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: 29
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2. Определяем допустимое усилие при расхаживании:
Для бурильных труб группы прочности «E»: σт = 550 МПа
Kзп = 1,2 – коэффициент запаса прочности
3. Определяем допустимое число оборотов бурильной колонны при отбивке ротором:
напряжение растяжения, где Qр – растягивающая нагрузка, равная весу неприхваченной части бурильной колонны; 35,43 кг = 354,3 Н – вес погонного метра бурильной трубы;
Ответ: Верхняя граница прихвата равна L0 = 1411,78 м; Допустимое усилие при расхаживании Qдоп = 1,78 МН; Допустимое число оборотов бурильной колонны при отбивке ротором, nр = 9,6 об.
Задача № 10
Исходные данные:
Dд = 0,2159 м – диаметр долота;
Kуш = 1,17 – коэффициент уширения ствола скважины;
δ = 0,007 м – толщина стенки бурильной колонны;
H = 1120 м – глубина скважины;
Dн = 0,127 м – наружный диаметр бурильной колонны;
ρр = 1030 кг/м3 – плотность бурового раствора;
ρн = 800 кг/м3 – плотность нефти.
Рассчитать установку нефтяной ванны для освобождения прихвата на забое.
Решение:
1. Определяем суммарный объём нефти для установки нефтяной ванны, Q м3:
где K – коэффициент кавернозности ствола скважины в зоне прихвата;
Dн, Dвн – наружный и внутренний диаметры бурильных труб, м;
H– интервал прихвата от забоя, м;
h – расчетная высота подъёма нефти вне зоны прихвата (принимается выше верхней границы прихвата не менее чем на 50-100 м. Принимаем h = 100 м);
h1 – высота столба резервного объёма нефти в бурильных трубах, м.
где S – площадь проходного канала бурильных труб;
Vн – резервируемый объём нефти (3-5 м3) в бурильных трубах, исходя из технологических особенностей процесса освобождения инструмента нефтяной ванной.
тогда:
отсюда:
Тогда суммарный объём нефти для установки нефтяной ванны равен:
Q = 0,785 · (1,17 · 0,21592 – 0,1272) · (0 + 100) + 0,785 · 0,1132 · 300 = 6,01 м3
2. Определяем объём продавочной жидкости (бурового раствора) для продавки жидкого агента (нефти) для ванны:
3. Определим давление к концу установки ванны:
P = 10-6· gH(ρб.р – ρн) + 10-4· gH = 10-6·9,8·1120 · (1030 – 800) + 10-4· 9,8 · 1120 = 3,62 МПа
Схема установки нефтяной ванны для освобождения прихвата на забое
H – глубина скважины;
h1 – высота столба резервного объёма нефти в бурильных трубах;
h – расчетная высота подъёма нефти выше зоны прихвата;
Dн – наружный диаметр бурильной колонны;
Dд – диаметр долота;
Dскв – диаметр скважины.
Задача № 11
Исходные данные:
ρр = 1230 кг/м3 – плотность бурового раствора;
H = 1700 м – глубина скважины;
Pпл = 20,9 МПа – пластовое давление;
z1 = 1340 м – глубина нахождения газожидкостной пачки;
z2 = 710 м – глубина нахождения газожидкостной пачки.
Определить: Устьевое, забойное давление при нахождении пачки на глубине 1340, 710 м.
Решение:
1. Для z1 = 1340м:
Давление на забое:
Pзаб = ρр · g · (H – z1) + Pпл = 1230 · 9,8 · (1700 – 1340) ∙ 10-6 + 20,9 = 25,24 МПа
Давление на устье:
2. Дляz2 = 710м:
Давление на забое:
Pзаб = ρр · g · (H – z2) + Pпл = 1230 · 9,8 · (1700 – 710) ∙ 10-6 + 20,9 = 32,83 МПа
Давление на устье:
При z1 = 1340 м При z2 = 710 м
P
у = 4,75 МПа Pу = 12,34 МПа
Задача № 12
Исходные данные:
Hпг = 1450 м – глубина залегания подошвы поглощающего горизонта;
hпг = 17 м – мощность поглощающего горизонта;
hст = 32 м – статический уровень бурового раствора.
Данные взятые самостоятельно:
Dн = 0,127 м – наружный диаметр бурильных труб;
Dд = 0,2159 м – диаметр долота;
ρр = 1200 кг/м3 – плотность бурового раствора;
ρц.р = 1900 кг/м3 – плотность цементного раствора;
Kэп = 0,1 – коэффициент эффективной пористости горной породы.
Просчитать установку изоляционного моста в поглощающем горизонте.
Решение:
Установка изоляционного моста производится по колонне бурильных труб.
1. Определяем расстояние проникновения цементного раствора в пласт от оси скважины (расстояние доставки), м:
2. Объём тампонажной смеси для установки моста сложится из трех объёмов:
I. Объёма тампонажной смеси в интервале открытого ствола:
II. Объёма тампонажной смеси проникшей в поглощающий горизонт:
где r0 – радиус скважины, м
тогда:
III. Объём тампонажной смеси в бурильных трубах:
где Dвн = 0,1086 м – внутренний диаметр бурильных труб.
hц = 15 м – высота цементного раствора оставшегося в бурильных трубах, м
тогда:
Общий объём тампонажной смеси равен:
3. Определяем глубину установки открытого конца бурильных труб.
4. Определяем объём продавочной жидкости:
Vпр = Hпр ∙ Fтр,
тогда:
тогда:
Vпр = 1367,33 ∙ 0,00926 = 12,67 м3
Расчет необходимого времени загустевания цементного раствора Тзаг должен соответствовать условию:
Тзаг > Т1 + Т2 + Т3 + 1,5 (Т4 + Т5 + Т6) + 1,2Т7
где Т1, Т2, Т3 – затраты времени соответственно на приготовление, закачивание и продавливание цементного раствора в скважину;
Т4, Т5, Т6 – затраты времени на подъём колонны заливочных труб до места срезки моста, на герметизацию устья и производство подготовительных работ по срезке моста;
Т7 – затраты времени на срезку моста.
Схема установки изоляционного моста по колонне бурильных труб приведена на следующей странице
Схема установки изоляционного моста по колонне бурильных труб
hст
l0
Продавочная жидкость
Буровой раствор
Цементный раствор
– ; – ; –
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ганджумян Р.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие / Р.А. Ганджумян, А.Г. Калинин, Б.А. Никитин// -М.: Недра, 2000. – 489 с.
2. Басаргин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин; учебное пособие для вузов. ООО «Недра – Бизнесцентр» – М. 2000 – 677 с.
3. Предеин А.П. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин/А.П. Предеин – Пермь: Издательство Перм. нац. исслед.политехн. ун-та, 2014. – 381 с.
4. Инструкция по расчёту бурильных колонн, взамен РД 39-0147014-502-85-М. ВНИИБТНефть, 1997.
