Технико- технологическая часть
|
Скачать 1.55 Mb.
|
2.4.2. Определение количества бурового раствора, воды и сухой глины для промывки скважины с учетом раствора образованного самозалисам. Общий объем воды бурового раствора, необходимого для проводки скважин.   - объем приемных емкостей - объем желобной системой объем бурового раствора для бурения скважины ;n – норма расхода бурового раствора для бурения 1 метра по оперед. Размеру долот (по нормам СУСН). Дg=215,9 мм; n=0,2 Дg=295,3 мм; n=0,32 Дg=393,7 мм; n=0,72 С – глубина по интервалам  (м3)Объем скважины:  ;  (м3)Определяем количество глинопорошка влажностью n=10% необходимо для приготовления общего объема бурового раствора.    [2] Рассчитываем глинистых почек подлежащих разбуриванию.   Масса чистой глины подлежащей к разбуриванию.  Для приготовления общего объема глинистого раствора необходимо получить следующее количество глинопорошка:   т.к. Qгп> Qгп глинистый растворможно получить из пробуренной породы. 2.4.3. Выбор оборудования для приготовления, химической обработки и очистки промывочной жидкости, а также для герметизочний скважин. Приготовление, утяжеление и обработка буровых растворов, а также их очистка от выбуренной породы – важный процесс при бурении скважины. От качества бурового раствора в значительной мере зависит успех проводки скважины. Глинистый раствор может осуществляться в механических мешалках. При периодическом способе приготовления глинистого раствора в глиномешалку заливается вода, затем она пускается в ход, после этого забрасывается глина, через 45-55 минут проверки влажность раствора, вязкость раствора. Как только вязкость раствора становится равной заданной величина, глиномешалку остановится равной заданной величине, глиномешалку останавливают, открывают нижний люк и готовый раствор сливают в приемный резервуар. Затем цикл повторяется. При непрерывном способе приготовления с торцовой стороны глиномешалки на уровне раствора приваривают силовой патрубок. В глиномешалку непрерывно через люк забрасывают глину снизу поступает вода. Через верхний патрубок готовой глинистой раствор непрерывно поступает в желобную систему и через нее в приемный резервуар. Поступление воды и глины регулируют так, чтобы из сливного патрубка выходил глинистый раствор заданной вязкости. Непрерывный способ приготовления глинистого раствора имеют следующие преимущества: нет перерывов для слива готового раствора, забрасывание глины и заливка водой; производительность глиномешалки непрерывного действия почта в три раза больше во время приготовления глинистого раствора в глиномешалке во избежание несчастного случая нельзя через отверстие решетки глину или утяжелитель в воронку глиномешалку лоном или лопатой. Для очистки бурового раствора от обломков выбуренной породой используется комплекс различных механических устройств: вибрационные гидроциклонные шломоотделительн. В составе циркуляционной системы все эти механические устройства должны устанавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения бурового раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина-газовой сепоратор-блок грубой очисткой от шлама (вибрасима) – дегозотор – блок тонкой очистки от шлама (песка – и илооделители, сеператор) – блок регулирования содержание и состава твердой фазы (гидроциклонный глиноотделитель) – буровые насосы – скважина. Для очистки буровых раствор плотностью 1,27 г/см3, принята трехступенчатая система. Технология очистки по этой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую очистку на вибросите и тонкую очистку пескоотделение и илооделение на гидроциклонах хшламоотделителя (Рис.). Буровой раствор после выхода из скважин 1. подвергается на первой ступени грубой очистки на вибросите 2 и собирается на емкости 10. Из емкости центробежным насосом 3 раствор подается в батарее гидроциклонов пеккооделителя 4, где из раствора удаляется частицы песка. Очищенной от песка раствора поступает через верхний слив в емкость 9, а песок сбрасывается в шламовый амбар. Из емкости центробежным насосом 5 раствор подается для окончательной очистки в батарею гидроциклонов илооделителя 6. После удаления частиц очищенный раствор направляется в приемную емкость 8 бурового насоса 7, а ил сбрасывается в шламовый амбар. 2.4.4. Гидравлический расчет при промывки скважины. Определим потери давлений при промывке ствола буровым раствором. L=450м ρб·р=1,21 г/см3 Турбобур А7Ш (195мм) dб·т=127мм Толщина стенки δ = 8мм Производительность насосов Q=26 л/сек , внутр. диам. бур. труб. d=dδт-2δ=127-2·8=111мм υmin=1,2 м/с τо=4 н/м2 – динам. напряж.сдвига n=0,06 Па·с – структурная вязкость   1351<2320 Режим ламинарный. Определим потери давлений в бурильных трубах  λмр – гидравлическая сопротивление трубы  ;   Скорость течение бурового раствора в бурильных трубах  ;  (м/с)коэффициент потери давлений в бурильных трубах  ;  Определим потери давлений в кольцевом пространстве   1203<2320 Режим ламинарный  ;    Коэффициент потери давлений в кольцевом пространстве  ;  Определим потери давлений в УБТ   ;  ;   Определим потери давлений в бурильных замках:  lg – среднее расстояние между замками  ;  ;    - эквивалентная длина бурильни замковк=32,5 м – эквивалентная длина в долях внутри диаметр труб.   