РГР БНГСШ
.docxМинистерство образования и науки Российской Федерации
федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова»
|
|||||||||||||||||||||||||
|
Кафедра бурения скважин, разработки нефтяных и газовых месторождений |
|
|||||||||||||||||||||||
|
(наименование кафедры) |
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
Воронин Александр Александрович |
|
|||||||||||||||||||||||
|
(фамилия, имя, отчество студента) |
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
Институт |
Н и Г |
курс |
4 |
группа |
4 |
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
РАСЧЁТНО-ГРАФИЧЕСКАЯ РАБОТА |
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
По дисциплине |
Бурение нефтяных и газовых |
|
||||||||||||||||||||||
|
скважин на шельфе |
|
|||||||||||||||||||||||
|
На тему |
Промывка и глушение скважин на шельфе |
|
||||||||||||||||||||||
|
|
(наименование темы) |
|
||||||||||||||||||||||
|
Вариант № 4 |
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
(номер и наименование программы подготовки) |
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
Отметка о зачёте |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
(дата) |
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
Руководитель |
Доцент, к.т.н |
|
|
|
П.П.Тиранов |
|
||||||||||||||||||
|
|
|
(должность) |
|
(подпись) |
|
(инициалы, фамилия) |
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
(дата) |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
Архангельск 2015 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
Архангельск 2015
ЛИСТ ДЛЯ ЗАМЕЧАНИЙ
ОГЛАВЛЕНИЕ
1 |
Определение потерь давления при циркуляции бурового раствора………… |
4 |
||
|
1.1 |
Определение потерь давления в бурильных трубах…………………….. |
5 |
|
|
1.2 |
Определение потерь давления в УБТ…………………………………….. |
6 |
|
|
1.3 |
Определение потерь давления в промывочных отверстиях долот…….. |
7 |
|
|
1.4 |
Потери в кольцевом пространстве……………………………………….. |
7 |
|
|
1.5 |
Определение потерь давления в бурильных замках…………………….. |
9 |
|
|
1.6 |
Определение потерь давления в поверхностной обвязке………………. |
10 |
|
|
1.7 |
Определение потерь давления в райзере………………………………… |
11 |
|
|
1.8 |
Общие потери давления при циркуляции бурового раствора………….. |
12 |
|
2 |
Приложение А Лист глушения скважины……………………………………... |
13 |
1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ЦИРКУЛЯЦИИ БУРОВОГО РАСТВОРА
Определить потери давления в циркуляционной системе при промывке ствола скважины с полупогружной плавучей буровой установки (ППБУ) роторным способом для условий приведённых в таблице 1. Структурная вязкость бурового раствора , динамическое напряжение сдвига , среднее расстояние между замками бурильных труб lз=12 м. при определении эквивалентной длины замкового соединения lЭЗ=kd принять d= 28,8.
Таблица 1 - Исходные данные для варианта №4
Параметр |
Буквенное обозначение |
Значение |
Глубина скважины от морского дна |
Нс, м |
2850 |
Диаметр долота |
Dд, мм |
268 |
Диаметр отверстий долота |
dо, мм |
18 |
Коэффициент кавернозности |
Кк |
1,08 |
Глубина спуска обсадной колонны |
Нк, м |
1240 |
Диаметр обсадной колонны |
Dк, мм |
299 |
Толщина стенки обсадной колонны |
δк, мм |
10 |
Длина УБТ |
Lу, м |
114 |
Наружный диаметр УБТ |
Dу, мм |
203 |
Внутренний диаметр УБТ |
dу, мм |
100 |
Наружный диаметр бурильных труб |
Dб, мм |
140 |
Толщина стенки бурильных труб |
δб, мм |
9 |
Глубина моря |
Hw, м |
450 |
Высота поднятия платформы над поверхностью моря |
Ha, м |
28 |
Расход бурового раствора |
Qр, дм3/с |
50 |
Плотность бурового раствора при условии бурения со стационарной платформы |
ρр, мм |
1,27 |
Внутренний диаметр райзера |
Dр*, мм |
Dр*= dк |
Общие потери давления при циркуляции бурового раствора находятся по формуле:
Р = k (РПО + РБТ + РУБТ + РДОЛ + РКПУБТ + РКПБТо.с.+РКПБТо.к.) (1)
1.1 Определяем потери давления в бурильных трубах
Определяем режим течения в бурильных трубах по формуле:
где ρр – плотность применяемого бурового раствора, vТР – скорость течения раствора в бурильных трубах, d – внутренний диаметр бурильных труб, g – ускорение свободного падения, η – структурная вязкость бурового раствора, τ0 – динамическое напряжение сдвига.
Так как, бурение ведется с ППБУ, мы должны учесть потери гидростатического давления на забое, в случае, если ППБУ будет перемещена из-за неблагоприятных природных условий. В следствие этого, плотность промывочной жидкости, применяемой при бурении с ППБУ, будет отличаться от плотности бурового раствора при условии бурения со стационарной платформы.
PППБУ =ρР·g∙HС+ρМВ∙g∙HW=ρ∙g∙H, (3)
где ρР – плотность применяемого бурового раствора при бурении с ППБУ, g– ускорение свободного падения, g = 10 м/с2, Н – расстояние от забоя до устья, HC–глубина скважины от дна моря, HW–глубина моря, ρМВ – плотность морской воды, ρМВ = 1,065 г/см3, ρ – плотность бурового раствора, применяемого при бурении со стационарной вышки.
H = Hc+HW+HA, (4)
где HА - высота поднятия платформы над поверхностью воды.
H = 2850+450+28 = 3328 м.
Преобразуя формулы 3 и 4, получаем формулу для расчета необходимой плотности бурового раствора:
где Q – расход бурового раствора.
Режим течения жидкости турбулентный (Re 14306> 2300).
Определяем потери давления в трубах:
где λТР– безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы.
При турбулентном режиме течения жидкости
1.2 Определяем потери давления в УБТ
Эти потери наиболее удобно определять по методу эквивалентных длин.
где lУБТ– длина УБТ, dУБТ - внутренний диаметр УБТ.
Определяем потери давления в УБТ
1.3 Определение потерь давления в промывочных отверстиях долот
Эти потери с достаточной для практических расчетов точностью можно определить по формуле:
где F – суммарная площадь отверстий в долоте (3 отверстия).
F = 3p·./4, (12) где d0 – диаметр промывочных отверстий долота.
F = 3·3,14·0,0182/4 = 0,00076 м2.
1.4 Потери в кольцевом пространстве
1.4.1 Потери в кольцевом пространстве УБТ
Определение режима течения бурового раствора в кольцевом пространстве УБТ:
где vКПУБТ– скорость течения раствора в кольцевом пространстве УБТ, DУБТ–наружный диаметр УБТ, DC–диаметр скважины.
DC = kК·DДОЛ, (14)
где kК – коэффициент кавернозности, DДОЛ – диаметр долота.
DC = 1.08·0,269 = 0,29 м.
Режим течения жидкости ламинарный (Re 1931< 2300).
Для ламинарного режима течения:
1.4.2 Потери в кольцевом пространстве БТ в открытом стволе
Определение режима течения бурового раствора в кольцевом пространстве БТ в открытом стволе:
где vКПБТо.с. – скорость течения раствора в кольцевом пространстве БТ в открытом стволе, DБТ–наружный диаметр БТ, DC–диаметр скважины.
Режим течения жидкости ламинарный (Re 922< 2300).
где HK – глубина спуска обсадной колонны.
Для ламинарного режима течения:
1.4.3 Потери в кольцевом пространстве БТ в обсадной колонне.
Определение режима течения бурового раствора в кольцевом пространстве БТ в обсадной колонне:
где vКПБТо.к. – скорость течения раствора в кольцевом пространстве БТ в обсадной колонне, DБТ–наружный диаметр БТ, dК–внутренний диаметр обсадной колонны.
Режим течения жидкости ламинарный (Re=1106< 2300).
где HK – глубина спуска обсадной колонны.
Для ламинарного режима течения:
1.5 Определяем потери давление в бурильных замках
Потери давления в бурильных замках могут быть определены через эквивалентную длину:
lэквЗ = k·d, (24)
где k – эквивалентная длина замкового соединения, выраженная в долях внутреннего диаметра труб, k = 28,8.
lэквЗ = 28,8·0,14 = 4,03м.
Потери давления в замковых соединениях определяются по формуле:
где lЗ – среднее расстояние между замками, lЗ = 12 м.
1.6 Определяем потери давления в поверхностной обвязке
Потери давления в элементах ведущей трубы, вертлюге, гибком шланге, стояке, манифольде можно определить по методу эквивалентных длин.
Сначала определим эквивалентную длину ведущей трубы:
; длина 168 мм ведущей трубы 14м; (26)
м.
Определим эквивалентную длину вертлюга:
; действительная длина вертлюга 2 м; (27)
м.
Определим эквивалентную длину бурового шланга:
; действительная длина бурового шланга 20м; (28)
м.
Определим эквивалентную длину подводящей линии. Подводящая линия: стояк с отводом, выполненного из 140 мм бурильных труб с внутренним диаметром 122 мм, длиной ;
, (29)
м
Определяем суммарную эквивалентную длину всех элементов обвязки:
, (30)
м.
Суммарные потери давления в обвязке определяются по формуле:
, (31)
МПа.
1.7 Определение потерь давления в райзере
Определение режима течения бурового раствора:
где vКПБТо.к. – скорость течения раствора в кольцевом пространстве БТ в обсадной колонне, DБТ–наружный диаметр БТ, dр–внутренний диаметр райзера.
Режим течения жидкости ламинарный (Re=1106< 2300).
где Hр – глубина спуска райзера.
Для ламинарного режима течения:
1.8 Общие потери давления при циркуляции бурового раствора
По формуле 1 считаем общие потери давления при циркуляции бурового раствора:
Р = 1 (РПО + РБТ + РУБТ + РДОЛ + РКПУБТ + РКПБТо.с.+РКПБТо.к.+Рр +Рз)
Р = 1 (0,39 + 6,5 + 0,62 + 6,8 + 0,08+ 0,77.+4,67+0,192+1,1)=21,122 МПа
Выбираем насос по расходу и давлению:
- Давление = 21,122 МПа
- Расход = 50 л/c
Заданным условиям отвечает насос УНБ–600 с диаметром поршня 140 мм.
Характеристики насоса приведены в таблице 2
Таблица 2 – характеристика насоса УНБ-600
Параметр |
Предельное давление, МПа |
Производительность л/с |
Мощность, кВт |
Значение |
22,5 |
25-84 |
600 |
Рисунок 1 – Буровой насос УНБ–600