Выбор и расчеты параметров бурового оборудования для бурения нефтяных и газовых скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

Методические указания по выполнению курсовой работы

«Выбор и расчеты параметров бурового оборудования для бурения нефтяных и газовых скважин»

ОГЛАВЛЕНИЕ

• Исходные данные
• 1. Выбор класса буровой установки
• 2. Расчет параметров талевой системы
• 2.1 Выбор талевого каната
• 2.2 Скорость спуска и подъема крюка
• 3. Расчет параметров буровой лебедки
• 3.1 Мощность, развиваемая на барабане
• 3.2 Диаметр и длина барабана
• 4. Расчет параметров бурового ротора
• 5. Расчет параметров вертлюга
• 6. Расчет параметров бурового насоса
• Список литературы
• Приложение 1
• Приложение 2
• Приложение 3
• Приложение 4

• ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
• В качестве исходных данных выбирается одна из типовых конструкций скважин и компоновок бурильных колонн из Приложения 1. Пример приведен на рисунке 1.
• Рисунок 1. Конструкция скважины и компоновка бурильной колонны

• 1. ВЫБОР КЛАССА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ
• Предельно допустимая нагрузка на крюке буровой установки определяется из двух условий:

1. При ликвидации затяжек и прихватов бурового инструмента по ГОСТ 16293-89 допускается приложение усилия равного удвоенному весу наиболее тяжелой бурильной колонны в воздухе.

2. При спуске обсадной колонны наибольшего веса, допускается ее «расхаживание» с приложением усилия подъема 1,15ч1,45 от веса колонны. Минимальные значения этого коэффициента принимают для вертикальных скважин. Повышенные значения коэффициента принимают для скважин сложного профиля.

При использовании стальных бурильных колонн обычно предельно допустимая нагрузка по первому условию получается больше, чем по второму (в ГОСТ 16293-89 второе условие даже не рассматривается). Однако, это условие соблюдается не всегда. Например, при использовании легко сплавных бурильных труб часто предельно допустимая нагрузка по второму условию получается больше. Она может быть больше по второму условию в случае применения обсадных колонн из сталей низких групп прочности и, соответственно, с большой толщиной стенки и одновременно использования бурильных колонн малого диаметра.

Исходя из вышеизложенного предельно допустимую нагрузку на крюке и класс буровой установки для бурения скважины, приведенной на рисунке 1, определим следующим образом:

§ Определим вес наиболее тяжелой бурильной колонны при ее максимальной длине равной 4000м. Длина участка из труб ПК 127х9 составляет 2100 м. Длина УБТС равна 25 м. Следовательно, длина участка труб ПК 114х9 составит

§

4000 - 2100 - 25 = 1875 м

Согласно [1, cтр. 315 и 325] имеем массу одного погонного метра ПК 127х9 группы прочности Е 3 группы равную 31,33 кг/м (если группа прочности не известна, ее можно принять произвольно). Для 3 группы длина трубы равна 12 м, для 2 группы - 9 м.

Для ПК 114х9 группы прочности Е 3 группы масса одного погонного метра равна 27,5кг. Масса одного погонного метра УБТС 178х80 равна 156 кг/м.

Тогда вес бурильной колонны равен

Q_бк = (2000 • 31,33 + 1875 • 27,5 + 25 • 156)•9,81/1000 = 1159 кН.

Предельно допустимая нагрузка на буровую установку исходя из первого условия составит

Q_max1 = 2 • 1159 = 2318 кН.

Примем Q_max1 = 2320 кН.

§ Определим вес наиболее тяжелой обсадной колонны. Для этого вычислим вес всех обсадных колонн:

Направление из обсадных труб диаметром 426 мм и толщиной стенки 11 мм, длиной 225 м. Вес одного погонного метра трубы направления определим по [1, cтр. 360] - 1,141 кН/м. Следовательно, вес всей колонны равен

Q_н = 225 • 1,141 = 257 кН.

Кондуктор из обсадных труб 299х11 длиной 1000 м. Один погонный метр трубы весит [1, стр. 359] - 0,79 кН/м. Следовательно, вес всей колонны равен

Q_к = 1000 • 0,79 = 790 кН.

Эксплуатационная колонна из труб 146х10,7 длиной 4000 м, при весе одного погонного метра трубы 0,334 кН/м [1, стр. 357], будет весить

Q_эк = 4000 • 0,334 = 1336 кН.

Самой тяжелой оказалась эксплуатационная колонна.

Тогда предельно допустимая нагрузка на буровую установку исходя из второго условия составит

Q_max2 = (1,15 ч 1,45) • 1336 = (1536 ч 1937) кН.

Q_max1 > Q_max2

- следовательно окончательно принимаем допускаемую нагрузку на крюке буровой установки равной 2320 кН, что соответствует 6 классу буровых установок по ГОСТ 16293-89 (Приложение 2).



2. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ТАЛЕВОЙ СИСТЕМЫ

Исходя из ГОСТ 16293-89 (см. приложение 2) для шестого класса буровых установок принимается оснастка талевой системы 5х6.

2.1 Выбор талевого каната

Для выбора каната следует определить нагрузку в наиболее нагруженной «ходовой» ветви каната при подъеме.

Современные нормы назначения коэффициента запаса прочности каната следующие:

1. В процессе ведения буровых работ без осложнений коэффициент запаса прочности каната должен быть не менее 3. При этом износ каната не должен превышать существующих норм.

2. В случае возникновения затяжек или прихватов инструмента, а также при спуске тяжелых обсадных колонн, когда нагрузка на крюке приближается к максимально допустимой, разрешается снижать коэффициент запаса прочности каната до 2 при условии оснащения талевой системы новым канатом.

Если выполняется условие 2, учитывая, что нагрузка на крюке при работе бурильной колонной максимального веса без осложнений вдвое меньше максимально допустимой нагрузки, то по условию 1 получим коэффициент запаса прочности равный 4. Следовательно, канат следует выбирать по условию 2.

Талевый канат нагружается не только прикладываемой нагрузкой на крюк, но и весом подвижной части талевой системы (крюкоблока), вес которого составляет

= (0,05 ч 0,07) Qбкmах.

Для рассматриваемого примера имеем

G_т.с.= (0,05 ч 0,07) • 1159 = 58 ч 81 кН.

Примем G_т.с =70кН

Нагрузка в «ходовой» ветви каната при подъеме

Коэффициент сопротивления шкива является величиной, обратной коэффициенту полезного действия шкива. В расчетах его рекомендуется принимать

Кратность полиспаста (число ветвей каната, на которых висит груз). Для оснастки 5х6, при пяти шкивах талевого блока, число рабочих ветвей И = 10.

Для рассматриваемого примера

Тогда разрывное усилие каната в целом должно быть не менее

Р_х • 2 = 265 • 2 = 530 кН.

Из таблицы 1 находим, что этому условию удовлетворяют следующие канаты:

§ Канат диаметром 28мм из проволок с пределом прочности 1770 МПа и металлическим сердечником.

§ Канат диаметром 32мм из проволок с пределом прочности 1570 МПа и органическим сердечником.

§ Канат диаметром 32мм из проволок с пределом прочности 1670 МПа и органическим сердечником.

Шкивы талевой системы будем рассчитывать под канат диаметром 32 мм.

Как показал отечественный и зарубежный опыт эксплуатации БУ и различных грузоподъемных механизмов, отношение диаметра канатного шкива (по дну желоба) к диаметру каната должно быть в пределах

= 38 ч 42

Тогда диаметр шкива будет -

Д_ш = 32 • (38 ч 42) = 1216 ч 1344 мм.

Примем диаметр шкива равный 1250 мм.



Таблица 1

Примечание: в числителе указаны для параметры канатов с металлическим, а в знаменателе - с органическим сердечником.

2.2 Скорость спуска и подъема крюка

буровой установка кран насос

Скорости спуска колонн определяются их весом, длиной и технологическими условиями скважины. Наибольшая скорость спуска бурильной колонны не должна превышать 2 м/с во избежание гидроразрыва пласта, наименьшая при спуске обсадных колонн - 0,2 м/с во избежание их смятия. Средняя скорость спуска незагруженного крюка находится в пределах 1,0 ч 1,2 м/с.

Скорости подъема крюка определяются исходя из следующих факторов:

§ Минимальная - «аварийная» (0,1 ч 0,2 м/с) - из технологических соображений (для приподъема и расхаживания обсадных труб, ликвидации прихватов);

§ Максимальная - предназначена для подъема незагруженного элеватора при СПО и выбирается и пределах 1,5 ч 1,7 м/с в зависимости от кратности оснастки талевой системы. Ограничением скорости при этом являются два условия: обеспечение правильной упорядоченной укладки каната на барабан, нарушаемое при скорости движения тяговой струны каната при подъеме более 20 м/с, и возможность управления движущейся системой в процессе подъема (человеческий фактор) и обеспечение коэффициента заполнения тахограммы в рациональных пределах.

