Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

(550 )

Расчетная часть-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ конструкции буровой скважины глубиной 2500 метров-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

ID: 175185
Дата закачки: 24 Ноября 2016
Продавец: lesha.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

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

Описание:
Расчетная часть-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ конструкции буровой скважины глубиной 2500 метров-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
1. Вид полезного ископаемого - нефть
2. Дебит скважины - 150 т /сут.
3. Пластовое давление - 24 МПа
4. Геологический разрез - №П 2.3
5. Глубина скважины - 2500 м
6. Зоны возможных осложнений в интервале: 1650-1700 м
7. Характер осложнений - Обрушение стенок скважины


Комментарии: I ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
 ОПИСАНИЕ И ОЦЕНКА УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МАШИНЫ
1. Вид полезного ископаемого - нефть
2. Дебит скважины - 150 т /сут.
3. Пластовое давление - 24 МПа
4. Геологический разрез - №П 2.3
5. Глубина скважины - 2500 м
6. Зоны возможных осложнений в интервале: 1650-1700 м
7. Характер осложнений - Обрушение стенок скважины

Таблица 1 - Разрез №П 2.3
Порода Интервал  
1. Суглинки буровато-желтые, супеси с галькой и валунами 0-200  
2. Известняки чистые и глинистые, глины темно-серые с гнездами гипса 200-600  
3. Глины известковистые, известняки-доломитизированные, кристаллические с тонкими прослоями алевролитов 600-1200  
4. Известняки плотные кристаллические, песчаники кварцевые, средне- и мелкозернистые 1200-1700  
5. Алевролиты плотные, разнозернистые, аргиллиты темно-серые с тонкими прослоями песчаников 1700-2100  
6. Песчаники кварцевые мелкозернистые, плотные 2100-2500  
   
Продуктивная толща в интервале 2100-2495  






Интервал
 Наименование пород ФМС горных пород
  Категория Твердость по штампу РШ,
ГПа Тип и параметры зоны осложнений
0-200 Суглинки, супеси III 0,25-0,5 
200-600 Известняки, глины V 1,0-1,5 Могут быть поглощения
600-1200 Известняки, глины V 1,0-1,5 Могут быть поглощения
1200-1700 Известняки V 1,0-1,5 
1700-2100 Алевролиты, песчаники, аргиллиты V 1,0-1,5 обрушения
2100-2495 Нефть   
2700-2500 Песчаники VII 2-3 
1.1.2Анализ условий бурения

Таблица 2 - Анализ условий бурения






1.1.3 Проектирование конструкции скважины.

Определение диаметра эксплуатационной колонны:

Диаметр эксплуатационной колонны выбираем равным 127 мм, т. к. дебит скважины 150 т/сут.

2.2 Глубина спуска эксплуатационной колонны равна проектной - 2500м.

2.3 Определяем диаметр бурения под эксплуатационную колонну:
,
где - диаметр бурения под эксплуатационную колонну, мм;
- диаметр муфты эксплуатационной колонны, мм;
 - зазор между долотом и стенкой скважины, 6-14мм.


2.4 Диаметр долота под эксплуатационную колонну выбираем равным .

2.5 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 194 мм.

2.6 Определяем диаметр бурения под промежуточную колонну:
,

2.7 Диаметр долота под промежуточную колонну выбираем равным

2.8 Глубина спуска промежуточной колонны выбирается из условия:

Колонна должна быть в устойчивой породе.
LПК = 2300м.

2.9 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 273 мм.

2.10 Определяем диаметр бурения под кондуктор:
,

2.11 Диаметр долота под кондуктор выбираем равным

2.12 Глубина спуска кондуктора выбирается из условия:
Колонна должна быть в устойчивой породе, длиной 200-700 м.
Lк = 700 м

2.13 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 340 мм.

