РЕФЕРАТ НА ТЕМУ: Розрахунк по буровій роботі - Геологія - Реферати - Каталог статей

Зміст Вихідні дані Вступ 1. Запроектувати параметри бурового розчину виходячи з умови: попередження гідро розриву пласта та недопущення нафтогазопроявів. Розрахувати необхідну кількість (масу) обважнювача та об’єм рідини при необхідності облегшення вихідного бурового розчину. Розрахувати втрати тиску в бурильних трубках. Розрахувати втрати тиску в кільцевому перерізі. Побудова графічної залежності та вибір оптимального теоретичного діаметру труб. Встановлення дійсного діаметру бурильних труб та визначення параметрів нагнітання бурового насоса (рн і Q) для буріння в інтервалі Н1-Н2. Перевірити, чи забезпечується транспортування вибурених частинок породи на поверхню. Висновок. Список використаної літератури. Вихідні дані 1. Діаметр долота Дд=269,9 мм схильного до гідророзриву Нгр=2650 м 3. Глибина покрівлі пласта, схильного до нафтогазопроявів Ннгп=2300 м 4. Градієнт тиску гідророзриву grad pгр=0,150МПа/м 5. Пластовий тиск рпл=32,0 МПа 6. Густина вихідного розчину свих=1210 кг/м3 7. Розрахункова товщина стінки д=8 мм 8. Доля втрат тиску в місцевих опорах 5 % 9. Динамічна в’язкість м=12сПз 10. Вихідний об’єм бурового розчину V=22 м3 11. Форма частинки Кулеподібна 12. Критерій Re >4·106 <1·106 13. Коефіцієнт опору при обтіканні рідиною Сх=0,09; 0,13 14. Розміри кулеподібної частинки d=1,95 мм Вступ Для рішення деяких задач (основних задач) буріння свердловин, нафтовидобутку, транспортування та гірництва, необхідно застосувати та скористатися знаннями з курсу гідравліки. Цей предмет є базовою дисципліною при формуванні фахівців в галузях гірництва, машин і агрегатів, технологій та приладобудування. Допомагає вирішити широке коло проблем у гірництві, машинобудуванні, енергетиці, в зв’язку з необхідністю надійної експлуатації машин, гідроприводів та агрегатів, в основі роботи яких лежать тиски рідини та їх течій. Зокрема ефективне управління та раціональне використання гідравлічної установленої потужності визначають технічну та економічну ефективність процесів видобування і транспортування нафти, буріння свердловин, нагнітання рідин тощо. 1. Запроектувати параметри бурового розчину. Проектування частини бурового розчину починають з умови: гідростатичний тиск стовпчика рідини повинен бути більшим на 5-10 % пластового тиску, але меншим тиску гідро розриву. Отже, (1,05ч1,1)спл?сбр.дНнгл?grad сгр·Нгр (1.1) З цієї умови легко визначається необхідна густина бурового розчину (1,05ч1,1)·32·106?сбр.д·9,81·2300?0,015·106·2650 1489ч1560кг/м3?сбр.?1762кг/м3 Приймемо, що сбр.=сн=1600 кг/м3 Зрівнюючи густину вихідного розчину з необхідною (розрахунковою) при свих>сн його слід облегшити, а при свих>сн обвантажити. Так, як свих=1210 кг/м3, то ми бачимо, що свих<сн, тоді густину бурового розчину необхідно обвантажити. 