Министерство образования и науки Российской Федерации
ФГБОУ ВО «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени Серго Орджоникидзе» (МГРИ-РГГРУ)
_________________________________________________________________________
КАФЕДРА СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
КУРСОВАЯ РАБОТА ПО ПРИКЛАДНОЙ ГИДРОДИНАМИКЕ
Промывка скважины колонкового бурения жидкостью и расчёт параметров режима работы бурового насоса
Выполнил: ст. группы
Проверил: проф. Куликов В.В.
МОСКВА, 2017 г.
Задание
Рассчитать параметры режима работы бурового насоса при прямой промывке скважины колонкового бурения.
Параметрами режима работы насоса являются подача (расход) промывочной жидкости, развиваемое давление и развиваемая мощность.
I. 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 |
hc, м | Глубина скважины | ||
Hc, м | Длина ствола скважины | ||
hок, м | Глубина спуска обсадной колонны (ОК) | ||
Hок, м | Длина ОК | ||
Dок, мм | Наружный диаметр ОК | ||
dок, мм | Внутренний диаметр ОК | ||
DБК, мм | Наружный диаметр буровой коронки (БК) | ||
dБК, мм | Внутренний диаметр БК | ||
Dкт, мм | Наружный диаметр колонковой трубы (КТ) | ||
dкт, мм | Внутренний диаметр КТ | ||
Hкт, м | Длина КТ | ||
hкт, м | Длина вертикальной проекции КТ | ||
DБТ, мм | Наружный диаметр бурильных труб (БТ) | ||
dБТ, мм | Внутренний диаметр БТ | ||
HБТ, м | Длина одной БТ | ||
DСЭ, мм | Наружный диаметр соединительного элемента (СЭ) | ||
dСЭ, мм | Внутренний диаметр СЭ | ||
HП, м | Длина подводящей линии (от бурового насоса до колонны БТ) | ||
dП, мм | Внутренний диаметр подводящей линии | ||
КЭ, мм | Эквивалентная шероховатость поверхности магистрали | ||
δ, мм | Приращение диаметра скважины и керна | ||
Dс, мм | Диаметр скважины | ||
dк, мм | Диаметр керна | ||
Vмех, м/ч | Механическая скорость бурения | ||
ρш, кг/м3 | Плотность частиц шлама | ||
dш, мм | Эквивалентный диаметр частиц шлама | ||
ТВ или ГР | НЖ или БЖ | Очистной агент (ОА) | |
ρ, кг/м3 | Плотность промывочной жидкости (ПЖ) | ||
τ0, Па | Начальное напряжение сдвига ПЖ | ||
Абсолютная вязкость ПЖ | |||
t0, ºС | Средняя температура ПЖ | ||
PБК, ат | Потеря давления в БК | ||
η | Полный КПД насоса | ||
ηп | КПД передачи от двигателя до насоса | ||
g, Н/кг | 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: Hкт = 1,5 м, 3 м, 4,5 м, 6 м; HБТ = 1,5 м, 3 м, 4,5 м, 6 м; HП = 20 м; dП = 32 мм, 38 мм, 50 мм; КЭ = 0,1 мм; δ = 0,1 – 2 мм; Vмех = 10 – 30 м/ч; ρш = 3000 кг/м3; t0 = 10 ºС; PБК = 2 – 5 ат; η = 0,7; ηп = 0,9; g = 9,81 Н/кг.
3. При τ0 = 0 реологическая модель – НЖ (ньютоновская жидкость), если r = 1000 кг/м3 – техническая вода (ТВ).
При τ0 > 0 реологическая модель – БЖ (бингамовская жидкость), если r > 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.
Варианты заданий
№ вариант задания | № пункта таблицы исходных данных | |||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ГР | ||||||||||||||||
ТВ | ||||||||||||||||
ТВ |
II. Конструкция скважины
III. Расчетная схема циркуляции жидкости
P0 |
Pн |
Hок |
Hкт |
Hс |
II |
I |
IV VVVVVVVVV |
V |
Pи6 |
Pи5 |
Pи4 |
Pи3 |
Pи2 |
Pи1 |
i=7 |
i=6 |
i=5 |
i=4 |
i=3 |
i=2 |
i=1 |
III |
Р0 – атмосферное давление
i – номер участка движения жидкости: i = 1-7
i = 1 – между обсадной и бурильной колоннами;
i = 2 – между стенками скважины и бурильной колонной;
i = 3 – между стенками скважины и колонковой трубой;
i = 4 – на забое скважины и в буровой коронке;
i = 5 – внутри колонковой трубы;
i = 6 – внутри бурильной колонны;
i = 7 –в подводящей линии от бурового насоса до колонны бурильных труб.
