Модернизация оборудования для герметизации устья скважины

Задание

 

1. Выполнить обобщенный расчет конструкции скважины до забоя 5200 м;
2. Провести модернизацию оборудования превентора предназначенного для герметизации устья скважины;
3. Предложить техническое решение для усовершенствования;
4. Провести расчеты оборудования предназначенного для герметизации устья скважины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

 

Введение……………………………………………………………………….......4

1. Классификация……………………………………………………………..5
2. Расчет обсадных колонн…………………………………………………...7
1. Расчет эксплуатационной колонны………….……………………….7
2. Расчет второй промежуточной колонны……………………………13
3. Расчет первой промежуточной колонны…………………………...18
4. Выбор бурового оборудования……………………………………….23
3. Патентно-информационный обзор………………………………………25
1. Заявка на изобретение №: 2214499 Противовыбросовый плашечный превентор………………………………………………………...…25
2. Заявка на изобретение №: 2411345 Плашечный превентор ………..26
3. Заявка на изобретение №: 2196874 Плашечный превентор ………..28
4. Заявка на изобретение №: 2241113 Превентор ………………….….29
4. Техническое предложение………….…………………………………….31
5. Расчет оборудования……………………………………………………...32
6. Заключение………………………………………………………………..33
7. Список использованной литературы…………………………………….34

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Превентор — рабочий элемент комплекта противовыбросового оборудования, устанавливаемый на устье скважины. Основная функция превентора — герметизация устья нефтегазовой скважины в чрезвычайных ситуациях при строительстве или ремонтных работах на скважине. Герметизация скважины предотвращает открытое фонтанирование нефти и, как следствие, предотвращает возникновение пожара или загрязнение окружающей среды. В настоящее время установка противовыбросового оборудования является обязательным условием при ведении буровых работ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Классификация

 

Оборудование  противовыбросовое предназначено  для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с  целью безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны окружающей среды.

В состав оборудования входят колонные фланцы, крестовины, надпревенторные катушки, система гидроуправления превенторами и задвижками, манифольд и трубопроводы, соединяющие гидроуправление, гидроуправляемые элементы.

По способу  герметизации устья скважины противовыбросовое  оборудование различается на:

• плашечные превенторы (делятся на трубные и глухие), так же к ним можно отнести превентора со срезающими плашками (у которых в случае ЧП (ГНВП или ОФ) буровая труба перекусывается и зажимается мощными гидравлическими плашками)

Рисунок 1.1. Плашечный превентор с гидроуправлением ОАО ВЗБТ

1 - корпус; 2 - резиновые прокладки; 3 - винты; 4 - откидные крышки; 5 — гидроцилиндр; 6 — поршень; 7 — шток; 8 — коллектор; 9 — трубо -провод; 10 —паропроводы; 11 — резиновые уплотнения плашек; 12 — сменные вкладыши; 13 —корпус плашки; 14 — фиксирующий винт

 

• превенторы универсальные (кольцевые) предназначены для перекрытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны (замок, труба, ведущая труба)

Рисунок 1.2. Превентор универсальный ПУ-1-180×35К

1 — крышка; 2 — уплотнение крышки; 3 — уплотнитель; 4 — корпус; 5, 7, 9 — манжеты; 6 —  плунжер; 8 — втулка; 10 — камера  обогрева

 

• превенторы вращающиеся (герметизаторы роторные) предназначены для уплотнения устья скважины с вращающейся в ней трубой или ведущей трубой

Рисунок 1.3. Превентор универсальный вращающийся 
1-корпус; 2-поршень; 3-опора; 4-крышка; 5-уплотнитель; 6-шариковый замок

 

 

 

2. Расчет обсадных колонн

 

1. Расчет эксплуатационной колонны

 

Диаметр эксплуатационной колонны D_зк = 127 мм.

Плотность цементного раствора ρ_цр = 1850 кг/м³.

Плотность бурового раствора ρ_бр = 1100 кг/м³.

Интервал  с АВПД = 5200 – 5050 м.

Пластовое давление в период ввода  скважины в эксплуатацию P_пл =80 МПа.

Пластовое давление при окончании эксплуатации Р_плк = 5 МПа.

Колонна должна быть зацементирована до устья.

Найдем избыточное наружное давление на заключительной стадии эксплуатации скважины.

Поскольку колонна зацементирована  по всей длине, избыточное наружное давление у устья р_и.н.у. = 0.

На глубине Z = 5200 м.

 

           (2.1)   

  

где h − высота верхнего цементируемого участка в обсадной колонне, м;

k – 0,25, коэффициент нагрузки;

g – 9,81, ускорение свободного падения, м²/с.

 

 

 

На глубине Z = 5050 м

 

                           (2.2)

 

Для определения избыточных внутренних давлений в период проверки герметичности  колонны опресовкой, вычислим наибольшее давление у устья в начальный период эксплуатации

 

                                      (2.3)

 

где ρ_ср – 850, средняя плотность пластовой нефти, кг/м³.

