Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Буровая установка для бурения нефтяной скважины

АСТРАХАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра: « Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов »

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине “Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

на тему: Буровая установка для бурения нефтяной скважины

Выполнил:

студент группы ДХО-41

___________________________

“____” _____________2009

Руководитель:

Лямина Н.Ф.

________________________

“____” _____________2011

Курсовой проект выполнен и

защищен с оценкой

____________________________

^{(Оценка)}

Астрахань 2011

Содержание

Задание на курсовое проектирование………………………………………………….4

Введение…………………………………………………………………………………5

Глава 1. Описание конструкции скважины. Подбор оборудования, буровых труб,

обсадных труб……………………………………………………………….......6

Глава 2. Выбор класса буровой установки для бурения скважины глубиной L……...8

Глава 3. Сооружения и металлические конструкции буровых установок

3.1 Определение минимального запаса на переподъем крюко-блока буровой

установки…………………………………………………………………………...12

Глава 4. Определение вертикальной, горизонтальной и ветровой нагрузки на

буровую вышку

4.1 Вертикальная нагрузка…………………………………………………………….13

4.2 Определение горизонтальной составляющей силы……………………………...14

Глава 5. Силовые установки: лебедка, ротор

5.1. Расчет мощности лебедки…………………………………………………………...15

5.2. Расчеты размеров барабана лебедки и длины каната………………………........15

5.3. Проверка диаметра тормозных шкивов барабана лебедки………………………..17

5.4. Определение усилия натяжения набегающего и сбегающего концов

тормозной ленты и проверка давлений колодки на барабан…………………..17

5.5. Определение усилия на тормозном рычаге лебедки……………………………19

5.6. Проверочный расчет тормозной ленты………………………………………......20

5.7 Определение потребляемой мощности для привода ротора……………………21

5.8. Расчет осевого усилия, действующего на главную опору стола, и

долговечность главной опоры…………………………………………………....22

Глава 6. Расчет циркуляционной системы

6.1 Определение необходимых подач насосов для бурения различных

интервалов скважины……………………………………………………………..25

6.2 Определение давления в нагнетательной линии насосов……………………….26

Глава 7. Расчет бурового насоса

7.1 Вычисление коэффициента объемной подачи…………………………………..29

7.2 Определением число ходов насоса……………………………………………....29

7.3 Определение скорости движения, ускорения поршня и максимальную

подачу насоса……………………………………………………………………...29

7.4 Определение мощности буровых насосов для закачки бурового

раствора в скважину………………………………………………………………30

7.5 Определение числа насосов………………………………………………………31

Список литературы…………………………………………………………………..33

Приложение…………………………………………………………………………...34

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

на курсовое проектирование по дисциплине: “Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин”.

студента Югай Дмитрия Владимировича группы ДХО- 41

1. Тема проекта Установка для бурения нефтяной (газовой) скважины

2. Исходные данные и особые условия для проектирования:

2.1. Глубина скважины 2500 м

2.2. Район бурения: Тенгиз

2.3. Оборудование для разработки: насос

2.4. Конструктивный узел: сальник

Руководитель проекта _______________________________________________________________

^{(фамилия, имя, отчество)} ^{(подпись)
(дата)}

Задание принял к исполнению .

^{(фамилия, имя,
отчество)} ^{(подпись)
(дата)}

Введение

В решении задач развития топливно-энергетического комплекса страны ведущее место отводится нефтяной и газовой промышленности. Ежегодно в стране добывается несколько сот миллионов тонн нефти и сотни миллиардов кубометров газа. Бурение нефтяных и газовых скважин является самой капиталоемкой отраслью нефтегазодобывающей промышленности. Первоочередными задачами нефтяников страны является успешное разбуривание и освоение новых месторождений нефти и газа с наименьшими затратами.

Данный курсовой проект посвящен расчету строительства нефтяной скважины на Тенгизском месторождении. В курсовом проекте приведены все технологические операции, расчет бурового оборудования.

Глава 1. Описание конструкции скважины. Подбор оборудования, буровых

труб, обсадных труб.

Для бурения скважин применяется буровая установка типа «ВЗБТ» БУ 2900/200ЭПК-БМ, тип вышки ВМА-45-200. Оснастка талевой системы 5х6.

