WWW.REFERATCENTRAL.ORG.UA - Я ТУТ НАВЧАЮСЬ

... відкритий, безкоштовний архів рефератів, курсових, дипломних робіт

ГоловнаТехнічні науки → Техніка і технологія буріння свердловини - Курсова робота

Техніка і технологія буріння свердловини - Курсова робота

мінімально необхідний час контакту зуба долота з породою, с tmin=(3-8)·10-3 с.
с
Z - максимальна кількість зубів, Z=20-22 шт.
Діаметр шарошки визначається за формулою:
; (2.33)
м
с-1
Враховуючи спосіб буріння, рекомендовані частоти обертання трьох шарошкових доліт, а також досвіду буріння на даній площі приймаємо частоту обертання долота 60 об/хв., тоді
; (2.34)
с-1
Дана частота забезпечується при обертанні ротора УР-560 на першій швидкості.
3. Визначаємо витрату промивної рідини.
Витрату промивальної рідини вибирають із двох умов:
а) із умови очищення вибою свердловини від вибуреної породи
,
де Q1 - витрата промивальної рідина, м3/с;
q0 - питома втрата промивальної рідини, м/с;
FВИБ - площа вибою свердловини, м2;
q0 =0,35-0,5 м/с - при роторному способі та електробурінні;
q0=0,5-0,7 м/с - при бурінні гідравлічними вибійними двигунами.
Площа вибою визначається за формулою:
; (2.36)
б) із умови транспортування шламу в кільцевому просторі
,
де МІН - швидкість руху рідини в кільцевому просторі, м/с; МІН =0,3-1,4 м/с.
FКП - площа кільцевого простору, м2;
; (2.38)
м3/с
Q2=0,8·0,011=0,0088 м3/с
Після визначення режимних параметрів (GД, wД, Q) перевіряємо можливість їх реалізації.
Перевірка осьового навантаження GД та швидкості обертання wД проводиться за крутним моментом, який не повинен перевищувати момент, що передається ротору і не створювати небезпечних напружень в бурильній колоні.
МКР МР (2.39)
де МКР - крутний момент, який передається бурильній колоні, Н·м;
МР - момент, який передається ротору(формула ) Н·м.
, (2.40)
де МД - момент на долоті, Н·м;
МХО - момент, необхідний на холосте обертання бурильної колони, Н·м.
, (2.41)
;
де, а0 - емпіричний коефіцієнт, для порід середньої твердості а0=0,7-0,8
Н·м
, (2.42)
де Мпаср - паспорте значення моменту, який передається на ротор;
Мn - момент, який витрачається на подолання опорів в наземній системі передач від двигуна до ведучої труби.
Значення Мпаср - береться з технічної характеристики бурової установки
(2.43)
де, =370 кВт - потужність ротора УР-560.
Н·м
, (2.44)
де k1 i k2 - дослідні коефіцієнти
k1=1100 Н·м - при приводі ротора через лебідку;
k2=11 Н·м·с.
Мп=110+1,1·6,28=1169 Н·м
Мр=58910-1169=57741 Н·м
Мкр=4377,5 Н·м vкр то рух бурового розчину турбулентний.
Тоді через число Рейнольда визначається:
; (2.50)
Коефіцієнт гідравлічного опору:
; (2.51)
Втрати тиску:
; (2.52)
Якщо VVкр.кп, то режим руху турбулентний.
; (2.59)
; (2.60)
; (2.61)
Якщо Vкп; (2.62)
; (2.63)
; (2.64)
Втрати тиску в замках в кільцевому просторі:
; (2.65)
Втрати тиску в наземній обв'язці знаходять за формулою:
, (2.66)
де аС, аБШ, аВ, аВТ - відповідно коефіцієнти гідравлічних опорів в стояку, буровому шланзі, вертлюзі, та квадраті.
Гідравлічний розрахунок проводимо за допомогою ПЕОМ, що наведений в додатку В.
Розрахунок втрат тиску в долоті проводимо за формулою:
; (2.67)
де, ?д - коефіцієнт витрати, ?д=0,95
fд - сумарна площа насадок долота, м2
fд=3(0.785·d2вн); (2.68)
де, dвн - дыаметр насадки, dвн=10 мм
fд=3(0.785·0,012)=235,5·10-6 м2