 

.

 

Давление  у устья при опресовке колонны:

 

                    (2.4)

 

Избыточное  внутреннее давление на глубине Z = 5200 м.

 

,                  (2.5)

 

 

 

Построим эпюры избыточных наружных и внутренних давлений.

 

Рисунок 2.1 – Эпюра избыточных наружных и внутренних давлений.

 

Вычислим необходимую прочность  труб на разрыв в устьевом сечении:

 

                                          (2.6)

 

где k_BH – 1,15, коэффициент запаса прочности на разрыв, для труб диаметрам 114 – 219 мм.

 

 

 

Вычислим необходимую прочность  труб на разрыв у башмака колонны:

 

                (2.7)

 

Во избежание смятия нижнюю секцию необходимо составить из труб, критическое  давление которых:

 

                                        (2.8)

 

где k_см – 1,3, коэффициент запаса прочности на смятие для секций эксплуатационной колонны.

 

 

 

Эту секцию можно составить из труб, критическое давление которых 93,6 МПа, а внутреннее давление при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести .. Это трубы группы прочности М с толщиной стенки 10,7 мм. Вес одного метра труб  q = 30,1 кг.

Длина нижней секции, перекрывающей  продуктивный пласт равно длине  интервала с АВПД = 5200 – 5050 = 150 м.

Вес нижней секции:

 

.                  (2.9)

 

Во избежание смятия для второй снизу секции необходимы трубы для которых:

 

                                         (2.10)

 

где k_см - 1 коэффициент запаса прочности на смятие.

 

 

 

Эта секция составляется из труб группы прочности К с толщиной стенок = 10,7 мм, для которых р_кр = 64 МПа и р_б = 80 МПа.

Третью секцию составим из труб группы прочности Д с толщиной стенок = 10,7 мм, для которых р_кр = 49,6 МПа и р_б = 69,6 МПа.

Допустимая глубина спуска третьей  секции:

 

                       (2.11)

 

Тогда длина второй секции:

 

 

 

Вес второй секции:

 

 

Четвертая секция составляется из труб группы прочности Д с  = 9,2 мм, для которых 40,4 МПа, Р_б = 39 МПа.

Допустимая глубина спуска этой секции:

 

                      (2.12)

 

Округлим это значение до 3100 м.

Длина третьей секции:

 

 

 

Вес третьей секции:

 

 

 

В нижнем сечении четвертой секции напряжение осевого растяжения:

 

 ,                                  (2.13)

 

 

 

Определим фатический коэффициент запаса прочности на смятие:

 

                              (2.14)

 

где -  373 предел текучести, МПа.

Так как неравенство выполняется, то коэффициент запаса прочности  на смятие достаточен.

Глубина верхнего сечения четвертой  секции:

 

 ,                      (2.15)

 

 

 

Вычислим допустимую длину четвертой  секции:

 

                                       (2.16)

 

где - допустимая растягивающая нагрузка при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести, кН.

 

                        (2.17)

 

 

 

Округляем до 400 м.

Вес четвертой секции:

 

 

 

Для пятой секции выбираем трубы  из стали группы 
прочности Д с толщиной стенки = 10,7 мм, - 1050 кН, 
тогда:

 

 

 

Округляем до l₅ = 550 м.

Вес пятой секции:

 

 

 

Для шестой секции труды из стали  группы прочности М с толщиной стенки = 10,7 мм, = 1950 кН, тогда:

 

 

 

Достаточной является длина шестой секции l₆ = 2150 м.

Вес шестой секции:

 

 

 

 Таблица 2.1 – Конструкция эксплуатационной колонны.

 

Номер секции	Интервал глубин, м	Длина секции, м	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Вес, кН
1	5200 – 5050	150	М	10,7	45,17

Продолжение таблицы 2.1

2	5050 – 3800	1250	К	10,7	376,46
3	3800 – 3100	700	Д	10,7	210,82
4	3100 – 2700	400	Д	9,2	104,77
5	2700 – 2150	550	Д	10,7	165,64
6	2150 – 0	2150	М	10,7	647,51
Итого		5200			1550,37

 

2. Расчет второй промежуточной колонны

 

Глубина спуска H = 4680 м

Наружный  диаметр промежуточной колонны = 178 мм

В интервале 4630 – 4480 м залегают проницаемые песчаники  с пластовым давлением 68 МПа, выше пластовые давления гидростатические.

Герметичность колонны предполагается проверить  опресовкой буровым раствором плотностью =1500

Избыточное  наружное давление на устье  = 0

На глубине  z = 4680 м

 

               (2.18)

 

МПа.

 

Избыточное  внутреннее давление в период опресовки за один прием. Наибольшее давление на устье в случае закрытого превентора после начала нефтегазоводопроявления.

 

,                                   (2.19)