Файл: Контрольная работа дисциплина осложнения и аварии в бурении нефтяных скважин.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 18.03.2024
Просмотров: 36
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
В случае выхода из скважины газированного раствора, содержащего сероводород, необходимо герметизировать скважину превентором и осуществлять циркуляцию через штуцерные линии с дегазацией бурового раствора в сепараторе и в вакуумном дегазаторе с отводом газа на сжигание. Бурение продуктивных пластов следует вести с установкой над и под ведущей трубой шаровых клапанов в антикоррозионном исполнении. В манифольдную (дроссельную) линию противовыбросового оборудования должна быть включена трапо-факельная установка.
К профилактическим мероприятиям по раннему обнаружению газонефтеводопроявлений при наличии сероводорода более 6 % относятся:
-
использование станции геотехнического контроля; -
наличие запаса материалов и химических реагентов, нейтрализаторов сероводорода, достаточного для приготовления и обработки бурового раствора в количестве не менее двух объёмов скважины; -
наличие цементного агрегата, способного развивать давление не менее 80 МПа; -
привлечение к работе рабочих и специалистов, обученных работе в условиях сероводородной агрессии.
К работе на месторождениях с высоким содержанием сероводорода допускаются лица, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение безопасности работ на объекте, проверку знаний и навыков использования средств защиты органов дыхания.
ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Задача № 1
Исходные данные:
Pпл = 22,4 МПа – пластовое давление;
H = 2150 м – глубина скважины.
Определить: 1) Относительное давление в скважине;
2) Пояснить смысл относительного давления
Решение:
Под относительным давлением Pо (коэффициентом аномальности) понимается отношение давления в пласте Pпл к гидростатическому давлению столба пресной воды в скважине:
где Pст = ρв · H · g
тогда: Pст = 1000 · 2150 · 9,8 = 21070000 Па = 21,07 МПа
Если в системе скважина-пласт плотность бурового раствора превышает относительное давление, т.е. ρбр > Pо, то может произойти поглощение бурового раствора в пласт, а при значительном превышении ρ
бр над Pо – полная потеря циркуляции. При условии ρбр < Pо может происходить перелив флюида, а при значительном превышении Pо, над ρбр – газовые, нефтяные, водяные выбросы и фонтаны. Если существует равенство
ρбр = Pо, то условия бурения скважины в большинстве случаев нормальные.
Задача № 2
Исходные данные:
hст = 32 м – статический уровень бурового раствора;
ρр = 1332 кг/м3 – плотность бурового раствора;
Hпг = 680 м – глубина залегания подошвы поглощающего горизонта.
Определить: Относительное давление в скважине при наличии поглощающего горизонта.
Решение:
Относительное давление в поглощающем горизонте:
где ρб.р – плотность бурового раствора
ρв – плотность воды
тогда:
В системе скважина – пласт величина плотности бурового раствора превышает значение относительного давления, т.е. ρр > Pо, следовательно, может произойти поглощение бурового раствора.
Ответ: Относительное давление в скважине при наличии поглощающего горизонта равно Pо = 1,27
Задача № 3
Исходные данные:
Hпг = 920 м – глубина залегания подошвы поглощающего горизонта;
ρр = 1200 кг/м3 – исходная плотность бурового раствора;
ρр1 = 1112 кг/м3 – плотность бурового раствора для замены в скважине;
hст = 58 м – исходное положение статического уровня.
Определить: Положение статического уровня hст.1 при переходе на раствор большей или меньшей плотности.
Решение:
1. Определим высоту столба раствора в скважине:
hб.р = Hпг – hст = 920 – 58 = 862 м
2. Определим высоту столба раствора при замене:
3. Определим положение статического уровня при переходе на раствор меньшей плотности:
hст.1 = Hпг – hб.р.1 = 920 – 930,22 = – 10,22 м
ответ получился с минусом, т.е. плотность бурового раствора для замены в скважине выбрана неправильно.
Для того чтобы статический уровень был на устье скважины, плотность бурового раствора должна составлять:
Задача № 4
Исходные данные:
Hпг = 1724 м – глубина залегания подошвы поглощающего горизонта;
ρр = 1190 кг/м3 – исходная плотность бурового раствора;
hст = 97 м – исходный статический уровень жидкости в скважине.
Определить: Плотность бурового раствора, чтобы статический уровень был на устье скважины.
Решение:
Плотность бурового раствора, чтобы статический уровень был на устье скважины, вычисляется из уравнения:
Ответ: Плотность бурового раствора, чтобы статический уровень был на устье скважины равна ρ1 = 1123,0 кг/м3.
