Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.»

Институт Урбанистики, архитектуры и строительства

Кафедра «Теплогазоснабжение и нефтегазовое дело»

Курсовая работа по дисциплине: «Нефтегазопромысловое оборудование»

На тему: «Расчёт эксплуатационной колонны нефтяной скважины с глубиной подошвы продуктивного горизонта 3250 метров»

Направление 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

Профиль: Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Выполнил: студент 4 курса, группы б1-НФГДипу-42

Алакин Николай Александрович номер зачетной книжки:182628

Приняли: к.т.н., доцент кафедры ТНД Леонтьев А.А.

Ассистент кафедры ТНД Яковлев Д.С.

Саратов 2022



Оглавление

Исходные данные

Реферат

Введение

1. Расчет давления

1.1 Внутреннее давление

1.2 Наружное давление

1.3 Наружное избыточное давление

1.4 Внутреннее избыточное давление (при опрессовке)

2. Расчет эксплуатационной колонны

Заключение

Список используемой литературы



Задание к курсовой работе по дисциплине: «Нефтегазопромысловое оборудование»

Студенту группы б1-НФГДипу4 Алакину Н.А.

Тема «Расчет эксплуатационной колонны нефтяной скважины с глубиной подошвы продуктивного горизонта 3250м»

Таблица 1. Задание на курсовую работу

п.п.	Наименование параметра	Обозначение	Значение
1	Глубина подошвы продуктивного горизонта, м	L	3250
2	Высота подъема цементного раствора от устья, м	h	2000
3	Глубина спуска предыдущей колонны, м	L0	2050
4	Уровень жидкости в колонне при испытании на герметичность, м	HГ	1000
5	Уровень жидкости в колонне при освоении, в конце эксплуатации, м	HОС	1850
6	Интервал залегания промежуточного нефтегазоносного горизонта, м		2750-2850
7	Расчётная глубина промежуточного нефтегазоносного горизонта, м	S1	2800
8	Пластовое давление в промежуточном нефтегазоносном горизонте на расчётной глубине, МПа	PПЛS1	29,7
9	Интервал залегания продуктивного горизонта, м		3150-3250
10	Давление у кровли (S2) пласта, МПа	PПЛS2	34,5
11	Давление у подошвы (L) пласта, МПа	PПЛL	34,1
12	Мощность продуктивного горизонта, м	N	100
13	Плотность промывочной жидкости, кг/м3	сР	1400
14	Плотность цементного раствора, кг/м3	сЦ	1850
15	Плотность воды, кг/м3	сВ	1000
16	Плотность нефти, кг/м3	сН	850
17	Плотность жидкости в колонне в конце эксплуатации, кг/м3	сЖ	950
18	Диаметр обсадной колонны, мм	D	146

Задание выдал доцент кафедры ТНД, к.т.н. Леонтьев А.А.

Задание принял к исполнению студент Алакин Н.А.

Дата выдачи: 09.09.2021 г.



Реферат

В пояснительной записке содержится 24 страниц, 2 таблицы, 4 рисунка, 7 источников используемой литературы.

Список терминов: обсадная колонна, эксплуатационная колонна, скважина, колонна труб, мощность пласта, цементный раствор, дебит скважины, диаметр бурения.

В работе рассмотрены общие сведения об объекте, строение и мощность пласта, значения давлений и других параметров обсадной колонны.

Условия нагружения обсадной колонны зависят от глубины ее спуска, сложности строения геологического разреза, назначения скважины и назначения колонны.

Выделяются 4 расчетные нагрузки:

· наружное избыточное давление

· внутреннее избыточное давление

· наружное давление

· внутреннее давление

В данной работе порядок расчета эксплуатационной колонны на прочность следующий.

По расчетным данным о наружных и внутренних давлениях по характерным точкам строятся эпюры избыточных давлений наружного и внутреннего. В качестве характерных точек для построения эпюры принимают уровни жидкости в колонне и цементного раствора за колонной, положение башмака предыдущей обсадной колонны, отметки кровли и подошвы зон АВПД и интервалов высокопластичных пород, перекрываемых эксплуатационной колонной. Изменение избыточных давлений между указанными точками, как правило, принимается линейным. Исключение составляют пласты с АВПД толщиной до 200 м. для которых давление принимается постоянным по толщине пласта, н внутреннее давление в скважине, заполненной газом.



