Файл: Задачи по курсу Технология бурения нефтяных и газовых скважин.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 754
Скачиваний: 15
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Задачи по курсу «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»1. ТБНГС Уточнить тип и длину УБТ для создания заданной осевой нагрузки на долото при бурении скважины N … в интервале … м. Перепад давления на долоте … атм.Если диаметр долота Dд ≤ 295,3, то DУБТ = (0,75÷0,85) DсквЕсли диаметр долота Dд > 295,3, то DУБТ = (0,65÷0,75) DсквДлину УБТ, как правило, определяют из условия, создания всей нагрузки на долото Gд весом УБТ и при этом, так чтобы их верхняя часть находилась в растянутом состоянии. где Kз – коэффициент запаса по нагрузке, который рекомендуется брать равным 1,25;Gд – нагрузка на долото;GВЗД – вес забойного двигателя;ΔP0 – перепад давления в ВЗД кг/м2;S0 – площадь сечения канала УБТ;Kд – коэффициент динамичности = 1,15q0 – расчетный вес (в воздухе) единицы длины УБТ;Коэффициент Kρ = 1 – ρж/ρм. ρм = 7850 кг/м3, ρж = из ГТН.Найденная длина УБТ корректируется с таким расчетом, чтобы получилось целое число УБТ. Округление длины в меньшую сторону допустимо до 5 % от суммарной длины УБТ.Справочник буровика – выбор УБТ на 50 странице.По методичке ТБНГС длина УБТ в случае секционной компоновки – нижней секции) рассчитывается по формуле:где Q – нагрузка на долото, Н;q0 – масса 1 м УБТ в растворе, кг/мОбщий вес УБТ, при секционной компоновке, рассчитывается по формуле:2. ТБНГС Определить предельную (исходя из условия прочности) глубину бурения скважины N … используемой БК при наращивании верхней секции трубами того же типоразмера.где – допускаемая растягивающая нагрузка с учётом запаса прочности; пример 
G – вес КНБК, забойного двигателя, и всех БТ, кроме рассматриваемых БТ;Р0 – перепад давления в КНБК кг/м2;S0 – площадь сечения канала бурильной трубы = π∙(D/2–N)2, где D – внешний диаметр трубы, N – толщина стенки трубы.F – площадь сечения трубы по металлу = 0,785 ∙ (D2н – D2в), м;q – вес 1 метра бурильной трубы, кг;ρм – плотность материала труб, 7850 кг/м3;ρж – плотность промывочной жидкости, из ГТН кг/м3;σт – предел текучести (табличная величина);Кзп – коэффициент запаса прочности на разрыв = 1,4 при использовании ВЗД и 1,5 при роторном бурении;Kд – коэффициент динамичности = 1,15Пример Справочник буровика – выбор труб на 55-56 странице, предел текучести на 57 странице.3. ТБНГС Определить (исходя из условия прочности) возможность бурения скважины N … до проектной глубины указанной БК, но при использовании для верхней секции бурильных труб …. Аналогично второй задаче4. ТБНГС Определить (исходя из условия прочности) возможность бурения скважины N … до проектной глубины указанной БК, но при использовании для верхней секции труб …. Аналогично второй задаче5
. ТБНГС Выполнить расчет трехинтервального профиля ствола скважины с участком стабилизации: глубина скважины .. м; горизонтальное проложение … м; глубина вертикального участка … м.Профиль состоит из вертикального участка Нв; участка набора значения зенитного угла по радиусу R1, наклонно прямолинейного L. Исходные данные: Н, А, Нв. Радиус R1 можно найти, зная допустимую интенсивность набора угла i. Принимаем i = 1,5°/10 м и менее. Если i = 1,5°/10 м, то R1 = 573/i = 573/1,5 = 382.H = Hв + H1 + H2 = Hв + R1⋅sin α1 + L⋅cos α1;A = A1 +
A2 = R1(1 – cos α1) + L⋅sin α1.Решая систему двух уравнений относительно α1, получимгде H0 = Н – Hв. Общая длина по стволу:Lобщ = Hв + l + L = Hв + 0,01745 R1⋅α1 + (Н – Hв – R1 sin α1)/cos α1.6. ТБНГС Выполнить расчет четырехинтервального «J-образного» профиля ствола скважины с выходом на горизонталь: глубина скважины … м; горизонтальное проложение … м; глубина вертикального участка … м. J-образный профиль включает вертикальный участок, участок начального искривления, тангенциальный участок и участок малоинтенсивного увеличения зенитного угла И сходными данными для расчёта профиля являются параметры: H, A, HB, R1, R3, α1.Длина тангенциального участка и зенитный угол α3 ствола скважины на проектной глубине Н определяются по формулам:L = C – Q;B = R1 ∙ (1 – cos α1) + (H – HВ – R1 ∙ sin α1) ∙ tg α1;Справочник буровика – примеры расчета профиля на 13-16 странице7. ТБНГС Выполнить расчет необходимого расхода промывочной жидкости и указать при этом режим работы насосной группы для бурения скважины N … в интервале ... м с приводом долота от ротора.1) Из условия очистки забоя определяется расход Q1:Q1 ≥ qуд ∙ Fз, где qуд – удельный расход бурового раствора, м3/(с·м2) или м/с, площадь забоя скважины, Fз = 0,785∙D2, где D– диаметр долота; величину q