Конструкция скважины представлена: для перекрытия сыпучих пород, склонных к обвалообразованиям спускается кондуктор 0-310 м диаметром 324 мм, техническая колонна, диаметром 245мм, эксплуатационная колонна 0-2500 м, диаметр 180 мм.

Бурение под кондуктор производится ротором Р-560 и долотом типа III 393,7М-ГВ.

Бурение под тех. колонну производится турбобурами Т12РТ-240 в сочетании с долотами III 295,3 МСЗ-ГНУ-R37.

Бурение под эксплуатационную колонну производится турбобуром ЗТСШ1-195 (3 секции) и двигателем Д2-195 в сочетании с долотом III 215,9 МЗ-ГВ-3 и III 215,9 МС-ГНУ-R45.

В качестве промывочной жидкости использовался глинистый раствор с параметрами: плотность r = 1160-1180 кг/м³, условная вязкость Т=50-80 С, водоотдача В = 8-10 см³/30 мин.

Набор параметров кривизны производится при бурении под кондуктор долотом диаметра 295,3 мм и компоновкой, включающей турбобур Т12РТ-240, УБТ-180, кривой переводник с углом перекоса 2^о5’.

Перед спуском кондуктора ствол скважины шаблонируется компоновкой, включающей калибратор 13-КИ295,3 МСТ.

Для приготовления и очистки бурового раствора применяется следующее оборудование:

циркуляционная система ЦСЗ-3000 ЭУК;
глиномешалка МГ2-4х;
илоотделитель (входит в комплект циркуляционной системы) ИГ-45М.

Стабилизация параметров кривизны производится компоновкой,

включающей калибратор 13-КИ295,3 МСТ, центратор, УБТ-203, ЛБТ-147.

Для приготовления цементного раствора применяется следующее оборудование:

цементировочные агрегаты типа ЦА-320 М;
смесительные машины 2СМН-20.

Глава 2. Выбор класса буровой установки для бурения скважины глубиной L.

При разбуривании нового нефтяного или газового месторождения большое значение имеет правильность выбора типа буровых установок, которые для данного района окажутся наиболее экономичными. Прежде всего, в зависимости от размеров площади, глубины залегания продуктивных горизонтов, расстояний до источников энергоснабжения, перспективности близлежащих структур надо оценить целесообразность электрификации данного района. Первая задача — определение возможности и целесообразности сооружения линии электропередачи для применения элeктpофициpовaнныx установок; вторая — выбор класса буровых установок, которые позволят бурить быстрее и дешевле.

Исходные данные при выборе наиболее рационального класса буровой установки — проектная глубина и конструкция скважин. Кроме того, для определения способа транспортировки и монтажа установки необходимо учитывать рельеф местности грунтовые условия, ожидаемую скорость бурения.

Выбрать класс буровой установки для бурения скважины глубиной L=2500 м. Конструкция скважины: кондуктор диаметром d_K=325 мм при толщине стенок =11 мм, вес 1 м кондуктора q_к=850 Н/м; техническая колонна d_тех=247 мм, толщина стенки =10 мм, q_п=580 Н/м; эксплуатационная колонна d_э= 180 мм, q_э=428 Н/м. Глубина спуска, м: кондуктора L_к=310; техническая колонна L_п=1550; эксплуатационной колонны L_э=2500.

Для бурения скважин до проектной глубины применяются 127-мм бурильные трубы с толщиной стенки =9 мм, q_бт=207 Н/м и 200 м 180-мм утяжеленных бурильных труб (УБТ), q_убт=1454 Н/м. Диаметр скважины под кондуктор d_c=445 мм, скорость подъема раствора в затрубном пространстве кондуктора V₃=0,5 м/с.

При этих условиях:

1. Вес кондуктора, МН:

2. Вес технической колонны, МН:

3. Вес эксплуатационной колонны, МН:

4. Вес бурильных труб, МН:

5. Вес УБТ, МН

6. Вес бурильной колонны с УБТ, МН:

7. Для этой глубины при роторном бурении разрывная прочность бурильных труб должна быть не менее, МН:

где: k₃= 1,5 — коэффициент запаса.

8. Для бурильных труб группы прочности Е диаметром d_бт=127 мм и толщиной стенки = 9 мм разрывная прочность R_бт=1,79 МН. Этим требованиям по допустимой нагрузке на крюке удовлетворяет буровая установка пятого класса по ГОСТ 16293—82 с допустимой нагрузкой на крюке R_к = 2 МН.