Введение

Обсадная колонна - это свинченные друг с другом и опущенные в ствол обсадные трубы с целью изоляции слагающих ствол горных пород. Различают первую обсадную колонну - кондуктор, последнюю обсадную колонну - эксплуатационную колонну, в том числе хвостовик, промежуточные обсадные колонны, в том числе летучки (лайнеры).

Для защиты нефтяных и газовых скважин используют инвентарные, очень прочные обсадные трубы. Как правило, в нефтегазовой сфере применяют только металлические детали. Основным материалом в этом случае выступает сталь. Это обусловлено тем, что пластик не обладает достаточными показателями прочности для работы на таких глубинах. Размеры этих изделий варьируют от 9,5 до 13 м. Соединение между ними производится с помощью специальной резьбы. В зависимости от конструктивных особенностей резьба может иметь коническое сечение, треугольное и т. д. При высоких показателях рабочего давления (выше 30 мПа), резьба дополнительно оснащается резиновыми уплотнителями. Некоторые типы труб применяют в сфере строительства и могут быть использованы только один раз, потому что их монтаж осуществляется с заливкой всей конструкции раствором бетона. После окончания работ демонтаж такой колонны невозможен даже с использованием специальной техники.

Обсадные колонны предназначены для изоляции стенок скважин от рабочего пространства ствола в процессе бурения и эксплуатации и обеспечивают требуемую прочность и герметичность при воздействии на них внутренних и внешних воздействий в первую очередь давления. Для создания необходимой изоляции кольцевого пространства, остающегося между обсадными колоннами, оно заливается жидким цементным раствором, твердеющим через определенное время.

В данной работе необходимо произвести расчет обсадной колонны, который заключается в распределении нагрузок по всей длине рассматриваемого сечения. Данные для расчета представлены выше. Для расчета эксплуатационной колоны сначала рассчитаем давления (нагрузки) в начале эксплуатации, в конце эксплуатации, в конце освоения и в конце цементирования.

Цели проекта:

1. Определить оптимальные параметры эксплуатационной колонны. К ним относятся нагрузки, действующие со стороны оборудование и пласта, прочность обсадных колонн, длинна трубных секций НКТ, определение запаса прочности;

2. Составить графики распределения нагрузок.



1. Расчет давления

1.1 Внутреннее давление

а) в начале эксплуатации:

,

,

,

,

б) в конце эксплуатации:

,

,

,

,

в) в конце освоения:

,

,

,

,

,

,

,

г) в конце цементирования:

,

,

,

Рис. 1 - эпюр 1 обсадной колонна скважина

1.2 Наружное давление

а) в не зацементированной части:

,

,

,

б) в зацементированной части (по пластовому давлению):

- в зоне перекрытой промежуточной колонной:

,

,

1,

- в не перекрытой зоне:

,

,

,

в) в конце цементирования:

,

,

,

,

,

Рис. 2 - эпюр 2

1.3 Наружное избыточное давление

,

а) при окончании цементирования:

,

,

,

,

б) при освоении:

- в не зацементированной части скважины

если h <Н, в интервале 0 <Z <h

,

если h> Н, в интервале 0 <Z <Н

,

в интервале Н <Z <h

,

,

,

,

- в зацементированной части (от пластового давления):

,

,

,

,

,

в) в период окончания эксплуатации:

- для не зацементированной зоны:

,

,

,

,

- для зацементированной зоны:

,

,

,

- в зоне продуктивного горизонта (по гидростатическому давлению):

,

,

Рис. 3 - эпюр 3

1.4 Внутреннее избыточное давление (при опрессовке)

а) в не зацементированной части:

,

,

,

,

б) в зацементированной части:

,

МПА,

,

,

,

Рис. 4



2. Расчет эксплуатационной колонны

По выбирают трубы первой (снизу) секции с учётом запаса прочности на смятие ().

Требуемое давление для первой секции определяется:

,

По таблице 2 инструкции 1989г. выбираем трубы группы прочности «К» с _н=8,5 мм, для которых P_1kp=35 МПа.

Уточняется запас прочности на смятие:

,

Выбор первой секции. Т.к. мощность продуктивного горизонта N=100м (в интервале 3150 - 3250 м), то длина первой секции выбирается равной:

,

- длина зумпфа 10-25м;

- длина деталей низа обсадной колонны 10^25м;

В интервале глубин 3150 - 3250 м.

Определяется запас прочности труб первой секции на внутренне давление у «головы» первой секции, т.е. на глубине 3150 м.

,

для труб «К» - 8,5 по таблице 4 инструкции равно 49,9 МПа.

на глубине 3150 м определяем по эпюру или по формуле:

,

Выбираются трубы для второй секции.

Определяется на глубине 3150м по эпюру или по формуле:

,

Требуемое давление для труб второй секции:

,

По таблице 2 инструкции по этому давлению можно выбрать трубы группы прочности «К» _н 7.7 мм, для которых =28,9 МПа.

Определяется вес первой секции:

,

- вес 1 погонного метра по таблице 12, =0,290 кН/м;

Определяется значение для труб второй секции по формуле 17 для условия двухосного нагружения с учётом растягивающих нагрузок от веса первой секции:

,

Т.к. 28,6> 28,4 МПа, то длина первой секции равная 180 м в интервале 3150-3250 м остаётся,

Если бы < , то нужно увеличить L до полученного Р'гкр или для второй секции взять более прочные трубы.

Для выбора длины второй секции выбираются трубы третьей секции менее прочные, чем второй, а именно, «Д» - 7,7 с = 2 4 МПа.

По эпюру этому давлению с запасом прочности n=1 соответствует глубина 2800 м

,

Следовательно, длина второй секции определится:

,

Вес второй секции определится:

,

,

,

По полученному по эпюру находится глубина спуска третьей секции. Она определится на отметке 2800 м., следовательно, длина второй секции будет не 700 м

,

Определяется вес второй секции:

,

,

Определяется запас прочности труб второй секции на внутренне давление у «головы» второй секции, т.е. на глубине 1800 м.

,

для труб «Д» - 7,7 по таблице 4 инструкции равно 34,3 МПа

на глубине 2050 м определяем по эпюру : =11,2 МПа.

Длина третьей секции определяется после выбора труб четвёртой секции (менее прочных).

Например, «D» - 7, с =20,1 МПа.

Глубина спуска труб определяется либо по эпюру , либо по формуле:

,

Следовательно, длина второй секции определится:

,

Вес третьей секции:

,

С учётом двухосного нагружения от веса 3-х секций приведённое определится:

,

,

По полученному по эпюру четвёртая секция может быть спущена на глубину 1271 м.

,

Длина третьей секции определится:

,

Вес третьей секции:

,

Вес трёх секций:

,

Определяется запас прочности труб третьей секции на внутренне давление у «головы» третьей секции, т.е. на глубине 1371 м.

,

для труб «Д» - 7,7 по таблице 4 инструкции равно 34,3 МПа.

на глубине 1371 м определяем по эпюру или по формуле:

,

Предположим, что колонна будет завершена 4-ой секцией.

Вес 4-х секций, т.е. всей колонны:

,

Проверка подобранной колонны на страгивания:

,

по таблице 5 равно 696 кН.

Т.к. запас прочности ниже допустимого, то длина четвёртой секции определяется из условия страгивания:

,

Вес четвёртой секции:

,

Вес четырёх секций:

,

Для завершения колонны не хватает: 1371 - 214=1057 м

Определяется запас прочности труб четвёртой секции на внутренне давление у «головы» третьей секции, т.е. на глубине 1057 м.

,

для труб «Д» - 7 по таблице 4 инструкции равно 31,3 МПа.

на глубине 1050 м определяем по эпюру или по формуле:

,

Пятую секцию подбирают из более прочных труб (на группу прочности или 1 мм больше по толщине стенки) на страгивание. Например, «Д» - 7 ,7 с= 774 кН.

Длина пятой секции определяется:

,

Вес пятой секции

,

Вес пяти секций:

,

Для завершения колонны не хватает: 1057 - 433 = 624 м.

Определяется запас прочности труб пятой секции на внутренне давление у «головы» пятой секции, т.е. на глубине 624 м

,

для труб «Д» - 7,7 по таблице 4 инструкции равно 34,3 МПа.

на глубине 614 м определяем по эпюру или по формуле:

,

Шестую секцию выбирают из более прочных труб. Например «Д» - 8,5 с =872 кН.

Длина шестой секции определяется:

,

Вес шестой секции:

,

Вес шести секций:

,

Для завершения колонны не хватает: 624 - 453 = 171 м.

Определяется запас прочности труб шестой секции на внутренне давление у «головы» шестой секции, т.е. на глубине 171 м.

,

для труб «Д» - 8,5 по таблице 4 инструкции равно 37,9 МПа.

на глубине 190 м определяем по эпюру и л и п о формуле:

,

Для седьмой секции выбирают трубы «Е» - 6,5 с = 931 кН, =0,226 кН/м

Длина шестой секции определяется:

,

Для завершения колонны не хватает 153 м, следовательно, седьмая секция будет длиной =153 м.

Вес седьмой секции:

,

Вес семи секций:

,

Определяется запас прочности труб седьмой секции на внутренне давление у «головы» седьмой секции, т е. на устье.

,

для труб «Е» - 6,5 по таблице 4 инструкции равно 42,9 МПа.

на устье скважины определяем по эпюру :

,

Таблица 2 - расчетные параметры

№ секции	Группа прочности и толщина стенки	Длинна секции, м	Вес секции, кH	Запас прочности
				На смятие, n1	На внутр. Давление, n2	На страгивание, n3
				Треб.	Факт.	Треб.	Факт.	Треб.	Факт.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	К-8,5	180	145	1,15	1,20	1,15	7,34	-	-
2	К-7,7	2450	365	-	-	1,15	3,06	-	-
3	Д-7,7	504	181	-	-	1,15	2,62	-	-
4	Д-7	204	81	-	-	1,15	2,0	1,15	1,15
5	Д-7,7	433	153	-	-	1,15	2,1	1,15	1,15
6	Д-8,5	453	147	-	-	1,15	2,18	1,15	1,15
7	Е-6,5	153	57	-	-	1,15	2,36	1,15	1,15
Вся колонна	3250	1129			1,15

Заключение

В данной курсовой работе был произведен расчет эксплуатационной колонны нефтяной скважины с глубиной подошвы продуктивного горизонта.

При помощи данных параметров скважины определили оптимальные параметры эксплуатационной колонны, а именно: нагрузки внутреннее давление, внешнее давление, внешнее избыточное давление и внутреннее избыточное давление при опрессовке. Также посчитали длину трубных секций НКТ и определили их вес и вес всей колонны. Построили эпюры давлений.

При написании курсового проекта нами была изучена специальная литература, включающая в себя статьи и учебники по информационным технологиям, описаны теоретические аспекты и раскрыты ключевые понятия исследования.



Список используемой литературы

1. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. «Оборудование для добычи нефти и газа». Учебное пособие, Ч.1, М.:ГУП «Нефть и газ»,2002, 768 с.

2. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. «Оборудование для добычи нефти и газа». Учебное пособие, Ч.2, М.:ГУП «Нефть и газ», 2003, 792 с.

3. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. «Скважинные насосные установки для добычи нефти», Учебное пособие, М.ГУП: «Нефть и газ», 2002, 824 с.

4. «Нефтегазопромысловое оборудование» под ред.Ивановского В.Н. Учебник, М.:ЦентрЛитНефтеГаз, 2006, 720 с.

5. Уразаков К.Р., Дашевский А.В., Здольник С.Е. и др. «Справочник по добыче нефти».М.: Недра, 2006, 448 с

6. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.И. Одновинтовые гидравлические машины: в 2 томах - М.:ООО «ИРЦ Газпром». - 2007 - т 2. «Винтовые забойные двигатели» - 470 с.

7. Ефимченко С.И., Прыгаев А.К. Расчет и конструирование оборудования нефтяных и газовых промыслов Ч. I.

Размещено на Allbest.ru