уд – рекомендуется брать в пределах 0,57-0,65 м/с.2) Из условия подъёма шлама в кольцевом зазоре между бурильными трубами и стенкой скважины определяется расход Q2:Q2 = υ ∙ Fк, где υ – необходимая скорость восходящего потока жидкости, м/с; Fк – площадь кольцевого зазора: Fк = 0,785 ∙ (D2 ∙ d2), где d– диаметр бурильной трубы. Рекомендуемые значения приведены в таблице.Из двух полученных расходов принимается наибольший.Тип насосов и их число выбираются из условия обеспечения заданного (расчетного) расхода промывочной жидкости, при этом максимальное допустимое давление должно быть больше расчетного: n ⋅ Qi ≥ Qр, где n – число насосов; Qi – производительность насоса при i-м диаметре втулок; Qр – расчетный расход промывочной жидкости.Фактическая производительность насоса, как правило, меньше теоретической Отношение фактической производительности насоса Qф к паспортной Qп называется коэффициентом наполнения k = Qф/Qп.Коэффициент наполнения зависит от реологических параметров промывочной жидкости, схемы обвязки насосов с рабочей емкостью, частоты ходов поршня насоса и т.д. В среднем принимают k = 0,9. Согласно справочнику рекомендуется брать максимально допустимое рабочее давление насоса не более 80 % от паспортного.8. ТБНГС Показать правильность выбора плотности промывочной жидкости для бурения скважины N … в интервале … м.Для предотвращения поступления пластовых флюидов в скважину (проявления) и поглощения бурового раствора давление в скважине рс не должно быть меньше пластового рпл и больше давления начала поглощения (гидроразрыва) рп с учетом гидродинамических потерь, т.е. должно выполняться условиерпл ≤ pс = ρ⋅g⋅H ± Δpгд ≤ рп,где ρ – плотность раствора, кг/м3;g – ускорение свободного падения = 9,81 м/с;H – глубина, м;ргд – гидродинамические потери давления при выполнении различных операций.Правилами безопасности регламентируется минимальное превышение давления столба бурового раствора над пластовым: ρ⋅g⋅H ≥ kpпл,Значения Н, k следующие:Н, м <1200 1201-2500 >2500
k 1,10-1,15 1,05-1,10 1,04-1,07Задачи по курсу «Осложнения и аварии при бурении скважин»1. Выполнить расчет установки нефтяной «ванны» при ликвидации прихвата (объёмов ванны и продавочной жидкости). Исходные данные:
G – вес КНБК, забойного двигателя, и всех БТ, кроме рассматриваемых БТ;Р0 – перепад давления в КНБК кг/м2;S0 – площадь сечения канала бурильной трубы = π∙(D/2–N)2, где D – внешний диаметр трубы, N – толщина стенки трубы.F – площадь сечения трубы по металлу = 0,785 ∙ (D2н – D2в), м;q – вес 1 метра бурильной трубы, кг;ρм – плотность материала труб, 7850 кг/м3;ρж – плотность промывочной жидкости, из ГТН кг/м3;σт – предел текучести (табличная величина);Кзп – коэффициент запаса прочности на разрыв = 1,4 при использовании ВЗД и 1,5 при роторном бурении;Kд – коэффициент динамичности = 1,15Пример Справочник буровика – выбор труб на 55-56 странице, предел текучести на 57 странице.3. ТБНГС Определить (исходя из условия прочности) возможность бурения скважины N … до проектной глубины указанной БК, но при использовании для верхней секции бурильных труб …. Аналогично второй задаче4. ТБНГС Определить (исходя из условия прочности) возможность бурения скважины N … до проектной глубины указанной БК, но при использовании для верхней секции труб …. Аналогично второй задаче5
