Машины и оборудование для бурения

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 14 Мая 2012 в 11:39, курсовая работа

Краткое описание

Под конструкцией скважины подразумевается число, диаметр обсадных колонн и толщина их стенок, глубины их спуска и диаметр долот для бурения под каждую обсадную колонну.

Принимаем конструкцию скважины – условно вертикальной.

Вложенные файлы: 1 файл

курсовая работа.doc

— 532.50 Кб (Скачать файл)

1. Расчет конструкции скважины

       

        Под конструкцией скважины подразумевается число, диаметр обсадных колонн и толщина их стенок, глубины их спуска и диаметр долот для бурения под каждую обсадную колонну.

        Принимаем конструкцию скважины – условно вертикальной.

Таблица 1

 
 
НАИМЕНОВАНИЕ

ПАРАМЕТРА

 
ЕД.

ИЗМ.

 
УСЛ.

ОБОЗН.

 
СПОСОБ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 
ЧИСЛ.

ЗНАЧЕНИЕ

 
1 
 
Глубина скважины
 
м
 
L
 
По заданию
 
6500
 
2
Диаметр эксплуатационной

колонны

 
мм
 
 
По заданию
 
146
 
3
Наружный диаметр  муфты

ЭК

 
мм
 
Dн.э
 
[2,табл. 8.1]
 
166
 
4
 
Диаметральный зазор у ЭК
 
мм
 
∆э
 
[1,табл. 1.1]
 
20
 
5
 
Диаметр долота под ЭК:
  • расчётный
  • по ГОСТу 2692-75
 
мм
 
Dдэ
 
 
 
Dдэ = Dн.э. + ∆э 

[1,табл. 1.1]

 
 
 
186

190,5

 
6
 
Ширина  уступа
 
мм
 
 
[1,табл. с.7]
 
10
 
7
 
Внутренний  диаметр  промежуточной        колонны:
 
 
мм
 
 
dп
 
 
dп = Dдэ + ∆
 
 
200,5
 
8
 
Наружный  диаметр промежуточной        колонны (ПК)
  • расчётный
  • по ГОСТу 632-80
 
мм
 
Dп
 
 
 
 
Dп = Dд.э + Δ + 2δ

[2,табл. 8.1]

 
 
 
 
217,5

219,1

 
9
 
Наружный  диаметр муфты

ПК

 
мм
 
Dн.п.
 
[2,табл. 8.1]
 
244,5
 
10
 
Диаметральный зазор у ПК
 
мм
 
∆п
 
[1,табл 1.1]
 
30
 
11
 
Диаметр долота под ПК:
  • расчётный
  • по ГОСТу 206-92
 
мм
 
Dдп
 
 
Dдп = Dн.п.+ ∆п

[1,табл. 1.1]

 
 
274,5

269,9

 
12
 
Внутренний  диаметр ТК:
 
 
мм
 
 
 
 
dк = Dдп + ∆
 
 
279,9
 
13
 
Наружный  диаметр ТК
  • по ГОСТу 632-80
 
 
 
мм
 
 
 
 
 
 
[2,табл. 8.1]
 
 
 
299
 
14
 
Наружный  диаметр муфты ТК
 
мм
 
Dн.т
 
[2,табл. 8.1]
 
323,9
 
15
 
Диаметральный зазор у ТК
 
мм
 
∆к
 
[1,табл. 1.1]
 
35
 
16
 
Диаметр долота под ТК
  • расчётный
  • по ГОСТу

    206-92

 
мм
 
Dдт
 
 
 
Dдт = Dн.п + ∆к

[1,табл. 1.1]

 
 
 
358,9

393,7

 
17
 
Внутренний  диаметр кондуктора:
  • расчётный
  • по ГОСТу

632-80

 
мм
 
 
 
 
 
dн = Dдк +  ∆

[2,табл. 8.1]

 
 
 
 
403,7

404

 
18
 
Наружный  диаметр кондуктора
 
мм
 
 
[2,табл. 8.1]
 
426
 
19
 
Диаметр муфты кондуктора
 
мм
 
Dмк
 
[2,табл. 8.1]
 
451
 
20
 
Диаметральный зазор у муфты кондуктора
 
мм
 
∆к
 
[1,табл. 1.1]
 
50
 
21
 
Диаметр долота под кондуктор:
  • расчётный
  • по ГОСТу
 
мм
 
Dдн
 
Dдн  = Dмк + ∆к
 
 
 
501

505


 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. Выбор компоновки бурильной колонны

   

       Бурильная колонна при бурении вертикальных скважин состоит из компоновки низа БК

( КНБК) и бурильных  труб (БТ).

      КНБК включает в себя УБТ, долота, ЗД и центрирующие элементы ( калибраторы, центраторы и т.д.), определенное сочетание которых позволяет пробурить скважину согласно заданному профилю.

       Принимаем, что КНБК состоит из одной ступени УБТ. Тогда расчет при бурении ЗД заключается в определении диаметра и длины УБТ, обеспечивающих заданную нагрузку на долото, устойчивость и прочность компоновки.