2.14 Определяем диаметр бурения под направление:
,
.
2.15 Диаметр долота под направление выбираем равным

2.16 Глубина спуска направления выбирается из условия:
Колонна должна быть породе, длиной 30 - 50 м.
Lн = 40 м
Таблица 3 - Результаты расчета проектирования 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
127 158 158,7 2500 194 228 244,5 2300 273 311 311 700 340 352 393,7 40




1.1.4 Выбор пород разрушающего инструмента

Инструмент выбираем в соответствии с установленной в работе №1 категорией горных пород и запроектированной в разделе 2 конструкцией скважины.
Для бурения под направление: Породы 3 категории значит мягкие. Диаметр бурения - 393.7 мм. Выбираем долото: 393,7 М-ГВУ, т=120 кг. (3-хшарошечное долото с боковой промывкой, подшипниками качения и одним или более упорными подшипниками скольжения и герметизацией опоры).
Для бурения под кондуктор: Породы 5 категории значит средние. Диаметр бурения - 311 мм. Выбираем долото: 311 СЗ-ГАУ, т=93 кг. (3-хшарошечное долото с боковой промывкой, упорными подшипниками скольжения).
Для бурения под промежуточную колонну: Породы 5 категории значит средние. Диаметр бурения - 244.5 мм. Выбираем долото: 244,5 С-ЦВ, т=39,2 кг. (3-хшарошечное долото с центральной промывкой, подшипниками качения и одним или более упорными подшипниками скольжения или без упорных подшипников скольжения).
Для бурения под эксплуатационную колонну: Породы 7 категории значит твердые.. Диаметр бурения - 158,7 мм. Выбираем долото: 158,7 Т-ЦВ, т=12,5 кг. (3-хшарошечное долото с центральной промывкой, подшипниками качения и одним или более упорными подшипниками скольжения или без упорных подшипников скольжения).





1.1.5 Расчет режимов бурения.
3.1 Осевая нагрузка.
,
где РУД - удельная нагрузка, кН/см;
Dд - диаметр долота, см.




3.2. Частота вращения.
,
где VОКР - окружная скорость (0,7-1,8 м/с).




3.3 Расход очистного агента.
,
где FЗП - площадь заколонного пространства;
VP - скорость движения глинистого раствора (0,3-0,7 м/с).


м2
м3/с или 66 л/с


м2
м3/с


м2
м3/с или 26 л/с


м2
м3/с или 12 л/с






Таблица 4 - Результаты расчета режимов бурения.
Направление Кондуктор Промежуточная колонна  Эксплуатационная колонна
РОС,
кН n,
об/
мин QP,
л/с
 РОС,
кН n,
об/
мин QP,
л/с
 РОС,
кН n,
об/
мин QP,
л/с
 РОС,
кН n,
об/
мин QP,
л/с

118,11 87,5 66 124,4 79,8 43 146,7 78,3 26 111,1 96,7  12

1.1.6 Выбор компоновки бурильной колонны.

4.1 Выбор бурильных труб:


Для бурения скважины выбираем стальные бурильные трубы с приварными замками и высаженными наружу концами ПН 102х8 (Т=8,4, q=19,3 кг/м, DМ=152 мм, тип резьбы -З -122).

4.2 Выбор утяжеленных бурильных труб:



Для бурения под направление:
мм
Выбираем стандартную УБТ диаметром 299 мм, тип резьбы - З - 201, q=489,5 кг/м.
Длина УБТ 8,3-9,5 м.

м

Для бурения под кондуктор:
мм
Выбираем стандартную УБТ диаметром 241 мм, тип резьбы - З - 185, q=324,8 кг/м.
м



Для бурения под эксплуатационную колонну:
мм
Выбираем стандартную УБТ диаметром 127 мм, тип резьбы - З - 102, q=79 кг/м



1.1.6.2 Выбор переводников.

Для бурения под направление:
Переводники муфтовые: с БТ на УБТ - М-122/201, с УБТ на долото М-201/117.
Для бурения под кондуктор:
Переводники муфтовые: с БТ на УБТ - М-122/185, с УБТ на долото М-185/152.
Для бурения под промежуточную колонну:
Переводники переходные: с БТ на УБТ - П-122/147, с УБТ на долото П-147/121. Для бурения под промежуточную колонну:

Выбираем стандартную УБТ диаметром 197 мм, тип резьбы - З - 147, q=198,4 кг/м.

Выбираем стандартную УБТ диаметром 165 мм, тип резьбы - З - 122, q=146,8 кг/м.
Принимаем длину LУБТ2 равной 18 м.