9. В соответствии с ГОСТом нагрузка от веса бурильной колонны допускается не более 0,6 R_к, т.е.

10. Так как в нашем случае G_бк=0,74 МН, что меньше (см. п. 9) 1,2 МН то выбранная установка удовлетворяет этому требованию. В соответствии с этим выбираем буровую установку БУ2900/200ЭПК-БМ

Буровая передвижная блочно-модульная вышка для бурения нефтяных и газовых скважин в неосвоенных районах, восстановления старых скважин путем бурения вторых горизонтальных стволов.

Мачта А-образная секционная свободностоящая, без оттяжек, со встроенными маршевыми лестницами и механизмом подъема.

Транспортировка установки между кустами осуществляется модулями на полуприцепах типов МАЗ-5247Г, ЧМЗАП-9906П, передвижной платформе, трубовозе типа «Урал-375» и других транспортных средствах, соответствующих массе и габаритам модуля. Отдельные узлы перевозят на универсальном транспорте. Блоки и модули на кусте передвигают в эшелоне гидравлическими толкателями на колесных тележках по рельсовым направляющим опорам. Применение регулятора подачи долота, использование АСП сокращает на 60% продолжительность спускоподъемных операций. Самоподъемное основание вышечно-лебедочного блока позволяет монтировать оборудование буровой на высоте не более 3 м, а затем поднимать талевой системой на высоту 8... 10 м.

Технические характеристики

Метод бурения	Наклонно-направленный кустовой
Общая высота, мм	41 6000
Длина буровой свечи, мм	25 000
Высота основания (отметка пола буровой), не менее, мм	8500
Просвет от уровня земли до подроторных балок для монтажа ПВО, мм	7100
Просвет, обеспечиваемый при съезде со скважины куста, мм	3620
Масса установки, кг	706 000
Сила воздействия опор на грунт, кН	0,98
Грузоподъёмность на крюке, т	200
Наибольшая сила воздействия на долото от массы буровой колонны, кН	1050
Наибольшая сила воздействия на долото от массы буровой колонны, кН	1800
Наибольшая нагрузка на грунт от обсадной колонны, кН	20
Грузоподъёмность электрической стали, кН	10
Грузоподъёмность ручных талей, кН	0,25
Скорость подъёма крюка при расхаживании колонны, м/с	1,56
Скорость подъёма крюка от вспомогательного привода, м/с	0,015
Мощность аварийной дизель - электростанции, кВт	200
Расчётная мощность на входном валу подъёмного агрегата, кВт	560
Расчетная мощность привода ротора, кВт	300
Номинальная мощность электродвигателя вспомогательного привода, кВт	37
Буровой ключ	АКБ-3М2
Ротор	Р-560
Клиновой захват ротора	ПКР-560
Диаметр отверстия в роторном столе, не менее, мм	560
Статический крутящий момент на роторном столе, кН∙м	40
Глубина бурения, м	2900…3500
Наибольшая оснастка талевой системы	5х6
Диаметр каната тали, мм	28
Буровой насос	НТБ-600-II
Давление max на выходе, МПа	25
Подача бурового насоса, л/с	0…45,2
Число основных буровых насосов	2
Тип вспомогательного тормоза	ТЭП-45
Скорость спуска инструмента, ограниченная тормозом, м/с	0…1,68
Статическая грузоподъёмная сила вертлюга, кН	2000
Частота вращения вертлюга, сˉ¹	3,33
Суммарная площадь подсвечников, м²	6,22
Допустимая скорость ветра для вышки ез растяжек в рабочем состоянии при нагрузке на крюке/в нерабочем состоянии, м/с	20/25
Стояк манифольда	0140х12 одинарный
Объём ресиверов, м³	6,6
Вместимость блоков хранения в эшелоне, м³	140
Вместимость водяной ёмкости в эшелоне, м³	40

Глава 3. Сооружения и металлические конструкции буровых установок:

3.1 Определение минимального запаса на переподъем крюко-блока буровой

установки.