       Длина одноступенчатой компоновки УБТ определяется по формуле: 

–  общая длина УБТ, м 
    –  осевая нагрузка на долото, кН

– плотности жидкости и материала УБТ, кг/ м3

  – масса одного погонного метра УБТ, кг/ м 
 

Расчет  бурильной колонны 

Расчетные допущения:

  1. Влияние замков на силы сопротивления не учитывается

Таблица2

 
 
НАИМЕНОВАНИЕ

ПАРАМЕТРА

 
ЕД.

ИЗМ.

 
УСЛ.

ОБОЗН.

 
СПОСОБ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 
ЧИСЛ.

ЗНАЧЕНИЕ

 
1
 
Диаметр промежуточной колонны
 
мм
 
Dп
 
см. выше
 
219
 
2
 
Диаметр долота открытого ствола
 
мм
 
 
см. выше
 
244,5
 
3
 
Условие бурения
 
──
 
──
 
Принимаем нормальное
 
Н
 
4
 
Диаметр УБТ
 
мм
 
Dубт
 
[1,табл. 1.2]
 
146
 
5
 
Длина одной УБТ
 
м
 
l0
 
принимаем
 
12
 
6
Наружный диаметр

БТ

 
мм
 
D
 
[1,табл. 1.2]
 
114
 
7
 
Вес одного погонного метра УБТ
 
Н/м
 
qубт
 
[3,табл. 5.3]
 
976
 
8
 
Толщина стенки бурильных труб БТ
 
мм
 
δ
 
[3,табл. 5.11]
 
9
 
9
 
Внутренний диаметр БТ
 
мм
 
d
 
d = D –  2 δ
 
96
 
10
 
Вес одного погонного метра БТ
 
Н/м
 
q
 
[3, табл. 5.11]
 
265,0
 
Геометрическая  характеристика сечения  бурильных труб
 
11
 
Площадь сечения (по металлу)
 
см²
 
F
 
F = π( D² – d² )/4
 
29,67
 
12
 
Площадь проходного сечения
 
 
см²
 
 
Fп
 
 
Fп = πd² /4
 
 
72,34
 
13
 
Осевой  момент сопротивления
 
3
 
W
W = πD3[1 – 

– (d/D)4] /32

 
72,27
 
14
 
Полярный  момент сопротивления
 
3
 
 
Wρ = 2W
 
144,54
 
15
 
Осевой  момент инерции
 
4
 
I
 
 
I = π( D4 – d4 )/64
 
411,94
 
16
 
Полярный момент инерции
 
4
 
 
Iρ = 2I
 
823,88
 
17
 
Материал  БТ
 
──
 
──
 
сталь
 
18
 
Модуль  упругости
 
МПа
 
Е
 
справочник
 
2,1*105
 
19
 
Модуль  сдвига
 
МПа
 
 
справочник
 
0,8*105
 
20
 
Нагрузка  на долото
 
кН
 
G
 
[4, с. 62]
 
220
 
21
 
Плотность материала труб
 
кг/м3
 
ρм
 
По заданию
 
7850
 
22
 
Плотность бурового раствора
 
 
кг/м3
 
ρ
 
По заданию
 
1100
 
23
 
Коэффициент Архимеда выталкивающих сил
 
──
 
kA
 
kA = 1 –  ρ/ ρм
 
0,83
 
Расчет  при бурении с  использованием ЗД на

статическую прочность (выносливость)

 
24
 
Сила  тяжести ЗД

для  Dдэ = 190,5 мм

 
кН
 
Gзд
 
[4, с. 62]
 
58,6
 
25
 
Перепад давления в забойном двигателе
 
МПа
 
P
 
По заданию
 
0,5
 
26
 
Осевая  сила от перепада давления, действующая  на корпус ЗД

для  Dдэ = 190,5 мм

 
кН
 
Fзд
 
Fзд = ΔР*Fп
 
46,7
 
27
 
Длина УБТ
 
м
 
l*убт
l*убт = 1,25* (G –Gзд * *kA*cosα– Fзд) /( qубт* *cosα )  
333
 
28
 
Длина одной  УБТ
 
м
 
l0
 
принимаем
 
12
 
29
 
Целое число  труб
 
──
 
j
 
j = int(l*убт/l0)
 
28
 
30
 
Фактическая длина УБТ
 
м
 
lубт
 
lубт = j* l0
 
336
 
31
 
Нагрузка  на долото
 
кН
 
G
 
[4, с. 62], при
 
220
 
32
 
Диаметр БТ
 
мм
 
d
 
[1,табл. 1.2]
 
140
 
33
 
Диаметр УБТ
 
мм
 
DУБТ
 
[1,табл. 1.2]
 
219
 
34
 
Вес одного погонного метра УБТ
 
Н/м
 
qубт
 
[3,табл. 5.4]
 
2250
 
35
 
Толщина стенки бурильных труб БТ
 
мм
 
δ
 
[2,табл. 1.9]
 