Для бурения под эксплуатационную колонну:
Переводники переходные: с БТ на УБТ - П-122/102, с УБТ на долото П-102/88.
П-122/102 - переводник переходный, 122 - замковая резьба муфты, 102 - замковая резьба ниппеля.


Таблица 4 - Результаты выбора компоновки бурильной колонны.

Направление Кондуктор  Промежуточная колонна Эксплуатационная колонна
DБТ,
мм DУБТ мм LУБТ , м GУБТ кН DБТ,
Мм DУБТ мм LУБТ , м GУБТ кН DБТ,
мм DУБТ мм LУБТ , м GУБТ кН DБТ,
мм DУБТ мм LУБТ , м GУБТ кН
102 199 30 144 102 141 48 152,9 102 197 78 151,8 102 127 176 136,4

Таблица 5- Компоновка бурильной колонны (рисунок 3).
Наименование
инструмента Параметр
 Диаметр, мм Резьба Вес погонного метра, кг/м Длина, м
ВБТ 112 - 65,6 27
Переводник ПН 112хЗ-121 - - -
БТ 102 З -122 19,3 9
Переводник (Н) М-122/201 - - -
Переводник (К) М-122/185 - - -
Переводник (ПК) П-122/147 - - -
Переводник (ЭК) П-122/102 - - -
УБТ (Н) 199 З-201 489,5 30
УБТ (К) 197 З-185 324,8 48
УБТ1 (ПК) 165 З-147 198,4 78
УБТ2 (ПК) 141 З-122 146,8 18
УБТ (ЭК) 127 З-102 79 176
Переводник (Н) М-201/117 - - -
Переводник (К) М-185/152 - - -
Переводник (ПК) П-147/121 - - -
Переводник (ЭК) П-102/88 - - -
Долото (Н) 393,7 М-ГВУ - - -
Долото (К) 311 СЗ-ГАУ - - -
Долото (ПК) 244,5 С-ЦВ - - -
Долото (ЭК) 158,7 Т-ЦВ - - -
5.1 Проектирование эксплуатационной колонны.
Расчет обсадной колонны ведется от ее нижнего конца. В нижней части наибольшее нагружение колонны возникает от избыточною наружного давления, поэтому оно и принимается прежде всего во внимание.
Коэффициент запаса прочности на смятие в интервале продуктивного пласта принимается в пределах КЗ = 1,0-1,3 в зависимости от устойчивости коллектора. Примем КЗ = 1,2. Тогда критическое давление обсадных труб, пригодных для комплектования нижней секции в интервале 3250-3400 м, должно быть РКР >1,2 34,6 =41,5 МПа. Этому
давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 10,7 мм, РКР = 43,7 МПа, внутреннее избыточное давление РВ.И. = 48,6 МПа. Оно значительно превышает фактическое внутреннее избыточное давление РВ.И. = 20,6 МПа.


Длина 1-й секции l1 = 3400 - 3250= 150 м.
Вес 1 секции Р1 = 0,360 150 = 54 кН.
На отметке 3250 м выше 1-й секции РН.И = 34,3 МПа.
При коэффициенте запаса КЗ =1 для второй секции выбираем трубы РКР > 34,3 МПа. Этому давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм, РКР = 37,1 МПа, РВ = 43,1 МПа.
Скорректированное критическое давление для труб 2-й секции
,
где Р2Т = 1548 кН.

Так как 36,7 МПа > 34,4 МПа, трубы из стали группы, прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм подходят для 2-й секции.
Для 3-й секции принимаем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 8,5 мм, РКР = 31,4 МПа, РВ = 38,6 МПа. Эти трубы в соответствии с эпюрой наружного избыточного давления можно применять выше отметки 2250 м.
Длина 2-й секции l2 = 3250 - 2250 = 1000 м.
Вес 2-й секции Р2 = 0,323 1000 = 323 кН.
Суммарный вес двух секций P1-2: = 54 + 323 = 377 кН,
Скорректированное критическое давление смятия для труб 3-й секции:
,
где Р3Т = 1392 кН.

