Министерство образования и науки Российской Федерации
ФГБОУ ВПО «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени Серго Орджоникидзе» (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: ст. группы ЗНД-13
Фирстова Е.Д.
Проверил: проф. Куликов В.В.
Москва, 2015 г. 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.
Таблица исходных данных
№ |
Обозначение величины и её размерность; вид агента |
Значение величины; реологическая модель агента |
Наименование величины; назначение агента |
1 |
hc, м |
3610 |
Глубина скважины |
2 |
Hc, м |
3700 |
Длина ствола скважины |
3 |
hок, м |
970 |
Глубина спуска обсадной колонны (ОК) |
4 |
Hок, м |
1000 |
Длина ОК |
5 |
Dок, мм |
146,1 |
Наружный диаметр ОК |
6 |
dок, мм |
124,7 |
Внутренний диаметр ОК |
7 |
DД, мм |
120,6 |
Диаметр долота |
8 |
DУБТ, мм |
108 |
Наружный диаметр утяжелённых бурильных труб (УБТ) |
9 |
dУБТ, мм |
46 |
Внутренний диаметр УБТ |
10 |
HУБТ, м |
70 |
Длина УБТ |
11 |
hУБТ, м |
68,44 |
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 |
110 |
Наружный диаметр соединительного элемента (СЭ) |
16 |
dСЭ, мм |
64,3 |
Внутренний диаметр СЭ |
17 |
HП, м |
20 |
Длина подводящей линии (от бурового насоса до колонны БТ) |
18 |
dП, мм |
100 |
Внутренний диаметр подводящей линии |
19 |
КЭ, мм |
0,1 |
Эквивалентная шероховатость поверхности магистрали |
20 |
Dс, мм |
120,6 |
Диаметр скважины |
21 |
Vмех, м/ч |
20-50 |
Механическая скорость бурения |
22 |
ρш, кг/м3 |
2600 |
Плотность частиц шлама |
23 |
Ψ |
0,05 |
Допускаемая максимальная объёмная концентрация шлама в восходящем потоке промывочной жидкости (ПЖ) |
24 |
ТВ или ГР |
НЖ |
Очистной агент (ОА) |
25 |
ρ, кг/м3 |
1000 |
Плотность ПЖ |
26 |
τ0, Па |
0 |
Начальное напряжение сдвига ПЖ |
27 |
|
0,00132 |
Абсолютная вязкость ПЖ |
28 |
t0, ºС |
10 |
Средняя температура ПЖ |
29 |
VC, м/с |
10 |
Скорость струи ПЖ при выходе из долота (гидромониторных насадков долота) |
30 |
η |
0,7 |
Полный КПД насоса |
31 |
ηп |
0,9 |
КПД передачи от двигателя до насоса |
32 |
g, Н/кг |
9,81 |
Ускорение силы тяжести |
Примечания
1. При соединении бурильных труб (БТ) «труба в трубу» DСЭ – наружный диаметр колонны в месте соединения, dСЭ – внутренний диаметр колонны БТ в месте соединения.
2. Рекомендуемые значения величин: HП = 20 м; dП = 100 мм; КЭ = 0,1 мм; Vмех = 20 – 50 м/ч; ρш = 2600 кг/м3; t0 = 10 ºС; η = 0,7; ηп = 0,9; g = 9,81 Н/кг; Ψ = 0,05. Диаметр скважины Dс можно условно принять равным диаметру долота DД.
3. При τ0 = 0 реологическая модель – НЖ (ньютоновская жидкость), если = 1000 кг/м3 – техническая вода (ТВ).
При τ0 > 0 реологическая модель – БЖ (бингамовская жидкость), если > 1000 кг/м3 – глинистый раствор (ГР).
4. Расчёты выполнять в СИ, ответы (где это необходимо) переводить в единицы, принятые в бурении – МПа и др.
5. 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.