Определим потери давлений в промывочных отверстии долота.   - сумарные сечения отверстий доломаF=3·3,14·0,0052=0,00023  Определим потери давлений в обвязке буровой установки   - эквив. длина всех элементов обвязки - эквив длина ведущии труб - длина ведущии труб ;  [1] - эквивалентная длина вертлюгаdв=100мм – внутренний диаметр вертлюга   - эквивалентной длины бурового шланга действующая длина бурового шланга dш=102мм  - эквивалентная длина подвода. Диаметр подвода 168 мм. - действующая длина подвода [1]dп=dш=102мм – внутри диаметра подвода    Определим потерий давление в турбобуре Величина потерь давлений в турбобуре складывается из потерь давлений в верхнем узле турбобура и перепада давлений в турбинах.  Рву=ам·Абр·Q2 - потери давлений в верхнем узле ам – коэффициент потерь давлений в верхнем узле для турбобура А7Ш ам·105=36 [1] Рву=3600000·1210·0,0262=2,0 (МПа)  - потери давлений в турбинах (МПа) - коэффициент потери давлений в турбинках Ртруб=2,9+3,5=6,4 (МПа) Определим общие потери   Гидравлический расчет для кондуктора L=150м ρ=1,04см3 Максимальное значение расхода бурового раствора Q=0,7·Fзаб  Q=0,7·0,068=48 (л/с) dбт=107мм; τ=8мм; Производительность насоса 48 л/с Определим потери давлений в бурильных трубах   м/с; τо=4 н/м3; η=60·103 Па·с 1119<2320 Режим ламинарный  λтр=64/1119=0,057  (МПа)Потери давлений в кольцевом пространстве   1342<2320 Режим ламинарный λ=80/Re=80/1342=0,059  (МПа)Коэффициент потерь давлений в кольцевой пространстве   Определим потери давлений в утяжеленных бурильных трубах  ;  dу=0,09    Потери давлений в бурильных замках.  lэбз=0,036; l3=12,8  Потери давлений в турбобуре Рву=ам·Рбр·Q2; ам=36 Рву=3600000·1000·0,0482=4,9 МПа Рт=Ат·ρб·р·Q2  Рт=3,5 МПа Ртруб=3,5+4,9=8,4 (МПа) Потери давлений в обвязке буровой установки   Потери давлений в промывочных отверстии долота  ; F=21,2 мм2 табл. 60 Общие потери давлений Робщ=Рмр+Ркп+Рубт+Рбз+Раб+Рg+Ртруб Робщ=1,7+1,03+1,4+0,6+0,5+5,3+8,4=18,03 МПа </2320></2320></2320></2320> |
Похожие:
 |
Технико- технологическая часть Выбор вида промывочной жидкости и установление ее параметров по интервалам глубин |
|
1. Исследовательская часть и технико-экономическое обоснование задания... Технологическая карта оборудования и орг оснастки размещенных на проектируемом участке |
 |
Учебное пособие Москва 2011 Оглавление Введение 4 Глава Аналитическая... Технико-экономическая характеристика предметной области и предприятия. Анализ деятельности «как есть» 6 |
|
Технологическая карта Резервуар вертикальный стальной 1000м³ Данная технологическая карта разработана производственно-техническим отделом зао», на основании нормативно-технической и проектной... |
|
Пояснительная записка. Учебный план. Методическая часть. Система контроля и зачетные требования Образовательная программа предназначена для подготовки лыжников-гонщиков в группах спортивного совершенствования (гсс и гвсм). В... |
|
Типовая технологическая карта на бетонные работы Типовая технологическая карта разработана на бетонирование монолитных конструкций при отрицательных температурах |
|
Типовая технологическая карта (ттк) Типовая технологическая карта (именуемая далее по тексту ттк) разработана на комплекс работ по монтажу железобетонных колонн промышленных... |
|
Технологическая часть проекта «Дробильно-сортировочный завод по производству... Лещадность на сланцеподобных материалах (сланец, геллефлинт и т п.) не превышает 11-13%. Приводимая ниже пояснительная записка, составленная... |
|
Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) Мдс 11 99 Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) на строительство предприятий,... |
|
Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) Мдс 11 99 Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) на строительство объектов... |
|
Федеральное казначейство (казначейство россии) Утвержден 54819512.... Технологическая инструкция (регламент) работы с модулем формирования бюджетной (бухгалтерской) отчетности подсистемы учета и отчетности... |
|
1. Технологическая часть Выбор системы газоснабжения Значительный рост добычи газа существенно изменит топливный баланс страна. Если в 1950 году удельный вес газового топлива занимал... |
|
Андрей Владимирович Петухов Футбол Формирование основ индивидуального... Формирование основ индивидуального технико-тактического мастерства юных футболистов |
|
Патофизиологическое введение Верхняя часть этой трубки служит для приема и обработки пищи, средняя часть для всасывания, нижняя часть для выделения остатков |
|
Реферат На тему: «Технико-экономические мероприятия по повышению... «Технико-экономические мероприятия по повышению конкурентоспособности продукции на руп «Белмедпрепараты»» |
|
Технико-коммерческое предложение |