Теми рефератів
> Реферати > Курсові роботи > Звіти з практики > Курсові проекти > Питання та відповіді > Ессе > Доклади > Учбові матеріали > Контрольні роботи > Методички > Лекції > Твори > Підручники > Статті Контакти
Реферати, твори, дипломи, практика » Статьи » Проект конструкції свердловини на Західно-Серафимівському родовищі

Реферат Проект конструкції свердловини на Західно-Серафимівському родовищі





,981,081,271,481,86

Довжина четвертої секції дорівнює:

Вага четвертої секції згідно з таблицею 2.11 складе 173982 Н=0,1740 МН.

Надлишкове внутрішній тиск на глибині становить 26,28 МПа (малюнок 2.5). Відповідно коефіцієнт запасу міцності:

.

Мінімальне ж встановлене значення коефіцієнта запасу міцності на внутрішнє надлишковий тиск складає 1,15 для труб діаметром 114-219 мм. Таким чином, четверта секція труб придатна для кріплення свердловини.

Сумарна вага чотирьох секцій дорівнює.

Для п'ятої секції вибираємо труби групи міцності Д з товщиною стінки 9 мм, критичним тиском 45,5 МПа, граничним внутрішнім тиском 52,5 МПа, страгиваться навантаженням 0,75 МН і вагою одного метра труб 237 Н.

Довжина п'ятий секції:

Оскільки залишилася довжина необхідна для повного кріплення стовбура свердловини до гирла становить 142 м, приймаємо довжину п'ятий секції рівний 142 м. Її вага складе 34080 Н=0,0341 МН.

Надлишкове внутрішній тиск на позначці гирла свердловини становить 27,12 МПа. Коефіцієнт запасу міцності:

.

Мінімальне ж встановлене значення коефіцієнта запасу міцності на внутрішнє надлишковий тиск складає 1,15 для труб діаметром 114-219 мм. Таким чином, п'ята секція труб також придатна для кріплення свердловини.

Результати розрахунку експлуатаційної колони зведені в таблиці 2.14.


Таблиця 2.14 - Компонування експлуатаційної колони за результатами розрахунків

Номер секції знизу вверхТолщіна стінки, ммГруппа міцності сталіІнтервал спуску труб, мДліна секції, мВес 1 м труби, НВес секції, МН18,0К2621-31305092140,108927,0Д2256-26213651890,068936,0Д955-225613011640,213448,0Д142-9558132140,174059,0Д0-1421422400,0341Всего:0-31303130-0,5993

. 5 Вибір складу технологічної оснастки обсадних труб


За терминологическому ознакою до елементів технологічної оснастки обсадних колон відносяться всі пристрої, що включаються до складу обсадної колони або монтовані на її внутрішній або зовнішній поверхні, які є невід'ємною частиною сформованої кріплення свердловини або виконують технологічні функції для успішного спуску і цементування обсадної колони [6].

Низ кондуктора, а також експлуатаційної колони обладнується напрямних черевиком і зворотним клапаном, що встановлюються, як правило, на відстані 10-12 м від черевика.

Тип зворотного клапана повинен передбачати самозаповнення обсадної колони в процесі спуску не менше ніж на 90-92%, а також виконувати, як правило, роль кільця «стоп».

Для забезпечення повноти витіснення бурового розчину тампонажним заколонних оснащення повинна включати центратори, скребки і турбулізатори або пристрої, що поєднують їх функції.

Кожна обсадна колона підлягає обов'язковому центрування на наступних ділянках:

на нецементіруемом фільтрі;

над черевиком спускається потайний, нижньої і проміжної секції колони, кондуктора і вище черевика на 8-10 м;

у черевика раніше спущеною колони (кондуктора) і вище на відстані 30-50 м через кожні 8-10 м;

під і над пристроєм ступеневого цементування і нижче стику секцій по два центратору через 8-10 м;

у «голови» потайний колони і нижче на відстані 8-10 м;

під і над заколонних манжетою або пакером по два центратору з відстанню 8-10 м;

в пригирловій частині, у разі підйому тампонажного розчину до гирла свердловини, два центратору з відстанню 8-10 м.

Для вертикальних ділянок стовбура свердловини і ділянок з кутом нахилу до 30-35 про застосовувати центратори типу ЦЦ - 1 (пружні).

У газових, газоконденсатних, рапосодержащіх, техногенних пластах незалежно від наявності АВПД, в інтервалах близкорасположенних пластів з великими перепадами тисків, в нафтових пластах з АВПД, а також над покрівлею і під підошвою перерахованих пластів обсадна колона повинна оснащуватися центратором в поєднанні з турбулізаторами і шкребками.

Незалежно від розрахункової частоти розстановки центраторів, центратори в флюідонасищенном пласті встановлюються через кожні 4-6 м; над кожним центратором і під ним встановлюється за одним турбулізаторами і одному скребком.

Вище покрівлі і нижче підошви ізолюються пластів на відстані не менше 15-25 м, уточнюється в залежності від можливих градієнтів перепаду тиску, центратори встановлюються через кожні 3-5 м у поєднанні з турбулізаторами і шкребками.

Оснащення для запропонованої конструкції обсадних колон свердловини Західно-Серафимівського родовища буде виглядати наступним чином.

В інтервалі ус...


Назад | сторінка 9 з 37 | Наступна сторінка





Схожі реферати:

  • Реферат на тему: Вибір конструкції свердловини і розрахунок равнопрочной експлуатаційної кол ...
  • Реферат на тему: Проект будівництва експлуатаційної свердловини на Західно-Хосседаюском родо ...
  • Реферат на тему: Розрахунок міцності крайньої колони одноповерхової рами промислового будинк ...
  • Реферат на тему: Буріння експлуатаційної свердловини на нафту на Західно-Каминском родовищі ...
  • Реферат на тему: Розрахунок обсадної колони