. ТБНГС Выполнить расчет трехинтервального профиля ствола скважины с участком стабилизации: глубина скважины .. м; горизонтальное проложение … м; глубина вертикального участка … м.Профиль состоит из вертикального участка Нв; участка набора значения зенитного угла по радиусу R1, наклонно прямолинейного L. Исходные данные: Н, А, Нв. Радиус R1 можно найти, зная допустимую интенсивность набора угла i. Принимаем i = 1,5°/10 м и менее. Если i = 1,5°/10 м, то R1 = 573/i = 573/1,5 = 382.H = Hв + H1 + H2 = Hв + R1⋅sin α1 + L⋅cos α1;A = A1 +
A2 = R1(1 – cos α1) + L⋅sin α1.Решая систему двух уравнений относительно α1, получимгде H0 = Н – Hв. Общая длина по стволу:Lобщ = Hв + l + L = Hв + 0,01745 R1⋅α1 + (Н – Hв – R1 sin α1)/cos α1.6. ТБНГС Выполнить расчет четырехинтервального «J-образного» профиля ствола скважины с выходом на горизонталь: глубина скважины … м; горизонтальное проложение … м; глубина вертикального участка … м. J-образный профиль включает вертикальный участок, участок начального искривления, тангенциальный участок и участок малоинтенсивного увеличения зенитного угла И сходными данными для расчёта профиля являются параметры: H, A, HB, R1, R3, α1.Длина тангенциального участка и зенитный угол α3 ствола скважины на проектной глубине Н определяются по формулам:L = C – Q;B = R1 ∙ (1 – cos α1) + (H – HВ – R1 ∙ sin α1) ∙ tg α1;Справочник буровика – примеры расчета профиля на 13-16 странице7. ТБНГС Выполнить расчет необходимого расхода промывочной жидкости и указать при этом режим работы насосной группы для бурения скважины N … в интервале ... м с приводом долота от ротора.1) Из условия очистки забоя определяется расход Q1:Q1 ≥ qуд ∙ Fз, где qуд – удельный расход бурового раствора, м3/(с·м2) или м/с, площадь забоя скважины, Fз = 0,785∙D2, где D– диаметр долота; величину q
уд – рекомендуется брать в пределах 0,57-0,65 м/с.2) Из условия подъёма шлама в кольцевом зазоре между бурильными трубами и стенкой скважины определяется расход Q2:Q2 = υ ∙ Fк, где υ – необходимая скорость восходящего потока жидкости, м/с; Fк – площадь кольцевого зазора: Fк = 0,785 ∙ (D2 ∙ d2), где d– диаметр бурильной трубы. Рекомендуемые значения приведены в таблице.Из двух полученных расходов принимается наибольший.Тип насосов и их число выбираются из условия обеспечения заданного (расчетного) расхода промывочной жидкости, при этом максимальное допустимое давление должно быть больше расчетного: n ⋅ Qi ≥ Qр, где n – число насосов; Qi – производительность насоса при i-м диаметре втулок; Qр – расчетный расход промывочной жидкости.Фактическая производительность насоса, как правило, меньше теоретической Отношение фактической производительности насоса Qф к паспортной Qп называется коэффициентом наполнения k = Qф/Qп.Коэффициент наполнения зависит от реологических параметров промывочной жидкости, схемы обвязки насосов с рабочей емкостью, частоты ходов поршня насоса и т.д. В среднем принимают k = 0,9. Согласно справочнику рекомендуется брать максимально допустимое рабочее давление насоса не более 80 % от паспортного.8. ТБНГС Показать правильность выбора плотности промывочной жидкости для бурения скважины N … в интервале … м.Для предотвращения поступления пластовых флюидов в скважину (проявления) и поглощения бурового раствора давление в скважине рс не должно быть меньше пластового рпл и больше давления начала поглощения (гидроразрыва) рп с учетом гидродинамических потерь, т.е. должно выполняться условиерпл ≤ pс = ρ⋅g⋅H ± Δpгд ≤ рп,где ρ – плотность раствора, кг/м3;g – ускорение свободного падения = 9,81 м/с;H – глубина, м;ргд – гидродинамические потери давления при выполнении различных операций.Правилами безопасности регламентируется минимальное превышение давления столба бурового раствора над пластовым: ρ⋅g⋅H ≥ kpпл,Значения Н, k следующие:Н, м <1200 1201-2500 >2500
k 1,10-1,15 1,05-1,10 1,04-1,07Задачи по курсу «Осложнения и аварии при бурении скважин»1. Выполнить расчет установки нефтяной «ванны» при ликвидации прихвата (объёмов ванны и продавочной жидкости). Исходные данные:
-
забой …. м; -
прихват в интервале … м; -
диаметр долота … мм; -
диаметр бур. колонны … мм; -
толщина стенки бур. трубы … мм; -
плотность бурового раствора … кг/м3.