па. Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900м на Правдинском нефтяном месторождении

• Название: Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900м на Правдинском нефтяном месторождении
• Дата: 05.05.2022
• Размер: 4.62 Mb.
• Имя файла: bibliofond.ru_810212 (1).rtf
• Тип: Курсовой проект; #513575
• страница: 8 из 13

3.8 Выбор компоновки низа бурильной колонны

Для предупреждения искривления ствола вертикальных скважин необходимо применять различные варианты компоновок низа бурильной колонны (КНБК). Выбор той или иной КНБК зависит от конкретных геолого-технических условий.

Количество секций УБТ назначается из условия плавного перехода от диаметра УБТ к диаметру бурильных труб. Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должны быть не менее 0,7. Если это соотношение не соблюдается, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам.

Для интервала 50÷900:

Ø Диаметр УБТ под кондуктор:


Данному диапазону удовлетворяют УБТ с наружным диаметром D_УБТ1=229 мм.

Dк = 90 мм - внутренний диаметр УБТС под кондуктор.



Определение диаметра бурильных труб:

Ø Диаметр БТ под кондуктор:

Данному диапазону удовлетворяют БТ с наружным диаметром



Толщина стенки b=10 мм

Ø Диаметр УБТ под промежуточную колонну:

Данному диапазону удовлетворяют УБТ с наружным диаметром

Dпр = 80 мм - внутренний диаметр УБТС под промежуточную колонну.

Ø Диаметр БТ под промежуточную колонну:


Данному диапазону удовлетворяют БТ



Толщина стенки b=8 мм.

Ø Диаметр УБТ под эксплуатационную колонну:

Точное значение диаметра УБТС смотрим по справочнику [6].:

Dэ = 64 мм - внутренний диаметр УБТС под эксплуатационную колонну.



Ø Диаметр БТ под эксплуатационную колонну:

Точное значение диаметра БТ смотрим по справочнику [6]:



Толщина стенки b=7 мм.

Кондуктор (0 -900 м):


Кондуктор (0-900 м):

1. Определение необходимой длины УБТ L_УБТ, чтобы создать достаточную осевую нагрузку на долото P_д и нейтральное сечение приходилось на УБТ (сечение О-О) по формуле:


где =174,75 кН - необходимая нагрузка на долото;

Н/м - приведенный вес 1 м секции УБТ;

ускорение свободного падения,

плотность бурового раствора,

плотность стальных труб,



Определим необходимое количество труб (используем трубы длиной 6 м):

2. Определение длины БТ:

3. КНБК для бурения под кондуктор:

При бурении кондуктора будет использовано трехшарошечное долото согласно ГОСТ 20692-75 349,2 М-ЦВ:

Забойный двигатель: ТВШ-240

Центратор: ЦЦ-4-324/394

КШЗ-349,2-1: 2891 Н (m=295 кг) (калибратор шарошечный с зубьями)

Вес КНБК равен Q₁:
Q₁=Q_д+2Q_ц +Q_тб+Q_калибр=1607,2+2*183+20170+2891=25034 Н

4. Определение наибольшего усилия растяжения Q_р (в ньютонах), возникающее в момент начала подъема бурильной колонны из скважины:

где длина бурильных и утяжеленных труб соответственно, м;

Q₁ - вес долота и КНБК, Н;

Q₂ - усилие затяжки инструмента при подъеме, (обычно составляет 0,5-1*10⁵Н);

р - давление, развиваемое насосом в момент восстановления циркуляции при прихвате бурильной колонны (принимается максимальное по характеристике насоса), Па;

p = 32 МПа. Насос УНБТ-950А.

d₁ - диаметр проходного отверстия бурильной трубы, м.



5. Растягивающее напряжение (в паскалях) определяется из выражения:

где - наибольшее растягивающее усилие при подъёме колонны, Н;

- наружный диаметр БТ, м;

- внутренний диаметр БТ, м

Группы прочности стали


Материалом для элементов бурильной колонны берем сталь группы прочности К,


Таблица 10




6. Определение напряжения кручения (в паскалях):
,
где М_кр - крутящий момент, Н*м,

W_кр - полярный момент сопротивления площади поперечного сечения труб при кручении, м³.
,
где k_д - безразмерный коэффициент динамичности приложения нагрузки k_д=1,5-2;

N - мощность, реализуемая при бурении, Вт;

Угловая скорость вращения бурильной колонны, рад/с:


n-частота вращения бурильной колонны, мин^-1

Полярный момент сопротивления площади поперечного сечения труб при кручении W_кр:




7. Мощность на привод бурильной колонны N складывается из мощности на ее холостое вращение N_хв и мощности, передаваемой на долото N_д:
N=N_х.в.+N_д
Мощность N_хв определяется по формуле, кВт:
,
где L - суммарная длина бурильной колонны, м;

- наружный диаметр БТ, м;

D_д - диаметр долота, м;

n - частота, мин^-1;

- удельный вес раствора, Н/м³.



Мощность, передаваемая на долото N_д, кВт:
, где
С - коэффициент, зависящий от твердости породы (для мягких - 6,2; для пород среней твердости - 5,5; для твердых - 4,4).

n - частота, мин^-1;

D_д - диаметр долота, мм;

Р_д - нагрузка на долото, кН.


N = N_х.в.+N_д =5,9+4,8=10,7 кВт.




8. Усилие растяжения колонны в процессе бурения:

где - усилие растяжения в процессе бурения, Н;

Q₁ - вес долота и КНБК, Н;

- длина БТ, м;

- длина УБТ, м;

- приведенный вес 1 метра БТ, Н;

- приведенный вес 1 метра УБТ, Н;

ΔР - перепад давления в бурильной колонне и долоте в МПа (0,1¸0,35);

- ускорение свободного падения,

- плотность бурового раствора,

- плотность стальных труб,

9. Определение растягивающего напряжения при бурении:

10. По 3 теории прочности общее напряжение от растяжения и кручения при бурении:

Материалом для элементов бурильной колонны берем сталь группы прочности К, для которой временное сопротивление разрыву равно =687 МПа.



Промежуточная колонна (900 -2040м):

1. Определение необходимой длины УБТ L_УБТ, чтобы создать достаточную осевую нагрузку на долото P_д и нейтральное сечение приходилось на УБТ (сечение О-О) по формуле:
,


Определим необходимое количество труб (используем трубы длиной 6 м):


2. Определение длины БТ:

3. КНБК для бурения под промежуточную колонну:

При бурении кондуктора будет использовано трехшарошечное долото согласно ГОСТ 20692-75 III 238,1 МС-ГВ: ,

Забойный двигатель: ТВШ-195 (Турбобур со вставным шпинделем, диаметр 195 мм.)

Центратор: ЦЦ-4-245/295;

Калибратор: КШЗ - 238,1; (калибратор шарошечный с зубьями, выполненными заодно с телом шарошки) Вес КНБК равен Q₁:
Q₁ = Q_д+2Q_ц +Q_{калибр+} Q_тб =441+2*53,9+117,2+14400=15066 Н
4. Определение наибольшего усилия растяжения Q_р (в ньютонах), возникающее в момент начала подъема бурильной колонны из скважины:
,


Растягивающее напряжение (в паскалях) определяется из выражения:

буровой пластовый нефтяной скважина

,


Материалом для элементов бурильной колонны берем сталь группы прочности Л, из таблицы 12 предел текучести равен =637 МПа.



5. Определение напряжения кручения (в паскалях):
,
где М_кр - крутящий момент, Н*м,

W_кр - полярный момент сопротивления площади поперечного сечения труб при кручении, м³.
,
где k_д - безразмерный коэффициент динамичности приложения нагрузки k_д=1,5-2;

N - мощность, реализуемая при бурении, Вт;

Угловая скорость вращения бурильной колонны, рад/с:


n-частота вращения бурильной колонны, мин^-1

Полярный момент сопротивления площади поперечного сечения труб при кручении W_кр:



6. Мощность на привод бурильной колонны N складывается из мощности на ее холостое вращение N_хв и мощности, передаваемой на долото N_д:
N = N_х.в.+N_д
Мощность N_хв определяется по формуле, кВт:
,


Мощность, передаваемая на долото N_д, кВт:
, где



N=N_х.в.+N_д =8,4+4,15=12,55 кВт.





7. Усилие растяжения колонны в процессе бурения:


8. Определение растягивающего напряжения при бурении:

9. По 3 теории прочности общее напряжение от растяжения и кручения при бурении:

Материалом для элементов бурильной колонны берем сталь группы прочности Е, для которой временное сопротивление разрыву равно =735 МПа



Экплуатационная колонна (2040-2913 м):

1. Определение необходимой длины УБТ L_УБТ, чтобы создать достаточную осевую нагрузку на долото P_д и нейтральное сечение приходилось на УБТ (сечение О-О) по формуле:
,



Определим необходимое количество труб (используем трубы длиной 6 м):


2. Определение длины БТ:

3. КНБК для бурения под эксплуатационную колонну:

Выбираем трехшарошечное долото согласно ГОСТ 20692-75 III 161 С-ЦВ

Забойный двигатель: ТР-145 (Турбобур редукторный, диаметр 145)

Центратор: ЦЦ-4-219/270

Калибратор выбираем шарошечный по ОСТ 26-02-1498-76, ТУ 41-01-044-74 типа КШЗ-161:

Н (m=111,4 кг) (калибратор шарошечный с зубьями, выполненными заодно с телом шарошки).

Вес КНБК равен Q₁:
Q₁=Q_д+2Q_ц +Q_тб+Q_калибр=235,2+2*68,6+8000+1091,72=9464,12 Н
4. Определение наибольшего усилия растяжения Q_р (в ньютонах), возникающее в момент начала подъема бурильной колонны из скважины:

,


5. Растягивающее напряжение (в паскалях) определяется из выражения:
,


Материалом для элементов бурильной колонны берем сталь группы прочности Л, для которой предел текучести равен =637 МПа.



6. Определение напряжения кручения (в паскалях):
,
где М_кр - крутящий момент, Н*м,

W_кр - полярный момент сопротивления площади поперечного сечения труб при кручении, м³.
,

где k_д - безразмерный коэффициент динамичности приложения нагрузки k_д=1,5-2;

N - мощность, реализуемая при бурении, Вт;

Угловая скорость вращения бурильной колонны, рад/с:


n-частота вращения бурильной колонны, мин^-1

Полярный момент сопротивления площади поперечного сечения труб при кручении W_кр:




7. Мощность на привод бурильной колонны N складывается из мощности на ее холостое вращение N_хв и мощности, передаваемой на долото N_д:
N=N_х.в.+N_д
Мощность N_хв определяется по формуле, кВт:
,


Мощность, передаваемая на долото N_д, кВт:
, где



N=N_х.в.+N_д =6,2+4,7=10,7 кВт.





8. Усилие растяжения колонны в процессе бурения:

9. Определение растягивающего напряжения при бурении:

10. По 3 теории прочности общее напряжение от растяжения и кручения при бурении:
.
Материалом для элементов бурильной колонны берем сталь группы прочности Е, для которой временное сопротивление разрыву равно =784 Мпа