Материал: Бурение эксплуатационных колонн
=200-150*
;
Интервал бурения эксплуатационной колонны 700
-2200 м
=700 м
=2200м=200-150*
=200-48=152
об/мин
УБТ-230
, 
=273,4
кг
=
=509,6
кН
Вычисляем мощность на холостое вращение:
Бурильные трубы СБТ 140*12
=0.140
м, 
=
=1200 кг/м3
=13,5
*10-8*L*d2*n1.5*D0.5*=
,5*10-8*2200*0,1402*1521,5*0,2450,5*1,2*104=64,79
кВт
Вычисляем мощность на вращение долота:
=2.3,
-5 *
1,3
*n*D0.4=2.3*10-5*509.61.3*152*2450.4=104.3 кВт
Вычисляем
мощность ротора:
= 
=
=187.8 кВт
Расчет показывает, что без учета диаметра проходного отверстия в столе ротора может быть использован ротор Р-560 с номинальной мощностью 370 кВт и условной глубиной бурения 1600-4000 м.
Вычисляем
мощность привода с учетом КПД трансмиссии:
= 
=
=187.8/1.17=160.5
кВт
Вычисляем
резерв производительности бурового ротора:
R= 
*100% =
Вывод:
Резерв производительности составляет половину от всей производительности
ротора.
4.
Расчет необходимой мощности буровой лебедки, при подъеме бурильной колонны
наибольшего веса. Сравнение с номинальной мощностью, вывод о резерве
производительности
Мощность
лебедки определяется полезной мощностью на ее барабане, которая должна быть
достаточной для выполнения спуско-подъемных операций и аварийных работ при
бурении и креплении скважин заданной глубины и конструкции. Оптимальная
мощность буровой лебеди определяется из условий подъема наиболее тяжелой
бурильной колонны для заданной глубины бурения с расчетной скоростью 
=0,4÷0,5 м/с:
=
где
максимальный
вес бурильной колонны;
вес
поступательно движущихся частей талевой системы; 
КПД талевой системы.
Резерв
производительности буровой лебедки определяется по формуле:
R= 
*100%
где
-
номинальная мощность на подъемном валу лебедки, указанная в ее характеристиках.
Расчет:
1510 кН
=0,825, т.к.
кратность талевой системы 6x7
Масса
талевого блока 9,6 т (вес поступательно движущихся частей талевой системы)
9,6 т=9600
кг=94080 Н
==
=777735,75
Н=777 кВт
кВт
Оптимальная мощность на 323 кВт больше своей номинальной мощности.
Вычисляем
резерв производительности буровой лебедки:
R= *100%= 
29%
Вывод:
Резерв производительности лебедки составляет четвертую часть от всей
производительности буровой лебедки.
5.
Расчет необходимой подачи и потери давления в системе промывки при бурении
эксплуатационной колонны в конце интервала бурения
Выбор
диаметра долота для бурения по эксплуатационную колонну осуществляют в
зависимости от диаметра муфты используемых обсадных труб.
где
DД - диаметр долота; Dм - диаметр муфты обсадной трубы; 
диаметральный
зазор между стенками скважины и муфтами обсадных труб.
Эксплуатационная
колонна: 
Принимаем 
Подачу
буровых насосов выбирают на основе требований, предъявляемых технологией
промывки скважин. От подачи буровых насосов зависит эффективность роторного
бурения и нормальная работа забойных двигателей. Для эффективной очистки
скважины от шлама и для обеспечения рабочего режима забойных гидравлических
двигателей скорость восходящего потока 
=0,4-0,5 (под техническую и
эксплуатационную колонну).
Подача
насоса (м3/с)зависимости от скорости потока жидкости, м/c:
Где
-площадь
затрубного пространства,м2:
(
2-
2),
-диаметр
долота, м, -диаметр
бурильных труб, м.
Подачу буровых насосов принято выражать в л/с (литры в секунду), 1 м3/с = 1000 л/с.
Расчет:
Вычисляем
площадь затрубного пространства:
(2-2)=3.14/4*(0.29532-0.1402)=0.785*(0,08720209-0,0196)=0.053
м2
Вычисляем
подачу насоса:
=0.053*0.5=0.0265м3/с=30
л/с
Давление
на выходе бурового насоса зависит от потерь давления на преодоление
гидравлических сопротивлений в манифольде, бурильной колонне, забойном
двигателе, долоте и затрубном кольцевом пространстве. Гидравлические
сопротивления подразделяют на линейные, обусловленные силами трения и местные,
обусловленные изменением величины скорости и направления потока. Линейные
гидравлические сопротивления возникают в бурильных трубах и кольцевом затрубном
пространстве. Местные сопротивления - в замках бурильных труб, промывочных
отверстиях долота, проточных каналах забойных двигателей, обратных клапанах и
задвижках. Полная потеря давления определяется арифметической суммой линейных и
местных потерь давления. Сумма потерь давления в манифольде, бурильных трубах,
замках, УБТ, на забойном двигателе, на долоте, в кольцевом затрубном
пространстве:
P=
Разностью статических давлений в практических
расчетах пренебрегают. В конце бурения технической колонны потери давления
определяться как
P=
+
Потери давления в манифольде
=1÷2
МП
Значения линейных потерь давления на единицу длины для различных труб и кольцевого пространства приводятся в литературе [3].
Потеря давления в замках бурильных труб:
=0,3
Потеря давления на долоте (МПа) определяется
выражением:
P=+;
=2 МПа;бт=L-
=2200-233=1967
м;бтвн=140-2*12=140-24=116 мм=0,116 м;
=λ*ρ
=
=1641608
Па=1,6 Мпа;
=0,3=0.3*1,6=0,48
МПа;убт=0,09 м;убт=233 м;
= λ*ρ
=0,02*1200*
=0,7 Мпа;
=
=0,001 МПа;
=λ*ρ
=
=
=57532Па=0,05
Мпа;
=λ*ρ
=
=2692
Па=0,002 Мпа=+=2+1,6+0,48+0,7+0,001+0,05+0,05+0,002=4,883
Мпа
Гидравлическая мощность буровых насосов (кВт) рассчитывается как
=p*Q,
Где p-суммарные потери давления, МПа; Q- подача бурового насоса, л/с.
=4,883*30=146,49кВт
эксплуатационный колонна буровой установка
6.
Расчет мощности буровых насосов и мощность их привода с учетом КПД трансмиссии
Требуемая
мощность буровых насосов рассчитывается как
=
,
где N- полезная гидравлическая мощность, 
КПД
насоса.
Мощность привода бурового насоса:
=
Где 
-
КПД трансмиссии бурового насоса, чаще всего это клиноременная передача. КПД
клиноременной передачи обычно принимается равным 0,94.
Требуемая мощность:
==
=183,11кВт
Мощность привода бурового насоса:
=
=
=214,2
кВт
7. Определение необходимой суммарной установленной мощности двигателей силового привода буровой установки
Рис. 1
Cумма установленной мощности двигателей силового привода определяется как
=
=777+214,2+187.8=1179кВт
Заключение
В ходе работы, мы рассчитали и выбрали типоразмер секций обсадных труб эксплуатационной колонны из условия действия наружного давления и собственного веса. По условной глубине бурения и наибольшему весу обсадной колонны выбрали буровую установку.
Определили необходимые мощности буровой лебедки, бурового насоса, бурового ротора. Так же был сделан вывод о резерве производительности буровой лебедки и ротора.
Рассчитали необходимую подачу и потери давления в системе промывки при бурении эксплуатационной колонны в конце интервала бурения.
Подводя итог, определили необходимую суммарную
мощность двигателей силового привода буровой установки.
Список литературы
1. Р.А. Баграмов. Буровые машины и комплексы: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1988. - 501 с.
. С.И. Ефимченко. Расчёт и конструирование оборудования для нефтяных и газовых скважин. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. - 736 с.
.
http://www.drillings.ru/