Построение НТС – номограммы и определение режима работы насоса

НТС – номограмма – это совмещенная характеристика насоса, турбобура и скважины.

Для того, чтобы обеспечить заданный расход Q = 0, 03 м³/с при давлении Р ³ 12, 7 МПа необходимо использовать данные по насосу для трех втулок указанных в таблице 2.9.

Для значений расходов высчитываем характеристику скважины (это зависимость потерь давления в элементах бурильной колонны от подачи и глубины спуска).

Расчет ведется для 3-х расходов Q₁ = 26, 9 л/с; Q₂ = 30 л/с; Q₃ = 34, 3 л/с и для трех глубин Н₁ = 3180 м; Н₂ = 2000 м; Н₃ = 1000 м.

Потери давления в элементах бурильной колонны рассчитываются по формулам подобия:

 

 - для турбулентного режима, (2.30)

 - для ламинарного режима. (2.31)

Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 3180 м

Таблица 2.10 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Участок БК	Длина труб L, м	Q, л/с
		30	26, 9	34, 33
1	2	3	4	5
Внутри труб
ЛБТ	2616	1, 42	1, 14	1, 86
СБТ	504	0, 64	0, 51	0, 84
УБТ	72	0, 37	0, 27	0, 48
3ТСШ1-195	25, 7	4, 3	3, 46	5, 63
Долото	-	2, 1	1, 69	2, 75
SDРтр	-	8, 83	7, 07	11, 56
В кольцевом пространстве
ЛБТI	1926	0, 93	0, 75	1, 22
ЛБТII	690	0, 22	0, 18	0, 29
СБТ	504	0, 14	0, 11	0, 18
УБТ	72	0, 17	0, 14	0, 22
3ТСШ1-195	25, 7	0, 34	0, 27	0, 45
SDРкп	-	1, 8	1, 45	2, 36
SDР	-	10, 63	8, 52	13, 92

 

Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 2000 м

Таблица 2.11 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Участок БК	Длина труб L, м	Q, л/с
		30	26, 9	34, 33
1	2	3	4	5
Внутри труб
ЛБТ	1436	0, 78	0, 63	0, 98
СБТ	504	0, 64	0, 51	0, 84
УБТ	72	0, 37	0, 27	0, 48
3ТСШ1-195	25, 7	4, 3	3, 46	5, 63
Долото	-	2, 1	1, 69	2, 75
SDРтр	-	8, 19	6, 59	10, 66
В кольцевом пространстве
ЛБТI	746	0, 36	0, 29	0, 47
ЛБТII	690	0, 22	0, 18	0, 29
СБТ	504	0, 14	0, 11	0, 18
УБТ	72	0, 17	0, 14	0, 22
3ТСШ1-195	25, 7	0, 34	0, 27	0, 45
SDРкп	-	1, 23	0, 99	1, 61
SDР	-	9, 42	7, 58	12, 27

 

Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 1000 м

Таблица 2.12 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Участок БК	Длина труб L, м	Q, л/с
		30	26, 9	34, 33
1	2	3	4	5
Внутри труб
ЛБТ	436	0, 24	0, 19	0, 31
СБТ	504	0, 64	0, 51	0, 84
УБТ	72	0, 37	0, 27	0, 46
3ТСШ1-195	25, 7	4, 3	3, 46	5, 63
Долото	-	2, 1	1, 69	2, 75
SDРтр	-	7, 65	6, 15	10, 0
В кольцевом пространстве
ЛБТII	436	0, 14	0, 11	0, 18
СБТII	254	0, 042	0, 04	0, 048
СБТI	250	0, 068	0, 05	0, 089
УБТ	72	0, 17	0, 14	0, 22
3ТСШ1-195	25, 7	0, 34	0, 27	0, 45
SDРкп	-	0, 76	0, 61	0, 99
SDР	-	8, 41	6, 76	11, 0

Таблица 2.13 - Характеристика скважины

Q, л/с L, м	26, 9	30	34, 33
1000	3, 03	3, 77	4, 92
2000	3, 85	4, 78	6, 19
3180	4, 79	5, 99	7, 84

 

Таблица 2.14 - Характеристика турбобура

Q, л/с L, м	26, 9	30	34, 33
3180	3, 73	4, 64	6, 08

 

По НТС – номограмме выбираем втулку диаметром 0, 17 м и подачей 0, 030 м³/с, которая обеспечивает промывку скважины и очистку забоя скважины от шлама, бурения до заданной глубины 2750 м с минимальными потерями давления. В начале бурения будем иметь запас по давлению, что может быть использовано, например, для усиления гидромониторного эффекта.

Расчет рабочих характеристик забойных двигателей

Рабочей выходной характеристикой турбобура называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура (на долоте) от осевой нагрузки на долото.

Определение необходимых данных для расчета

Параметры турбины n, M, DP определяются из выражений

 

где n_c, M_c, DP_c - соответственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Q_c плотностью r_c.

Из n_c = 6, 33 об/с, М_с = 1, 5 кН× м, DP_c = 3, 9 МПа

Определяем параметры турбины

Определим коэффициент трения m

Для турбобуров с шаровой опорой m = 0, 05¸ 0, 08

Выбираем m = 0, 065.

Рассчитываем средний радиус трения

 

 

Определяем гидравлическую нагрузку в турбобуре

Р_г = 0, 785(DP_т× Д_с²+DP_д× Д_в²)+В, (2.36)

где Д_с - средний диаметр турбин турбобура

Д_в - диаметр вала турбобура (шпинделя) в место установки ниппеля (сальника), Д_в = 0, 135 м

Д₁, Д₂ - размеры шаровой опоры или резинового кольца подпятника осевой резинометаллической опоры,

Д₁ = 0, 149 м, Д₂ = 0, 124 м.

DP_т, DP_д - перепад давления в турбобуре и долоте

В – веса вращающихся деталей и узлов турбобура (валов и роторов турбин), маховых масс, центраторов, долота, В = 0, 5× М_т× g+М_м× g+М_ц× g+M_г× g,

где М_м, М_т, М_г, М_ц – маховая масса, масса турбобура, долота, центраторов соответственно;

g – ускорение силы тяжести

Р_г = 0, 785(4, 3× 10⁶× 0, 130²+2, 1× 10⁶× 0, 135²)+23950 =110, 6кН

Из выбираем М_уд = 6× 10^-3 м

Определим момент на долоте при G = 0, обусловленный трением долота о стенки скважины и промывочную жидкость,

М₀ = 550Д_д = 550× 0, 2159 = 118, 7 Н× м

Основные расчетные уравнения

- Определяем частоту вращения вала турбин по формуле (2.37)

n_i = n/М [ 2M-(M₀+M_уд× G_i +mr / G_i-P_г /) ] (2.37)

- Определяем момент на долоте

 

М_д = М_уд× G_i+550Д_д (2.38)

 

- Определяем вырабатываемую мощность в турбобуре

 

N_i=M_д× n_i× 2π (2.40)

 

Результаты расчетов сводим в таблице 2.15.

 

Таблица 2.15 - Результаты расчетов

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: