Материал: Монтаж і експлуатація бурових насосів

Головною перепоною на шляху зменшення маси бурового насоса і разом з цим уникнення ряду інших негативних наслідків було уявлення про досягнуті максимальні значення швидкості, прискорення і частоти ходів поршня. Використання підпірних насосів, які створюють у робочих камерах надлишковий тиск і підвищують коефіцієнт подачі, дозволяє без порушення суцільності потоку значно збільшити граничну частоту ходів поршня.

Ефективність використання зворотного ходу поршня в двопоршневих насосах двосторонньої дії при високих тисках знижується через відносний ріст площі штока, яка, наприклад, для насосів У 8-6М і У 8-7М складає 30-40% площі поршня мінімального діаметру.

Враховуючи ці фактори, як за кордоном, так і у вітчизняній практиці, значного розповсюдження набули трипоршневі насоси односторонньої дії, які поступово витісняють двопоршневі насоси двосторонньої дії.

Широке розповсюдження трипоршневих насосів пояснюється також і тим, що при переході в область високих тисків немає необхідності постійного контролю за справністю ущільнюючих елементів в процесі експлуатації. На сьогоднішній день в США трипоршневі насоси випускають фірми: "Континентал Емско", " Нейшенел", "Ойл-Вейл", "Гарднер-Денвер". В ФРН випуском трипоршневих насосів займається фірма "Вірт". В практиці вітчизняного буріння використовуються трипоршневі насоси односторонньої дії російського виробництва моделей: НБТ-475, НБТ-600 (обидва виробництва заводу ВЗБТ); УНБТ-800, УНБТ-950, УНБТ-1180 (виробництва заводу "Уралмаш"), та НБТ-950 заводу "Дніпропрес".

Подальше розширення використання трипоршневих насосів односторонньої дії в практиці буріння глибоких свердловин обумовлено цілим рядом техніко-експлуатаційних переваг. Головні з них (при рівних потужностях насосів):

-     менша маса і габарити (приблизно в 1,4 ... 1,5 рази);

-        менші нерівномірності подачі в 2 рази і нерівномірності тиску в 5-6 раз;

         зменшення кількості змінних деталей в 1,3 ... 1,4 рази і маса цих деталей - в 2 ... 3 рази.

2. Розрахункова частина

.1 Вибір конструкції свердловини

Конструкція свердловини проектується виходячи з геолого-технічного розрізу родовища із врахуванням можливих ускладнень в процесі буріння. Вибираємо типову конструкцію свердловини (табл. 2.1). Оскільки найбільші навантаження на підйомний комплекс бурової установки присутні при спуску обсадних колон, то розрахунок ведемо саме по них, але потрібно також врахувати маніпулювання бурильною колоною.

Таблица 2.1 - Дані прийнятої конструкції свердловини

Згідно практичного заняття з дисципліни "Машини і обладнання для буріння нафтогазових свердловин" вибираємо необхідні дані для параметрів проектованого обладнання і формуємо наступну таблицю 2.2.

Визначаємо найбільше розрахункове навантаження на підйомний гак бурової установки:

з умови забезпечення можливості обриву прихопленої бурильної колони

 (2.1)

де  - найбільше розривне зусилля для бурильних труб усіх типорозмірів, які входять до складу найважчої бурильної колони кН [4, 6];

з умови забезпечення можливості обриву прихопленої обсадної колони

 (2.2)

де  - найбільше зрушуюче зусилля для обсадної труби найбільшого діаметра з найтовщою стінкою, виготовленої зі сталі найвищої групи міцності, зі складу обсадних колон, які утворюють конструкцію свердловини,  кН [4, 6].

- з умови забезпечення можливості маніпулювання найважчою бурильною колоною

, (2.3)

Таблиця 2.2 - Відомості про компоновку найважчої бурильної та обсадної колони.

де  - коефіцієнт запасу, що приймається при розрахунках Рдоп за вагою бурильної колони [1,7]. З міркувань підвищення довговічності підйомного комплексу рекомендується приймати  не менше 2,0;

 кН.

-     з умови забезпечення можливості маніпулювання найважчою обсадною колоною

 (2.4)

де  - коефіцієнт запасу, що приймається при розрахунках Рдоп за вагою обсадної колони [1,7]. Приймаємо .