Задача № 5
Исходные данные:
S = 10 м2 – площадь дна ёмкости;
hу = 0,6 м – величина снижения уровня жидкости;
t = 16 мин. – время, за которое снизился уровень жидкости.
Определить: Интенсивность поглощения бурового раствора.
Решение:
1) Определяем объём бурового раствора, который поглотила скважина:
V = S · hу = 10 · 0,6 = 6,0 м3
2) Тогда интенсивность поглощения бурового раствора будет равна:
Ответ: Интенсивность поглощения бурового раствора скважиной (поглощающим пластом) составляет Q = 22,5 м3/ч.
Задача № 6
Исходные данные:
Q = 18 м3/час – интенсивность поглощения;
hст = 127 м – величина статического уровня жидкости;
hд = 96 м – величина динамического уровня жидкости.
Определить: Коэффициент поглощающей способности и как с его помощью выбрать рациональный способ изоляции поглощающего горизонта.
Решение:
Коэффициент поглощающей способности определяется по формуле:
Зная коэффициент поглощающей способности, можно классифицировать зону поглощения (табл.1).
Таблица 1. Классификация зон поглощения в зависимости от величины Kпс
Коэффициент Kпс | 1 | 1-3 | 3-5 | 5-15 | 15-25 | >25 | |
Классификация зон поглощения: категория | I | II | III | IV | V | VI | |
Поглощение | Частичное | Полное | Интенсивное | Катастрофическое |
Классификация зоны поглощения по Kпс и мероприятия по её ликвидации
Категория зоны поглощения | Коэффициент поглощаю-щей способности Kпс | Мероприятия по ликвидации поглощений |
III | 3-5 (Kпс = 3,23) | Закачивание быстросхваты-вающейся смеси (БСС). Расход цемента 10-20 т. |
Ответ: Коэффициент поглощающей способности Kпс = 3,23
Задача № 7
Исходные данные:
Dд = 190,5 мм = 0,1905 м – диаметр долота;
dн = 114 мм = 0,114 м – наружный диаметр колонны;
Pпл = 20,7 МПа – пластовое давление;
ρр = 1180 кг/м3 – плотность бурового раствора;
μ = 0,02 Н·с/м2 – вязкость бурового раствора;
H = 1945 м – глубина скважины.
Определить: Максимально допустимую скорость спуска бурильной колонны.
Решение:
Максимальная скорость спуска БК с целью предупреждения поглощения бурового раствора определяется по формуле:
Определяем гидростатическое давление бурового раствора в стволе скважины:
Pст = ρб.р · g · H = 1180 · 9,8 · 1945 = 22491980 Па = 22,492 МПа
Ответ: Максимально допустимая скорость спуска бурильной колонны составляет
max = 0,325 м/с
Задача № 8
Исходные данные:
Vо = 72 м3 – объём бурового раствора подлежащего обработке;
ρр = 1116 кг/м3 – исходная плотность бурового раствора;
ρ1 = 1100 кг/м3 – расчетная плотность облегченного раствора;
ρ2 = 1200 кг/м3 – расчетная плотность утяжеленного раствора.
Определить: Количество воды или утяжелителя для уменьшения или увеличения плотности бурового раствора заданного объёма.
Решение:
1. Определим количество воды, добавляемой к буровому раствору для уменьшения его плотности:
2. Определим количество утяжелителя для повышения плотности бурового раствора с ρр = 1116 кг/м3 до ρ2 = 1200 кг/м3, для этого в качестве утяжелителя будем использовать барит с ρбарит = 4300 кг/м3
Ответ: Количество воды для уменьшения плотности бурового раствора заданного объёма необходимо Vв = 9,93 м3.
Количество утяжелителя для повышения плотности бурового раствора заданного объёма равно Vутяжелителя = 8,39 т.
Задача № 9
Исходные данные:
L = 2108 м – длина бурильной колонны;
Dн = 0,146 м – наружный диаметр бурильной колонны;
δ = 0,009 м – толщина стенки бурильной колонны;
∆P = 12,1 т = 121 кН – усилие натяжения бурильной колонны при котором произошла её деформация (удлинение) на величину ∆l;
∆l = 0,2 м – удлинение бурильной колонны;
Группа прочности стали «E».
Определить: 1. Верхняя граница прихвата;
2. Допустимое усилие при расхаживании;
3. Допустимое число оборотов бурильной колонны при отбивке ротором.
Решение:
1. Определяем верхнюю границу прихвата:
где E = 2,1 · 104 кН/см2 – модуль продольной упругости материала труб;
площадь поперечного сечения бурильной колонны