Проектирование строительства эксплуатационной скважины №11 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края (стр. 7 из 13)
В установках глубокого бурения применяются поршневые насосы марок У8-4, У8-5М, Б14-200, БРН-1, УНБ-600А (У8-6МА2) и другие, имеющие подачу 15-50 л/с при давлении нагнетания 10-60 МПа. Подача насоса определяется по формуле[4]:
где η0 = 0,85 – 0,95 – объемный к.п.д. насоса, учитывающий утечки жидкости, наличие в ней газа и инерцию срабатывания клапанов,
F – площадь, определяемая по внутреннему диаметру цилиндровой втулки,
S = 2R – ход поршня или плунжера,
R – радиус вращения кривошипа,
n – частота вращения кривошипа,
z – число цилиндров,
f – площадь поперечного сечения штока.
Для регулирования расхода жидкости, нагнетаемой в бурильную колонну, широко применяется метод изменения частоты вращения кривошипа (коренной вал насоса) при помощи коробки передач или путем замены цилиндровых втулок, имеющих разные внутреннии диаметры. Исход жидкости часто регулируется путем сброса части ее на слив в приемный умпф.
Для буровой установки БУ 3200/200 ЭУК-2М в комплект входят два поршневых насоса УНБ-600А (У8-6МА2) (установка насосная блочная), с основными параметрами см. таблцу 2.9 :
Таблица 2.9
| Тип насоса | Даметр втулки мм | Предельное давление кгс/см2 | Идеальная подача (л/с) при частоте двойных ходов, мин-1 | Допустимое рабочее давление, кг/см2 | |||||||
| 65 | 60 | 50 | 40 | 30 | 20 | 10 | |||||
| УНБ-600А | 200 | 100 | 51,9 | 47,9 | 39,9 | 31,9 | 23,9 | 16,0 | 8,0 | 80 | |
| (У8-6МА2) | 190 | 115 | 45,7 | 42,2 | 35,2 | 27,7 | 21,1 | 14,1 | 7,0 | 92 | |
| 180 | 125 | 42,0 | 38,8 | 32,3 | 25,8 | 19,4 | 12,9 | 6,5 | 100 | ||
| 170 | 145 | 36,0 | 33,2 | 27,7 | 22,2 | 16,6 | 11,0 | 5,5 | 116 | ||
| 160 | 165 | 31,5 | 29,1 | 24,2 | 19,4 | 14,5 | 9,7 | 4,8 | 132 | ||
| 150 | 190 | 27,5 | 25,4 | 21,2 | 16,9 | 12,7 | 8,6 | 4,3 | 152 | ||
| 140 | 225 | 23,3 | 21,5 | 17,9 | 14,3 | 10,7 | 7,2 | 3,6 | 180 | ||
| 130 | 250 | 19,7 | 18,9 | 15,2 | 12,1 | 9,1 | 6,1 | 3,0 | 200 | ||
Буровой насос для промывки скважины в конкретных геологических
условиях выбирается по технологически необходимому количеству промывочной жидкости и развиваемому при этом давлению для преодоления потерь напора в элементах циркуляционной системы буровой.
Количество необходимой промывочной жидкости при бурении под эксплуатационную колонну составляет 12 л/с. Определим теперь потери давления в циркуляционной системе, зная которые можно выбрать наиболее рациональную компоновку бурильного инструмента, обоснованно подобрать буровые насосы и полнее использовать их потенциальные возможности.
Потери напора, кГс/см2, в циркуляционной системе буровой при роторном бурении определяются по формуле:
Р∑ = Рм+Рб.т+Ркп+Рд ( 2.3.11.)
где Рм - потери напора при движении бурового раствора в наземных трубопроводах от насосной части до колонны бурильных труб, включая стояк в буровой, буровой шланг, а также вертлюг и ведущую трубу (потери шпора в наружной обвязке буровой - манифольде);
Рб.т — потери напора при движении бурового раствора в бурильных трубах и замковых соединениях (потери давления зависят от глубины скважины);
Ркп. - потери напора при движении бурового раствора в затрубном кольцевом пространстве скважины (потери давления зависят от глубины скважины);
Рд - потери напора при движении бурового раствора через промывочные отверстия бурового долота;
Рм, Рд - не зависят от глубины скважины, а Рбт.. и Ркп. увеличиваются с глубиной скважины.
При циркуляции очистного агента потери напора, кГс/см2, различны при прокачке воды и глинистого раствора и зависят от их свойств и расхода.
Рм = 82,6*λ*Lэ*γ*Q2/d5, (2.3.12.)
где λ- безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений при движении в трубах;
Q - расход бурового раствора, л/с;
γ - удельный вес раствора, г/см3;
d- внутренний диаметр бурильных труб, см;
Lэ - эквивалентная длина наземных трубопроводов, которая определяется по формуле:
Lэ = Lн *(d/dн)5 +Lс*(d/dс)5 +Lш *(d/dш)5 +Lв*(d/dв)5+
+Lв.тр*(d/dв.тр) 5+Lэ.ф*(d/dэ.ф) 5 (2.3.13.)
