Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Проект строительства эксплуатационной нефтяной скважины глубиной 1640 м

Проект строительства эксплуатационной нефтяной скважины глубиной 1640 м

Сведения о районе буровых работ, анализ современной техники, выбор профили и проектирование конструкции нефтяной скважины. Подбор породоразрушающего инструмента и бурового раствора. Режимно-технологические параметры работ и расчет бурильной колонны.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 28.02.2016
Размер файла 657,4 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Национальный минерально-сырьевой университет "Горный"

Курсовой проект

по дисциплине: Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Проект строительства эксплуатационной нефтяной скважины глубиной 1640 м

Выполнил: студент гр. НБ-12

Шипицын Я.В.

Руководитель проекта: ассистент Леушева Е.Л.

Санкт-Петербург

2015

Введение

Целью данного курсового проекта является закрепление и углубление знаний, полученных при теоретическом изучении курса «Бурение нефтяных и газовых скважин» и прохождении производственной практики; развитие навыков самостоятельной работы со специальной и справочной литературой при решении конкретных инженерных задач нефтегазового производства.

Курсовая работа составляется на бурение и заканчивание вертикальной эксплуатационной скважины на нефть на Ромашинском месторождении, расположенном в республике Татарстан, глубиной 1640 м.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе проведения работ

Ромашинское нефтяное месторождение расположено в тридцати километрах юго-восточнее города Альметьевска Российской Федерации.

Климат на территории месторождения умеренный с продолжительной снежной зимой.

Рельеф в основном низменный равнинный.

Преобладающий тип растительности - леса (около 71%), представленные в основном елью и пихтой.

Основные данные о районе буровых работ, а также о площадке строительства буровой представлены в Табл. 1 и 2.

Таблица 1.1 Сведения о районе буровых работ

Наименование

Значение (текст, название, величина)

1

2

Месторождение

Ромашинское

Административное расположение

Республика

Татарстан

Край

Район

Температура воздуха, 0С

Среднегодовая

+0,7

Наибольшая летняя

+37

Наименьшая зимняя

-48

Среднегодовое количество осадков, мм

633

Максимальная глубина промерзания грунта, м

1,8

Продолжительность отопительного периода в году, сут.

235

Продолжительность зимнего периода в году, сут.

167

Преобладающее направление ветра

Южное, юго-западное

Таблица 1.2 Сведения о площадке строительства буровой

Наименование

Значение (текст, название, величина)

Рельеф местности

Всхолмленная равнина, расчлененная густой сетью долин, покрытых лесом

Состояние местности

Пойменные участки рек заболоченны

Толщина, м

Снежного покрова

0,8

Почвенного слоя

0,2

Растительный покров

Смешанный лес

Категория грунтов

Вторая

1.2 Стратиграфическая и литологическая характеристика разреза

№ пп

Стратиграфия

Индекс

Абсолютная отметка кровли, м

Вертикальная глубина кровли, м

Пластовое давление, МПа

Литология

1

2

3

4

5

7

8

1

четвертичные

Q4

140

0

Не определено

пески, суглинки

2

казанский ярус

kz

135

5

Не определено

песчаники, глины

3

уфимский ярус

P2(uf)

130

10

1

песчаники, глины

4

артинский

0

140

2

доломиты, известняки

5

верхний карбон

C3

-113

300

4

доломиты, известняки

6

мячковский

C2(mt)

-248

388

4

доломиты, известняки

7

подольский

C2(pd)

-386

526

5

доломиты, известняки

8

каширский

C2(ksh)

-467

607

6

доломиты, известняки

9

верейский

C2(vr)

-523

663

6

известняки, доломиты

10

башкирский ярус

C2(bsh)

-563

703

7

известняки, доломиты

11

протвинский

C1pr

-587

727

8

известняки, доломиты

12

серпухо-окский

C2(sr)

-670

810

8

доломиты, известняки

13

тульский

C1(tl)

-803

943

9

песчаники, алевролиты

14

бобриковский

С1bb

-817

957

9

песчаники, алевролиты

15

турнейский

C1(tur)

-826

966

10

доломиты, известняки

16

в. фаменский

-903

1043

11

известняки, доломиты

17

н. фаменский

-1053

1193

12

доломиты, известняки

18

в. франский

Д3(fr)

-1266

1406

13

доломиты, известняки

19

мендымский

Д3(mn)