Для обеспечения достаточной производительности подъемного комплекса подъем наиболее тяжелой бурильной колонны следует производить на скорости 0,4 ч 0,5 м/с. Исходя из этой скорости рассчитывается мощность на крюке.

N_кр = 1159 • (0,4 ч 0,5) = 464 ч 580 кВт.

Примем N_кр = 500 кВт при скорости

500/1159 = 0,43 м/с.



3. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ БУРОВОЙ ЛЕБЕДКИ

3.1 Мощность, развиваемая на барабане

Мощность на барабане лебедки определяется по мощности на крюке с учетом веса подвижной части талевой системы и коэффициента полезного действия последней:

КПД талевой системы приведены в таблице 2.

Таблица 2

Оснастка талевой системы	КПД талевой системы
3х4	0,900
4х5	0,874
5х6	0,849
6х7	0,825
7х8	0,802

С учетом КПД самой лебедки (который можно принять равным 0,9), мощность на входном валу лебедки равна

624/0,9=694кВт,

что соответствует мощности лебедки по ГОСТ 1693-89.



3.2 Диаметр и длина барабана

Диаметр и длина барабана обусловливают канатоемкость барабана и слойность его навивки.

Диаметр бочки барабана влияет на долговечность каната, вызывая большие изгибающие напряжения в проволоках каната при навивке его на барабан при СПО. Для уменьшения изгибающих напряжений в канате при расчетах выдерживается следующее соотношение:

Д_б > (23 ч 26) • d_к,

где Д_б - диаметр барабана, м.

Необходимо помнить, что чрезмерное увеличение диаметра барабана вызывает увеличение действующих моментов и веса лебедки, однако улучшает условия работы каната. В переделе диаметр не должен превышать диаметра шкива талевой системы.

Рассчитаем диаметр барабана по принятым соотношениям

Д_б = 32 • (23 ч 26) = 736 ч 832 мм.

Примем Д_б = 800 мм.

Длина барабана определяется из следующих условий - чем больше длина барабана, тем меньше слоев навивки каната на барабан и, следовательно, лучше условия эксплуатации каната. Однако при чрезмерной длине барабана возникает разреженная навивка его при намотке от реборды барабана к центру. Поэтому длина барабана ограничивается условием

L₆ ? 2 • Н • tg б,

где Н - длина тяговой ветви каната, приблизительно равная высоте вышки (от оси барабана до оси канатных шкивов кронблока), м.

Высота вышки равна длине свечи плюс примерно 17 м.

По ГОСТ 1693-89 для установок 6 класса применяют свечи длиной 25, 27, 36 м.

Примем свечу из двух труб длиной по 12 м, т.е. свеча длиной 24 м и буровая вышка высотой 41 м.

С учетом многолетней практики предельное значение угла девиации б = 1°.

Тогда максимальная длина барабана лебедки

L₆ ? 2 • 41 • tg1° = 1,43 м.



4. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ БУРОВОГО РОТОРА

Главным параметром ротора является диаметр проходного отверстия в столе ротора. Он определяется диаметром самого большого долота, пропускаемого через ротор с учетом необходимого зазора 30 ч 50 мм.

Самым большим будет долото для бурения под направление. В нашем примере его диаметр будет 490 мм тогда

Статическая грузоподъемность ротора должна быть не меньше максимальной нагрузки на крюке, т.е.

.

Ротор должен иметь следующие скорости вращения:

При бурении под направление

При бурении под кондуктор

При бурении под эксплуатационную колонну

Определим мощность на столе ротора при бурении под каждую обсадную колонну, которая складывается из двух слагаемых:

N_р = N_хв + N_д,

где N_p - мощность на столе ротора;

N_хв - необходимая мощность для холостого вращения колонны;

N_д - мощность на долоте при разрушении горной породы.