где dн, Lн - внутренний диаметр и длина нагнетательной линии, идущей от буровых насосов к стояку;
dс, Lс - внутренний диаметр и длина стояка в буровой;
dш, Lш - внутренний диаметр и длина бурового шланга;
dв, Lв - внутренний диаметр ствола вертлюга и его длина;
dэ.ф, Lэ.ф - диаметр и эквивалентная длина фильтра, устанавливаемого под ведущей трубой;
dв.тр, Lв.тр- внутренний диаметр и длина ведущей трубы.
Lэ=30*(0,107/0,114)5+15*(0,107/0,114)5+15*(0,107/0,09)5+2,5*(0,107/0,09)5+ +16*(0,107/0,1)5+2*(0,107/0,114)5 = 96,85 м.
Рм = 82,6*0,026*96,85*2,13*(12)2/(10,7)5 = 0.5 кГс/см2.
Рбт. = 82,6*λ*γ*Q2*(1+lэ/l)*Lб/d5,
где Lб - длина бурильной колонны, м;
lЭ - эквивалентная длина замковых соединений, м;
l - расстояние между замковыми соединениями, м.
Рбт. = 82,6*0,026* 2,13*(12)2*(1+3,5/11)*3025/(10,7)5 = 18.5 кГс/см2.
Ркп = 82,6* λ1*γ*Q2*L/[(ДС – dн)3*(Дс + dн)2],
где λ1, - коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в кольцевом (затрубном) пространстве;
Дс - диаметр скважины (долота), см;
dн - наружный диаметр бурильных труб, см.
Потери давления от замковых соединений в кольцевом пространстве составляют небольшую величину, поэтому ею обычно пренебрегают.
Ркп= 82,6*0,027* 2,13*122*3025/[(19.05-12,7)3*(19.05+12,7)2]= 8 кГс/см2.
Потери напора, кГс/см2, в долоте зависят от конфигурации промывочных отверстий, от количества и площади их сечения, расхода очистного агента (бурового раствора).
Рд = С*γ*Q2, ( 2.3.14.)
где С — коэффициент, характеризующий потери напора в промывочных отверстиях долота, который можно вычислить по формуле:
С = 0,51/(μ2 *f02) (2.3.15.)
где μ - коэффициент расхода,
f0 - суммарная площадь сечений промывочных отверстий, см2.
С = 0,51/(0,652*13,052) = 7*10-3
Рд = 7*10-3*2,13*122 = 2,15 кГс/см2.
Вычислим суммарные потери напора при бурении
Р∑ = Рм+Рб.т+Ркп+Рд
под эксплуатационную колонну:
Р∑ = 0.5+18.5+8+2,15 = 29.15 кГс/см2.
под техническую колонну:
Р∑ = 127.7кГс/см2.
под кондуктор:
Р∑ = 120.4 кГс/см2.
Таким образом, технологически необходимое количество (расход) промывочной жидкости для обеспечения своевременного и бесперебойного выноса шлама из забоя по затрубному пространству и очистки ствола скважины с учетом потерь давления, обеспечит нам насос УНБ-600А.
2.3.2.3 Выбор силовой установки
Под силовым приводом понимается комплексное устройство, осуществляющее преобразование электрической энергии или энергии топлива в механическую и обеспечивающее управление преобразованной механической энергии:
Основными элементами силового привода являются двигатель, передаточные устройства (механизмы) от него к исполнительному механизму и устройства системы управления.
Привод основных исполнительных механизмов буровой установки (лебедки, буровых насосов, ротора) называется главным приводом. В зависимости от вида двигателя и типа передачи он может быть электрическим, дизельным, дизель-гидравлическим, дизель-электрическим и газотурбинным. Наиболее широко применяют в современных буровых установках электрический, дизельный, дизель-гидравлический, дизель-электрический приводы.
Основными преимуществами электрического привода переменного тока являются его относительная простота в монтаже и эксплуатации, высокая надежность, экономичность. В то же время буровые установки с этим типом привода можно использовать лишь в электрифицированных районах.
Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электроэнергией необходимой мощности. Важными преимуществами двигателей внутреннего сгорания (ДВС) при использовании их в качестве привода являются: высокий к. п. д., небольшой расход топлива и воды и небольшая масса на 1 кВт мощности. Основной недостаток ДВС - отсутствие реверса, поэтому необходимо специальное устройство для получения обратного хода. ДВС типа дизель допускают перегрузку не выше 20%. Для их обслуживания требуется квалифицированный обслуживающий персонал.
Дизель-гидравлический привод состоит из ДВС и турбопередачи. Турбопередача – это промежуточный механизм, встроенный обычно между дизелем и трансмиссией. Применение турбопередачи обеспечивает: плавный подъем груза на крюке; работу двигателя, если нагрузка на крюке больше той, которую сможет преодолеть ДВС, в этом случае двигатель будет работать при пониженных, но вполне устойчивых оборотах; большую долговечность передачи.
Наибольшим преимуществом обладает привод от электродвигателей постоянного тока, в конструкции которого отсутствуют громоздкие коробки перемены передач, сложные соединительные части и т. п. Электрический привод постоянного тока имеет удобное управление, может плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.