Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

В установках глубокого бурения применяются поршневые насосы марок У8-4, У8-5М, Б14-200, БРН-1, УНБ-600А (У8-6МА2) и другие, имеющие подачу 15-50 л/с при давлении нагнетания 10-60 МПа. Подача насоса определяется по формуле[4]:

Где з0 = 0,85 – 0,95 – объемный к. п.д. насоса, учитывающий утечки жидкости, наличие в ней газа и инерцию срабатывания клапанов,

F – площадь, определяемая по внутреннему диаметру цилиндровой втулки,

S = 2R – ход поршня или плунжера,

R – радиус вращения кривошипа,

N – частота вращения кривошипа,

Z – число цилиндров,

F – площадь поперечного сечения штока.

Для регулирования расхода жидкости, нагнетаемой в бурильную колонну, широко применяется метод изменения частоты вращения кривошипа (коренной вал насоса) при помощи коробки передач или путем замены цилиндровых втулок, имеющих разные внутреннии диаметры. Исход жидкости часто регулируется путем сброса части ее на слив в приемный умпф.

Для буровой установки БУ 3200/200 ЭУК-2М в комплект входят два поршневых насоса УНБ-600А (У8-6МА2) (установка насосная блочная), с основными параметрами см. таблцу 2.9 :

Таблица 2.9

Тип Насоса	Даметр Втулки Мм	Предельное Давление Кгс/см2	Идеальная подача (л/с) при частоте двойных ходов, мин-1	Допустимое рабочее давление, кг/см2
			65	60	50	40	30	20	10
УНБ-600А	200	100	51,9	47,9	39,9	31,9	23,9	16,0	8,0		80
(У8-6МА2)	190	115	45,7	42,2	35,2	27,7	21,1	14,1	7,0		92
	180	125	42,0	38,8	32,3	25,8	19,4	12,9	6,5		100
	170	145	36,0	33,2	27,7	22,2	16,6	11,0	5,5		116
	160	165	31,5	29,1	24,2	19,4	14,5	9,7	4,8		132
	150	190	27,5	25,4	21,2	16,9	12,7	8,6	4,3		152
	140	225	23,3	21,5	17,9	14,3	10,7	7,2	3,6		180
	130	250	19,7	18,9	15,2	12,1	9,1	6,1	3,0		200

Буровой насос для промывки скважины в конкретных геологических

Условиях выбирается по технологически необходимому количеству промывочной жидкости и развиваемому при этом давлению для преодоления потерь напора в элементах циркуляционной системы буровой.

Количество необходимой промывочной жидкости при бурении под эксплуатационную колонну составляет 12 л/с. Определим теперь потери давления в циркуляционной системе, зная которые можно выбрать наиболее рациональную компоновку бурильного инструмента, обоснованно подобрать буровые насосы и полнее использовать их потенциальные возможности.

Потери напора, кГс/см2, в циркуляционной системе буровой при роторном бурении определяются по формуле:

Р∑ = Рм+Рб. т+Ркп+Рд ( 2.3.11.)

Где Рм — потери напора при движении бурового раствора в наземных трубопроводах от насосной части до колонны бурильных труб, включая стояк в буровой, буровой шланг, а также вертлюг и ведущую трубу (потери шпора в наружной обвязке буровой — манифольде);

Рб. т — потери напора при движении бурового раствора в бурильных трубах и замковых соединениях (потери давления зависят от глубины скважины);

Ркп. — потери напора при движении бурового раствора в затрубном кольцевом пространстве скважины (потери давления зависят от глубины скважины);

Рд — потери напора при движении бурового раствора через промывочные отверстия бурового долота;

Рм, Рд — не зависят от глубины скважины, а Рбт.. и Ркп. увеличиваются с глубиной скважины.

При циркуляции очистного агента потери напора, кГс/см2, различны при прокачке воды и глинистого раствора и зависят от их свойств и расхода.

Рм = 82,6*л*LЭ*г*Q2/D5, (2.3.12.)

Где л — безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений при движении в трубах;

Q — расход бурового раствора, л/с;

Г — удельный вес раствора, г/см3;

D — Внутренний диаметр бурильных труб, см;

Lэ — эквивалентная длина наземных трубопроводов, которая определяется по формуле:

LЭ = LН *(D/DН)5 +LС*(D/DС)5 +LШ *(D/DШ)5 +LВ*(D/DВ)5+

+LВ. тр*(D/DВ. тр) 5+ LЭ. ф*(D/DЭ. ф) 5 (2.3.13.)

Где dн, Lн — внутренний диаметр и длина нагнетательной линии, идущей от буровых насосов к стояку;

Dс, Lс — внутренний диаметр и длина стояка в буровой;

Dш, Lш — внутренний диаметр и длина бурового шланга;

dв, Lв — внутренний диаметр ствола вертлюга и его длина;

Dэ. ф, Lэ. ф — диаметр и эквивалентная длина фильтра, устанавливаемого под ведущей трубой;

Dв. тр, Lв. тр — внутренний диаметр и длина ведущей трубы.

Lэ=30*(0,107/0,114)5+15*(0,107/0,114)5+15*(0,107/0,09)5+2,5*(0,107/0,09)5+ +16*(0,107/0,1)5+2*(0,107/0,114)5 = 96,85 м.

Рм = 82,6*0,026*96,85*2,13*(12)2/(10,7)5 = 0.5 кГс/см2.

Рбт. = 82,6*л*г*Q2*(1+lэ/l)*Lб/d5,

Где Lб — длина бурильной колонны, м;

LЭ — эквивалентная длина замковых соединений, м;

L — расстояние между замковыми соединениями, м.

Рбт. = 82,6*0,026* 2,13*(12)2*(1+3,5/11)*3025/(10,7)5 = 18.5 кГс/см2.

Ркп = 82,6* л1*г*Q2*L/[(ДС – dн)3*(Дс + dн)2],

Где л1, — коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в кольцевом (затрубном) пространстве;

Дс — диаметр скважины (долота), см;

Dн — наружный диаметр бурильных труб, см.

Потери давления от замковых соединений в кольцевом пространстве составляют небольшую величину, поэтому ею обычно пренебрегают.

Ркп= 82,6*0,027* 2,13*122*3025/[(19.05-12,7)3*(19.05+12,7)2]= 8 кГс/см2.

Потери напора, кГс/см2, в долоте зависят от конфигурации промывочных отверстий, от количества и площади их сечения, расхода очистного агента (бурового раствора).

Рд = С*г*Q2, ( 2.3.14.)

Где С — коэффициент, характеризующий потери напора в промывочных отверстиях долота, который можно вычислить по формуле:

С = 0,51/(м2 *F02) (2.3.15.)

Где м — коэффициент расхода,

F0 — суммарная площадь сечений промывочных отверстий, см2.

С = 0,51/(0,652*13,052) = 7*10-3

Рд = 7*10-3*2,13*122 = 2,15 кГс/см2.

Вычислим суммарные потери напора при бурении

Р∑ = Рм+Рб. т+Ркп+Рд

Под эксплуатационную колонну:

Р∑ = 0.5+18.5+8+2,15 = 29.15 кГс/см2.

Под техническую колонну:

Р∑ = 127.7 кГс/см2.

Под кондуктор:

Р∑ = 120.4 кГс/см2.

Таким образом, технологически необходимое количество (расход) промывочной жидкости для обеспечения своевременного и бесперебойного выноса шлама из забоя по затрубному пространству и очистки ствола скважины с учетом потерь давления, обеспечит нам насос УНБ-600А.

Комментарии запрещены.