Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (599 руб.)

Расчетная часть-Расчет Бурильной и обсадной колонны на глубину бурения 2500 метров Агрегатом для ремонта скважины АРБ-100: Расчет конструкции бурильных труб на прочность при бурении, Расчет конструкции бурильной колонны под кондуктор, Гидродинамика промыв

Дата закачки: 10 Августа 2016
Продавец: Mechanical engineer oil and gas
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Расчетная часть-Расчет Бурильной и обсадной колонны на глубину бурения 2500 метров Агрегатом для ремонта скважины АРБ-100: Расчет конструкции бурильных труб на прочность при бурении, Расчет конструкции бурильной колонны под кондуктор, Гидродинамика промывки скважин ПМД-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для капитального ремонта, обработки пласта, бурения и цементирования нефтяных и газовых скважин

Коментарии: 6.1 Расчет конструкции бурильных труб на прочность при бурении

6.1.1 Исходные данные

Таблица 6.1.1 – Параметры конструкции скважины

Тип колонны Интервал бурения, м Диаметр долота , мм
Диаметр обсадной колонны , мм

Направление 0 30 295 245
Кондуктор 30 630 215 178
Промежуточная 630 2000 152 127
Эксплуатационная 2000 2500 95 89

Таблица 6.1.2 – Диаметры УБТ и бурильных колонн, соответствующие конструкции скважины

Тип колонны Интервал бурения, м Диаметр \' долота
, мм
Диаметр
обсадной
колонны
, мм
Диаметр\' УБТ

Диаметр бурильных труб , мм

Направление 0-30 295 245 177,8 
Кондуктор 30-630 215 178 177,8 102
Промежуточная 630-2000 152 127 120 89
Эксплуатаци-онная 
2000-2500 
95 
89 
89 
89

Таблица 6.1.3 – Исходные данные для расчета бурильной колонны

Тип колонны Интервал бурения, м Максимальная
нагрузка
на долото, тс Максимальный
перепад давления
при бурении под
колонну, кг/см2 Максимальное число оборотов ротора, об/мин
Направление 0-30   
Кондуктор 30-630 15 58 80
Промежуточная 630-2000 7,8 102 80
Эксплуата-ционная 
2000-2500 

320 
80

6.1.2 Расчет конструкции бурильной колонны под кондуктор

Выбираются диаметры УБТ и бурильных труб под кондуктор исходя табл. 6.1.1 6.1.2 и 6.1.3. Диаметр УБТ под кондуктор диаметра 178 мм будет равен 177,8 мм, диаметр бурильных труб - 102 мм.

Диаметр УБТ перед бурильными трубами, мм:

     (6.1.1)



Коэффициент 1,333 используется для плавного перехода диаметров от бурильных труб к УБТ.
Ближайший по сортаменту к диаметру из табл. 6.1.2 будет диаметр УБТ, равный 89 мм. Следующий диаметр УБТ, мм:



Ближайший по сортаменту к диаметру из табл. 6.1.2 будет диаметр УБТ, равный 120 мм. Следующий диаметр УБТ, мм



Ближайший по сортаменту диаметр равен 177,8 мм
Длины и , как промежуточные, принимаем равными по 25м
Определяем длину основного диаметра , равного 127 мм, по формуле, м:

  (6.1.2)



где Рн -осевая нагрузка на долото под кондуктор из табл. 6.1.2;
- вес погонного метра основного УБТ из справочника бурильных труб;
- вес 1 погонного метра УБТ второго диаметра из справочника бурильных труб;
-вес 1 погонного метра УБТ третьего диаметра из справочника бурильных труб;
- плотность бурового раствора при бурении под кондуктор;
- плотность металла - 7.85;
- длина основного УБТ, м.
Суммарная длина УБТ, м:

= 25 + 25 + 109= 159

Глубина кондуктора LK = 630 м. Следовательно, длина бурильных труб под кондуктор, м:

     (6.1.3)



Суммарный вес УБТ, кг:

  (6.1.4)



Диаметр первой секции бурильных труб 102 мм. марка стали Д толщиной стенки 8,4 мм. Проверяем на изгибающие нагрузки, действующие на бурша ную колонну, при бурении под кондуктор.

Определяем длину полуволны при вращении колонны, м:

    (6.1.5)



где J - осевой момент инерции сечения тела трубы,
d - внутренний диаметр бурильной колонны, ;
- толщин стенки труб, см;
q – масса 1 метра трубы, кг.

Полярный момент сопротивления гладкой части бурильных труб, см :

    (6.1.6)

Изгибающий осевой момент сопротивления, см3:

    (6.1.7)

Длина полуволны в нейтральном сечении, м:

    (6.1.8)



Стрела прогиба бурильной колонны, мм:

    (6.1.9)



где - диаметр замкового соединения трубы.
Радиус кривизны бурильной колонны, мм:

    (6.1.10)



Крутящий изгибающий момент, кг/м:

   (6.1.11)



Изгибающее напряжение в теле трубы кг/см2:

  (6.1.12)



Амплитуда переменного напряжения, кг/см2:

 (6.1.13)



Проверка на статическую прочность секции бурильной трубы: Вес УБТ в буровом растворе, кг:

   (6.1.14)



Вес бурильной трубы в буровом растворе, кг:

  (6.1.15)



где qk - вес погонного метра секции бурильной трубы, кг; l-длина секци бурильных труб, м;
i — порядковый номер секции бурильной трубы.
Растягивающая нагрузка на верхнем сечении бурильных труб, кг

   (6.1.16)


Растягивающее напряжение, кг/мм2:

     (6.1.17)



где Ft - площадь поперечного сечения тела трубы, мм2;
F - площадь проходного сечения в трубе, см.

Крутящий момент на трубах:

   (6.1.18)

где N - необходимая мощность для вращения бурильной колонны;
- необходимая мощность на вращение долота; п - число оборотов долота, об/мин.

Касательное напряжение в верхнем сечении тела трубы, кг/мм2:

     (6.1.19)


Эквивалентное напряжение

   (6.1.20)



где п - коэффициент запаса прочности (для роторного способа бурения 1.5; коэффициент запаса прочности для турбинного способа бурения 1.4).

Предельно допустимое напряжение трубы марки Д, кг/мм2:

    (6.1.21)


где  . Данный коэффициент запаса прочности больше 1,5, что проходит по условиям прочности.

Растягивающее напряжение,

    (6.1.22)



Сравниваем его с предельно допустимым растяжением.
Под кондуктор, как правило, условия прочности бурильной колонны выполняются.

6.1.3 Расчет конструкции бурильной колонны под промежуточную и эксплуатационные колонны.
Промежуточная и эксплуатационная колонны одинакового диаметра, принимаем равным 89 мм. Конструкция бурильной колонны под промежуточную и эксплуатационную колонны - это продолжение конструкции бурильной колонны, которую мы сконструировали под кондуктор.
Диаметр УБТ перед бурильными трубами, мм:



Ближайший по сортаменту к диаметру из табл. 6.1.2 будет диаметр УБТ, равный 89 мм. Следующий диаметр УБТ, мм:



Ближайший по сортаменту к диаметру из табл. 6.1.2 будет диаметр УБТ, равный 120 мм.
Диаметр основной УБТ равен 177,8 мм
Длины и , как промежуточные, принимаем равными по 25м
Определяем длину основной УБТ диаметра 177,8 мм:



г
Определяем суммарный вес УБТ при бурении под промежуточную колонну, :



Суммарный вес компоновки, кг:



Выбираем сортамент бурильной трубы и ее длину для второй секции бурильной колонны. В пределах одного наружного диаметра бурильных труб алгоритм выбора прочностных характеристик труб следующий: начальные трубы берутся группы прочности Д, максимальной толщины стенки; определяется длина 1-й секции бурильных труб исходя из условий прочности; выбирается 2-я следующая секция бурильных труб группы прочности Д, но толщиной стенки для секции на одну степень меньше (толщина стенки 10 мм). Если больше толщины стенки бурильных труб [10] нет, то выбираем целующую группу прочности стали с минимальной толщиной стенки. Определяем длину 2-й секции согласно условиям прочности, показанным выше.

Длина секции определяется по формуле


где  - площадь внутритрубного пространства, см;
- перепад давления в колонне бурильных труб, кг/см2;
i – порядковый номер секции бурильных труб.

Определяем вес второй секции бурильных труб, кг:



Нарастающая длина компоновки, м:



Нарастающий вес компоновки, кг:



Растягивающая нагрузка в буровом растворе



Полученную длину секции проверяем на условия выполнения прочное!
Длина полуволны в нейтральном сечении рассчитывается один раз выборе первой секции бурильной колонны после УБТ. Проектирование конструкции бурильной колонны ведется снизу вверх.
При выборе второй и последующих секций бурильной колонны значение L0 принимается уже определенным, и длину полуволн для каждой по следующей секции определяем по формуле, м:

    (6.1.23)



где  - растягивающая нагрузка для второй секции бурильной колонны, начиная от нейтрального сечения.



Стрела прогиба бурильной колонны:



Радиус кривизны бурильной колонны:



Крутящий изгибающий момент, кг/м:



Изгибающее напряжение в теле трубы кг/см2:



Амплитуда переменного напряжения, кг/см2:



Проверка на статическую прочность секции бурильной трубы: Вес УБТ в буровом растворе, кг:



Вес двух секций бурильных труб 471 м и 1882 м в буровом растворе, кг:



Растягивающая нагрузка на верхнем сечении бурильных труб, кг



Растягивающее напряжение, кг/мм2:



Крутящий момент на трубах:


Касательное напряжение в верхнем сечении тела трубы, кг/мм2:



Эквивалентное напряжение



Предельно допустимое напряжение трубы марки Д, кг/мм2:


где . Данный коэффициент запаса прочности больше 1,5, что проходит по условиям прочности.
Растягивающее напряжение,

.

Сравниваем его с предельно допустимым растяжением.
Растягивающее напряжение меньше предельно допустимого, следовательно трубы подходят.

6.2 Гидродинамика промывки скважин ПМД

В условиях стесненного кольцевого пространства в скважинах ПМД и значительных репрессиях на забой, необходимо избежать проблем, связанных с гидроразрывом пласта. Для этого был выполнен гидродинамический расчет промывки типовой скважины, приведенный ниже. Основное условие- предотвращение гидроразрыва пласта. А также был выполнен расчет необходимой подачи и давления на различных этапах строительства скважины и определена необходимая гидравлическая мощность насоса.
Найдем значения подачи и давления на насосе на различных этапах строительства скважины.
Подача насоса определяется по выбранной скорости восходящего потока промывочного раствора. Согласно рекомендациям /7/ для эффективной очистки скважины и выноса шлама скорость потока должна соответствовать значению 0,6-0,8 м/с.

6.2.1 Направление диаметром 245 мм, диаметр скважины 295 мм, глубина 30 м.

Исходные данные:
скорость восходящего потока промывочной жидкости V=0,8 м/с; диаметр скважины D=0,295 м;
диаметр бурильных труб d=0,127 м;
внутренний диаметр бурильных труб dв=0,108 м;
Площадь кольцевого сечения скважины м2:

     (6.2.1)

0,056;

Необходимая подача промывочной жидкости равна, м3/с:

     (6.2.2)

=0,023;

Давление на насосе равно, МПа:

   (6.2.3)

где рм- потери давления в манифольде;
рбт- потери давления в бурильных трубах;
рд- потери давления на долоте;
ркп- потери давления в кольцевом пространстве.

Потери давления в манифольде = 0,1 МПа;
Потери давления в бурильных трубах рассчитаем по формуле Дарси- Вейсбаха:

     (6.2.4)

где  - скорость жидкости в бурильных трубах, м/с:
    (6.2.5)

=2,51;
где  - коэффициент гидравлических сопротивлений, согласно /7/ =0.02;
Н-глубина скважины, Н=30 м;
-удельный вес промывочной жидкости, =1140 кг/м3;

Отсюда рбт=2·104 Па.

Перепад давления на долоте рд=0,5 МПа.

Потери давления в кольцевом пространстве:

    (6.2.6)

где - внешний радиус бурильной трубы, =0.0635.

=d/D    (6.2.7)

=0,43;

   (6.2.8)

=14,16;

Отсюда 0,46 МПа ;

Найдем необходимое давление на насосе по формуле (6.2.3), МПа:

1,081;

6.2.2. Кондуктор диаметром 178 мм, диаметр скважины 215 мм, глубина 630 м.

Исходные данные:
скорость восходящего потока промывочной жидкости V=0,8 м/с;
диаметр скважины D=0,215 м;
диаметр бурильных труб d=0,102 м;
внутренний диаметр бурильных труб dв=0,0852 м.

Площадь кольцевого сечения скважины по формуле (6.2.1) м2:

0,028;

Необходимая подача промывочной жидкости по формуле (6.2.2) равна,м3/с:

=0,0161;

Потери давления в манифольде = 0.1 МПа;
Потери давления в бурильных трубах рассчитаем по формуле Дарси- Вейсбаха:


где - скорость жидкости в бурильных трубах


=2,83 м/с;
- коэффициент гидравлических сопротивлений, согласно /7/ =0.02;
Н-глубина скважины, Н=900 м;
-удельный вес промывочной жидкости, =1140 кг/м3.

Отсюда рбт=3.9·105 Па.

Перепад давления на долоте рд=0.5 МПа.

Потери давления в кольцевом пространстве



где - внешний радиус бурильной трубы, =0.0635;

=d/D, =0,474;



=17,68;

Отсюда 5,35·104 Па.
Найдем необходимое давление на насосе по формуле (6.2.3):

6 МПа;

6.2.3 Промежуточная колонна диаметром 127 мм, диаметр скважины 152 мм, глубина 2000 м.

