Ограничения на гидравлическую программу - давления, при которых воз-можны поглащения бурового раствора.
Согласно правил безопасности ПБ 08-624-03 в нефтяной и газовой промышленности при глубине скважины до 1000 м плотность бурового рас-твора выбирается с превышением гидростатического давления в 1.1 раза над пластовым. При глубине скважины более 1000 м плотность бурового рас-твора выбирается с превышением гидростатического давления в 1.05 раза над пластовым [10].
Исходные данные для расчета взяты согласно ГТН на бурение скважи-ны Горчинская 3.
НАПРАВЛЕНИЕ
Исходные данные:
- подача бурового насоса;
- диаметр скважины;
Бурение производится трубами УБТС2-229
- наружный диаметр труб;
- внутренний диаметр труб;
- длина колонны труб;
- плотность раствора;
- структурная вязкость раствора;
- динамическое напряжение сдвига;


Определение потерь давления в трубном пространстве
Определим скорость течения бурового раствора в УБТ
(1)

Определим режим течения бурового раствора в трубном пространстве
(2)

Режим течения бурового раствора в трубном пространстве – турбу-лентный.
Определим коэффициент гидравлических сопротивлений в трубном пространстве.
(3)

Определим потери давления в трубном пространстве.
(4)


Определение потерь давления в кольцевом пространстве

Определим среднюю скорость течения жидкости в кольцевом про-странстве.
(5)

Определим режим течения бурового раствора в кольцевом простран-стве.
(6)

Режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве – лами-нарный.
Определим коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве.
(7)

Определим потери давления в кольцевом пространстве.

(8)



Определение потерь давления в элементах обвязки буровой уста-новки

Потери давления в элементах обвязки – ведущей трубе, вертлюге, бу-ровом шланге, системе манифольда определяются по методу эквивалентных длин составных элементов обвязки.
Определим эквивалентную длину ведущей трубы
(9)
где - действительная длина ведущей трубы
- внутренний диаметр ведущей трубы

Определим эквивалентную длину вертлюга
(10)
где - действительная длина вертлюга
- внутренний диаметр вертлюга

Определим эквивалентную длину бурового шланга
(11)
где - действительная длина бурового шланга
- внутренний диаметр бурового шланга

Определим эквивалентную длину подводящей линии от буровых насо-сов до вертлюга (стояк с отводом)
(12)
где - действительная длина стояка
- внутренний диаметр стояка

Определим суммарную эквивалентную длину обвязки
(13)
где эквивалентная длина ведущей трубы
эквивалентная длина вертлюга
эквивалентная длина бурового шланга
эквивалентная длина стояка

Определим суммарные потери в обвязке буровой установки
(14)

Определим суммарные потери при бурении под направление
(15)



КОНДУКТОР
Исходные данные:
- подача бурового насоса;
- диаметр скважины;
- наружный диаметр бурильных труб;
- внутренний диаметр бурильных труб;
- наружный диаметр УБТ;
- внутренний диаметр УБТ;
- длина колонны УБТ;
- длина колонны бурильных труб;
- плотность раствора;
- структурная вязкость раствора;
- динамическое напряжение сдвига;

Определение потерь давления в трубном пространстве

Определим скорость течения бурового раствора в бурильных трубах.

Определим режим течения бурового раствора в бурильных трубах.

Режим течения бурового раствора в трубном пространстве – турбу-лентный.
Определим коэффициент гидравлических сопротивлений в трубном пространстве.

Определим потери давления в трубном пространстве.


Определение потерь давления в кольцевом пространстве
Определим среднюю скорость течения жидкости в кольцевом про-странстве.

Определим режим течения бурового раствора в кольцевом простран-стве.

Режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве – лами-нарный.
Определим коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве.

Определим потери давления в кольцевом пространстве.


Определение потерь давления в УБТ


Потери давления в кольцевом пространстве УБТ слишком малы и ими можно пренебречь.

Определение потерь давления в замках бурильных труб

(16)
где - эквивалентная длина замкового соединения;
- среднее расстояние между замками;


Определение потерь давления в элементах обвязки буровой уста-новки

Определим эквивалентную длину ведущей трубы

Определим эквивалентную длину вертлюга

Определим эквивалентную длину бурового шланга

Определим эквивалентную длину подводящей линии от буровых насо-сов до вертлюга (стояк с отводом)

Определим суммарную эквивалентную длину обвязки

Определим суммарные потери в обвязке буровой установки

Определим суммарные потери при бурении под направление
(17)



ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА
Исходные данные:
- подача бурового насоса;
- диаметр скважины;
- наружный диаметр бурильных труб;
- внутренний диаметр бурильных труб;
- наружный диаметр УБТ;
- внутренний диаметр УБТ;
- длина колонны УБТ;
- длина колонны бурильных труб;
- плотность раствора;
- структурная вязкость раствора;
- динамическое напряжение сдвига;

Определение потерь давления в трубном пространстве
Определим скорость течения бурового раствора в бурильных трубах

Определим режим течения бурового раствора в бурильных трубах

Режим течения бурового раствора в трубном пространстве – турбу-лентный
Определим коэффициент гидравлических сопротивлений в трубном пространстве

Определим потери давления в трубном пространстве


Определение потерь давления в кольцевом пространстве

Определим среднюю скорость течения жидкости в кольцевом про-странстве

Определим режим течения бурового раствора в кольцевом простран-стве

Режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве – лами-нарный
Определим коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве

Определим потери давления в кольцевом пространстве


Определение потерь давления в УБТ


Потери давления в кольцевом пространстве УБТ слишком малы и ими можно пренебречь.