-1341

1481

14

доломиты, известняки

20

доманиковый

Д3(sm)

-1389

1529

15

доломиты, известняки

21

саргаевский

Д3(sr)

-1414

1554

Не определено

известняки, глины

22

кыновский

Д3(kin)

-1426

1566

16

песчаники, аргиллиты

23

пашийский

Д3(pash)

-1450

1590

17

песчаники, алевролиты

24

Забой скважины

-1497

1637

2. Технологическая часть

2.1 Анализ современного состояния техники и технологии буровых работ на предприятии

Строительство буровой скважины можно разделить на два этапа: первый - подготовка наземного оборудования для проводки скважин; второй - проводка скважины.

Первый этап - это нивелировка площадки, возведение фундаментов, доставка оборудования, монтаж, в который включается установка оборудования на фундамент или на металлоконструкции блоков, выверка и крепление оборудования, опробование механизмов без нагрузки, испытание вышки и пуск в эксплуатацию.

Второй этап - это обеспечение бесперебойной работы оборудования, зависящее от умелой эксплуатации оборудования, от своевременного и качественного выполнения всех видов ремонта; от своевременного обеспечения буровой запасными частями.

Монтаж буровых сооружений и всего оборудования буровой установки следует выполнять обязательно в строгом соответствии с рекомендациями, изложенными в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации, прилагаемых заводами-поставщиками этого оборудования, и с действующими ведомственными инструкциями, с обязательным соблюдением правил техники безопасности и указаний Госгортехнадзора.

Оборудование любой буровой установки, предназначенной для глубокого и сверхглубокого бурения, поступает на промыслы с завода-изготовителя отдельными агрегатами и узлами, а буровые сооружения - отдельными секциями, рамами, элементами.

На промыслах для каждой изготовленной буровой установки производят первую сборку всех агрегатов, узлов и буровых сооружений в единый функционально связанный комплекс, обеспечивающий проводку скважины.

В дальнейшем буровые установки при перебазировке для бурения новой скважины подвергают полному демонтажу. Оборудование буровых установок, предназначенных для бурения глубоких скважин и имеющих А-образные вышки, не демонтируют.

Успешное выполнение технологических операций механизмами буровой установки прямо зависит от совершенства знания обслуживающим персоналом всего комплекса механизмов буровой установки и от умелого управления этими механизмами, а также от:

работоспособного и надежного сочетания всего комплекса механизмов, выполняющего эти операции;

своевременного и качественного выполнения всех видов ремонта;

своевременного обеспечения всего оборудования сменными деталями, узлами, агрегатами, смазочными материалами и т. д.

Своевременное и качественное выполнение всех видов ремонта создает благоприятные условия для бесперебойной, надежной и высокопроизводительной работы всего комплекса механизмов буровой установки, исключающей простои по вине оборудования, аварии и несчастные случаи.

2.2 Выбор профиля скважины

Выбор профиля скважины производится на основе анализа фактических данных об искривлении пробуренных ранее скважин, геологических данных разреза и целевого назначения скважины.

Проектируемая скважина бурится в породах средней степени твердости на глубину 1640 м. Продуктивный горизонт имеет горизонтальное залегание и небольшую мощность (60 м), вследствие чего затраты на бурение наклонно-направленной скважины не оправдают себя. Поэтому ведется бурение вертикальной эксплуатационной скважины.

2.3 Проектирование конструкции скважины

Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:

1) Обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;

2) Задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего безводную длительную добычу;

3) Изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;

4) Защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.

Исходные данные для определения конструкции скважины приводятся в Табл. 2.1.

Таблица 2.1 Геологические данные

Интервал скважины, м

0-40

40-300

300-1640

, МПа

4

2.4 Определение параметров конструкции скважины

При изучении геологического разреза в нем выделяются интервалы с несовместными условиями бурения. Несовместными считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент аномальности пластового давления ka) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения kп) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения опасности в виде перетоков.

Для разделения разреза на интервалы с несовместными условиями строится совмещенный график давлений, на котором по интервалам глубин откладываются известные значения коэффициента аномальности пластового давления ka, индекса давления поглощения kп и соответствующие значение относительной плотности бурового раствора .

1) Рассчитаем давления поглощения для каждого из интервалов, :

, (2.4.1)

где - глубина интервала, м; - пластовое давление на данном интервале, МПа.

;

;

;

2) Рассчитаем коэффициентыаномальности пластового давления, :

,(2.4.2)

где H - глубина от устья до рассматриваемого сечения, м; св - плотность воды, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2;

;

;

;

3) Рассчитаем коэффициенты поглощения, :

, (2.4.3)

;

;

;

4) Определим возможные пределы значений относительной плотности раствора, .

(2.4.4)

В пределах одного интервала должна быть такой, чтобы предотвратить флюидопроявления и одновременно поглощения бурового раствора, т.е. находиться в следующих пределах:

, (2.4.5)

где - коэффициент превышения столба бурового раствора в скважине над , при , при .

Построение графика совмещенных давлений

На основании рассчитанных коэффициентов (, и ) и геологических данных построим график совмещенных давлений для проектируемой скважины и определим плотности бурового раствора для безаварийной проводки каждого из интервалов.

Таблица 2.2 Сводная таблица коэффициентов по интервалам

Интервал скважины, м

0-40

1

1,5

1,1

40-300

1,35

1,74

1,48

300-1640

1,05

1,54

1,1

Рис. 1. График совмещенных давлений

1. В интервале 40-300м бурение вести с промывкой на ЕВС, в случае возникновения осложнений допускается перейти на глинистый раствор плотностью 1120-1300кг/м3 (V=56м3).

2. Зоны осложнений бурить с промывкой на глинистом растворе. Параметры подбирают-ся в зависимости от вида осложнения в оперативном порядке, по согласованию сторон.

3. Перед переходом на раствор для поддержания его свойств обработкой химреагентами, дополнительно иметь на буровой: Na2CO3 -0,2т, КМЦ - 0,2т, ТПФН-0,1т. Хим. реагенты завозятся по мере необходимости.

При этом оптимальная конструкция скважины выбрана:

1. Эксплуатационная колонна: глубина спуска 1640 м, наружный диаметр Dн = 146 мм, толщина стенки 5,6 мм;

2. Кондуктор: глубина спуска 300 м, наружный диаметрDн =245 мм, толщина стенки 8,9 мм.

3. Направление: глубина спуска 40 м, наружный диаметр Dн =324 мм, толщина стенки 9,0 мм.

Данная конструкция выбрана исходя из следующих условий:

1) Направление спускается для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья, разобщения и предупреждения загрязнения верхних водоносных горизонтов;

2) Кондуктор спускается для перекрытия интервалов поглощений, изоляции пресных водоносных горизонтов от загрязнения, установления ПВО;

3) Эксплуатационная колонна спускается для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других флюидосодержащих горизонтов, извлечения нефти на поверхность.

Расчет диаметров обсадных колонн и долот

Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный диаметр принимается диаметр эксплуатационной колонны, который устанавливается в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины.

1) Произведем подбор диаметра эксплуатационной колонны для добывающей нефтяной скважины. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн приведены в Табл. 2.3.

Рис. 2. Конструкция скважины

Таблица 2.3 Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

Нефтяная скважина

Суммарный дебит, м3/сут

Ориентировочный диаметр, мм

<40

114,3

40-100

127,0; 139,7

100-150

139,7; 146,1

150-300

168,3; 177,8

>300

177,8; 193,7

Дебит проектируемой скважины . По данным табл. 2.3 выбираем диаметр эксплуатационной колонны .

2) Рассчитаем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

,

- радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины; - наружный диаметр муфты обсадной колонны.

Согласно таблице 3.1 «Основные параметры шарошечных долот» [8] выбираем долото с диаметром .

3) Рассчитаем диаметр кондуктора:

.

, .

4) Рассчитаем диаметр долота для бурения подкондуктор:

.

.

5) Рассчитаем диаметр направления:

.

, .

6) Рассчитаем диаметр долота для бурения под направление:

.

.

2.5 Выбор породоразрушающего инструмента

Долота для бурения являются инструментом, при помощи которого разрушается горная порода на забое и образуется собственно скважина. Выбор типа породоразрушающего инструмента во многом зависит от конкретных геологических условий, которые обуславливают возможные механические скорости проходки на долото и стоимость 1 м проходки. Для выбора долот используются классификационные таблицы соответствия горных пород категориям твердости и абразивности. Тип, конструкция долот и их размеры определяются способом бурения, физико-механическими свойствами разбуриваемых пород и геометрическими параметрами скважины. С точки зрения наибольшей эффективности бурения для каждой породы необходимо подобрать долото соответствующего типа, что практически невыполнимо.