2. Розрахунок необхідної маси обвантаження. При розрахунку маси обвантажнювача М2 виходять з того, що об’єм та густина вихідного розчину відомі (с1V1). Відомі також густина розчину після обвантаження (ск). Густина обважнювача задається завданням – с2. Виходячи з закону збереження маси Мх=М1+М2, а Vх=V1+V2 з врахуванням, що обвантажнювач не розчиняється у воді: Вираз - є не чим іншим як відношенням маси обвантажнювача до об’єму вихідного розчину. Позначивши через Сх запишемо: (2.1) звідки (2.2) Для обважнення використовують спеціальні матеріали обважнювачі. Візьмемо для обважнення бурового розчину барит (BaSO4) з густиною с2=4125 кг/м3. Тоді, Якщо початковий об’єм бурового розчину складає V1=22 м3, то маса обважнювача вираховується з рівняння: Мобв=СхV1 (2.3) Мобв=639,3·22=14064,6 (кг) Перевіримо розрахунок через аналітичне визначення густини обваженого розчину. (2.4) (2.5) М1=V1с1; (2.6), (2.7) Тоді, (2.8) Так, як с3=сн, то розрахунок маси обвантажнювача обраховано вірно. 3. Розрахунок втрат тиску в бурильних трубах. При одночасній експлуатації двох об’єктів з рівним дебітами виникає питання в раціональному використанні пластової енергії (тиску): забезпечення найдовшого періоду фонтанної експлуатації родовища як найдешевшого. Відомо, що гідравлічні втрати при інших рівних умовах залежать обернено пропорціонально від гідравлічного радіуса русла. Ця залежність інтерпретується гіперболою 1 на рис. 1. для кільцевого перерізу для бурильних труб діаметр Рис.1 Збільшуючи діаметр бурильних труб, ми тим самим зменшуємо площу перерізу кільця і відповідно зростають гідравлічні втрати в кільцевому перерізі. Ця залежність близька до паралічної (крива 2 на рис. 1). Отже, при одночасній експлуатації двох об’єктів в бурильних трубах і кільцевому просторі існує єдиний для даної свердловини розв’язок, що відповідає точці перетину двох графічних залежностей (рис. 1). Діаметр експлуатаційної колони свердловини фіксований і не змінюється при розрахунку. Діаметр бурильних труб – величина змінна. При цьому допускається визначити так званий умовний діаметр труб, тобто труб, для яких товщина стінки рівна нулю. Таким чином, при відповідному діаметрі експлуатаційної колони d2 діаметр бурильних руб приймаємо рівним d1 (3.1), (3.2) Доцільно обмежитись 5-6 величинами внутрішнього діаметру труб та відповідно стількома ж розмірами кільцевого перерізу. Для облегшення розрахунків визначимо теоретичний діаметр бурильних труб, товщина стінки якого дорівнює нулю. Отже, задавши: d=120, 130, 140, 150, 160, 170 мм розраховуємо втрати тиску в трубах. Витрату промивної рідини рекомендуємо вибирати користуючись співвідношенням Qmin=(0,04ч0,06)Дд2 Qmin=(0,04ч0,06)·(26,99)2 Qmin=29,14ч43,71 1/с Qmin=29,1·10-3ч43,7·10-3 м3/с Приймемо Qmin=36,4·10-3 м3/с. Втрати тиску в бурильних трубах будуть дорівнювати сумі лінійних втрат тиску (втрат тиску по довжині) та втрат тиску на місцевих опорах, тобто (3.4) Так, як на втрати тиску в місцевих опорах приходиться 5 % від лінійних втрат, то ми можемо записати: (3.5) Знайдемо втрати тиску в бурильних трубах за формулою: (3.6) Визначимо режим течії в трубах (3.7) Швидкість знайдемо за формулою: (3.8) Кінематичну в’язкість виразимо через динамічну (3.9) Тоді (3.10) Так, як Re>Reкр, то режим течії турбулентний . Визначимо зону тертя для турбулентного режиму течії (3.11), (3.12) Задамося шорсткістю труби. Нехай Де=0,04 мм, тоді Так як Re’<Re<Re’’, то ми маємо підзону змішаного тертя, тоді коефіцієнт гідравлічного опору буде рівний: (3.13) , а швидкість буде рівна Тоді, Аналогічно обчислюємо втрати тиску для інших діаметрів: d=130 мм Re’<Re<Re’’ – зона змішаного тертя Якщо d=140 мм, то Re’<Re<Re’’ – зона змішаного тертя Якщо d=150 мм, то Re’<Re<Re’’ – зона змішаного тертя Якщо d=160 мм, то Re’<Re<Re’’ – зона змішаного тертя Якщо