РН – давление, развиваемое насосом
РИ – избыточное давление при входе жидкости на i - й участок
I. Буровой насос
II.Манометр
III.Зумпф
IV.Фильтр с обратным клапаном
V. Предохранительный клапан
Условные схемы соединительных элементов
Dбт
dсэ
dбт
Dсэ
а)
dбт
dсэ
Dбт=Dсэ
Dс
Dс
б)
а) – ниппельное соединение бурильных труб;
б) – муфтовое соединение бурильных труб;
dсэ, Dсэ – внутренний и наружный диаметры соединительных элементов;
dбт, Dбт – внутренний и наружный диаметры бурильных труб;
Dс – диаметр скважины;
1 – круглый (в поперечном сечении) поток жидкости;
2 – кольцевой (в поперечном сечении) поток жидкости;
3 – области (зоны) вихрей.
IV. Длина вертикальной проекции колонковой трубы
V. Геометрические характеристики участков движения промывочной жидкости
a. Геометрические характеристики поперечных сечений участков
V.1. Диаметр скважины и керна
V.2. Площадь проекции забоя скважины на плоскость, перпендикулярную её оси
V.3. Площадь и эквивалентный диаметр поперечного сечения потока промывочной жидкости
Для круглого сечения геометрическим диаметром d:
В гладкой части магистрали, i = 6, 7
Внутри соединительного элемента колонны БТ, i = 6
Для кольцевого сечения, имеющего геометрические диаметры D и d:
В гладкой части магистрали, i = 1 – 3, 5
Снаружи соединительного элемента колонны БТ, i = 1, 2
b. Линейные геометрические характеристики участков
Длины участков движения:
= … м
= … м
= …м
= … м
= … м
Вертикальные проекции участков движения:
= … м
= … м
= … м
= … м
VI. Эквивалентный диаметр частиц шлама
VII. Начальное напряжение сдвига ПЖ
Если ПЖ – техническая вода (ТВ), то τ0 = 0, r = 1000 кг/м3.
Если ПЖ – глинистый раствор (ГР), то в соответствии с производственными данными можно принять:
при r < 1200 кг/м3
τ0 = 1,4 Па,
при r = 1200 – 1800 кг/м3
при r = 1800 – 2300 кг/м3
VIII. Абсолютная вязкость промывочной жидкости
Если ПЖ – ТВ, то
, Па ∙ с –
– эмпирическая формула Ж. Л. М. Пуазёйля.
Если ПЖ – ГР, то в соответствии с производственными данными можно принять:
при r < 1200 кг/м3
μ0 = 0,00221 Па ∙ с,
при r = 1200 – 1800 кг/м3
μ0 = (ρ – 1150) ∙ 44,2 ∙ 10-6, Па ∙ с,
при r = 1800 – 2300 кг/м3
μ0 = (ρ – 1450) ∙ 69,7 ∙ 10-6, Па ∙ с.
IX. Числа Архимеда и Хедстрёма для относительного движения частиц шлама и ПЖ
Число Архимеда характеризует взаимосвязь веса тела в жидкости (газе), вязкости и плотности жидкости (газа).
Число Хедстрёма характеризует взаимосвязь касательной силы трения на поверхности тела, возникающей от действия начального напряжения сдвига, вязкости и плотности жидкости (газа).
X. Коэффициент лобового сопротивления при витании частиц
Для НЖ:
С* = ((36 / (3 ∙ Ar)0,5 + 0,67) /(1 – 6 ∙ He / Ar))2,
где (6 ∙ He / Ar) < 1.
Для БЖ вначале нужно установить знак сравнения между величинами Ar и (6 ∙ He). Если Ar > (6 ∙ He), частицы шлама будут тонуть в БЖ, С* определяется как и для НЖ. Если Ar ≤ (6 ∙ He), частицы шлама тонуть в БЖ не будут, .
XI. Скорость витания частиц шлама в ПЖ
– формула П. Р. Риттингера.
При VВ = 0.
XII. Среднее значение зенитного угла скважины на участках движения i=1-3
i=1:
i=2-3:
XIII. Средняя скорость движения потока промывочной жидкости на участке i=1, определяемая исходя из скорости витания
Vi = VВ ∙ (1+ki)/cos θi, м/с,
где .
При VВ = 0 Vi = 0 (в этом случае значение Vi ниже будет уточняться исходя из других условий, а не из величины VВ).
XIV. Объемный расход промывочной жидкости
Для охлаждения БК и очистки забоя скважины от шлама
Q1 = q ∙ DБК = … м3/с = … л/мин,
где q – опытное значение удельного расхода (7 – 9) ∙ 10-3 м2/с.
Для выноса шлама на поверхность
Q2 = V1 ∙ f1 = … м3/с = … л/мин.
Для охлаждения БК, очистки забоя и выноса шлама на поверхность
В соответствии со значениями Нс и DБК производится предположительный выбор бурового насоса.
В соответствии с его технической характеристикой принимаются значения Q =... л/мин =…м3/с; РН =... МПа; NДВ =... кВт.
Q ≥ Q3,л/мин,
где Q – ближайшее к Q3 значение расхода (производительности), установленное по технической характеристике бурового насоса.
Окончательный выбор бурового насоса производится (ниже) после проверки насоса по необходимому давлению и развиваемой мощности.