Курсовой проект по дисциплине Техника бурения нефтяных и газовых скважин Пояснительная записка
 Скачать 0.89 Mb.
|
|
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт Нефти и газа Кафедра «Машины и оборудования нефтяных и газовых скважин» КУРСОВОЙ ПРОЕКТ По дисциплине «Техника бурения нефтяных и газовых скважин» Пояснительная записка 13-00.000 ПЗ Студент ЗНБ15-01Б _____________ Левин Н.В. Преподаватель _____________ В.Н.Конов Красноярск 2019 СодержаниеСодержание 2
 Введение В данном курсовом проекте проведены расчеты обсадных колонн, бурильных труб согласно методике расчета Куйбышевского ВНИИТнефть.Подобран тип буровой установки в зависимости отмаксимальных весов обсадных и бурильных колонн. В соответствии с выбранным типом буровой установки и соответствующим буровым насосов просчитана гидравлическая программабурения. Выбран тип ротора, из существующего ряда, для бурения скважин глубиной 4000м. Проведена модернизация узла ротора для повышения его надежной работы  Роторы. Назначение, основные параметры, устройство.При роторном бурении долото приводится во вращение вращательным механизмом - ротором - через бурильную колонну, выполняющую роль промежуточной трансмиссии между долотом и ротором. Ротор служит также для поддерживания бурильной или обсадной колонны на весу при помощи элеватора или пневматических клиньев. Для выполнения перечисленных работ ротор должен обеспечивать необходимую частоту вращения бурильной колонны и легко менять направление вращения, грузоподъемность его должна несколько превышать вес наиболее тяжелой колонны. Состоит из литого стального корпуса 2, во внутренней полости которого на упорном шариковом подшипнике размещен стол 1 с укрепленным с помощью горячей посадки зубчатым коническим венцом. Последний входит в закрепление с конической звездочкой, посаженной на валу 8, вращающемся на двух подшипниках. В нижней части устанавливается вспомогательная опора, закрепленная гайкой. Верхняя часть стола ротора закрывается кольцевым кожухом, ограждающим периферическую часть вращающего стола. На консольной части роторного вала смонтировано цепное колесо 9, через которое подводится мощность к ротору. Диаметр отверстия в столе ротора определяет максимальный размер долота, которое может быть пропущено через него. В связи с этим выпускают роторы с различными диаметрами проходного отверстия (400-760 мм). В центральное отверстие вставляют вкладыши, в которые вводят зажимы 12 для ведущей трубы. Перемещение вкладышей ротора и зажимов в осевом направлении предупреждается запорами, а закрепление стола осуществляется защелкой.  Рисунок 1 - Ротор буровой установки Для смазки трущихся деталей и отвода тепла, образующегося при работе зубчатых передач и подшипников, в станину ротора заливается масло.  В некоторых районах при бурении глубоких скважин роторным способом, особенно в осложненных условиях, иногда применяют индивидуальный привод ротора ПИРШ4-2А, укомплектованный двумя электродвигателями мощностью 320 кВт, трехвальной коробкой перемены передач и ротором. Мощность от коробки передач к ротору отбирается при помощи специальных полужестких муфт. Ротор может работать при четырех скоростях вращения: 70, 140, 220 и 320 об/мин.В других случаях отечественные буровые установки предусматривают отбор мощности от двигателей лебедки с помощью цепной или карданной передачи. При первом варианте мощность ротора отбирается с одного из валов лебедки, выполняющего при этом функции трансмиссии, при втором варианте - непосредственно от двигателя лебедки с помощью карданной передачи. В процессе роторного бурения часть мощности расходуется на привод поверхностного оборудования, вращение бурильной колонны и разрушение горной породы долотом. Рассчитать требуемую мощность на осуществление перечисленных работ очень трудно, так как затрата мощности зависит от очень многих факторов: диаметра бурильной колонны и скважины, длины бурильной колонны, свойств промывочной жидкости и т.