d=170 мм, то Re’<Re<Re’’ – зона змішаного тертя 4. Розрахунок втрат тиску в кільцевому перерізі. Втрати тиску в кільцевому перерізі розраховують за тією є формулою, що і для втрат в бурильних трубах, але замість діаметру бурильних труб використовують гідравлічний радіус. Отже, формула матиме вигляд: (4.1) Визначимо режим течії рідини в кільцевому перерізі (4.2) Швидкість в кільцевому перерізі визначимо за формулою: (4.3) Гідравлічний радіус в кільцевому перерізі буде рівний (4.4) Визначимо кінематичну в’язкість через динамічну в’язкість рідини: Тоді число Рейнольда буде рівне Так як, Re>Reкр, то режим течії турбулентний. Визначимо зону тертя для турбулентної течії Ми бачимо, що Reкр<Re<Re’, то це буде зона гладкостінного тертя. Скористаємось формулою Юліуса-Пладіуса для знаходження коефіцієнта гідравлічного опору. (4.5) Тепер знайдемо втрати в кільцевому перерізі За аналогією розрахуємо втрати тиску для інших діаметрів. Якщо d=130 мм, то Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя Якщо d=140 мм, то Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя Якщо d=150 мм, то Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя Якщо d=160 мм, то Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя Якщо d=170 мм, то Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя Таблиця 1 Дд мм \| Q м3/с \| d мм \| Бурильні труби \| Кільцевий переріз V, м/с \| Зона тертя \| л \| Др, МПа \| Vкп, м/с \| Зона тертя \| л \| Др, МПа 269,9 \| 36,4· 10-3 \| 120 130 140 150 160 170 \| 3,22 2,742 2,365 2,059 1,810 1,604 \| Змішаного тертя \| 0,0222 0,0225 0,0227 0,0230 0,0233 0,0236 \| 3,70 2.51 1,75 1,25 0,89 0,67 \| 3.70 2,51 1,75 1,25 0,89 0,67 \| Гладкостінного тертя \| 0,0282 0,0283 0,0285 0,0287 0,0304 0,0290 \| 0,228 0,269 0,322 0,392 0,489 0,625 5. Побудова графічної залежності Др=f(d) та вибір оптимального теоретичного діаметру труб На основі отриманих даних з пункту 3 та 4, які ми звели в таблицю, побудуємо графік залежності Др=f(d). По вісі ординат ми відкладаємо втрати тиску в бурильних трубках та в кільцевому перерізі (в залежності від масштабу), а по вісі абсцис відкладаємо припущені діаметри бурильних труб. Ми побудували два гіперболоїдних графіка на перетині яких і отримуємо оптимальний теоретичний діаметр бурильних труб. Так, як ми припускалися не тільки діаметром бурильних труб, а і витратою рідини, а розрахунок ми провели тільки для однієї витрати рідини, то розрахунок втрат тиску доцільно вести з використанням ПЕОМ. В цьому випадку один з циклів буде “d”, а другий “Q”. Вирахувавши витрату промивної рідини, розширюють діапазон діаметрів бурильних труб шляхом зміни Q в межах (0,75ч1,25) Qmin з сталим кроком,, запрограмувавши другий цикл по “Q” в кількості 5-7 кроків. В результаті розрахунків та побудови отримуємо сімейство кривих 5-7 точок перетину, що і будуть окреслювати область оптимальних теоретичних діаметрів для одного діаметру долота. Маючи товщину стінки труби вираховуємо діаметр dд=dтеор-2д З графічної залежності ми отримаємо, що dтеор=170 мм, тоді dд=170-2·8=154 мм Рис. 2 Схема залежності втрат тиску від діаметру 6. Встановлення дійсного діаметру бурильних труб та визначення параметрів нагнітання бурового насоса (рн і Q) для буріння в інтервалі Н1-Н2 З навчального практикуму з курсу “Гідравліка і гідропривід” до курсового проектування для