Определение потерь давления в замках бурильных труб


Определение потерь давления в элементах обвязки буровой уста-новки

Так как бурение под промежуточную колонну производится теми же бурильными трубами, что и бурение под кондуктор, то суммарная эквива-лентная длина обвязки буровой установки не изменится.
Определим суммарные потери в обвязке буровой установки

Определим суммарные потери при бурении под направление



ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА
Исходные данные:
- подача бурового насоса;
- диаметр скважины;
- наружный диаметр бурильных труб;
- внутренний диаметр бурильных труб;
- наружный диаметр УБТ;
- внутренний диаметр УБТ;
- длина колонны УБТ;
- длина колонны бурильных труб;
- плотность раствора;
- структурная вязкость раствора;
- динамическое напряжение сдвига;

Определение потерь давления в трубном пространстве

Определим скорость течения бурового раствора в бурильных трубах

Определим режим течения бурового раствора в бурильных трубах

Режим течения бурового раствора в трубном пространстве – турбу-лентный
Определим коэффициент гидравлических сопротивлений в трубном пространстве

Определим потери давления в трубном пространстве


Определение потерь давления в кольцевом пространстве

Определим среднюю скорость течения жидкости в кольцевом про-странстве

Определим режим течения бурового раствора в кольцевом простран-стве

Режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве – лами-нарный
Определим коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве

Определим потери давления в кольцевом пространстве


Определение потерь давления в УБТ


Потери давления в кольцевом пространстве УБТ слишком малы и ими можно пренебречь.

Определение потерь давления в замках бурильных труб



Определение потерь давления в элементах обвязки буровой уста-новки

Так как бурение под промежуточную колонну производится теми же бурильными трубами, что и бурение под кондуктор, то суммарная эквива-лентная длина обвязки буровой установки не изменится.
Определим суммарные потери в обвязке буровой установки

Определим суммарные потери при бурении под направление


По результатам вычислений построим график зависимости потерь дав-ления от интервала бурения (рисунок 44) и зависимость подачи бурового насоса от глубины скважины (рисунок 45).


Рисунок 44 - зависимости потерь давления от интервала бурения

Рисунок 45 - Зависимость подачи бурового насоса от глубины скважи-ны



8.2 Расчет долговечности уплотнения штока

При бурении буровой насос развивает давление, необходимое для при-вода винтового забойного двигателя, с учетом потерь давления в обвязке бу-ровой установки и скважине.
Таким образом, для бурения скважины необходимо давление Р по интер-валам:
1. бурение под направление     2,4МПа;
2. бурение под кондуктор      11,7МПа;
3. бурение под промежуточную колонну   12,3МПа;
4. бурение под эксплуатационную колонну   18,4МПа;

Для практических расчетов долговечности уплотнений удобно пользо-ваться коэффициентом работоспособности уплотнения С [9]:

(18)
где - коэффициент работоспособности уплотнения;
- давление в цилиндре, кгс/см2;
- число двойных ходов в минуту;
- время работы уплотнения, ч;
- показатель степени;
При обработке опытных данных получено приближенное значение пока-зателя степени [Макаров, уплотнительная техника].

Коэффициент работоспособности уплотнения C получен исходя из опыт-ных данных:
1. для манжет (ГОСТ 6969-54)     2800;
2. для малогабаритных манжет     3600;

3. для шевронных манжет      3000;
4. для колец круглого сечения     2500;

Число двойных ходов поршня на каждом интервале бурения скважины Горчинская 3 берем согласно ГТН.
5. бурение под направление     65;
6. бурение под кондуктор      65;
7. бурение под промежуточную колонну   65;
8. бурение под эксплуатационную колонну   65;

Таким образом рассчитаем время работы уплотнения штока при бурении под каждый интервал:
1. бурение под направление
2. бурение под кондуктор
3. бурение под промежуточную колонну
4. бурение под эксплуатационную колонну
Согласно техническому проекту на строительство скважины Горчинская 3 время, необходимое на бурение каждого интервала:
1. бурение под направление     t1=28,8ч;
2. бурение под кондуктор     t2=120ч;
3. бурение под промежуточную колонну   t3=1087ч;
4. бурение под эксплуатационную колонну   t4=537,6ч;

Найдем количество ремонтов насоса N по формуле:
(19)

Рассчитаем ресурс самоуплотняющегося сальника из фторопласта по со-отношениям коэффициентов трения самоуплотняющегося сальника и под-жимного сальника. Также необходимо учесть, что самоуплотняющаяся кон-струкция находится в нагруженном состоянии (плотно обжимает шток) лишь при нагнетании правой камеры, в то время как поджимной сальник находит-ся в нагруженном состоянии постоянно.
Коэффициент трения резины при смазке μ1=0,05;
Коэффициент трения Ф40Г20 при смазке μ1=0,038;
Рассчитаем ресурс самоуплотняющейся конструкции:
(20)

Таким образом, мы видим, что ресурс увеличился более чем в 2 раза.
Тогда количество ремонтов насоса при использовании самоуплотняюще-гося сальника будет:

Полученные данные необходимо рассматривать как сравнительно-ориентировочные, так как результаты испытаний имеют значительный раз-брос.