Расчёт бурильной колоны для скважины глубиной 2700м в геологических условиях Быстринского месторождения

• Название: Расчёт бурильной колоны для скважины глубиной 2700м в геологических условиях Быстринского месторождения
• Дата: 15.03.2022
• Размер: 4.16 Mb.
• Имя файла: kursovoy_proekt_Burenie_neftyanykh_i_gazovykh_skvazhin_Shestopal.docx
• Тип: Курсовой проект; #398029
• страница: 4 из 4

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1. Исходные данные
Примем следующие исходные данные для скважины 1456 Быстринского месторождения.

1. Вид полезного ископаемого - нефть

2. Дебит скважины - 200 т /сут.

3. Пластовое давление - 35 МПа

4. Геологический разрез - №П 2.5

5. Глубина скважины - 2700 м

6. Зоны возможных осложнений в интервале: 2100-2200 м

7. Характер осложнений – поглощение бурового раствора
Таблица 3.1 - Геологический разрез

1. Суглинки сильнослюдистые, пески кварцевые, разнозернистые, серые	0-400
2. Глины известковистые и чистые, пески, песчаники глинистые, алевролиты слюдистые	400-900
3. Глины сильнопесчанистые, слоистые с песчано-алевролитовыми пропластками	900-1500
4. Алевролиты и песчаники разнозернистые, кварцевые различной цементации	1500-2100
5. Известняки плотные, плитчатые, местами окремненные и трещиноватые	2100-2900
6. Песчаники, пески, алевролиты кварцевые, слюдистые	2900-3200
7. Аргиллиты трещиноватые, сланцы, окремненные известняки	3200-3500
Продуктивная толща в интервале	3340-3450

3.2 Анализ условий бурения

Таблица 3.2 Анализ условий бурения

Интервал	Наименование пород	Условное обозначение	ФМС горных пород
			Категория	Твердость по штампу РШ , ГПа	Тип и параметры зоны осложнений
0-400	Суглинки, пески		I- II	0,075-0,25
400-900	Глины, пески, песчаники, алевролиты		V- VII	2,5
900-1500	Глины с песчано – алевролитовыми пропластками		II-V	2,5
1500-2100	Алевролиты, песчаники		V-VII	2,5
2100-2300	Известняки плотные		V-VI	2,13
					Поглощение
2300-2700	Песчаники, пески, алевролиты		V-VII	2,5
2550-2600 Нефть	Аргиллиты, сланцы, известняки		V -VI	1,25-2,13

3.3 Проектирование конструкции скважины
Определение диаметра эксплуатационной колонны:

Диаметр эксплуатационной колонны выбираем равным 168 мм, так как. дебит скважины 200 т/сут




Глубина спуска эксплуатационной колонны равна проектной - 2700м.

Определяем диаметр бурения под эксплуатационную колонну:

,

где - диаметр бурения под эксплуатационную колонну, мм;

- диаметр муфты эксплуатационной колонны, мм;

 - зазор между стенкой скважины и муфтой, 6-14мм.



Диаметр долота под эксплуатационную колонну выбираем равным

.

Определяем диаметр промежуточной колонны:

,

где - диаметр долота под эксплуатационную колонну, мм;

 - зазор между диаметром долота и внутренним диаметром промежуточной колонны, 4-8мм.



Диаметр промежуточной колонны:

,

где _т - толщина стенки трубы, мм.



Выбираем стандартную трубу диаметром 245 мм по ГОСТ 632-80.

Определяем диаметр бурения под промежуточную колонну:

,



Диаметр долота под промежуточную колонну выбираем равным



Глубина спуска промежуточной колонны выбирается из условия:



Колонна должна быть в устойчивой породе.

L_ПК = 2500м.

Определяем диаметр кондуктора:

,

где - диаметр долота под промежуточную колонну, мм;

 - зазор между диаметром долота и внутренним диаметром кондуктора, 4-8 мм.



Диаметр кондуктора:

,

где _т - толщина стенки трубы, мм.



Выбираем стандартную трубу диаметром 324 мм.

Определяем диаметр бурения под кондуктор:

,



Диаметр долота под кондуктор выбираем равным

Глубина спуска кондуктора выбирается из условия:

Башмак колонны должна быть в устойчивой породе, длиной 50- 200м.

L_к = 900 м

Определяем диаметр направления

,

где - диаметр долота под кондуктор, мм;

 - зазор между диаметром долота и внутренним диаметром направления, 4-8 мм.

.

Диаметр направления:

,

где _т - толщина стенки трубы, мм.

.

Выбираем стандартную трубу диаметром 406 мм ГОСТ 632-80.

Определяем диаметр бурения под направление:

,

.

Диаметр долота под направление выбираем равным

Глубина спуска направления выбирается из условия:

Колонна должна быть в устойчивой породе, длиной 30 - 50 м.

L_н = 50 м

Таблица 3.3 (рисунок 3.1)- Результаты расчета проектирования конструкции скважины

Эксплуатационная колонна					Промежуточная колонна					Кондуктор					Направление
ДЭК, мм	ДБ, мм	Дд , мм	LЭК м	ДПК мм		ДБ мм	Дд мм	LПК м	ДК мм		ДБ мм	Дд мм	LК м	Дн мм		ДБ мм	Дд мм	LH м
168	200	215,9	2700	245		282	295,3	2500	324		363	376	900	406		416	444,5	50

Буровая установка выбирается, прежде всего, по условной глубине бурения, а затем, согласно действующим правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, по её допустимой максимальной грузоподъёмности, позволяющей проводить спуско-подъёмные операции с наиболее тяжёлой бурильной и обсадной колоннами. Также необходимо руководствоваться геологическими, климатическими, энергетическими, дорожно-транспортными и другими условиями.

Должны выполняться следующие условия:

[G_кр] / Q_бк =200/66,9 = 3,07 > 0,6;

[G_кр] / Q_пр = 200/86,27=2,36 > 1,

где G_кр =200– допустимая нагрузка на крюке, тс;

Q_ок = 65,1 - максимальный вес бурильной колонны, тс;

Q_пр –параметр веса колонны при ликвидации прихвата, тс.

Параметр веса колонны при ликвидации прихвата определяется по формуле:

Q_пр = k Q_мах,

где k– коэффициент увеличения веса колонны при ликвидации прихвата (k=1,3);

Q_мах – наибольший вес одной из колонн, тс.

Q_пр = 1,3*65,1=84,63тс

Исходя из проведенных расчетов, выбираем установку БУ 2900/200-ЭПК-БМ.

Таблица 3.4 – Буровая установка БУ 2900/200-ЭПК-БМ

Глубина скважины, м	Максимальная масса БК, т	Максимальная нагрузка на крюке (ГОСТ 16293-89), т	Допустимая нагрузка на крюке, т		Фактический коэф. от макс. доп. нагрузки по бур.инструменту
			При спуске ОК	При бурении
1	2	3	4	5	6
Оснастка талевой системы 4*5
3500	65,1	200	180	120	1,85

Рисунок 3.1 - Конструкция скважины.



3.4 Расчет обсадных труб
Исходные данные для расчёта: диаметр эксплуатационной колонны 168 мм, глубина скважины 2700 метров, плотность бурового раствора 1,16 г/ см^3,, плотность нефти поступающей в скважину в конце эксплуатации 0,85 г/ см³. Пластовое давление 27 МПа. Зона эксплуатационного объекта равна 110 м.

Расчёт на смятие

Определяем возможное опорожнение колонны



Определяем значение критических сминающих давлений для обсадных труб диаметром 168 мм со стенками 6,4;7,5;9,2 мм, изготовленных из стали группы прочности « D» (по данным таблицы по данным таблицы 9.5 ГОСТ 632-80).

Таблица 3.5 – Полученные данные

Толщина стенки δт, мм	6,4;	7,5	9,2
Критические давления смятия, Рсм, МПа	22.1	29.1	39.6

Определяем допустимую глубину спуска этих труб для зоны опорожнения H_max

; для труб стали Д стенка 6,4 =1697 м

В связи с тем, что с глубины 1697 м начинается зона нефти в колонне, допустимую глубину установки труб с толщиной стенки 7,5 мм рассчитываем по формуле:

; для труб марки Д стенка 7.5 глубина спуска составит:



В соответствии с условиями задачи с глубины 2700-110= 2590 метров, начинается зона эксплуатационного объекта, где , поэтому откорректируем предыдущий расчёт:



Трубы с δ_т=7, 5 мм соответствуют условиям прочности на смятие. Вес труб определим по упрощенной формуле



По результатам расчёта на смятие получили эксплуатационную колонну из труб группы прочности Д весом 568, 8 кН, состоящую из двух секций см. рис. 3.2 и таблицу 3.6

Таблица 3.6 - Компоновка секций обсадной колонны после расчёта на смятие

№ секции ОТ	Толщина стенки δт	Группа проч- ности	Глубина спуска секции ОТ		Длина секции, Lс м	Вес 1 м трубы, кН/м	Вес секции труб, кН	Вес ОК от забоя, кН
			от	до
1	6,4	D	0	1813	1813	0,192	348,1	372,8
2	7,5	D	1813	2700	887	0,221	196,0	568,8

Рисунок 3.2 - Схема компоновки обсадной колонны
Расчёт на растяжение

Максимальное растягивающее усилие от веса эксплуатационной колонны возникает у устья скважины G_эк=568,8кН.

Установим значения усилий страгивания обсадных колонн Р_стр для труб диаметром 168 мм и толщиной стенки 6,4 и 7.5 мм по данным таблицы 9.9 [2] , ГОСТ 632-80, рассчитанные по формуле Яковлева-Шумилова. Результаты представим в виде таблицы 3.7

Таблица 3.7 - Значения усилий страгивания обсадных колонн Р_стр

Толщина стенки δт, мм	6,4	7,5	9,2
Усилия страгивания , Рстр , кН	539	666	833

Условие прочности при страгивании:



где - коэффициент запаса прочности на страгивание (

Для труб с толщиной стенки δ_т =6,4 мм(верхняя резьба)



0,948 меньше, чем 1,1, значит условие прочности не соблюдается.

Проверяем секцию с δ_т =6,4 мм в нижней части колонны:

,

где - вес нижней части колонны из труб δ_т = 6.4 мм

Так как , много больше, чем 1, 1. - трубы с δ_т =6,4 мм, могут быть установлены следующей длины :

=

По результатам расчёта на получилась секция с δ_т =6,4 мм длиной 1697 метров и соответственно на - 1627метров, отсюда1697-1627=70 метров. Этот интервал следует заменить на более толстостенные трубы с δ_т =7,5 мм.

Таким образом, после расчёта на растяжение эксплуатационная колонна будет иметь следующую компоновку секций (таблица 3.8, рис 3.3).

Таблица 3.8

№ секции ОТ	Толщина стенки δт	Группа проч- ности	Глубина спуска секции ОТ		Длина секции, м	Вес 1 м трубы, кН/м	Вес секции труб, кН	Вес ОК от забоя, кН
			от	до
1	7,5	D	0	30	30	0,221	15,47	595,57
2	6,4	D	30	1813	1783	0,192	348,1	544,1
3	7,5	D	1813	2700	887	0,221	196,0	372,8

Рисунок 3.3 - Схема уточнённой компоновки обсадной колонны после расчёта на растяжение и смятие
Расчёт на внутреннее давление

Условие прочности



где Р_вн- внутреннее напряжение в теле трубы, при котором наступает предел текучести(берётся при минимальной толщине стенки колонны), МПа;

Р_пл- ожидаемое пластовое давление, МПа;

К_вн- коэффициент запаса прочности на внутреннее давление(К_вн 1,4).

Для труб с δ_т =6,4 мм сталь Д (по данным таблицы 9.8 [2]) Р_вн = 33,4 МПа, Р_пл =27 МПа

33,4/27=1,24 (меньше, чем 1,4) Условие не выполняется, заменяем трубы в этом интервале на δ_т =7,5 мм (Р_вн = 52,2 МПа)

52,2/27=1,93 больше 1,4.

Вывод:

Таким образом, после всех расчётов следует оснастить эксплуатационную колонну трубами группы прочности Д. диаметром 168 мм и толщиной стенки δ_т =7,5 мм по всей длине колонны (2700 метров).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе выполнения курсового проекта была изучена геологическая часть Быстринского месторождения.

Составили компоновку бурильной колонны, учитывая её вес, для создания необходимой нагрузки на долото, а также произвели проверку этой колонны на прочность.

Исходя из всех рассчитанных данных, выбрали буровую установку.

В ходе выполнения курсового проекта были улучшены и закреплены знания, полученные после слушания лекций, прохождения практических и лабораторных занятий и производственной практики. Также отработаны различные методики расчета углубления скважин и навыки работы с технической литературой по специальности.

список использованной литературы

1. 
   Отчет «Подсчет геологических запасов нефти и газа Федоровского месторождения», ТО «СургутНИПИнефть», Тюмень, 2010 г., протокол ГКЗ Роснедра от 16.04.2010 г. №2179.
   
2. 
   Отчет «Проект разработки Федоровского месторождения», ТО «СургутНИПИнефть», Тюмень, 2010 г., протокол ЦКР Роснедр по УВС от 26.08.2010 г. №4886.
   
3. 
   Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. Учебник для студентов вузов, обучающихся по специальности "Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов", М.: Недра, 1988.
   
4. 
   Баграмов Р.А. Машины и оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин. Расчеты на прочность. Уч. пособие для студентов специальности 17.02.01. ГАНГ им. И.М.Губкина, М.: 1997.
   
5. 
   Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984.
   
6. 
   Гукасов А.Г. Практическая гидравлика в бурении. Справочник, М.: Недра, 1984. 5. Ильский А.Л., Миронов Ю.В., Чернобыльский А.Г. Расчет и конструирование бурового оборудования. Учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по специальностям "Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов" и "Бурение нефтяных и газовых скважин", М.: Недра, 1985.
   
7. 
   Иогансен К.В. Спутник буровика. Справочник. М.: Недра, 1990.
   
8. 
   Иткис М.Я. Расчет и проектирование бурового оборудования с применением ЭЦВМ. Машиностроение, 1979.
   
9. 
   Когаев В.П., Дроздов Ю.Н. Прочность и износостойкость деталей машин. Уч. Пособие для студентов машиностроительных специальностей вузов. М. "Высшая школа" 1991 г.
   

10. 
    Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. М.: Недра, 1987.
    
11. 
    Леонов Е.Г. Совершенствование технологии бурения на площади. М. ГАНГ им. И.М. Губкина 1994
    
12. 
    Новые буровые установки. Справочное пособие. Составители В.Л. Архангельский, Ю.С. Аважанский, И.Б. Малкин, ВНИИБТ, М, 1991.