студентів спеціальностей: 7.090304 – Видобування нафти і газу; 7.090306 – Буріння на сторінці 107 з додатку 9 виберемо стандартний дійсний діаметр бурильних труб: ГОСТ 632-80, d=150,5, д=8,9 мм, D=168 мм Подальші розрахунки ми будемо вести за цим діаметром. Щоб визначити параметри роботи насосу, для цього задаються маркою бурового насоса, вибирають режим його роботи, який би був за величиною витрати рідини ближнім меншим до вирахуваного у попередньому пункті роботи. Знаючи інтервал буріння – це між пластовим, який схильний до нафтогазопроявів (початок інтервалу буріння) та пластовим, який схильний до гідро розриву (кінець інтервалу), вираховують втрати тиску. Використаємо насос У8-4 з продуктивністю Q=35,5 л/с, б=0,9, максимальний тиск нагнітання рн=9,5 МПа. Втрати тиску будуть складатися з лінійних втрат, втрат на місцеві опори, втрат в кільцевому перерізі та гідростатичного тиску Др=Дрл.+Дрмо+ргідр+Дрк.п. (6.1) Ргідр=grad рл·(Нгр-Ннгп) Тоді, Др=1,05Дрл+ргідр+Дрк.п. Визначимо швидкість бурового розчину Знайдемо режим течії в трубах Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя Для кільцевого перерізу Режим течії для кільцевого перерізу Reкр<Re<Re’ – зона гладкостінного тертя тоді Ми бачимо, що при заданому втрати тиску менші ніж допустимий тиск нагнітання, тобто цей насос нас повністю задовольняє. 7. Перевірити, чи забезпечується транспортування вибурених частинок породи на поверхню. Швидкість течії вихідного потоку нафти не повинна бути менше критичної. Критична швидкість – це швидкість течії нафти, при котрій тверді частинки породи знаходяться в завислому стані (тобто не рухається вгору, але і не осідають вниз). R W V0 G Рисунок 3. При середній швидкості вихідного потоку V0. густина рідини сн і твердої частинки породи сп критичну швидкість визначають з умови R-G+W=0 де: R – Архімедова сила, Н G – сила тяжіння, Н W – сила опору, Н Архімедова сила визначається з рівняння: R=снgVн Сила тяжіння G=спgVп Сила опору S – площа міделевого перерізу, м2 Сх – коефіцієнт опору частинки при обтіканні рідиною Vп – об’єм частинок породи, м3 Зведемо всі отримані рівняння в одне Звідси критична швидкість буде рівна Приймемо коефіцієнт опору частинки при обтіканні рідиною рівним Сх=0,09 Густина породи сп=2600 кг/м3 Об’єм частинки породи знайдемо за формулою: Площу міделевого перерізу знайдемо, як тоді, Зрівнюючи V і V0, бачимо, що винесення частинок породи потоком рідини забезпечується, так як V0<V(0,318<1,012). В іншому випадку необхідно скоректувати швидкість за рахунок товщини стінки бурильних труб, величину коефіцієнта опору Сх, зменшення діаметру бурильних труб. Висновок В даній курсовій роботі ми вибрали оптимальний діаметр бурильних труб (D=168 мм, д=8,9 мм, d=1505, мм) та визначили параметри і марку бурового насоса при заданих умовах, який забезпечить циркуляцію бурового розчину та винос (транспортування) вибурених частинок породи на поверхню. Список використаної літератури Навчальний практикум з курсу “Гідравліка і гідропривід” до курсового проектування для студентів спеціальностей: 7.090304 – Видобування нафти і газу; 7.090306 – Буріння Навроцький П. І., Сухін Є. І. “Технічна механіка рідин”, - К., 1999 р.
1 2 3 4 5 Категория: Геологія \| Добавил: DoceNt (02.03.2015)
Просмотров: 508 \| Рейтинг: 0.0/0

Всего комментариев: 0


Имя *:
Email *:

Код *: