Главная страница
Навигация по странице:

  • 2.2.1 Построение эпюр внутренних давлений

  • 2.2.3 Построение эпюр избыточных наружных давлений

  • 2.2.4 Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера

  • 3 Расчет конструкции бурильных колонн

  • 3.1 Расчет УБТ

  • Курсовой проект по дисциплине Техника бурения нефтяных и газовых скважин Пояснительная записка


    Скачать 0.89 Mb.
    НазваниеКурсовой проект по дисциплине Техника бурения нефтяных и газовых скважин Пояснительная записка
    Дата19.11.2020
    Размер0.89 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаzapiska.docx
    ТипКурсовой проект
    #151778
    страница2 из 4
    1   2   3   4

    2.2 Расчет промежуточной колонны

    Диаметр эксплуатационной колонны Dпром=245 мм.

    Расстояние от устья скважины:

    - до башмака колонны L=2500м;

    - до башмака предыдущей колонны L0=650м;

    -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).

    Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n1=1,20.

    Для наглядности приведем порядок построения эпюр внутренних и наружных давлений, а также избыточных давлений.

    2.2.1 Построение эпюр внутренних давлений

    2.2.1.1Определяем внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию по формуле (2.1):

    при /2.3,с.74/

    при z=0 ;

    при z=L

    Строим эпюру АВ (рисунок 10)

    2.2.1.2 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 7 – Эпюра внутренних давлений


    2.2.2 Построение эпюр наружных давлений

    2.2.2.1 Определяем наружное давление для незацементированной зоны по формуле (2.3):

    при /2.3,с.76/

    при z=0 ;

    при z=h=600м;

    2.2.2.2 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=650м;

    .

    - в интервале открытого ствола с учетом пластового давления

    z=L=2500м; pнL=35,55МПа.

    Строим эпюру ABCD (рисунок 11).

    2.2.2.3 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=600м;

    при /2.6, с.77/

    при z=L=2500м;



    Строим эпюру ABE (рисунок 11).



    Рисунок 8 – Эпюра наружных давлений

    2.2.3 Построение эпюр избыточных наружных давлений

    2.2.3.1 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



    2.2.3.2 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=Н

    • в зацементированной зоне – по формуле (2.11):

    при /2.11, с.79/

    при z=L

    2.2.3.3 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=600м при

    при z=H=1500

    • в зацементированной зоне – по формуле (2.11):

    при z=L0

    при z=L

    Строим эпюру ABCDE (рисунок 12).

    2.2.3.4 Определяем избыточное наружное давление по окончании эксплуатации:

    - в незацементированной зоне – по формулам (2.9) и (2.10):

    при z=0 при

    при z=h=600м 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 12)



    Рисунок 9 – Эпюра наружных избыточных давлений

    2.2.4 Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера

    2.2.4.1 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=17,87 МПа (pву=16,25 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 13).



    Рисунок 10- Эпюра внутренних избыточных давлений

    Расчет избыточных наружных давлений производим по обобщенным значениям п. 2.3.3.3 (эпюра АВС’D’E) для стадий освоения и окончания эксплуатации скважины, а внутренних для процесса испытания колонны на герметичность п.2.3.4.1 (эпюра ABCD):

    pHИL=27,5 МПаpHИL*n1=(27,5*1,2)МПа=33МПа.

    По прил.2 /1, с.111/ находим, что этому давлению соответствуют трубы группы прочности Е с толщиной стенки δ=13,8 мм, для которых pкр=39,2 МПа.

    Длина 1-ой секции l1=1500м. Вес ее Q1=(1500*0,789)=1183,5 кН [q1=0,789 /прил.12, с.150/].

    По эпюре (рисунок 12) определяем расчетное давление pниzна уровне верхнего конца I-ой секции на глубине L1=1000м; pниz=16МПа. Этому давлению при n1=1,0 соответствуют трубы группы прочности Еcδ=10,0 мм, для которых pкр=18,9 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 =800м, следовательно, уточненная длина I-ойсекции

    =(2500-800)м=1700м, а вес ее кН.

    Для 3-й секции выбираем трубы группы прочности Дcδ=10,0 мм, pкр=16,2 МПа. Это давление имеет место на глубине L2=700м. 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=(2500-1700-300-190)=310м, составляет pви310=16 МПа.

    По приложении 4/1, с.126/ pт=27,2 МПа для δ=10,0 мм, запас прочности n3= pт/ pвиz=27,2/16=1,7.

    4-ю секцию составляем из групп прочности Д с δ=11,1 мм q4=0,644кН



    Вес четырех секций

    Определяем внутреннее давление для 4-й секции. Давление на уровне верхней трубы составляет pви=17,875 МПа.

    По приложении 4 /1, с.126/ pт=30,1 МПа для δ=11,1 мм, запас прочности n3= pт/ pвиz=30,1/17,875=1,68.

    Для 4-й секции достаточно длина 310м, вес ее кН.

    Общий вес колонны

    Таблица 2- Конструкция промежуточной колонны-2 d=245мм

    Номер секции

    Группа

    прочности

    Толщина стенки, мм

    Длина секции, мм

    Вес секции, кН

    1

    2

    3

    4

    E

    E

    Д

    Д



    11,5

    10,4

    9,2

    11,5



    1700

    300

    190

    310


    1341,3

    175,8

    111,34

    199,64


    Всего




    2500

    1828,08


    Примечание: Счет секций ведется снизу вверх.


    3 Расчет конструкции бурильных колонн

    Исходные данные

    Показатель

    Значение показателя

    Вид технологической операции

    Интервал

    К началу проведения операции спущена промежуточная колонна диаметром, мм

    Бурение ведется под эксплуатационную колонну диаметром, мм

    Способ бурения

    Частота вращения колонны , об/мин

    Диаметр долота, мм

    Плотность бурового раствора

    Нагрузка на долото, т

    Условия бурения

    Бурение

    2500-4000
    245
    178

    Роторный

    80

    219

    1,7

    5

    Нормальное


    3.1 Расчет УБТ

    Расчет производится в соответствии с разделом 5 /2. с.66/. Необходимо определить типы утяжеленных бурильных труб и длины ступеней компоновки УБТ.

    Согласно п. 6.5 /2, с.46/ для неосложненных условий бурения выбираем по таблице 3 /2, с.46/ для 1-й ступени УБТС.2 с наружным диаметром DУБТ=178мм. По п.6.6 /2, с.46/ эти трубы имеют необходимую жесткость при бурении под эксплуатационную колонну диаметром 178 мм.

    Диаметр нижней секции бурильной колонны согласно таблице 1 /2, с.31/ необходимо принять 127 мм.

    Существует плавный переход DУБТ и DБК


    Данное соотношение не выполняется. Принимаем DУБТ=159мм.

    Длина основного УБТ находится исходя из нагрузки на долото, осуществляемого весом УБТ, увеличенного на 0,25.



    1   2   3   4


    написать администратору сайта