Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

РГР БНГСШ

.docx
Скачиваний:
12
Добавлен:
11.03.2016
Размер:
183.2 Кб
Скачать

Министерство 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

131000.62 Нефтегазовое дело

(код и наименование направления подготовки/специальности)

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

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.КПБТо.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 Р·g∙HСМВ∙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.КПБТо.к.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

13

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]