Таблица 3. Коэффициенты искривления скважины

Угол искривления скважины, град.	0	4	7	13	22	30
Значения коэффициента «А»	18,8	26	32	37	44	50

С увеличением глубины забоя необходимая мощность для вращения колонны будет также возрастать, а мощность на долоте вследствие уменьшения его диаметра уменьшается. Значения этих мощностей определяются по формулам

где А - коэффициент искривления ствола скважины (табл. 3),

г - удельный вес раствора, кН/м³;

d - наружный диаметр бурильных труб, м;

L - длина секции колонны труб, м;

п_р - частота вращения стола ротора, об/мин;

м - коэффициент, зависящий от типа долота, м =0,7ч1,4 - для шарошечных долот, а для лопастных долот м =1,4ч2,8;

С - коэффициент осевой нагрузки на долото: для мягких пород С = 2, для пород средней твердости С = 5ч10, для твердых пород С = 10ч15, для крепких и очень крепких пород С > 15;

D - диаметр долота, м.

Для нашего примера примем А = 18,8, г = 12,5.

При бурении под направление:

Мощность на холостое вращение колонны

Мощность на долоте

Мощность на столе ротора

При бурении под кондуктор:

Мощность на холостое вращение колонны

Мощность на долоте

Мощность на столе ротора

При бурении под эксплуатационную колонну:

Мощность на холостое вращение колонны (для упрощения расчета условно примем, что вся колонна состоит из труб диаметром 127мм)

Мощность на долоте

Мощность на столе ротора

Крутящий момент на столе ротора определится по формуле

При бурении под направление:

При бурении под кондуктор:

При бурении под эксплуатационную колонну:

Таким образом, ротор должен иметь параметры не менее:



5. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ВЕРТЛЮГА

Буровой вертлюг по своим параметрам должен отвечать следующим условиям:

Грузоподъемность должна быть не менее грузоподъемности талевой системы, т.е. для нашего примера

Скорость вращения ствола вертлюга соответствовать скорости вращения ротора, т.е. для нашего примера

Допустимое давление прокачиваемой жидкости не менее давления, развиваемого буровыми насосами, которое будет определено ниже.

Для уменьшения гидравлических потерь при прокачивании промывочной жидкости через ствол вертлюга, при прочих равных условиях, следует выбирать вертлюг с большим сечением канала в стволе вертлюга.



6. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ БУРОВОГО НАСОСА

Производительность насоса определяется из двух условий - исходя из качественной очистки забоя от выбуренной породы и обеспечения выноса выбуренной породы на поверхность.

Для обеспечения качественной очистки забоя от выбуренной породы необходимо обеспечить удельную подачу на один квадратный дециметр площади забоя q_з = 6 - 8 л/с дм². Тогда подача насоса будет равна

При бурении под направление получим (при бурении под направление q_з можно принять меньше 4 - 6 л/с дм²)

При бурении под кондуктор

При бурении под эксплуатационную колонну

Для обеспечения выноса выбуренной породы на поверхность

где D_д и d - диаметр долота и наружный диаметр бурильных труб, дм.

При этом скорость восходящего потока раствора в кольцевом пространстве при бурении под техническую и эксплуатационную колонну при бурении забойным двигателем должна быть не менее V = 0,5 ч 0,6 м/с, а при роторном способе бурения V= 0,3 ч 1,2 м/с.

При бурении под направление получим (для получения расхода в л/с в формулу все линейные размеры подставляем в дм.)

При бурении под кондуктор

При бурении под эксплуатационную колонну (наихудшие условия по выносу породы будут на участке с бурильными трубами диаметром 114мм)

Окончательно примем подачу промывочной жидкости: , , .

При бурении под направление и кондуктор используем два насоса, работающих параллельно. При этом максимальная подача одного насоса будет равна 50 л/с.

Давление, развиваемое насосом, определяется для условий бурения скважины под эксплуатационную колонну. Оно складывается из потерь давления:

где р_м, р_бт, р_УБТ, р_з, р_зд, р_д, р_кп - потери давления в манифольде (стояк и манифольд, буровой рукав и вертлюг, ведущая труба), бурильных трубах, утяжеленных бурильных трубах, замковых соединениях, забойном двигателе, долоте и кольцевом пространстве.

Определим потери давления в обвязке буровой установки (манифольде)

где а_м - коэффициент потерь давления в манифольде,

г - плотность бурового раствора, г = 1,2 кг/дм³.

a_c - коэффициент потерь давления в стояке, а_с = 40 •10 ^-6;

а_рв - коэффициент потерь давления в буровом рукаве и вертлюге, а_рв = 210 •10 ^-6;

а_вт- коэффициент потерь давления в ведущей трубе, а_ет = 340 •10 ^-6 (см. приложение 3).

