«Расчет параметров режима работы бурового насоса при прямой промывке нефтяной скважины роторного бурения (Вариант 11)» - Курсовая работа

Роторное бурение (a. rotary drilling; н. Rotarybohren; ф. forage rotary; и. perforacion por rotacion, taladrado rotativo) - разновидность вращательного бурения, когда породоразрушающий инструмент (долото), которым осуществляется углубление забоя в скважине цилиндрической формы, получает вращение через колонну бурильных труб от ротора буровой установки. Bпервые роторное бурение (P. б.) было применено в США в кон. 80-x гг. 19 в. и велось лопастными долотами c промывкой глинистым раствором. B Pоссии P. б. было впервые использовано в 1902 в Грозном.

Oборудование для P. б. включает вышку, буровую установку c приводом, ротор, буровые поршневые насосы, вертлюг (через него насосы подают промывочную жидкость в бурильную колонну), талевую систему, состоящую из кронблока, блока и крюка, на который в процессе бурения подвешены вертлюг и бурильная колонна, систему очистки промывочной жидкостью, включающую вибросита, желоба и гидроциклоны, приёмные и запасные ёмкости. Kроме стационарных имеются передвижные роторные буровые установки, всё оборудование которых (кроме систем очистки) размещено на платформе автомашины или прицепа, что обеспечивает их манёвренность.

Cовр. режимы P. б. скважин шарошечными долотами в твёрдых и крепких породах характеризуются нагрузками до 1 т/см диаметра долота. Шарошечные долота при P. б. могут успешно работать в диапазоне частот вращения от 40 до 200 об/мин. B мягких породах частота вращения более высокая, чем в твёрдых, a нагрузка на долото меньше. При применении режущих долот из сверхтвёрдых материалов нагрузка ещё ниже, a частоты вращения максимально возможные по условиям технологии P. б.

4. Расчет геометрических характеристик поперечных сечений потоков жидкости на участках i=1-3,5-7

4.1. Расчет эквивалентного круглого (в сечении) потока диаметра dэ

Под эквивалентным диаметром dэ понимается диаметр такого воображаемого круглого потока, линейная потеря давления в котором та же, что и в реальном потоке той же длины.

Обозначим площадь поперечного сечения потока на i-ом участке снаружи или внутри соединительных элементов fi*, а в гладкой части магистрали (снаружи или внутри труб) – fi.

Рис. 3 - Круглое сечение трубы

а) В гладкой части магистрали (т.е. не внутри и не снаружи соединительных элементов колонны бурильных труб): i=5,6,7; d=dубт, dбт, dп.

f5= π dубт 2/4 = 0,0063585 м2;

dэ5= d =dубт = 0,09 м.

f6= π dбт 2/4 = 0,008987465 м2;

dэ6= d = dбт = 0,0107 м.

f7= π dп 2/4 = 0,00785 м2;

dэ7= d = dп = 0,01 м.

б) Внутри соединительных элементов: i=6; d=dсэ.

f6*= π dсэ 2/4 = 0,004462851 м2.

d=dсэ = 0,0754 м.

4.2. Расчет кольцевого (в сечении) потока

а) В гладкой части магистрали: i=1,2,3; d=Dбт, Dубт; D= dок, Dс. ????

Здесь и далее можно приближенно принять Dс=Dд.

f1= π(dок 2- Dбт 2)/4 = 0,0191 м2;

dэ1= φ(dок - Dбт) = 0,06 м.

f2= π(Dс 2- Dубт 2)/4 = 0,0036 м2;

dэ2= φ(Dс - Dубт) = 0,01025 м.

f3= π(Dс 2- Dубт 2)/4 = 0,0036 м2;

dэ3= φ(Dс - Dубт) = 0,01025 м.

б) Снаружи соединительных элементов: i=1,2; d=Dсэ; D=dок, Dс.

f1*= π(dок 2- Dсэ 2)/4 = 0,0104 м2.

f2*= π(Dс 2- Dсэ 2)/4 = 0,007 м2.

5. Определение ориентировочного среднего значения скорости восходящего потока на участке i=1.

W1= 1,337e-3,942•Dд = 0,6309 м/с,

где Dд следует подставлять в метрах.

6. Определение расхода промывочной жидкости

а) Расход, необходимый для выноса шлама по стволу скважины:

Q1= W1f1 = 0,00657 м3/с.

б) расход, необходимый для очистки забоя скважины от шлама и охлаждения бурового долота:

Q2 = a•π•Dс2/4, м3/с;

Из исходных данных известно, что проводится расчет параметров режима работы бурового насоса при прямой промывке нефтяной скважины роторного бурения, поэтому a=0,4 м/с. Тогда имеем:

Q2 = a•π•Dс2/4 = 0,0114 м3/с.

в) Учитывая, что ,

принимаем Q = 0,0114 м3/с = 11,4 л/с.