курсовая работа. Курсовая.Павел. Курсовая работа содержание введение 3

• Название: Курсовая работа содержание введение 3
• Анкор: курсовая работа
• Дата: 15.01.2022
• Размер: 1.35 Mb.
• Имя файла: Курсовая.Павел.docx
• Тип: Курсовая; #331511

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

КУРСОВАЯ РАБОТА

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 3

1 ОБОСНОВАНИЕ И РАСЧЕТ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ И ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА 4

1.1 Определение совместимых интервалов бурения 4

1.2 Конструкция скважины и выбор плотности бурового раствора для совместимых интервалов бурения 5

1.3 Расчет диаметров долот и обсадных колонн 6

2 РАСЧЕТ РАВНОПРОЧНОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ 8

2.1 Определение внутреннего давления на устье скважины 8

2.2 Оценка необходимости расчета на внутреннее давление 9

2.3 Расчет наружного давления за обсадной колонной в конце цементирования 9

2.4 Конструирование равнопрочной обсадной колонны. 12

3 ВЫБОР ДОЛОТА ДЛЯ ЗАДАННОГО ИНТЕРВАЛА БУРЕНИЯ 17

3.1 Предварительный выбор долота и расчет мощности для его вращения при бурении 17

3.2 Оценка долговечности вооружения и опор шарошек 18

4 ОБОСНОВАНИЕ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ 21

4.1 Выбор расхода промывочной жидкости 21

4.2 Гидравлический расчет гидромониторного долота 21

Вывод 22

Список использованной литературы 23

Введение

Цель практических занятий по дисциплине «Основы техники и технологии бурения нефтяных и газовых скважин», раздел «Технология бурения» — помочь студентам приобрести практические навыки приближенного решения основных технологических задач бурения и выполнить курсовую работу.

Целью курсовой работы является решения следующих задач:

1) обоснование конструкции скважины и плотности бурового раствора по интервалам бурения;

2) расчет конструкции скважины;

3) расчет равнопрочной обсадной колонны;

4) выбор долота для заданного интервала бурения и расчет мощности, необходимой для бурения выбранным долотом;

5) обоснование расхода бурового раствора и гидравлический расчет гидромониторной системы промывки.

1 ОБОСНОВАНИЕ И РАСЧЕТ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ И ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА

1.1 Определение совместимых интервалов бурения

Подставляем числовые значения в формулу для каждого интервала бурения:















Рассчитаем относительного пластового давления по формуле :















Рассчитаем по формуле и минимальную и максимальную допустимую плотность бурового раствора:





























Рассчитаем по формуле максимальную плотность для двух интервалов, для пласта с пресной водой и продуктового пласта:

где =1,5;

, где =2,5.

Построим график совмещенных плотностей.

Все полученные значения заносим в таблицу 1.1 и строим график зависимости относительных предельных плотностей бурового раствора от глубины бурения (рисунок 1.1).

Таблица 1.1 – Результаты расчетов относительных давлений и требуемых плотностей бурового раствора

№	,МПа		k					Выбор
1	2,94	1,02	1,1	1,12	1,94	1,5	1,53	1,2
2	7,36	1,09	1,1	1,20	1,81	-	-	1,2
3	12,75	0,94	1,05	0,99	1,64	-	-	1,2
4	22,96	1,0	1,05	1,05	1,24	-	-	1,18
5	26,98	1,07	1,05	1,12	1,27	-	-	1,18
6	27,47	1,09	1,05	1,14	1,56	2,5	1,20	1,18
7	28,94	1,11	1,05	1,17	1,25	-	-	1,18

1.2 Конструкция скважины и выбор плотности бурового раствора для совместимых интервалов бурения

Первая обязательная колонна (кондуктор) должна быть спущена ниже кровли второго интервала на 50 метров, так как названные интервалы бурения совместимы.

Выбор плотностей бурового раствора по интервалам и схема конструкция скважины приведены на рисунке 1.1.



Рисунок 1.1 – Зависимость предельных относительных плотностей бурового раствора от глубины бурения и схема конструкции колонны

1.3 Расчет диаметров долот и обсадных колонн

Расчет диаметра долота для бурения последнего интервала под колонну d = 146,0 мм:



где - диаметр муфты обсадных труб последней колонны (эксплуатационной колонны);

– величина зазора между стенкой скважины и муфтой.

Подставляя числовые значения, рассчитываем:

.

Полученный по формуле диаметр долота округляем до ближайшего большего по ГОСТ 20692-2003:



Далее следует расчет диаметра предыдущей колонны (кондуктора):



где – зазор плюс толщина стенки δ трубы, обеспечивающие беспрепятственный спуск долота в скважину через эту колонну:



где δ – ожидаемая толщина стенки обсадной трубы, принять δ=10 мм.





Расчет диаметра долота для бурения кондуктора:

.

Полученный по формуле диаметр долота округляем до ближайшего большего по ГОСТ 20692-2003:



На рисунке 1.2 показана схема конструкции скважины с обозначением на ней диаметров долот, обсадных колонн, глубины их спуска и глубины расположения верхнего уровня цемента.



Рисунок 1.2 – Схема конструкции скважины

2 РАСЧЕТ РАВНОПРОЧНОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

2.1 Определение внутреннего давления на устье скважины

Плотность цементного раствора ρ_ц = 1850 кг/м³. Из условия равенства давлений наружного и внутреннего столбов жидкостей на забое скважины (рисунок 2.1, а) (z = z_к = z_D) определяется величина давления на устье в конце цементирования:



где ρ_п.ж. – плотность промывочной жидкости; g – ускорение силы –тяжести (g = 9,81 м/с²); z_D – глубина спуска колонны; z_А – высота столба промывочной жидкости за обсадной колонной. Тогда:



Подставляя числовые значения, находим :

.

Давление опрессовки во всех случаях принимается на 10% выше максимального устьевого давления, т. е.:

= .

Р_ц = р_п – ρ_нgz_з6 ,

где ρ_н – плотность нефти (принять равной 800 кг/м³).



Рисунок 2.1 – Схема к расчету внутренних давлений в обсадной колонне
Давление опрессовки в конце испытания составит

= 1,1 р_ц=

Полученные величины и сопоставить с нормативным р_{опр. н}, приведенным ниже:

ропр. н. = 12,5 МПа

Из этих трех величин , и р_опр в качестве расчетной выбираем наибольшую - = МПа. Обозначим р_опр.max наибольшую величину давления опрессовки - р_опр.max = МПа.

2.2 Оценка необходимости расчета на внутреннее давление

, при



. Последующие расчеты на внутреннее давление не требуются, т.к. трубы с минимальной толщиной стенки выдерживают максимальное давление опресовки.

2.3 Расчет наружного давления за обсадной колонной в конце цементирования

Рисунок 2.2 – Схема к расчёту наружного избыточного давления

Цементный раствор в жидком состоянии. При z = 0 (в т. О, рисунок 2.2) наружное давление р_н = 0; до глубины z = z₁ наружное давление создается весом промывочной жидкости и в т. А оно равно



Ниже в интервале от z_A до z_к к давлению промывочной жидкости, добавляется давление пластов:

р_D= р_A + ρ_пg(z_D – z_A)=

Для наглядности результаты расчета приведены на рисунке 2.3

Уравнение прямой AD:



где b_AD и k_AD – параметры уравнения. Прямая AD проходит через две точки с известными координатами. Соответственно





.

Таблица 2.1 – Результаты расчета наружного избыточного давления

№	Zз	Pп ,МПа	Pн ,МПа	Примечание
2	750	8	8,85
3	1300	12	15,17
4	2340	23	27,13
5	2750	29	31,85
6	2800	30	32,42	Является продуктовым пластом.
7	2950	32	34,15

Аномальных пластов не обнаружено

Рассчитаем давление в точке B после опресовки на глубине z_B:



.

Внутреннее давление в т. D:



Наружное избыточное давление p_ни равно

а

Уравнение прямой BD”:



где b_BD” и k_BD” – параметры уравнения. Прямая BD” проходит через две точки с известными координатами. Соответственно





.

= 17,27 МПа;

МПа.

Соответственно р_{ни max} = МПа (из рис.2.3)


Рисунок 2.3 - К расчету наружного избыточного давления на эксплуатационную колонну

2.4 Конструирование равнопрочной обсадной колонны.

Формирование первой секции. Из рисунка 2.3 видно, что наибольшее имеет место в т. B и равно МПа. В приложении А выбираем толщину стенки труб для первой секции, сопоставляя величину наибольшего с величинами .

Давлению Па соответствуют ближайшие трубы с толщиной стенки ( ). Здесь и ниже цифры в индексах обозначают номер секции. Вторая секция будет составлена из труб с ( ), так как с уменьшением глубины снижается .

Предварительная допустимая глубина спуска труб с :

Рассчитаем предварительную длину первой секции:

Предварительный вес первой секции составит:



Уточнение :


Уточним глубину спуска 2-й секции с учетом и длину первой секции:






Формирование второй секции ( ). Выше 2-й секции установить трубы 3-й секции с меньшей толщиной стенки ( , ). Аналогично 2-й секции рассчитать предварительную допускаемую глубину спуска 3-й секции и длину 2-й секции:

Из уравнения AD:



Предварительный вес второй секции составит:



Уточнить сминающее давление для труб 3-й секции и глубину ее спуска:



Тогда длина 2-й секции равна:



Вес:



Проверить резьбу трубы 3-й секции на страгивание:



т.е. трубы второй секции выдержали проверку на страгивание.

Формирование третьей секции ( ). Из приложения А видно, что трубы этой секции имеют минимальную толщину стенки. Поэтому целесообразно сразу расчитать возможную длину 3-ей секции из условия



Для этого составляется уравнение:



где х – длина искомой секции.



Вес третьей секции составит:





Формирование четвертой секции ( ).



Для этого составляется уравнение:



где х – длина искомой секции.



Вес четвертой секции составит:





Формирование пятой секции ( ). Вычислим глубину спуска труб 5-й секции:





Вес пятой секции составит:





Формирование шестой секции ( ). Вычислим глубину спуска труб 6-й секции:



Вес 6-ой секции:



По результатам расчетов составляется схема полученной обсадной колонны, как показано на рисунке 2.4, составляется таблица параметров, где рассчитывается общий вес колонны.

Таблица 2.2 – Параметры эксплуатационной обсадной колонны

Номер секции	Группа прочности стали	Диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Длина секции, м	Вес, кН
1	D	146,0	7,7	1297	344
2	D	146,0	7,0	251	61
3	D	146,0	6,5	640	140
4	D	146,0	7,0	248	60
5	D	146,0	7,7	257	94
6	D	146,0	8,5	192	56
Итого				2885	755

Рисунок 2.4 – График толщины стенок труб группы D с общей длиной секции 2885

3 ВЫБОР ДОЛОТА ДЛЯ ЗАДАННОГО ИНТЕРВАЛА БУРЕНИЯ

3.1 Предварительный выбор долота и расчет мощности для его вращения при бурении

Для выбора долота рассчитаем среднеарифметическое величин твердости:



Далее нужно рассчитать -среднее квадратичное отклонение величины H формуле:



Найдем наибольшее значение с заданной вероятностью 0,95:



Теперь нужно отметить на номограмме твердости для первого и второго классов долот( рисунок 3.1).

Выберем тип опоры из числа оборотов долота



Таблица 3.1 – Параметры опор для долота при

Тип опоры	Частота вращения долота, об/мин
Н(1,3)	360	6-10

Запишем шифр для долот первого класса по ГОСТ и в системе МАБП:

||| 190,5 С – ГН (code 211)

||| 190,5 CТ – ЦВ (code 231)

Подберем долото второго класса по той же схеме, воспользовавшись с номограммой на рисунке 3.1.

||| 190,5 СЗ – ГН (code 643)

||| 190,5 МСЗ – ГН (code 543)

Произведем расчет мощности на долоте:



где ;

3.2 Оценка долговечности вооружения и опор шарошек

Из предыдущего пункта у нас два конкурирующих долота 1-го класса, поэтому расчет будем вести параллельно, для долота code 211 и code 231.

Рассчитаем время T изнашивания элемента вооружения на величину h для 5 интервала (аргиллиты):





где из этой зависимости найдем A и B

;

;

;



где – для долот со средней скалывающей способностью,

=83; ;





Рисунок 3.1 - Номограммы для выбора долот

Рассчитаем время



T₀ = 8,4 > T_0,75 = 5,4, то износостойкость вооружения долота 1-го класса не обеспечивает использование ресурса опор и предпочтение отдается долоту 2-го класса.



Рисунок 3.2 – Обозначение параметров зуба шарошки

4 ОБОСНОВАНИЕ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ

4.1 Выбор расхода промывочной жидкости

1. Из условия очистки забоя определяем расход Q₁

,

где



2. Из условия подъема шлама в кольцевом зазоре между бурильными трубами и стенкой скважины определяется расход Q₂:

,





По двум расходам выбираем максимальный, который равен

4.2 Гидравлический расчет гидромониторного долота

где ,





Из таблицы берем стандартные площади и диаметра

Вывод

В ходе курсовой работы мы обосновали конструкцию скважины и плотность бурового раствора по интервалам бурения; рассчитали конструкцию скважины. Также произвели расчет равнопрочной обсадной колонны и получили восемь секции с разной толщиной стенок. Далее выбрали долото для заданного интервала бурения и рассчитали мощность, необходимую для бурения выбранным долотом, из нескольких конкурирующих выбрали предпочтительное. Для выбранного долота обосновали расход буровой жидкости и произвели гидравлический расчёт гидромониторной системы промывки.

При выполнении курсовой работы мы получили знания о скважине, о ее проектировании и расчете. Также получили знания о выборе долота для бурения определенных горных пород.

Список использованной литературы

1. Агзамов Ф.А., Акбулатов Т.О., Сакаев Р.М. Учебно-методическое пособие по выполнению курсового проекта по дисциплине «Заканчивание скважин». – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002.

2. Шаповалов А.Г. Проектирование и финансирование строительства нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1991.

3. Технология бурения нефтяных и газовых скважин /А.Н. Попов, А.И. Спивак, Т.О. Акбулатов и др.; под общ. ред. А.И. Спивака и Л.А.Алексеева. - М.: Недра, 2007.

4. Попов А.Н., Трушкин О.Б., Булюкова Ф.З.Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие. - 2-е изд. перераб. и доп. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016.

5. Буровые технологии /Э.В. Бабаян, В.И. Мищенко, Т.Л Таманянц и др. - 2-е изд, доп. - Краснодар: Совет. Кубань, 2009.