Тогда

Определим потери давления в бурильных трубах:

где L - длина колонны бурильных труб

Н_скв - проектная глубина бурения скважины,

L = 4000 - 25 = 3975 м,

а_бт - коэффициент потерь давления в бурильных трубах, который учитывается для двух секций бурильных труб разного диаметра. Для верхней секции а_бт = 1025•10^-9 , а для нижней секции а_6т = 1820•10^-9, тогда

р_бт = (1025 •2100 + 1820 •1875) 10^-9 •1,2 • 25² = 4,17 МПа.

Определим потери давления в утяжеленных бурильных трубах:

где а_УБТ - коэффициент потерь давления в УБТ, а_УБТ =5,9 •10^-6.

Р_УБТ = 5,9 •10^-6 • 1,2 • 25² • 25 = 0,11 МПа.

Определим потери давления в замковых соединениях:

где l - расстояние между замковыми соединениями, l = 12 м.

С учетом наличия в колонне двух секций бурильных труб при определении коэффициента потерь давления в замковых соединениях необходимо рассматривать размер замков и их количество в каждой секции, а₃ - коэффициент потерь давления в замковом соединении,

Определяем потери давления в долоте

где F₀ - суммарная площадь поперечных сечений промывочных отверстий долота, см². Для долота диаметром Д_д =215,9 мм; F₀ =13,5 см², тогда а_д =658 •10^-6

Определяем потери давления в кольцевом пространстве:

где а_кп - коэффициент потерь давления в кольцевом пространстве, а_кп =360•10^-9,

Развиваемое насосом давление

Гидравлическая мощность, развиваемая насосом при бурении под эксплуатационную колонну равна (расчет произведем в основных единицах системы СИ)

Каждый из двух буровых насосов должен иметь максимальную подачу не менее 50 л/с, развиваемое давление не менее 8,5 МПа и гидравлическую мощность не менее 212 кВт.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Э.А. Айзуппе. Трубы нефтяного сортамента: конструкция и расчет. Самара 2005.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1



ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ПРИЛОЖЕНИЕ 3



ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Параметры буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения (по ГОСТ 16293-89)

Наименование параметра	Классы
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	800	1000	1250*	1600	2000	2500	3200	4000*	5000*	6300	8000*	10000
Условная глубина бурения, м	1250	1600	2000	2500	3200	4000	5000	6500	8000	10000	12500	16000
Наибольшая оснастка талевой системы	4х5	4х5	4х5	4х5	5х6	5х6	6х7	6х7	7х8	7х8	7х8	-
Диаметр каната, мм	22; 25	22; 25	22; 25; 28	25; 28	28; 32	28; 32	32; 35	23; 35	35; 38	38; 42	42; 44	-
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	От 0,1 до 0,25
Скорость подъема крюка без нагрузки, м/с, не менее	1,5	1,3
Мощность, развиваемая приводом на входном валу подъемного агрегата, кВт	от 200 до 240	от 240 до 360	от 300 до 440	от 440 до 550	от 550 до 670	от 670 до 900	от 900 до 1100	от 1100 до 1500	от 1500 до 2200	от 2200 до 3000	от 3000 до 4000
Диаметр отверстия в столе ротора, мм, не менее	440	560	700	950	1250
Мощность на приводном валу ротора, кВт, не более	180	300	370	440	550	750
Допустимая статистическая нагрузка на стол ротора, кН, не более	2000	3200	4000	5000	6300	8000	-
Момент, передаваемый столом ротора, кН•м. не более	30	50	80	120	180
Число основных буровых насосов, не менее	1	2	3
Мощность бурового насоса, кВт, не менее	375	450	600	750	950	1180
Максимальное давление насоса, МПа	20; 21	21	21; 25	25; 32	25; 32; 35	35; 40	40	40; 45	-
Максимальная длина свечи, м	18	19	18; 25; 27	25; 27; 36	27; 36	-
Высота основания (отметка пола буровой), м, не менее	3	5	5,5	6	8	9	10	11
Примечания: * Допускаемая нагрузка на крюке определяется прочностью канатов в оснастке талевой системы. Коэффициент запаса прочности талевого каната при спуске обсадных колонн и ликвидации аварий должен быть не менее 2, а при СПО и бурении - не менее 3. Предельная глубина бурения указана для бурильных труб диаметром 114 мм и массой 1 п.м - 30 кг

Размещено на Allbest.ru