тбнгс. Курсовая. Курсовой проект по дисциплине Техника и технология строительства скважин в сложных горногеологических условиях

• Название: Курсовой проект по дисциплине Техника и технология строительства скважин в сложных горногеологических условиях
• Анкор: тбнгс
• Дата: 18.02.2023
• Размер: 0.73 Mb.
• Имя файла: Курсовая.docx
• Тип: Курсовой проект; #943563
• страница: 9 из 21

3.3.2. Расчет глубины спуска кондуктора
Согласно ПБ в НГП, до вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск кондуктора (промежуточной колонны) до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью пластовых флюидов и герметизации устья.

Минимально-необходимую глубину спуска кондуктора определяют исходя из условий предотвращения гидроразрыва пород в необсаженном стволе скважины при закрытии устья в случае нефтепроявления:

Расчет производится из соотношения:

0,95×0,1×р_п× Н_к= P_пл-0,1×(L- Н_к)×1,05 (2)

Откуда следует, что:



где:

p_п – нормальное уплотнение горных пород, кг/м3;

Н_к – расчетная глубина спуска колонны, м;

P_пл – пластовое давление, МПа;

p_ф – плотность флюида, кг/м3;

L_пл – глубина кровли пласта,

Тогда минимально необходимая глубина спуска кондуктора будет равна:



В результате, минимальная расчетная глубина спуска кондуктора равна 577 м. Проектная глубина спуска - 1110 м ,что удовлетворяет условию предотвращения гидроразрыва пород у башмака кондуктора.

3.3.3. Расчет утяжеленных бурильных труб (УБТ)
Расчет УБТ сводится к определению их диаметра и длины. Диаметр УБТ определяют, исходя из условий обеспечения наибольшей жесткости в данных условиях бурения, а длину – в зависимости от нагрузки на долото. Отношение диаметра УБТ к диаметру ствола скважины должно быть возможно большим (0,75-0,85 для долот диаметром до 295,3мм, 0,65-0,75 диаметром свыше 295,3мм), но не более диаметра забойного двигателя. В зависимости от диаметра долота и условий бурения выбирают диаметр УБТ.

Подобрав диаметр УБТ, выбирают диаметр бурильных труб. Отношение диаметра бурильных труб к диаметру УБТ должно быть не менее 0,70÷0,75.


D_убт = 0,7*D_дол = 245*0,7= 171,5мм

Рассчитываем длину УБТ для вертикальных и наклонных скважин:



где:

l_убт– длина УБТ, м;

Р_дол – нагрузка на долото, МН;

Q_убт – вес 1 м УБТ, МН;

G – вес забойного двигателя, МН.

l_убт = = 102,2м

Вес УБТ составляет Q_убт = 102,2*0,00159 = 0,1625МН.

Крутящий момент затяжки для соединений УБТ рекомендуется в пределах 29000 – 34000 Н*м

3.3.4. Расчет стальных бурильных труб (СБТ)

Для СБТ существуют следующие группы прочности: Д, К, Е, Л, М, Р, Т, У. Стандартом предусмотрено изготовление труб двух типов: с высаженными внутрь или наружу концами, с высаженными внутрь или наружу концами и коническими

стабилизирующими поясками. Соединение замка с трубой предусмотрено по трубной конической или трапецеидальной резьбе.

В настоящее время в основном используются СБТ с приваренными замками, изготовленные по ГОСТу Р 50278-92 «Трубы бурильные с приваренными замками. Технические условия». Замки к трубам изготавливают по ГОСТу 27834-88 «Замки приварные для бурильных труб. Технические условия».

Обозначение труб с тремя типами приваренных высаженных концов:

ПВ – с внутренней высадкой,

ПН – с наружной высадкой,

ПК – с комбинированной высадкой внутрь и наружу.

конический заплечик под элеватор, а также с правой или левой резьбой.

5. 
   Расчёт максимально допустимой глубины
   

спуска бурильных труб

Если колонна одноразмерная (одного диаметра), то допускаемую глубину спуска колонны, составленную из труб с одинаковыми: толщиной стенки и группой прочности материала, определяют по формуле:

(4)

где:

l_доп – допускаемая глубина спуска колонны, составленной из труб с одинаковой толщиной стенки и группой прочности материала, если колонна одноразмерная (одного диаметра), м;

Q_p – допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН;

k – коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции и сопротивления движению раствора (принимается равным 1,15);

Q_убт – вес УБТ, МН;

ρ_б.р., ρ_м – плотности бурового раствора и материала труб, г/см³;

p₀, p_п – перепады давления на долоте и турбобуре, МПа;

F_к – площадь проходного канала трубы, м²;

Q_бт – вес 1 м бурильной колонны, МН;

G – вес забойного двигателя, МН.

,

где:

σ_т – предел текучести материала труб, МПа;

F_тр – площадь сечения, м²;

n – коэффициент запаса прочности (принимается равным 1,3 для нормальных условий бурения и 1,35 для осложнённых).

(5)

где:

Q_пр – предельная нагрузка, МН.

, (6)

где:

q₁ – вес единицы длины гладкой трубы, МН;

q₂ – вес высаженных концов, МН;

q₃ – вес бурильного замка, МН;

l – длина трубы, м.

Общая длина колонны: L = l_доп + l_убт.

= 0,1176798/1,35 = 0,88 МН

(7)

l_доп = = 3630м

L = l_доп + l_убт.

L =3630+102,2=3732,2м.

Исходя из этого, для бурения скважины , необходимо взять 102 м УБТ и 3630 м бурильных труб с группой прочности Д и толщиной стенки 9 мм.

3.3.6 Расчёт бурильных колонн при роторном способе бурения

3.3.6.1 Расчёт на выносливость

1. Переменные напряжения изгиба

(8)

Е – модуль упругости, Н/см² (Е = 21 * 10⁶);

I – осевой момент инерции сечения трубы, см⁴

( , где D иd – соответственно наружный и внутренний диаметр трубы, см);

f – стрела прогиба, см

f = 0,5 (D_скв – D_з),

причём D_скв – диаметр скважины, см

D_скв = 1,1 D_дол;

D_дол – диаметр долота, см;

D_з – диаметр замка, см);

W_изг – момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы, в опасном сечении трубы по пояску и по сварному шву, см³.

(9)

D_нвк – наружный диаметр высаженного конца, см;

D_ввк – внутренний диаметр высаженного конца, см.

(10)

L – длина полуволны, м;

ω – угловая скорость вращения колонны, рад/с.





=593,89 см⁴

D_скв = 1,1*21,59=23,70см

D_з =16,19см

f = 0,5 (23,70-16,19)=3,75см

см³





2. Постоянные напряжения изгиба

σ_m = 2σ_a (11)

σ_m = 2*0,5=1 МПа

3. Коэффициент запаса прочности на выносливость

(12)



(σ_-1)_д – предел выносливости (в атмосфере), МПа.

Коэффициент запаса прочности на выносливость должен быть n ≥ 1,9.

3.3.6.2 Расчет на статическую прочность

Расчёт на статическую прочность ведётся на совместное действие растягивающих и касательных напряжений.

Одноразмерная колонна

1. Растягивающие напряжения (в МПа) задаются длиной первой (нижней) секции труб

(13)

Q_БТ – вес всех труб данной секции, МН.

2. Касательные напряжения (в Н/см²) для заданной секции

τ = М_кр/W_кр, (14)

W_кр – момент сопротивления при кручении бурильной колонны, см³

(15)

М_кр – крутящий момент, передаваемый бурильной колонне, Н * см

(16)

N_в – мощность, расходуемая на вращение бурильной колонны, кВт

(17)

L – длина колонны, м; D – наружный диаметр бурильных труб, м; n – частота вращения бурильной колонны, рад/с; D_дол – диаметр долота, м; ρ_б.р. – плотность бурового раствора, г/см³; N_д – мощность, расходуемая на вращение долота, кВт.

(18)

с – коэффициент крепости пород (для мягких пород с = 7,8; для пород средней крепости с = 6,95; для крепких пород с = 5,56); D_дол – диаметр долота, мм;

Р_дол = нагрузка на долото, МН.

*1,12=18,54 КВт

9,16КВт

=299775,56 Н*см

=183,87 см³

τ = 299775,56/183,87=1630,36 Н* =16,31МПа

3. Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений

(19)

или приближенно
(20)

(21)

= 1,92

3.3.7 Гидравлический расчет промывки ствола скважины при бурении роторным и турбинным способами

Гидравлический расчет сводится к определению потерь давления и к выбору необходимого типа буровых насосов. Давление, создаваемое буровым насосом, должно быть больше или равно потерям давления на преодоление гидравлических сопротивлений и гидростатических сил в циркуляционной системе скважины при прокачивании жидкости с заданным расходом Q (МПа)

∆Р=Кз(Р₁+Р₂+Р₃), (22)

где:

Кз – коэффициент, учитывающий необходимость запаса давления на преодоление дополнительных сопротивлений при зашламовании скважин, образовании сальников и др. (К_з=1,3÷1,5),

Р₁ – потери давления в бурильных и утяжеленных трубах, в ведущей трубе, в сальнике, в шланге, в поверхностной нагнетательной линии;

Р₂ – потери давления на преодоление местных сопротивлений в соединениях бурильной колонны;

Р₃ - потери давления в кольцевом пространстве скважины;

Р₄ - потери давления на преодоление сопротивлений в долоте;

Р₅ - перепад давления в забойном двигателе.

а). Определение потерь давления в бурильных трубах.

Определим режим течения бурового раствора в бурильных трубах:

, (23)

где:

– плотность бурового раствора, кг/м³;

– средняя скорость течения жидкости в трубах, м/c;

(24)

d – внутренний диаметр бурильных труб, м;

- структурная вязкость раствора, Н*с/м²;

;

Q -расход бурового раствора, м³/c;

d – внутренний диаметр бурильных труб, м;

При обобщенном критерии Рейнольдса Re ≤ 2300 режим течения будет ламинарным, а при Re > 2300 – турбулентным.

Определим потери давления в бурильных трубах по формуле

, (25)

где:

L – глубина скважины, м;

– длина УБТ, м;

– безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений;

При турбулентном режиме определяется по формуле:

Определим коэффициент потери давления в бурильных трубах:

(26)

=3,28 м/c;

= 29,93

Турбулентный режим течения бурового раствора







б). Определение потерь давления в кольцевом пространстве

Определим режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве:

(27)

– средняя скорость течения жидкости по кольцевому пространству, м/с;

(28)

– диаметр скважины (долота), м;

D – наружный диаметр бурильных труб, м;

Q – расход бурового раствора, м³/c;

(29)

При турбулентном:

(30)

Коэффициент потерь давления в кольцевом пространстве:

=5,9

м/c





в). Определение потерь давления в УБТ

Эти потери наиболее удобно определять по методу эквивалентных длин по формуле:



(31)

– длина утяжеленных бурильных труб, м;

d – внутренний диаметр бурильных труб, см;

– внутренний диаметр утяжеленных труб, см;

(32)

=149м



г). Определение потерь давления в бурильных замках

Потери давления в замковых соединениях могут быть определены через эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле:

(33)

= 0,0236 – безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений замка. (этот коэффициент равен коэффициенту гидравлических сопротивлений труб, так как внутренний диаметр бурильных труб с высаженными наружу концами и внутренний диаметр замка (ЗУ) примерно равны)

= kd - эквивалентная длина замкового соединения, м (табличные данные);

k – эквивалентная длина, выраженная в долях внутреннего диаметра труб (табличные данные);

L – длина колонны бурильных труб, м;

– среднее расстояние между замками, м;



∆Р=1,3(11,9+2,3+1,49+0,78)=18,4МПа