Курсовой проект по дисциплине Техника бурения нефтяных и газовых скважин Пояснительная записка
![]()
|
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 ![]() 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 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 ![]() 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. ![]() ![]() На 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). ![]() - 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 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 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 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 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). ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() при z=h=2450м; ![]() ![]() ![]() 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 z=0 ![]() при z=h ![]() ![]() ![]() 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 z=0 ![]() при z=H=1000м ![]() ![]() ![]() при z=h ![]() в зацементированной зоне – по формуле (2.11): ![]() ![]() ![]() ![]() 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 z=H=1500м ![]() ![]() 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 z=H=1500м ![]() ![]() 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=L ![]() Строим эпюру ABC’D’E (рисунок 9) ![]() Рисунок 5 – Эпюра наружных избыточных давлений ![]() 2.1.4.1 Избыточное внутреннее давление при испытании на герметичность в один прием без пакера определяем: - в незацементированной зоне – по формуле (2.12): ![]() ![]() 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) ![]() 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/]. ![]() ![]() Этому значению ![]() ![]() ![]() ![]() 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= ![]() ![]() Определим величину ![]() ![]() ![]() Для полученного значения ![]() ![]() ![]() ![]() Длину 3-й секции выбираем из расчета на растяжение по формуле /2.49, с.1/, ![]() ![]() ![]() ![]() 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 ![]() ![]() Вес четырех секций ![]() ![]() 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 ![]() ![]() Для 5-й секции достаточно длина 1108м, вес ее ![]() Запас прочности на внутреннее давление для 6-й секции достаточен. Общий вес колонны ![]() ![]()
Примечание: Счет секций ведется снизу вверх. |