Определим минимальный запас на переподъем крюко-блока буровой установки БУ2900/200ЭПК при подъеме бурильной, колонны из труб с номинальной длиной . Длина крюко-блока ТБК-4-140Бр ; длина штропов ШБН-125 ; допуск на длину бурильных труб ; длина муфты замка ; полезная высота вышки h=45 м.

Запас на переподъем, м:

где: - длина свечи из трех труб, равная, м:

h₂ - длина подвижной части талевой системы, определяемая, м:

тогда

Глава 4. Определение вертикальной, горизонтальной и ветровой нагрузки на

буровую вышку

4.1 Вертикальная нагрузка

Определим вертикальную нагрузку, действующую на подкронблочную раму вышки BMА-45-200 во время СПО; глубина скважины 2500 м; диаметр бурильных труб d_бт= 127 мм, ℓ_бт = 2200 м, средний вес 1 м трубы q_бт = 260 Н/м; ℓ_убт = 200 м, d_убт = 180 мм, q_убт = 1560 Н/м ; плотность бурового раствора и плотность стали р_с = 7,85 г/см³.

Определяем по формуле вертикальную нагрузку на подкронблочную раму вышки при движении крюка. Весами штропов и элеватора можно пренебречь, тогда:

- нагрузка на крюк, Н

- вес подвижной части талевой системы, Н

G_тс = G_кб +⅔G_тк = 12700 + ⅔ 10880 = 19953,3

где G_кб=12,7 кН — вес крюко-блока ТБК4-140Бр;

– длина талевого каната в оснастке 5х6 между талевым блоком и кронблоком;

расстояние между кронблоком и талевым блоком в нижнем положении крюка; u_тс = 10-кратность полиспаса; q_тк = 34 Н/м – вес талевого каната (для канатов d_к = 28 мм).

- к. п. д. талевой системы:

- вертикальная нагрузка на подкронблочную раму вышки при движении, Н:

4.2 Определение горизонтальной составляющей силы:

Определить горизонтальную составляющую силы, действующей на кронблок от натяжения ведущей и неподвижной струн талевого каната, если точки касания струн талевого каната и кронблока находятся на противоположных сторонах от точек крепления: неподвижной — 4 м и ведущей —8 м; высота вышки h = 45 м.

Горизонтальные составляющие сил:

- при неподвижной талевой системе:

Р_к = 0,84 МН = 840 кН, кратность полиспаса u_тс = 10. Тогда, кН:

Р_г’ = 840(8/45 – 4/45) / 10 = 7,56

- при подъеме бурильной колонны по формуле, кН:

Глава 5. Силовые установки: лебедка, ротор.

5.1. Расчет мощности лебедки:

Для определения мощности, необходимой для привода лебедки, находим мощность (в кВт) на крюке при подъеме:

N_кп = Р_кv_{к
min}=0,84*0,5=0,42кВт

где: Р_к — нагрузка на крюке от наибольшего веса бурильной колонны, MH;

v_{к min} = 0,3 – 0,5 - минимальная скорость подъема крюка, м/с.

Мощность (в. кВт) на барабане лебедки:

N_бл = N_кп / _тс или N_бл = Р_кv_ср / 2*_тс =0,84*13,6/2*0,8=7,1 кВт

где: _тс - коэффициент полезного действия талевой системы;

v_cp— средняя скорость навивки ведущей струны на барабан лебедки при подъеме (принимают по второму или третьему ряду навивки на барабан в зависимости от числа рядов).

Номинальная мощность (в кВт), необходимая для привода лебедки:

N_л = N_кп / _л* _тс или N_л = N_бл / _л=7,1/0,87=8,2 кВт

_л = 0,85 - 0,9 — коэффициент полезного действия лебедки.

5.2. Расчеты размеров барабана лебедки и длины каната.

Исходные данные (Б12.02.02.000-01): диаметр бочки барабана Д_б = 0,56 м; длина барабана L_б = 1,07м; диаметр каната d_к = 32 мм; оснастка 5х6.

- Диаметр навивки каната (м) определяем по формуле:

D_рi = D_б + (2z_i – 1)* d_к*_в=0,56+(8-1)0,032*0,93= 0,768м

где: z_i – число рядов навивки каната на барабане;

_в, = 0,93 коэффициент сжатия каната (м).

