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 D_д ≤ 295,3, то D_УБТ = (0,75÷0,85) D_скв

Если диаметр долота D_д > 295,3, то D_УБТ = (0,65÷0,75) D_скв

Длину УБТ, как правило, определяют из условия, создания всей нагрузки на долото G_д весом УБТ и при этом, так чтобы их верхняя часть находилась в растянутом состоянии.



где K_з – коэффициент запаса по нагрузке, который рекомендуется брать равным 1,25;

G_д – нагрузка на долото;

G_ВЗД – вес забойного двигателя;

ΔP₀ – перепад давления в ВЗД кг/м²;

S₀ – площадь сечения канала УБТ;

K_д – коэффициент динамичности = 1,15

q₀ – расчетный вес (в воздухе) единицы длины УБТ;

Коэффициент K_ρ = 1 – ρ_ж/ρ_м. ρ_м = 7850 кг/м³, ρ_ж = 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/м

Общий 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 ∙ (D²_н – D²_в), м;

q – вес 1 метра бурильной трубы, кг;

ρ_м – плотность материала труб, 7850 кг/м³;

ρ_ж – плотность промывочной жидкости, из ГТН кг/м³;

σ_т – предел текучести (табличная величина);

К_зп – коэффициент запаса прочности на разрыв = 1,4 при использовании ВЗД и 1,5 при роторном бурении;

K_д – коэффициент динамичности = 1,15

Пример

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 задаче
4. ТБНГС Определить (исходя из условия прочности) возможность бурения скважины N … до проектной глубины указанной БК, но при использовании для верхней секции труб …. Аналогично второй задаче

5 . 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 Н_в; участка набора значения зенитного угла по радиусу R₁, наклонно прямолинейного L. Исходные данные: Н, А, Н_в. 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 = H_в + H₁ + H₂ = H_в + R₁⋅sin α₁ + L⋅cos α₁;

A = A₁ +

---

A₂ = R₁(1 – cos α₁) + L⋅sin α₁.

Решая систему двух уравнений относительно α₁, получим



где H₀ = Н – H_в. Общая длина по стволу:

L_общ = H_в + l + L = H_в + 0,01745 R₁⋅α₁ + (Н – H_в – 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, H_B, 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 – H_В – R₁ ∙ sin α₁) ∙ tg α₁;


Справочник буровика – примеры расчета профиля на 13-16 странице

7. 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 ≥ q_уд ∙ F_з, где q_уд – удельный расход бурового раствора, м³/(с·м²) или м/с, площадь забоя скважины, F_з = 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 ∙ F_к, где υ – необходимая скорость восходящего потока жидкости, м/с; F_к – площадь кольцевого зазора: F_к = 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 ⋅ Q_i ≥ Q_р, где n – число насосов; Q_i – производительность насоса при i-м диаметре втулок; Q_р – расчетный расход промывочной жидкости.

Фактическая производительность насоса, как правило, меньше теоретической Отношение фактической производительности насоса Q_ф к паспортной Q_п называется коэффициентом наполнения k = Q_ф/Q_п.

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 р_с не должно быть меньше пластового р_пл и больше давления начала поглощения (гидроразрыва) р_п с учетом гидродинамических потерь, т.е. должно выполняться условие

р_пл ≤ p_с = ρ⋅g⋅H ± Δp_гд ≤ р_п,

где ρ – плотность раствора, кг/м³;

g – ускорение свободного падения = 9,81 м/с;

H – глубина, м;

р_гд – гидродинамические потери давления при выполнении различных операций.

Правилами безопасности регламентируется минимальное превышение давления столба бурового раствора над пластовым: ρ⋅g⋅H ≥ kp_пл,

Значения Н, k следующие:

Н, м <1200 1201-2500 >2500

---

k 1,10-1,15 1,05-1,10 1,04-1,07
Задачи 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.
  

1. Определяем суммарный объём нефти для установки нефтяной ванны, Q м³:



где K – коэффициент кавернозности ствола скважины в зоне прихвата;

D_н, D_вн – 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;

V_н – резервируемый объём нефти (3-5 м³) в бурильных трубах.

Тогда (цифры для примера):

где δ – толщина стенки бурильной колонны

отсюда:

Тогда суммарный объём нефти для установки нефтяной ванны равен (цифры для примера, в каких величинах брать):

Q = 0,785 · (1,09 · 0,2159² – 0,127²) · (0 + 100) + 0,785 · 0,111² · 310,02 = 5,72 м³

2. Определяем объём продавочной жидкости (бурового раствора) для продавки жидкого агента (нефти) для ванны:



+ для периодического подкачивания

3. Определим давление к концу установки ванны (может не надо будет рассчитывать):

P = 10^-6· gH(ρ_б.р – ρ_н) + 10^-4· gH = 10^-6· 9,8 · 1800 · (1160 – 890) + 10^-4· 9,8 · 1800 = 6,5 МПа
2. Определить длину неприхваченной части бурильной колонны, допустимое число оборотов при круговом расхаживании

---

Смотрите также файлы

• 40. 05. 01 Правовое обеспечение национальной безопасности.docx

• Матрица выбора профессии Г. В. Резапкина.docx

• Отчетная документация по прохождению производственной педагогической практики студентки группы Б4пнр.docx

• Задание Прогнозирование данных.pdf

• Итак, наконецто найдено волшебное лекарство, которого ждали все курильщики.doc