9
 
36
 
Внутренний  диаметр БТ
 
мм
 
d
 
d = D –  2 δ
 
120
 
37
 
Вес одного погонного метра БТ
 
Н/м
 
q
 
[2,стр. 471]
 
293
 
Геометрическая  характеристика сечения  бурильных труб
 
38
 
Площадь сечения (по металлу)
 
см²
 
F
 
F = π( D² – d²  )/4
 
37,0
 
39
 
Площадь проходного сечения
 
 
см²
 
 
Fп
 
 
Fп = πd² /4
 
 
116,84
 
40
 
Осевой  момент сопротивления
 
3
 
W
W = πD3[1 – 

– (d/D)4] /32

 
123
 
41
 
Полярный  момент сопротивления
 
3
 
 
Wρ = 2W
 
246
 
42
 
Осевой  момент инерции
 
4
 
I
 
 
I = π( D4 – d4 )/64
 
861,4
 
43
 
Полярный  момент инерции
 
4
 
 
Iρ  = 2I
 
1722,8
 
 
44
 
Осевая  сила от перепада давления, действующая  на корпус  ЗД

для  Dдп = 244,5 мм

 
кН
 
Fзд
 
Fзд = ΔР*Fп
 
56,2
 
45
 
Длина УБТ
 
м
 
l*убт
l*убт = 1,25* (G –Gзд * *kA*cosα– Fзд) /( qубт* *cosα )  
229
 
46
 
Длина одной  УБТ
 
м
 
l0
 
принимаем
 
12
 
47
 
Целое число  труб
 
──
 
j
 
j = int(l*убт/l0)
 
19
 
48
 
Фактическая длина УБТ
 
м
 
lубт
 
lубт = j* l0
 
192

 

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

 
 
 
 
 

3. Гидравлический расчет  промывки скважины 
 
 

Определяем  потери давления в  БТ при бурении: 

 

 

 

 
 

Потери  давления в УБТ  будут: 

Давление на долоте зависит от скорости истечения  раствора из насадок долота:

  Для гидромониторных долот ;

Давления раствора в нагнетательной линии насоса при  бурении различных интервалах скважин: 

– под кондуктор 

 

– под промежуточную колонну

 техническую колонну

    

– под эксплутационную  колонну

    ,

где – потери давления в затрубном пространстве, кольцевом пространстве приняты одинаковыми для всех интервалов и равны 1 МПа, что составляет 5–7 % общих потерь.

 
 

Гидравлические  сопротивления ЦС делятся на две  категории:

  1. Изменяющиеся с глубиной скважины – в трубах и затрубном пространстве  ;
  2. Неизменяющиеся  с глубиной скважины – в наземной линии ,  в утяжеленных бурильных трубах и на долоте

                 

                 

 

График  промывки скважины

 

 
 

 
 

 

 

 
 
 
 

4. Выбор класса буровой установки

Таблица3

 
 
 
1 Масса погонного  метра направления кг/м qн [2,табл. 8.1] 88,6
2 Вес направления  в воздухе кН Qокн Qокн=g∙LH∙qн 43,46
3 Масса погонного  метра кондуктора кг/м qк [2,табл. 8.1] 112,6
4 Вес кондуктора в воздухе кН Qокк Qокк=g∙Lк∙qк 662,8
5 Масса погонного  метра технической колонны кг/м qп [2,табл. 8.1] 78,3
6 Вес технической колонны в воздухе кН Qокп Qокп=g∙Lпк∙qп 1382,6
7 Масса погонного  метра промежуточной колонны кг/м qэ [2,табл. 8.1] 52,3
8 Вес промежуточной

колонны в воздухе

кН Qокэ Qокэ=g∙Lэ∙qэ 2154,8  
9 Масса погонного  метра эксплуатационной колонны кг/м qэ [2,табл. 8.1] 28,8
10 Вес эксплуатационной колонны в воздухе кН Qокэ Qокэ=g∙Lэ∙qэ 1836,4  

                                                                                                                                

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 4

 
Наименование

параметра

Ед.изм. Усл.обоз. Способ определения Чис.знач.
1 2 3 4 5 6
1 Вес в воздухе  наиболее тяжёлой обсадной колонны кН QОК таблица 3 1836,4
2 Вес в воздухе  наиболее тяжёлой бурильной колонны кН QБК таблица 2 1924,1
3 Коэффициент запаса допускаемой нагрузки на крюке по обсадной колонне _- [4,стр.12] 1,15
4 Коэффициент запаса допускаемой нагрузки на крюке по бурильной колонне _- [4,стр.12] 2
5 Допускаемая  нагрузка на

крюке для бурильной колонны

кН 3848,2
6 Допускаемая  нагрузка на

крюке для обсадной колонны

кН 2111,9

 

Принимаем  .

Данным условиям удовлетворяет буровая  установка 8 класса по ГОСТ 16293-89 с допускаемой нагрузкой на крюке 4000 кН.

Информация о работе Машины и оборудование для бурения