- Диаметр намотки по первому ряду каната, м:

D_р1 = 0,56 + 0,032 = 0,592

- Диаметр намотки по второму и третьему рядам, м:

D_р2 = D_р1 + 2d_к*

в = 0,592 + 2*0,032*0,93 = 0,65;

D_р3 = D_р1 +4d_к*_в = 0,592 + 4*0,032*0,93 = 0,71.

- Число витков каната в одном ряду

m = L_б

/ t ,

где: = 0,92 – 0,95 - коэффициент неравномерности навивки каната;

t = 0,033 м—шаг навивки каната.

Тогда:

m = 1,07 * 0,95 / 0,033 ≈ 31 виток.

- Принимая, что в первом ряду находится 10 нерабочих витков каната (m₃ = 10), определяем безопасную длину этого постоянно навитого на барабан каната:

ℓ₃ =

*D_рл*m₃ = 3,14*0,592*10 ≈ 19 м.

- Необходимая длина наматываемого на барабан каната, м, для подъема бурильных труб:

L =

* ℓ* u_тс + ℓ₃ .

Здесь = 1,054 – 1,15 – коэффициент, учитывающий пробег крюка при подъеме; ℓ - длина свечи; u_тс = 10 – число рабочих струн оснастки.

L₁₀ = 1,05 * 27 * 10 + 19 = 302,5 м.

- Длина одного ряда каната, м, навиваемого на барабан:

ℓ_i =

*D_рi*m .

- для первого ряда ℓ₁ = 3,14*0,592*31 = 58;

- для второго ряда ℓ₂ = 3,14*0,650*31 = 63;

- для третьего ряда ℓ₃ = L - ℓ₁ - ℓ₂ = 302,5 – 58 – 63 = 181,5 м.

- Число витков в третьем ряду:

m₃ = ℓ₃ /

*D_р3 = 181,5 / 3,14* 0,71 = 41 виток.

Из расчета видно, что при длине барабана 1,07 м и числе витков в одном слое 31 для подъема свечей длиной 27 м для работы с навивкой каната в три слоя может быть применена талевая система с кратностью полиспаса u_тс = 10, т.е. оснастка 5х6 допускает работу со свечами длиной 27 м.

5.3. Проверка диаметра тормозных шкивов барабана лебедки.

Диаметр тормозных барабанов зависит от диаметра первого ряда навивки каната на барабан и определяется соотношением:

D_ш = (1,8 ÷ 2,5)*D_р1

Из таблицы приложения 1 находим диаметр тормозного шкива D_ш = 1,18 м, тогда отношение D_ш / D_р1 = 1,18 / 0,592 = 2,0, что допустимо, так как это отношение больше 1,8.

5.4. Определение усилия натяжения набегающего и сбегающего концов

тормозной ленты и проверка давлений колодки на барабан.

Максимальная нагрузка на крюке диаметр барабана лебедки оснастка талевой системы 5x6; диаметр тормозного шкива 1,18 м; ширина тормозной ленты 0,23 м; материал колодок – ретинакс; допустимая удельная нагрузка а

Натяжение набегающий на барабан ведущей струны каната при торможении:

где вес подвижной части талевой системы; кратность талевой системы; к.п.д. талевой системы; коэффициент динамичности.

Момент на барабане:

(расчетный диаметр барабана с навитым канатом по третьему слою, при котором момент на барабане будет наибольшим)

Натяжение (в кН) набегающих концов лент:

где k=1,2-коэффициент запаса; окружное тормозное усилие, кН

коэффициент трения колодок, примем угол обхвата тормозного шкива лентой, рад, диаметр тормозного шкива.

Натяжение сбегающих концов лент:

Максимальное давление колодок на тормозной шкив:

Среднее давление колодок на шкив:

Средняя удельная нагрузка:

Следовательно, что допустимо.

5.5. Определение усилия на тормозном рычаге лебедки

Момент на коленчатом валу тормоза:

(r=0,03 м – радиус рычага коленчатого вала тормоза)

Необходимое для торможения усилие на тормозной рукоятке рычага:

где вес тормозного рычага; расстояние от центра тяжести тормозного рычага до оси вала (рис. 1)

длинна рукоятки тормоза; к.п.д., учитывающий

трение в опорах, амортизаторе и др.

При и а=1,4 м

при и а=0,8 м

Буровая установка для бурения нефтяной скважины 📙 Курсовая → 🆔 41369