д. поэтому можно сделать только ориентировочные расчеты, показывающие, что с ростом глубины скважины бесполезная затрата мощности возрастает и, следовательно, проводимая к долоту мощность уменьшается. На условия работы ротора влияют и изменения нагрузки на долото. При увеличении нагрузки, возможно, такое сочетание, когда величина вращающего момента, передаваемого бурильной колонной, окажется недостаточной для преодоления сопротивления, встречаемого долотом со стороны горной породы. В результате долото начинает вращаться с меньшей  частотой и даже может на некоторое время оказаться в заторможенном состоянии. В бурильной колонне при этом кинетическая энергия вращения переходит в потенциальную энергию кручения, которая после достижения определенного значения преодолевает сопротивление породы, и происходит обратный процесс - превращение потенциальной энергии кручения в кинетическую энергию вращения.Такой переход видов энергии из одного состояния в другое приводит к возникновению упругих колебаний, и, если их частота совпадает с частотой вынужденных колебаний колонны, возникающих вследствие неравномерной подачи долота, то наступает резонанс, передающийся через ведущую трубу ротору. Последний при создании таких условий его эксплуатации испытывает большие динамические нагрузки, приводящие к интенсивным вибрациям ротора, его фундамента, вышки; все это сопровождается нарастанием шума в буровой, а иногда даже авариями.  Как видно, вращение бурильной колонны, необходимое при роторном бурении, приводит к значительному осложнению процесса проходки скважины. Этим и объясняется вытеснение роторного бурения в ряде районов бурением с забойными двигателями. 2 Расчет обсадных колоннНа рисунке 2 показана схема конструкции обсадных колонн.  Рисунок 2 – Схема конструкции обсадных колонн 2.1 Расчет эксплуатационной колонны Диаметр эксплуатационной колонны Dэксп=178мм. Расстояние от устья скважины: - до башмака колонны L=4000м; - до башмака предыдущей колонны L0=2500м; -до уровня жидкости в колонне H=1000м (при испытании на герметичность); -до уровня жидкости в колонне H=1500м (при освоении скважины).  Удельный вес:- цементного раствора за колонной γц=18500H/м3 ; -испытательной жидкости γж=10000 Н/м3; - бурового раствора за колонной γр=14000 H/м3; - жидкости в колонне γв=11000H/м3 (при освоении); - жидкости в колонне γв=8500H/м3 (в период ввода в эксплуатацию); - жидкости в колонне γв=9500H/м3 (при окончании эксплуатации). Эксплуатационный объект расположен в интервале 3900- 4000м. Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n1=1,20. Для наглядности приведем порядок построения эпюр внутренних и наружных давлений, а также избыточных давлений. 2.1.1 Построение эпюр внутренних давлений 2.1.1.1Определяем внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию по формуле (2.1):  при  /2.1,с.74/при z=0  ;при z=L  Строим эпюру АВ (рисунок 7) 2.1.1.2 Внутреннее давление по окончании эксплуатации определяем по формуле (2.2): pвz=0 при  ; при  /2.2, с.74/при z=0  ;при z=L  Строим эпюру CD (рисунок 7)  Рисунок 3 – Эпюра внутренних давлений 2.1.2 Построение эпюр наружных давлений 2.1.2.1 Определяем наружное давление для незацементированной зоны по формуле (2.3):  при  /2.3,с.76/при z=0  ;при z=h=2450м;  2.1.2.2 Определяем наружное давление для зацементированной зоны: - в интервале, закрепленной предыдущей колонной, по формуле (2.4):  при  /2.4,с.76/при z=h  ;при z=L0=2500м;  .- в интервале открытого ствола с учетом пластового давления z=L=4000м; pнL=60 МПа. Строим эпюру ABCD (рисунок 8).  2.1.2.3 Определяем наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины по формулам (2.5) и (2.6)на момент окончания цементирования: при /2.5,с.77/ при z=0 ;при z=h=2450м;   при  /2.6, с.77/при z=L=4000м;  Строим эпюру ABE (рисунок 8).  