Исходные данные:
скорость восходящего потока промывочной жидкости V=0,8 м/с;
диаметр скважины D=0,152 м;
диаметр бурильных труб d=0,089 м;
внутренний диаметр бурильных труб dв=0,0703 м;

Площадь кольцевого сечения скважины по формуле (6.2.1), м2:

0.011;

Необходимая подача промывочной жидкости равна по формуле (6.2.2) равна,м3/с:

=0,0136;

Потери давления в манифольде = 0.1 МПа;
Потери давления в бурильных трубах рассчитаем по формуле Дарси- Вейсбаха:



где - скорость жидкости в бурильных трубах м/с:


=3,5;
- коэффициент гидравлических сопротивлений, согласно /7/ =0.02;
Н-глубина скважины, Н=2000 м;
-удельный вес промывочной жидкости, =1140 кг/м3.

Отсюда рбт=2.52·106 Па.

Перепад давления на долоте рд=1 МПа;

Потери давления в кольцевом пространстве



где - внешний радиус бурильной трубы, =0,045;

=d/D, =0,586;



=33,68;

Отсюда 4,91·105 Па ;

Найдем необходимое давление на насосе по формуле (6.2.3):

5,6 МПа;

6.2.4. Эксплуатационная колонна диаметром 89 мм, диаметр скважины 95 мм, глубина 2500 м.

Исходные данные:
скорость восходящего потока промывочной жидкости V=0,8 м/с;
диаметр скважины D=0,095 м;
диаметр бурильных труб d=0,089 м;
внутренний диаметр бурильных труб dв=0,0703 м.

Площадь кольцевого сечения скважины по формуле (6.2.1), м2:

0.0042;

Необходимая подача промывочной жидкости по формуле (6.2.2) равна,м3/с:

=0,0029;

Потери давления в манифольде = 1 МПа;
Потери давления в бурильных трубах рассчитаем по формуле Дарси- Вейсбаха:



где - скорость жидкости в бурильных трубах



=0,75 м/с;

- коэффициент гидравлических сопротивлений, согласно /7/ =0.02;
Н-длина скважины, Н=2500 м;
-удельный вес промывочной жидкости, =1100 кг/м3.

Отсюда рбт=0,26·106 Па;

Перепад давления на долоте рд=10 МПа;

Потери давления в кольцевом пространстве


где - внешний радиус бурильной трубы, =0.045;

=d/D, =0.937;



=78,28;
Отсюда 0,34 МПа ;
Найдем необходимое давление на насосе по формуле (6.2.3)::

11,61 МПа;

Найдем необходимую гидравлическую мощность насоса

    (6.2.9)

34 кВт;

Методика расчета из /7/ и /9/.

Гидродинамика промывки скважины ПМД.
Исходные данные:
плотность бурового раствора ρ=1100 кг/м3;
динамическое напряжение сдвига τ=3 Па;
структурная вязкость η=0,015 Па·с;
динамический коэффициент μ=0,001 Па·с;
внутренний диаметр бурильных труб dв=0,0703 м;
наружный диаметр бурильных труб d=0,089 м;
диаметр скважины D=0,095 м;
глубина забоя скважины H=2500 м;
Основным условием, которое необходимо соблюдать при промывке скважины- предотвращение гидроразрыва пласта.
Гидродинамическое давление на забой при прямой циркуляции

   (6.2.10)

где  -потери давления в кольцевом пространстве, при Q=0.0029 м3/с

    (6.2.11)

Отсюда =15.13, т.к. , то режим ламинарный, отсюда потери давления в кольцевом пространстве равны




отсюда 78,28, и 0.6 МПа;

Противодавление на устье в кольцевом пространстве =1 МПа;
Отсюда давление на забой равно 33,9 МПа;
Найдем градиент гидроразрыва пласта

    (6.2.12)

где - давление пластовой воды,

    (6.2.13)

отсюда =29.4 МПа;
Горное давление,

    (6.2.14)

плотность горных пород =3500 кг/м3; отсюда =102.9 МПа;
градиент гидроразрыва равен =16170 Па/м;
Условие предупреждения гидроразрыва пород на забое

      (5.14)

=48.5 МПа;
Условие предупреждения гидроразрыва пород на забое выполнено, т.к.

48.5 МПа>33.9 МПа.


Размер файла: 306 Кбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.

Сдай работу играючи!

Рекомендуем вам также биржу исполнителей. Здесь выполнят вашу работу без посредников.
Рассчитайте предварительную цену за свой заказ.


Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Расчетная часть-Расчет Бурильной и обсадной колонны на глубину бурения 2500 метров Агрегатом для ремонта скважины АРБ-100: Расчет конструкции бурильных труб на прочность при бурении, Расчет конструкции бурильной колонны под кондуктор, Гидродинамика промыв

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
Z-PAYMENT VISA Card MasterCard Yandex деньги WebMoney Сбербанк или любой другой банк SMS оплата ПРИВАТ 24 qiwi PayPal

И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках

Здесь находится аттестат нашего WM идентификатора 782443000980
Проверить аттестат


Сайт помощи студентам, без посредников!