Скорректированная глубина спуска 3-й секции по эпюре:

Скорректированная длина 2-й секции:

Вес 2-й секции Р2 = 0,323 1180 = 381,1 кН.
Суммарный вес двух секций Р1-2 = 54 + 381,1 =435,1 кН.
Для 4-й секции принимаем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7мм,РКР = 26,7МПа, РВН = 35,0МПа, РСТР = 794кН.
Секцию 4 можно использовать выше отметки h4 = 1900 м.
Длина 3-й секции l3 = 2070- 1900 = 170 м.
Вес 3-й секции Р3= 0,292 170= 49,6 кН.
Суммарный вес трех секций Р1-3 = 435,1 +49,6 = 484,7 кН.
Скорректированное критическое давление смятия для труб 4-й секции:

где Р4Т = 1274 кН.
Скорректированная глубина спуска 4-й секции:

Скорректированная длина 3-й секции:

Вес 3-й секции Р3 = 0,292 370 = 108,0 кН.
Суммарный вес трех секций Р1-3 = 435,1 + 108,0 = 543,1 кН.
Страгивающая нагрузка для труб 4-й секции РСТР = 823 кН, допустимая нагрузка растяжения:

Трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мм пригодны для комплектования 4-й секции.

Для 5-й секции примем трубы из стали Д с толщиной стенки 7 мм, РКР = 22,4 МПа,РВН = 31,8 МПа.
В соответствии с эпюрой наружного избыточного давления 5-я секция может быть спущена на глубину.

Длина 4-й секции l4 = 1700 - 1600 = 100 м.
Вес 4-й секции Р4 = 0,245 100 = 24,5 кН.
Суммарный вес четырех секций Р1-4 = 543,1 + 24,5 = 567,6 кН.
Скорректированное критическое давление смятия для труб 5-й секции:

где Р5Т= 1156 кН.
Скорректированная глубина спуска 5-й секции:

Скорректированная длина 4-й секции:

Скорректированный вес 4-й секции Р\'4 = 0,245 330 = 80,9 кН.
Суммарный вес четырех секций Р1-4 = 543,1 +80,9 = 624,0 кН.
Для труб 4-й секции из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мм допускаемая нагрузка растяжения [Р4] = 823/1,3 = 633,0 кН, для труб 5-й секции из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,0 мм допускаемая нагрузка растяжения [Р5] = 73 5/1,3 = 565,4 кН.
На основании сопоставления допустимой нагрузки с весом четырех секций Р1-4 = 624,0 кН можно установить, что трубы 5-й секции не пригодны для использования, кроме того, начиная с 4-й секции расчет колонны надо вести по нагрузке растяжения.
Скорректированная длина 4-й секции:

Вес 4-й секции Р4 = 0,267 337 = 90 кН.
Суммарный вес четырех секций Р1-4 = 543,1 + 90 = 633,1 кН.
Для 5-й секции трубы из стали Д с 8,5-мм толщиной стенки РСТР5 < = 931 кН, [Р5] =931/1,3 = 716,1 кН.
Длина 5-й секции l5 = (716,1 - 633,1)/0,292 = 284 м.
Вес 5-й секции Р1-5 = 0,292 284 = 82,9 кН.
Суммарный вес пяти секций Р1-5 = 633,1 + 82,9 =716,0 кН.
Для 6-й секции трубы из стали Д с 9,5-мм толщиной стенки РСТР6= 1059 кН, [Р6]= 1059/1,3 = 814,6кН.
Длина 6-й секции:

Суммарная длина шести секций:

Вес 6-й секции Р6 = 0,323 &#61655; 305 = 98.5 кН.
Суммарный вес шести секций Р1-6 = 716,0 + 98,5 = 814,5 кН.
Для 7-й секции трубы из стали Д с 10,7-мм толщиной стенки Рстр 7 = 1216 кН (см. табл. 9.9), [Р7] = 1216/1,3 = 935,3 кН.
Длина 7-й секции l7 = (935,3 - 814,5)/0,360 = 330 м.
Вес 7-й секции Р7 = 0,360&#61655;330 = 118,8кН.
Суммарный вес семи секций Р1-7 = 814,5 + 118,8 = 933,3 кН.
Суммарная длина семи секций l1-7 = 2626 + 330 = 2956 м.
Для 8-й секции трубы из стали К исполнения Б с толщиной стенки 10,7 мм Рстр8 = 1569 кН (см. табл. 9.9),[Р8]= 1569/1,3 = 1206,9 кН.
Длина 8-й секции l8 = (1206,9 - 933,З)/О,36О= 760 м.
Скорректированная длина 8-й секции:
l&#61602;8 = 3400-2956 = 444 м.
Вес 8-й секции P8 = 0,360&#61655;444 = 159,8 кН.
Суммарный вес восьми секций Р1-8 = 933,3+ 159,8 = 1093,1 кН.
Конструкция колонны приведена в таблице 7.

Таблица 6 - Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 146,1 мм из труб по ГОСТ 632-80 с удлиненной треугольной резьбой по данным расчета.
Номер
секции
(снизу
вверх) Длина секции, м Толщина стенки, мм Группа прочности стали Исполнение Вес секции, кН Нарастающий вес колонны, кН
1
2
3
4
5
6
7
8 150
1180
370
337
284
305
330
444 10,7
9,5
8,5
7,7
8,5
9,5
10,7
10,7 Д
Д
Д
Д
Д
Д
Д
К А
А
А
А
А
А
А
Б 54,0
381,1
108,0
90,0
82,9
98,5
118,8
159,8 54,0
435,1
543,1
633,1
716,0
814,5
933,3
1093,1


1.1.7 Расчет вторичных параметров бурения.

Расчет крутящего момента:
,
где NБ - суммарная мощность на бурении;
&#61559; - угловая скорость.
,
где Nд - мощность на долоте (на забое);
NВХР - мощность на холостом вращении.
,кВт
где &#61561;N - коэффициент равный 5,14 10-2;
с - коэффициент сопротивления горной породы (для М - 7,8; С - 6,9; Т - 5,5.);
n - частота вращения, об/мин;
Dд - диаметр долота, м;
РОС - осевое усилие, кН.
,
где L - глубина скважины (интервал), м;
DСБТ - диаметр бурильных труб;
n - частота вращения, об/мин;
Dд - диаметр долота, м;
&#61554;Ж - плотность бурового раствора, кг/м3;
g – ускорение свободного падения, м2/с.
,
кг/м3
где РПЛ - пластовое давление;
Н - глубина скважины;
g = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения.


Для бурения под направление:
рад/сек




Для бурения под кондуктор:
рад/сек




Для бурения под промежуточную колонну:
рад/сек



Для бурения под эксплуатационную колонну:
рад/сек








Таблица 7 - Результаты расчета вторичных параметров бурения.
Направление Кондуктор Промежуточная колонна  Эксплуатационная колонна
МКР,
кН &#61559;,
рад/
сек NБ,
м3/с
 МКР,
кН &#61559;,
рад/
сек NБ,
м3/с
 МКР,
кН &#61559;,
рад/
сек NБ,
м3/с
 МКР,
кН &#61559;,
рад/
сек NБ,
м3/с

0,162 9,15 1,486 0,6 8,35 4,93 1,6 8,20 13,07 1,40 10,1 14,24

1.1.8 Расчет параметров спуска-подъема.
Нагрузка на крюке:
,
где qБТi - вес одного погонного метра трубы в i-интервале, Н/м;
LБТi - длина бурильных труб в i-интервале, м;
GУБТi - вес УБТ в i-интервале, Н;
GЗД - вес забойного двигателя (если он есть), Н;
&#61554;Ж - плотность бурового раствора, кг/м3;
&#61554;Т - плотность материала труб, кг/м3;
КПР - коэффициент прихвата (1,25…2,0).

Для бурения под направление:

Для бурения под кондуктор:

Для бурения под промежуточную колонну:

Для бурения под эксплуатационную колонну:

Скорость подъема и спускаю
Скорость подъема ограничивается мощностью подъемного агрегата и нагрузкой на крюке.
,
где QКР - нагрузка на крюке;
Vn - скорость подъема (VMIN =0,5 м/с).
Из минимальной скорости подъема и максимальной нагрузки на крюке вычисляем мощность подъемного агрегата:

Максимальная скорость подъема Vп - 2,5 м/с, скорость спуска Vс - 3 м/с.
Ограничения скорости обусловлены опасностью гидроразрыва пласта при спуске и выброса при подъеме.
При бурении промежуточной колонны скорость подъема не выше 0,5 м/с, так как там находится зона осложнений (обрушения пород).

Механическая скорость бурения.
,м/ч
где КС - коэффициент сопротивления (14-25);
РОС - осевая нагрузка, Н;
Dд - диаметр долота, м;
п - частота вращения, об/мин;
рШ - твердость по штампу, Па.
Для бурения под направление:

Для бурения под кондуктор:


Для бурения под промежуточную колонну:

Для бурения под эксплуатационную колонну:

Проходка на долото.
Бурение ведем шарошечными долотами.
При бурении под направление проходка на долото составит 40 м.
При бурении под кондуктор проходка на долото составит 150 м.
При бурении под промежуточную колонну проходка на долото составит 150 м.
При бурении под эксплуатационную колонну проходка на долото составит 100 м.



Затраты времени на проходку скважины.
,
где tЧБ - время чистого бурения;
tСП - время спуска-подъема;
tПЗР - время на подготовительно-заключительные работы;
tКР - время крепления скважины.
Также при вычислении затрат времени на проходку скважины могут учитываться время на проработку ствола скважины и время ликвидации аварий.
,
где Нi - длина интервала;
VMi - механическая скорость бурения в интервале.
,
где nОК - количество обсадных труб;
tСП1 - время спуска обсадной трубы (tСП1 =5мин).
,
где lОК - длина обсадной трубы (lОК =12 м);
Li - длина спуска обсадных труб в интервале.

Спуск-подъем бурильных труб.
,
где пСВ - количество свечей;
t1 - время спуска-подъема одной свечи;
пСП - количество спусков-подъемов;
t2 - время на подготовку к спуску-подъему (t2 =10 мин.);
tН - время наращивания.
,
где Li , Li+1 - длина интервала;
hPi - проходка за рейс.

где lСВ- длина свечи.
,
где tПС - время подъема свечи (27 сек);
tСС - время спуска свечи (18 сек);
tПЭ - время подъема элеватора (11 сек);
tСЭ - время спуска элеватора (9 сек);
tСВ - время свинчивания (20 сек);
tРАЗВ - время развинчивания (20 сек);
tЗС - время защелкивания элеватора (3 сек);
tОС - время освобождения элеватора (3 сек);
tУКЛСВ - время укладки свечи (10 сек);
tИЗВСВ - время извлечения свечи (10 сек).
,
где LCK - длина скважины;
lБТ - длина трубы (lБТ =9 м);
t3 - время наращивания (t3 =5 мин).









Расчет энергозатрат на бурение.
,
где Ni - затраты мощности на бурение на i-ом интервале;
tЧБi - время чистого бурения на i-ом интервале.

Удельные энергозатраты.
,
где V - объем скважины (V=134 м3).
,
где NСПi - затраты мощности на спуск-подъем на i-ом интервале;
tПi - время подъема на i-ом интервале.
Удельные энергозатраты.
,






Максимальная нагрузка от бурильной колонны определяется
Уравнением

Q_(б.к.)=G+&#945;(qL_max+P)+T_max+P_д
где G вес элеватора и верхней части бурильной колонны, находящейся над устьем скважины;
&#945;-коэффициент, учитывающий действие сил Архимеда на бурильную колонну;
q - средний вес 1 м длины бурильной колонны,- q = 17,2 кг/м
Lmax - максимальная длина бурильной колонны, находящейся в скважине;
Р - постоянный вес нижней части бурильной колонны;
Ттах - сила сопротивления при движении бурильной колонны;
T_max=(0,1…0,2)[G+&#945;(qL_max+P)]
Pg - динамическая нагрузка на рабочий механизм, действующая в начале подъема, в период неустановившегося движения.
Если подъем производится после механического бурения, то
G=G_(р.т.)+G_в 
где G_(р.т.) - вес ведущей трубы или части
G_в- вес вертлюга,
G=56&#215;27+2420=3932 , кг
Коэффициент определяем по формуле
&#945;=(1-&#947;_ж/&#947;_м )

