Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 [ 35 ] 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152

Рис. 6.2. Диаграмма насос турбобур - скважина (НТС):

1, 2, 3 - номера турбобуров

для турбобура № 2

р"т2 = 5,0-

р"т2 = 5,0-

50,9 18,92

26,8 МПа; р"т2 = 5,0

3,7 МПа;

40 5

16 9 МПа;

для турбобура № 3:

р"т2 = 7 -

р"т2 = 7 -

50,9 182 18,92

57,7 МПа;

7,66 МПа.

40,5

р"т2 = 7-= 35,5 МПа;

Расчетные значения наносим на поле диаграммы характеристики насоса и строим характеристики турбобуров.

3. Определяем гидравлические потери, не зависящие от глубины скважины. Потери в обвязке находим по формуле (6.1 5)

роб 40,5 = 8,26 0,0236-

роб 26,7 = 8,26 0,0236-

12,25 196

1,2 40,5 = 0,33 МПа;

-1,2 26,7 = 0,14 МПа;

12,2

Суммарная эквивалентная длина всей обвязки найдена по формулам (6.1 6)-(6.20)

0,1225 0,1225 0,1225 0,1225 l б = 14-+ 2-- + 20-+ 100-= 37,5 + 5,4 + 53 + 100 = 196 м.

0,15 0,15 0,1025 0,1225

П тери в д л те пределяем п ф рмуле (6.21) или (6.22):

0,12

рд 40,5 =-- 1,2 - 40,5 = 0,8 МПа;

172 0,12

рд 26,7 =-- 1,2 - 26,7 = 0,4 МПа.

Суммарные п тери, не зависящие т глубины скважины:

рн 40,5 = роб 40,5 + рд 40,5 = 0,33 + 0,8 = 1,13 МПа;

рн 26,7 = роб 26,7 + рд 26,7 = 0,14 + 0,4 = 0,54 МПа.

4. Определяем потери, зависящие от глубины скважины: потери в бурильн1х трубах по формуле (6.23) или (6.24)

40,5 40,52 100

р40 1000 = 8,26 - 0,0236---- 1,2 = 0,14 МПа;

12,25

40,5 40,52 1000

р 1000 = 8,26 - 0,0236-- 1,2 = 1,40 МПа;

12,2

26,7 26,72 1000

ртр 1700 = 8,26 - 0,0236-1,2 = 0,61 МПа;

12,2

26,7 26,72 2000

р 2000 = 8,26 - 0,0236-- 1,2 = 1,21 МПа;

тр 2000 5

12,2

потери в кольцевом пространстве по формуле (6.25), используя табличные значения коэффициентов ак.п [6] для различных значений подачи и глубины скважины (см. табл.

6.15),

рк40п1500 = 0,1 - 50 - 10-8 - 1,2 - 100 - 40,52 = 0,0098 МПа; = 0,1 - 50 -10-8 - 1,2 -1000 - 40,52 = 0,098 МПа;

к.п 1000

рк26п17000 = 0,1 - 170 - 10-8 - 1,2 - 1000 - 26,72 = 0,14 МПа;

р26п7000 = 0,1 -1600 - 10-8 -1,2 - 2000 - 26,72 = 2,8 МПа;

потери в замковых соединениях по формуле (6.26) рз*05 = 0,1 - 2,2 - 10-5 - 1,2 - 40,52 = 0,0036 МПа;

рз26,7 = 0,1 - 2,2 - 10-5 - 1,2 - 26,72 = 0,0016 МПа.

Тогда при различной глубине и при расстоянии между замками 1 м потери давления будут следующими:

р 4000 = 0,036 МПа; р "0 = 0,36 МПа;

з 100

26,7

з 1000 = 0,16 МПа; р 2000 = 0,32 МПа.

Т а б л и ц а 6.1 7

Суммарные потери, зависящие от глубины, приведены в табл. 6.1 7.

5. Наносим на график (см. рис. 6.2) потери, зависящие и не зависящие от глубины, суммируем и откладываем в направлении справа налево от линий допустимых давлений на насосе.

6. Наносим и определяем на графике значения рт = р0; откладываем их в направлении слева направо от линии нулевого значения давления на насосе.

7. На основе построенной диаграммы НТС оцениваем возможность рационального использования турбобуров в различных интервалах:

в интервале глубины 1 00-1 000 м (очевидно и до глубины 1 200 м) рационально применять турбобур №» 1 (Т12МЗЕ-170), так как характеристика турбобура наиболее близко лежит к линии 23р0, а линия З4005,, (зависим1е от глубины потери давления) близко подходит к линии 2/3 р0. Таким образом, в этом интервале до глубины 1 00-1 200 м мощность турбобура № 1 будет практически полностью расходоваться.

В интервале глубины 1 200-2000 м рационально вести бурение с использованием турбобура № 3 (А6К3С). В этом случае мощность турбобура № 3 будет рационально расходоваться по той же причине, что и для турбобура № 1 в интервале 1 00-1 200 м.

Если известен тип турбобура, то параметры режима бурения рассчитывают следующим образом.

Осевая нагрузка на долото определяется так же, как и при роторном бурении.

Расход промывочной жидкости определяется исходя из механических свойств горных пород и площади кольцевого пространства между бурильными трубами и стенками скважины. Для каждого интервала одного диаметра в соответствии с принятой конструкцией скважины рассчитываются рациональные значения расхода промывочной жидкости по формуле (6.6).

Для расчета частоты вращения используется методика, учитывающая реальные значения расхода промывочной жидкости и других буровых параметров.

Частота вращения определяется по формуле