Подберем тип породоразрушающего инструмента, в нашем случае трехшарошечные долота, для каждого интервала бурения (табл. 2.4).

Таблица 2.4 Тип породоразрушающего инструмента

Интервал, м

Шифр долота

Тип долота

Диаметр долота, мм

Горная порода

0-40

III 393,7 ГВУ

R-174

СЗ

393,7

Глины, песчаники

40-300

III 295,3

ГВУ

R-201

МСЗ

295,3

Доломиты, известняки

300-1640

III215,9

ГАУ

R-590

ТЗ

215,9

Алевролиты, песчаники

2.6 Выбор бурового раствора

Эффективность бурения скважины во многом определяется составом бурового раствора.

Рациональные условия применения различных типов буровых растворов зависят от их состава, технологических свойств, а также определяются свойствами разбуриваемых пород, величиной пластового давления, минерализацией вмещающих пород и другими факторами.

Рассчитаем необходимый объем бурового раствора для бурения каждого из интервалов.

, (2.6.1)

где - объем скважины, м3; - объем очистной системы, м3 ().

1) Направление:

;

2) Кондуктор:

.

3) Эксплуатационная колонна:

.

2.7 Выбор способа бурения скважин

Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов.

Выбранный способ должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола скважины, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивного горизонта; достижения высокого качества ствола скважины, её конфигурации и наиболее высоких механических скоростей, и проходок на долото; возможности использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

На основании вышеизложенной информации выбираем роторный способ бурения как наиболее оптимальный для данных геологических условий и профиля проектируемой скважины.

С целью экономии средств, диаметры бурильных труб подбираются для бурения под последнюю колонну. Следовательно, имеем:

Диаметр УБТ равен:

Данному диапазону удовлетворяют утяжеленные бурильные трубы с наружным диаметром DУБТ=178 мм. Тогда диаметр бурильных труб будет равен:

В указанный диапазон попадают бурильные трубы с наружным диаметром DБТ=127 мм.

Произведем гидравлический расчёт промывки скважины на интервалах на основании приведённых выше формул.

1. Определяем диаметр самых крупных частиц (эмпирический коэффициент по графику 14.1 [5] принимаем равным 1,5):

;

;

.

2. Произведём расчёт скорости восходящего потока для полной очистки забоя на интервалах для переходного и турбулентного режима:

;

;

.

;

;

.

3. Определим диаметр скважины на интервалах:

;

;

.

4. Определим площадь забоя на интервалах:

;

;

.

5. Определим скорость в кольцевом пространстве на интервалах:

;

;

.

6. Определяем площадь кольцевого пространства на интервалах:

;

;

.ц

7. Определим расходы на интервалах:

;

;

;

Полученные данные на интервалах сведены в табл. 2.5

Таблица 2.5

Интервал, м

Dс, мм

Sз, м2

Vкп, м/с

Sкп, м2

Qэо, м3/с

Qвш, м3/с

0-40

417,3

0,13

0,4

0,123

0,073

0,049

40-300

313,01

0,07

0,32

0,064

0,038

0,0201

300-1640

228,85

0,04

0,74

0,028

0,016

0,0207

По полученным данным производим выбор насоса, обеспечивающего необходимую подачу жидкости на всех интервалах бурения. По справочным данным [1] выбираем насос УНБТ-950А, характеристики которого приведены в табл. 2.6 Данные о числе насосов и диаметрах поршней на интервалах приведены в табл. 2.7

Таблица 2.6

Диаметр поршня, мм

Предельное давление на выходе, МПа

Производительность идеальная при частоте двойных ходов в минуту, л/с

125

100

75

50

25

180

19

46,00

36,80

27,60

17,40

9,20

170

21

41,00

32,80

24,60

16,40

8,20

160

24

36,40

29,12

21,84

14,56

7,28

150

27,5

31,90

25,52

19,14

12,76

6,38

140

32

27,80

22,24

16,68

11,12

5,56

Мощность, кВт

950

760

570

380

190

Таблица 2.7

Интервал бурения, м

Необходимая подача, л/с

Диаметр поршня, мм

Число двойных ходов в минуту

Число насосов

0ч200

73

170

100

2

200ч925

38

160

100

1

925ч2200

16

140

75

1

2.9 Проектирование режимно-технологических параметров бурения

1. Определим нагрузку на долото на каждом интервале:

, (2.9.1)

где - коэффициент, учитывающий влияние факторов, действующих в реальных условиях бурения (часто ); - твердость ГП по штампу, МПа; - площадь контакта зубьев долота с забоем.

, (2.9.2)

где - коэффициент перекрытия забоя зубьями долота (); - коэффициент притупления зубьев, .

Направление:

;

.

Кодуктор:

;

.

Эксплуатационная колонна:

;

.

2. Подберем частоту вращения долота (частота вращения ротора):

, (2.9.3)

где - максимальная удельная нагрузка на долото, МН/см; - текущая нагрузка на долото, МН; - минимальная частота вращения стало ротора, .

;

;

.

,

где - коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины для породы, для очень мягких пород коэффициент составляет 1,3; для крепких - 1,05.

3. Данные о расходах промывочной жидкости приведены в табл. 2.8

Таблица 2.8

Интервал бурения, м

Q, м3/с

Рд, кН

n, мин-1

0-40

0,039

78,8

200

40-300

0,018

147,7

167

300-1640

0,014

107,9

188

2.10 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.

Выделяют два основных типа КНБК - жёсткие и отвесные. Жёсткие компоновки применяются для минимизации искривления ствола скважины при рациональном режиме бурения. Жёсткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью скважины благодаря установке рядом с долотом и между УБТ опорно-центрирующих инструментов, препятствующих прогибу трубных элементов и увеличивающих их жёсткость.

Отвесные компоновки применяют при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчивых, когда с использованием жёсткой компоновки набран максимально допустимый зенитный угол.

С учётом конкретных геолого-технических условий (скважина вертикальная и необходимо минимизировать искривление ствола), наиболее эффективным будет применение жёсткого типа КНБК, а именно: долото + центратор (калибратор) + жёсткая наддолотная часть УБТ + УБТ + бурильные трубы.

Для определения общей длины УБТ необходимо найти длину жёсткого наддолотного участка компоновки, длину сжатой части УБТ и длину растянутой части УБТ.

Длина наддолотного участка определяется из условия обеспечения минимума угла поворота этого участка под действием осевой нагрузки. Значения оптимальной длины l1 находятся по справочным данным в зависимости от диаметра нижней секции УБТ .

Диаметр нижней секции УБТ равен:

Данному диапазону удовлетворяют УБТ-279 с наружным диаметром DУБТ1=279 мм.

Так как для бурения скважины используют бурильные трубы диаметром 127 мм, то для обеспечения плавного переходаот диаметра УБТ к диаметру бурильных труб найдём диаметры оставшихся секций УБТ.

Длина УБТ:

,

где - длина УБТ, м;

- осевая нагрузка на долото, Н;

- масса 1 метра УБТ, кг;

- ускорение свободного падения,

- плотность бурового раствора,

- плотность стальных труб,

Количество УБТ:

где - количество УБТ, шт;

- длина УБТ, м;

- длина одной УБТ, м;

Общая длина УБТ равна:

· Интервал 40-300:

Диаметр нижней секции УБТ равен:

Определим общую длину многоразмерной конструкции УБТ для бурения под «кондуктор»по формуле (2.9.2):

· Интервал 300-1640:

Диаметр УБТ равен:

Данному диапазону удовлетворяют УБТ-178 с наружным диаметром DУБТ1=178 мм.

Так как конструкция УБТ на этом интервале является одноразмерной, то длину УБТ определяем по формуле:

=18 (18*9,5=171 м )

Полученные данные сведены в таблицу 2.9.

Таблица 2.9

Интервал бурения, м

0-40

40-300

300-1640

Диаметр долота, мм

393,7

295,3

215,9

Тип центратора/калибратора

КШ384МС

КЛС240МС

3ТСШ1-195

Нагрузка на долото, кН

78,8

147,7

107,9

Длина УБТ

28,5

123,5

171

Типоразмер секций УБТ

279

203х146

178

2.11 Расчет бурильной колонны

Бурильная колонна состоит из следующих элементов: утяжелённых бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легкосплавных бурильных труб (ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых переводников, центраторов и калибраторов.

Бурильные колонны бывают одноразмерными (составленными из бурильных труб одного и того же наружного диаметра) и многоразмерными (составленными из бурильных труб различных наружных диаметров).

Нижний участок бурильной колонны составляют из УБТ, устанавливаемых непосредственно над долотом или забойным двигателем. Использование гладких УБТ рекомендуется только при бурении с забойными двигателями. Так как проектируемая скважина бурится роторный способом в породах, склонных к сальникообразованию, то необходимо использовать УТБС со спиральными канавками.

По справочным данным [8] принимаем УБТ-178, наружный диаметр которых - 178 мм, внутренний - 80 мм.

Наружный диаметр бурильных трубравен 127 мм. Внутренний диаметр примем равным 107 мм. Произведём расчёт бурильных труб для интервала бурения 300-1640 м (так как на интервале возникают наибольшие напряжения) по приведённым выше формулам.

Определяем количество УБТ (длину одной трубы принимаем равной 9,5 м):

Тогда фактическая длина УБТ станет равной: Lубт = lубт•nубт = 18•9,5=171 м. Общая длина бурильных труб (в м) равна разности глубины скважины и общей длины УБТ:

Наибольшее усилие растяжения (в Н), возникающее в момент подъёма бурильной колонны из скважины:

Примечание: для расчётов принимаются бурильные трубы с наружным диаметром 127 мм, толщиной стенки 10 мм. Масса одного погонного метра бурильных труб, УБТ составляет соответственно 28,9 кг и 123 кг. Масса долота 215,9 ТЗ-ГАУ равна 35 кг. Усилие затяжки инструмента принято равным 0,5•105 Н.

Находим растягивающие нагрузки при подъёме инструмента:

Проверяем трубы на прочность на растяжение:

Данному условию удовлетворяют бурильные трубы группы прочности С с толщиной стенки д = 10 мм.

Определяем мощность, затрачиваемую на вращение долота (в Вт):

Мощность холостого вращения (в Вт) равна:

Подводимая мощность (в Вт):

Определяем угловую скорость вращения (в рад/с):

Крутящий момент (в Н•м) равен:

Рассчитываем полярный момент инерции (в м3):

Касательные напряжения (в Па) равны:

Растяжение в процессе бурения рассчитывается как:

Находим усилие растяжения в процессе бурения:

;

Максимальные напряжения вычисляются как:

По справочным данным [4] выбираем бурильные трубы группы прочности Д (уТ = 372 МПа).

Заключение

буровой нефтяной скважина породоразрушающий

В данной работе был разработан проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 1640 м на Ромашинском нефтяном месторождении. В проекте были обоснованы:

· выбор конструкции скважины,

· выбор буровых растворов,

· выбор породоразружающего инструменты.

В работе были выполнены:

· расчёты бурильных и обсадных труб,

· гидравлические расчёты промывки скважины,

· расчёты режимных параметров бурения.

В ходе выполнения данного курсового проекта были достигнуты все его цели, а именно:

· закрепление учебного материала,

· приобретение способности работать с учебной, технической и нормативной литературой.

Список литературы

1. Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Н. и др. Буровое оборудование. Справочник: в 2-х т. - М.: Недра, 2000.

2. Блинов П.А., Дмитриев А.Н., Николаев Н.И. Расчёты заканчивания скважин: Учеб.пособие. - СПб: Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 2012.

3. Булатов А.И, Макаренко П.П. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб.пособие для вузов. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999.

4. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г, Никитин Б.А. Инженерные расчёты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие. - М.:Недра, 2000.

5. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Н.И. Сердюк. Расчёты в бурении/Справочное пособие/ Под редакцией А.Г. Калинина, -М:РГГРУ, 2007.

6. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник - М.: Недра, 1990.

7. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учеб.для вузов. - М.:Недра, 1998.

8. Литвиненко В.С., Калинин А.Г. Основы бурения нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2009.

9. Николаев Н.И. Конспект лекций по креплению скважин. СПб: Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 2014.

10. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. - М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013.

11. Юртаев С.Л. Практический справочник бурового мастера. В 2-х томах. Том 2. Справочное руководство для мастеров по бурению освоению и испытанию нефтяных и газовых скважин. СПб: НПО Профессионал, 2011.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены