Эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
±обуре и долоте - 10,5 МПа.
17. Действующее наружное давление - 30 МПа.
18. Коэффициент трения колонны о породу - 0,3.
19. Тип клинового захвата - ПКР-560.
20. Длина клиньев - 0,40 м.
Результаты расчета:
1-я ступень УБТ - УБТ 178-90 длина - 62,5 м.
Момент затяжки УБТ 1-й секции =2470-3260 кгсм.
2-я ступень УБТ - УБТ 146-74 длина - 8 м.
Момент затяжки УБТ 2-й секции =1280-1630 кгсм.
Тип cмазки - Графитовая.
Промежуточные опоры на УБТ - 3 шт.д.иаметром 0, 203 м.
Вес компоновки УБТ - 11235 кг.
Вес КНБК - 11485 кг.
Длина КНБК - 78,5 м.
Тип cмазки - Графитовая.
1-я ступень КБТ - ТБПК 127-9,2-Р длина - 250 м, вес - 8367 кг.
Тип замкового соединения - ЗП-168-70.
Момент затяжки - 3022 кгсм.
Фактический запас статической прочности - 1,49.
Фактический запас прочности усталости - 1,37.
Фактический запас прочности по давлению - 2,77.
Коэффициент превышения длины - 8,16.
2-я ступень КБТ - ЛБТ 147-11.0-Д16Т длина-2778 м; вес-47224 кг.
Тип замкового соединения - ЗЛ-172.
Момент затяжки - 1880 кгсм.
Фактический запас статической прочности - 1,38.
Фактический запас прочности усталости - 1,35.
Фактический запас прочности по давлению - 1,84.
Коэффициент превышения длины - 2,13.
Вес КБТ -65976 кг.
Вес БК - 67076 кг.
Для бурения скважины на различных интервалах проектируются следующие компоновки.
Интервал 0 - 100 м (вертикальный):
Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).
Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).
А9ГТШ - 240 (ГОСТ 26673-85).
Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).
ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.
Интервал 100 - 294 м (набор параметров кривизны):
Долото СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).
Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).
ТО - 240К (ГОСТ 26673-85).
Телесистема "СИБ - 1".
ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.
Интервал 294 - 650 м (стабилизация параметров кривизны):
Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).
Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).
А9ГТШ - 240 (ГОСТ 26673-85).
УБТ - 203x90 (ТУ-39-076-74) -24 м.
Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).
ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.
Интервал 650 - 2550 м (стабилизация параметров кривизны):
Долото III МЗГВ 215,9 или III СГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).
Калибратор 9К 215,9 (ТУ-26-02-963-83).
Стабилизирующая коронка СТК - 214 (ТУ-26-02-852-83).
3ТСШ1 - 195 (ГОСТ 26673-85).
УБТ - 178 x90 (ТУ-39-076-74) -24 м.
ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.
ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.
ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.
Интервал 2550 - 2785 м (интенсивное снижение зенитного угла до 00):
Долото MF - 15 (код IADC - 433X).
Калибратор 9К 215,9 с номинальным диаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).
Д2 - 195 (ГОСТ 26673-85).
ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.
Переводник ПП 133/147 (ГОСТ 7360-82).
ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.
Переводник ПП 147/133 (ГОСТ 7360-82).
ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.
Отклоняющая компоновка для проведения исправтельных работ при бурении интервала под эксплуатационную колонну.
Долото III МЗГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).
Калибратор 9К 215,9 с номинальным диаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).
ТО - 195К (ГОСТ 26673-85).
Телесистема "СИБ - 1".
ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.
ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.
ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.
В каждой компоновке после турбины ставится обратный клапан.
Предложенные компоновки являются типовыми на площади Игольско-Талового месторождения.
2.11 Проектирование конструкции обсадных колонн из условия равнопрочности по длине
Проектирование конструкции обсадных колонн и их расчет приведены в соответствии с "Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин" ВНИИТнефть 1997 года [12].
Обсадная колонна является ответственной инертной конструкцией, несущей различные по характеру и величине нагрузки.
На колонну действуют:
Растягивающие нагрузки от собственного веса.
Сжимающие нагрузки от собственного веса, возникающие при разгрузке колонны, установленной на забой.
Осевые нагрузки (динамические), возникающие в период неустановившегося движения колонны.
Осевые нагрузки, обусловленные трением о стенки скважины.
Осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементировании и эксплуатации.
Наружное и внутренне избыточное давление.
Изгибающие нагрузки при искривлении колонны в результате потери устойчивости и при работе в наклонных скважинах.
В зависимости от назначения будут также действовать и силы трения.
В связи с тем, что в настоящее время отсутствуют достоверные данные для определения фактических нагрузок в глубоких скважинах, в качестве расчетной осевой нагрузки по инструкции считают вес колонны в воздухе.
Для расчета растягивающие нагрузки рекомендуется определять без учета потерь веса в жидкости.
Внутреннее давление в колонне действует при спуске колонны, в процессе цементирования скважины и в процессе эксплуатации. При спуске колонны в скважину давление в ней равно весу гидростатического столба жидкости, находящейся в ней.
В процессе цементирования внутреннее гидростатическое давление повышается на величину, необходимую для преодоления разности веса столба жидкости и сопротивления движению. В период эксплуатации внутреннее давление определяется уровнем жидкости в колонне или величиной пластового давления.
Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны.
Длина эксплуатационной колонны L, м 2825 (3100).
Удельный вес:
цементного раствора q Ц, Н/м3 1,83104;
жидкости в колонне q В, Н/м3 1,10104 (при освоении);
0,76104 (в период ввода в эксплуатацию);
0,95104 (при окончании эксплуатации);
испытательной жидкости q Ж, Н/м3 1,0 104;
бурового раствора q Р, Н/м3 1,08 104;
пластовой воды q ГС, Н/м3 1,01 1