где &#947;_ж - удельный вес промывочной жидкости;
&#12310; &#947;&#12311;_м - удельный вес материала бурильных труб; ум=76,93 кН/м3.
Для нормальных не усложненных условий бурения применяют растворы с удельным весом &#12310; &#947;&#12311;_м=11... 13,5 кН/м3.
&#945;=(1-11/76,5)=0,856
Величину постоянного беса Р определяем как разницу между весом компоновки нижней части бурильной колонны и весом однородной бурильной колонны соответствующей длины
P=G_(у.б.т.)+&#12310; G&#12311;_д-q_(у.б.т.) l_0 
где G_(у.б.т.)— dес утяжеленных бурильных труб;
&#12310; G&#12311;_д— вес породоразрушающего инструмента.
q_(у.б.т.) — средний бес 1 м длины УБТ; qy6m =19,3 кг/м
&#12310; l&#12311;_0=l_(у.б.т.)-&#12310; l&#12311;_д
где l_(у.б.т.) — длина утяжеленных бурильных труб;
&#12310; l&#12311;_д — длина породоразрушающего бурового инструмента с переводником принимается 0,3...0,9 м.
&#12310; l&#12311;_0=350-0,5=349,5 ,м
P=27150+610-19,3&#215;349,5=20817,8 кН
Максимальная длина бурильной колонны
 L_max=L-l_(у.б.т.) 
где L — глубина скважины. L=2900 м.
L_max=2900-350=2550
Сила сопротивления
T_max=0,15[4071+0,856(19,3&#215;2550+20817,8)]=9602 , кг
Динамическая нагрузка
P_д=1,74 a/g Q
где а - замедление верхней части бурильной колонны при торможении, а=0,25…2 м/с2;
д — ускорение силы тяжести, g=9,81 м/с2;
Q— бес колонны б воздухе.

Q=qL_max+q_(у.б.т.) l_(у.б.т.)+G_в

Где QB - вес вертлюга,

Вес колонны б воздухе:
Q=19,3&#215;2550+79&#215;350+2420=79285 ,кг
Максимальная нагрузка от бурильной колонны
Q_(б.к.)=4191+0,856(19,3&#215;2550+16465)1,2
Q_(б.к.)=101605 кг
Максимальный бес обсадной колонны
Q_(об.к.)=&#12310;[G&#12311;_э+&#945;(q_к L_к+P_к )]f
где Gэ — dес элеватора для спуска обсадной колонны и части колонны над устьем скважины;
qK — вес 1 м длины обсадной колонны;
LK - длина обсадной колонны;
Рк — вес оборудования низа обсадной колонны (обратного клапана, башмака, стопкольца и т.д.) в предварительных условиях не учитывается;
f— коэффициент сопротивления движению колонны в скважине, учитывающий трение колонны о стенки скважины, обычно принимают f= 1,1... 1,2.
Q_(об.к.)=[1,8+0,856&#215;(19,3&#215;2550+16465)]&#215;1,2
Q_(об.к.)=67468 кг
За расчетную номинальную грузоподъемность талевой системы Оном принимаем наибольшее значение нагрузки (35к=73977,кг.
Допустимая максимальная кратковременно действующая нагрузка на подъемную часть является максимальной грузоподъемностью талевой системы и определяется уравнением:
Q_max=kQ_ном 
где к — коэффициент запаса грузоподъемности, который в зависимости от условии бурения скважин следует принимать равным 1,3-1,5.
Q_max=1,5&#215;101605=152407кг или 1495 кН
Эту грузоподъемность необходимо привести в соответствие со стандартным рядом.
Принимаем Q_max=2000 , кН


Размер файла: 160,4 Кбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

   Скачать

   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, точных предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.



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

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Расчетная часть-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ конструкции буровой скважины глубиной 2500 метров-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Вход в аккаунт:

Войти

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
Ю-Money WebMoney SMS оплата qiwi PayPal Крипто-валюты

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

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках


Сайт помощи студентам, без посредников!