 кН.

Приймаємо найближче стандартне допустиме навантаження на гак бурової установки згідно ГОСТ 16293-89

 кН.

Допустиме стандартне навантаження відповідає 7 класу бурових установок з умовною глибиною буріння  м.

Вибираємо серійну модель бурової установки Уралмаш 3Д-76, яка має паспортні дані, що відповідають розрахованим.

Здійснимо оцінку технічного рівня підйомного комплексу вибраної моделі бурової установки за одиничним показником вантажопідйомності, з допомогою емпіричних формул, порівнявши паспортний показник  із середньостатистичним і сучасним світовим технічним рівнем [8].

 кН; (2.5)

 кН. (2.6)

Отже, технічний рівень вибраної моделі бурової установки відповідає середньостатистичному і сучасному технічному рівню.

.2 Вибір бурового насоса для заданих умов буріння

Розрахунок параметрів промивки свердловини, як правило виконується для двох останніх фаз буріння, оскільки у попередніх фазах не можуть мати місце максимальні значення тиску і потужності насосів. Вихідні дані для розрахунку, згідно геолого-технічного наряду на свердловину, приведені у таблиці 2.3.

Таблиця 2.3 - Вихідні дані для розрахунку параметрів циркуляції промивних рідин, вибору бурових насосів

Визначаємо витрату  промивальної рідини (м³/с), згідно формули (2.7) [8] для фаз 2 і 3.

Згідно умови забезпечення рекомендованої швидкості висхідного потоку у кільцевому затрубному просторі

, (2.7)

де  - розрахунковий зовнішній діаметр затрубного кільцевого простору, чисельне значення якого приймаємо з умови, м

 (2.8)

де  - найбільший внутрішній діаметр обсадної колони, м

 - коефіцієнт каверзності відкритого стовбура свердловини в інтервалі буріння, , приймаємо [8];

 - діаметр породоруйнівного інструменту, м.

Схема компонування бурильної колони, для даних інтервалів, зображена на рисунку 2.1.

 - швидкість висхідного потоку промивальної рідини в затрубному просторі, м/с;

 - найменший зовнішній діаметр бурильних труб в перерізі, м.

Чисельні значення  вибирається згідно таблиці (9.2) [8]. Для фази ІІ -  м/с, ІІІ -  м/с.

Рисунок 2.1 - Схема компонування бурильної колони: а - ІІ фаза буріння; б - ІІІ фаза буріння; 1 - обсадна колона; 2 - колона бурильних труб; 3 - колона ОБТ; 4 - необсаджена свердловина

Підставляємо необхідні значення у формулу (2.7)

 м³/с;

 м³/с.

Для забезпечення рекомендованих значень питомої інтенсивності промивання вибою свердловини

, (2.9)

, (2.10)

де ,  - рекомендовані показники інтенсивності промивки на одиницю поверхні вибою та на одиницю діаметра долота відповідно (табл. 9.3 [8]);

 - діаметр породоруйнівного інструменту, м.

 м³/с;

 м³/с.

 м³/с;

 м³/с.

Умова забезпечення заданої гідравлічної потужності на долоті при бурінні гідромоніторними долотами

, (2.11)

де  - питома гідравлічна потужність на одиницю поверхні вибою свердловини  кВт/м² [8]. Оскільки менші значення  відповідають породам більшої твердості, приймаємо  кВт/м²;

 - число гідромоніторних насадок у долоті, .

 - діаметр каналу в насадках долота,  м,  м.

 м³/с;

м³/с.

Забезпечення швидкості витікання  промивальної рідини з насадок струминного долота, достатньої для створення гідромоніторного ефекту

, (2.12)

де  м/с [8], приймаємо  м/с.

 м³/с;

 м³/с.

Обчислюємо оптимальне значення витрати  за формулами Фуллертона [8]

; (2.13)

. (2.14)

Отже,  м³/с;

 м³/с;

 м³/с;

 м³/с.

Визначаємо , для чого складаємо варіаційний ряд чисельних значень витрати .

Для фази №2.

, м³/с: 0,065; 0,039; 0,021; 0,069; 0,078; 0,023; 0,103.

Для фази №3.

, м³/с: 0,041; 0,021; 0,015; 0,047; 0,057; 0,017; 0,087.

Отже,

 м³/с;