МПа
Знайдемо сумарні втрати тиску
Р=7,18+362=10,80 МПа
Порівняємо сумарні втрати тиску з тиском на насосі
10,80<31,4
Умова виконується
Таблиця 2.12.1 - Параметри режиму буріння
Інтервал буріння, м Навантаження на долото, кН Швидкість обертання долота, об/хв Витрата бурового розчину, м3/с Тиск на стояку, МПа
0-350
350-2150
2150-2800
2800-4200 до 80
100-150
100-150
150-200 100-110
100-110
80-100
60 0,044
0,040
0,030
0,011 7,8-8,6
10-12
11-13
13-14
2.6 Ускладнення при бурінні
Ускладнення - це порушення технологічного процесу, який порушує пнормальний хід процесу буріння свердловини.
Основні принципи ускладнень:
1. Складні гірничо-геологічні умови буріння в окремих горизонтах (наявність нестійких або розчинних порід, несприятливі характеристики пластових флюїдів);
2. Невідповідність інформаційного забезпечення про гірничо-геологічні умови фактичним даним;
3. Невідповідність технічного проекту на буріння свердловини, насамперед конструкції свердловини, гірничо-геологічним умовам буріння;
4. Організаційні фактори: несвоєчасним постачанням буровими інструментами і матеріалами, низька кваліфікація і виконавча дисципліна бурового персоналу.
Враховуючи досвід буріння на Софіївській площі в процесі буріння свердловини можливі такі ускладнення:
- осипи і обвали стінок свердловини;
- поглинання бурового розчину;
- нафтоводопрояви;
В результаті осипання та обвалювання порід розширюється ствол свердловини, ускладнюється транспортування частинок розбурених порід, що обвалилися, на денну поверхню, зростає аварійність бурильних труб із-за збільшення стріли прогину труб, може виникнути прихоплювання бурильної колони.
Для попередження осипання і обвалювання порід необхідно використовувати інгібовані промивальні рідини, гідрогелі або рідини на вуглеводневій основі з мінералізованою водною фазою, які не викликають зменшення міцності порід, і підтримувати густину промивальної рідини на рівні, достатньому для збереження стійкості стінок свердловини.
Причиною поглинання бурового розчину є порушення рівноваги гідравлічного тиску в свердловині і поглинаючому горизонті, які призводять до відходу технологічної рідини в пласт.
Обґрунтований вибір ефективних способів ліквідації поглинань можливий при наявності таких даних про кожний поглинаючий пласт: глибина залягання, пластовий тиск, характеристика флюїдів і відомості про між пластові перетоки, гідродинамічна характеристика, літологія.
Основні методи для попередження поглинань можна умовно розділити на три групи:
1. Регулювання властивостей промивних рідин;
2. Управління гідродинамічною обстановкою в свердловині про виконанні різних технологічних операцій (буріння, спуск-підйом, цементування та ін).
3. Зміна характеристик поглинаючого пласта.
Основним способом, який дозволяє керувати станом свердловини у випадку припливу пластового флюїду і запобігти нерегульованим викидам промивальної рідини, є герметизація устя проти викидним обладнанням.
Схемаприведена на рис. 2.3.
Запроектовані режимні параметри, типи і параметри бурових розчинів приведені вище дозволять при їх дотриманні пробурити свердловину без ускладнень.
Рисунок 2.3 Схема монтажу проти викидного обладнання.
1,2 - універсальний і плашковий превентори;
3 - гирлова хрестовина;
4,6 - засувки з гідравлічними
Loading...

 
 

Цікаве