МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФГБОУ ВПО «РОССИЙСКИЙГОСУДАРСТВЕННЫЙГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТИМЕНИ СЕРГООРДЖОНИКИДЗЕ» (МГРИ–РГГРУ)

КАФЕДРА СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

КУРСОВАЯ РАБОТА ПО ГИДРАВЛИКЕ

И НЕФТЕГАЗОВОЙ ГИДРОМЕХАНИКЕ

Промывка скважины роторного бурения жидкостью и расчёт параметров режима работы бурового насоса.

Выполнил студент гр. ЗНД–14:

               Руководитель:

Москва, 2017

Задание.

Рассчитать параметры режима работы бурового насоса при прямой промывке нефтяной скважины роторного бурения.

Параметрами режима работы насоса являются подача (расход) промывочной жидкости, развиваемое давление и развиваемая мощность.

В соответствии с № варианта задания и результатами последующих расчётов заполнить таблицу исходных данных.

Вариант№18

№

Обозначение величины и её размерность; вид агента

Значение величины; реологическая модель агента

Наименование величины; назначение агента

1

hc, м

4100

Глубина скважины

2

Hc, м

4200

Длина ствола скважины

3

hок, м

1470

Глубина спуска обсадной колонны (ОК)

4

Hок, м

1500

Длина ОК

5

Dок, мм

168.3

Наружный диаметр ОК

6

dок, мм

144.1

Внутренний диаметр ОК

7

DД, мм

132

Диаметр долота

8

DУБТ, мм

108

Наружный диаметр утяжелённых бурильных труб (УБТ)

9

dУБТ, мм

46

Внутренний диаметр УБТ

10

HУБТ, м

90

Длина УБТ

11

hУБТ, м

Длина вертикальной проекции УБТ

12

DБТ, мм

89

Наружный диаметр бурильных труб (БТ)

13

dБТ, мм

75

Внутренний диаметр БТ

14

HБТ, м

12

Длина одной БТ

15

DСЭ, мм

120

Наружный диаметр соединительного элемента (СЭ)

16

dСЭ, мм

64,3

Внутренний диаметр СЭ

17

HП, м

Длина подводящей линии (от бурового насоса до колонны БТ)

18

dП, мм

Внутренний диаметр подводящей линии

19

КЭ, мм

Эквивалентная шероховатость поверхности магистрали

20

Dс, мм

Диаметр скважины

21

Vмех, м/ч

Механическая скорость бурения

22

сш, кг/м3

Плотность частиц шлама

23

Ш

Допускаемая максимальная объёмная концентрация шлама в восходящем потоке промывочной жидкости (ПЖ)

24

ТВ или ГР

БЖ

Очистной агент (ОА)

25

с, кг/м3

1100

Плотность ПЖ

26

ф0, Па

Начальное напряжение сдвига ПЖ

27

м0, Па*с

Абсолютная вязкость ПЖ

28

t0, єС

Средняя температура ПЖ

29

VC, м/с

100

Скорость струи ПЖ при выходе из долота (гидромониторных насадков долота)

30

з

Полный КПД насоса

31

зп

КПД передачи от двигателя до насоса

32

g, Н/кг

Ускорение силы тяжести

Примечания.

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?
При соединении бурильных труб (БТ) «труба в трубу» DСЭ — наружный диаметр колонны в месте соединения, dСЭ — внутренний диаметр колонны БТ в месте соединения. Рекомендуемые значения величин: HП = 20 м; dП = 100 мм; КЭ = 0.1 мм; Vмех = 20 – 50 м/ч; сш = 2600 кг/м3; t0 = 10 єС; з = 0.7; зп = 0.9; g = 9.81 Н/кг; Ш = 0.05. Диаметр скважины Dс можно условно принять равным диаметру долота DД. При ф0 =0 ореологическая модель — НЖ (ньютоновская жидкость), если ρ = 1000 кг/м3 — техническая вода (ТВ).При ф0 > 0 реологическая модель — БЖ (бингамовская жидкость), если ρ > 1000 кг/м3 — глинистый раствор (ГР). Расчёты выполнять в СИ, ответы (где это необходимо) переводить в единицы, принятые в бурении — МПа и др. Ответы округлять, указывая после запятой не более двух знаков, например:161 ⋅ 10-3 м; 3,48 ⋅ 10-3 м2; 43,86 ⋅ 105 Па; 0,88 МПа; 8,33 ⋅ 10-4 м3/с; 140 ⋅ 103 Вт и т. п. Конструкция скважины.

Схема циркуляции промывочной жидкости в скважине при прямой промывке.

1 — направление;

2 — кондуктор;

3 — обсадная колонна;

4 — бурильные трубы;

5 — соединительные элементы;

6 — УБТ (утяжеленные бурильные трубы);

7 — буровое долото;

8 — нисходящий поток;

9 — восходящий поток, обогащенный шламом;

Hок — длина обсадной колонны;

Hс — длина ствола скважины;

Dс — диаметр скважины.

Условные схемы соединительных элементов.

а) — ниппельное соединение бурильных труб;

б) — муфтовое соединение бурильных труб;

dсэ, Dсэ — внутренний и наружный диаметры соединительных элементов;

dбт, Dбт — внутренний и наружный диаметры бурильных труб;

Dс — диаметр скважины;

1 — круглый (в поперечном сечении) поток жидкости;

2 — кольцевой (в поперечном сечении) поток жидкости;

3 — области (зоны) вихрей.

Расчетная схема циркуляции жидкости.

I — буровой насос; II — манометр; III — предохранительный клапан; IV — емкость (зумпф); V — фильтр с обратным клапаном (храпок); VI — система очистки промывочной жидкости. Магистраль разделена на 7 (i=1–7) участков движения жидкости, где i — номер участка движения. Участки i=5–7 в поперечном сечении круглые, а участки i=1–3 — кольцевые. i=1 — между обсадной и бурильной колоннами; i=2 — между стенками скважины и бурильной колонной; i=3 — между стенками скважины и УБТ; i=4 — на забое скважины и в буровом долоте; i=5 — внутри УБТ; i=6 — внутри бурильной колонны; i=7 — в устьевой обвязке (в подводящей линии от бурового насоса до колонны бурильных труб). Pиi — избыточное давление при входе на i-ый участок движения Pн — давление, развиваемое насосом; P0 — атмосферное давление.

Длина вертикальной проекции УБТ.

                       .

Геометрические характеристики участков движения промывочной жидкости.

Геометрические характеристики поперечных сечений участков.

Диаметр скважины.

                                                                       .

Площадь проекции забоя скважины на плоскость, перпендикулярную её оси.

                                               .

Площадь и эквивалентный диаметр поперечного сечения потока промывочной жидкости.

Для круглого сечения геометрическим диаметром d:

В гладкой части магистрали, i = 5, 6, 7.

               ;

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7