Рисунок 4 – Эпюра наружных давлений 2.1.3 Построение эпюр избыточных наружных давлений 2.1.3.1 Определяем избыточное наружное давление на момент окончания цементирования по формулам (2.7) и (2.8):  при /2.7,с.77/при z=0  при z=h   при /2.8, с77/при z=L  2.1.3.2 Определяем избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня: - в незацементированной зоне – по формулам (2.9) и (2.10):  при /2.9, с.77/при z=0 при z=H=1000м   при  /2.10, с.79/при z=h  в зацементированной зоне – по формуле (2.11):  при /2.11, с.79/ при z=L0 при z=L  2.1.3.3 Определяем избыточное давление наружное давление при освоении скважины: - в незацементированной зоне – по формулам (2.9) и (2.10): при z=0 при  при z=H=1500м  при  при z=h  в зацементированной зоне – по формуле (2.11): при z=L0  при z=L  Строим эпюру ABCDE (рисунок 9). 2.1.3.4 Определяем избыточное наружное давление по окончании эксплуатации: - в незацементированной зоне – по формулам (2.9) и (2.10): при z=0 при при z=H=1500м при при z=h  в зацементированной зоне – по формуле (2.11), где pHz в зоне эксплуатационного объекта принимаем по давлению гидростатического столба воды с удельным весом γГС=1,1*104 Н/м3:  при z=L0 при z=L  Строим эпюру ABC’D’E (рисунок 9)  Рисунок 5 – Эпюра наружных избыточных давлений  2.1.4 Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера2.1.4.1 Избыточное внутреннее давление при испытании на герметичность в один прием без пакера определяем: - в незацементированной зоне – по формуле (2.12):  при /2.12, с.80/при z=0 pву=28,6 МПа (pву=26 МПа по п.2.2.1) при z=h  - в зацементированной зоне – по формуле (2.13)  /2.12, с.80/при z=L0  при z=L  Строим эпюру ABCD (рисунок 6).  Рисунок 6- Эпюра внутренних избыточных давлений Расчет избыточных наружных давлений производим по обобщенным значениям п. 2.2.3.3 (эпюра АВС’D’E) для стадий освоения и окончания эксплуатации скважины, а внутренних для процесса испытания колонны на герметичность п.2.2.4.1 (эпюра ABCD): pHИL=35 МПаpHИL*n1=(35*1,2)МПа=32,4 МПа. По прил.2 /1, с.111/ находим, что этому давлению соответствуют трубы группы прочностиД с толщиной стенки δ=11,5 мм, для которых pкр=36,9 МПа. Длина 1-ой секции l1=1500м. Вес ее Q1=(1500*0,473)=709,5 кН [q1=0,473 /прил.12, с.150/].  По эпюре (рисунок 9) определяем расчетное давление pниzна уровне верхнего конца I-ой секции на глубине L1=2500м; pниz=26,05МПа. Этому давлению при n1=1,0 соответствуют трубы группы прочностиДcδ=10,4 мм, для которых pкр=31,7 МПа. Определяем значение p’кр2 для труб 2-ой секции по формуле /2.38, с./ для условий двухосного нагружения с учетом растягивающих нагрузок от веса I-ой секции: Этому значению  соответствует глубина спуска 2-ой секции, равная  =2800м, следовательно, уточненная длина I-ойсекции  =(4000-2800)м=1200м, а вес ее  кН.Для 3-й секции выбираем трубы группы прочности Дcδ=9,2 мм, pкр=25,9 МПа. Это давление имеет место на глубине L2=2000м. Следовательно, длина 2-й секции l2=  м, а вес ее  кН.Определим величину  по формуле 2.38 /1, с. / для условий двухосного нагружения с учетом значений растягивающих нагрузок от веса двух первых секций  . Для полученного значения находим уточненную глубину спуска 3-й секции  м и уточненную длину 2-й секции  м, а вес ее  кН.Длину 3-й секции выбираем из расчета на растяжение по формуле /2.49, с.1/,  /прил.5, с.136/;  .  кН.Вес трех секций  Определяем внутреннее давление для 3-й секции. Давление на уровне верхней трубы, расположенной на глубине L3=(4000-1200-1000-332)=1468м, составляет pви1468=24 МПа. По приложении 4/1, с.126/ pт=34,3 МПа для δ=9,2 мм, запас прочности n2= pт/ pвиz=34,3/24=1,37. 4-ю секцию составляем из групп прочности Д с δ=11,5 мм  q=0,473кН Вес четырех секций   Определяем внутреннее давление для 4-й секции. Давление на уровне верхней трубы, расположенной на глубине L4=(4000-1200-1000-332-360)=1108м, составляет pви1108=24 МПа.По приложении 4 /1, с.126/ pт=42,9 МПа для δ=8,6 мм, запас прочности n2= pт/ pвиz=42,9/24=1,79. 5-ю секцию составляем из групп прочности Д с δ=12,7 мм  q=0,266кН Для 5-й секции достаточно длина 1108м, вес ее  кН.Запас прочности на внутреннее давление для 6-й секции достаточен. Общий вес колонны   Таблица 1- Конструкция промежуточной колонны-1 d=178мм
Примечание: Счет секций ведется снизу вверх. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||