Осложнения при бурении задачи. Контрольная работа дисциплина осложнения и аварии в бурении нефтяных скважин

• Название: Контрольная работа дисциплина осложнения и аварии в бурении нефтяных скважин
• Анкор: Осложнения при бурении задачи
• Дата: 14.02.2023
• Размер: 0.63 Mb.
• Имя файла: OiAvB_-_Kontrolnaya.docx
• Тип: Контрольная работа; #936980
• страница: 3 из 3

Задача № 8

Исходные данные:

V_о = 72 м³ – объём бурового раствора подлежащего обработке;

ρ_р = 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 ρ_р = 1116 кг/м³ до ρ₂ = 1200 кг/м³, для этого в качестве утяжелителя будем использовать барит с ρ_барит = 4300 кг/м³



Ответ: Количество воды для уменьшения плотности бурового раствора заданного объёма необходимо V_в = 9,93 м³.

Количество утяжелителя для повышения плотности бурового раствора заданного объёма равно V_{утяжелителя} = 8,39 т.
Задача № 9

Исходные данные:

L = 2108 м – длина бурильной колонны;

D_н = 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



2. Определяем допустимое усилие при расхаживании:



Для бурильных труб группы прочности «E»: σ_т = 550 МПа

K_зп = 1,2 – коэффициент запаса прочности



3. Определяем допустимое число оборотов бурильной колонны при отбивке ротором:





напряжение растяжения, где Q_р – 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 Q_доп = 1,78 МН; Допустимое число оборотов бурильной колонны при отбивке ротором, n_р = 9,6 об.

Задача № 10

Исходные данные:

D_д = 0,2159 м – диаметр долота;

K_уш = 1,17 – коэффициент уширения ствола скважины;

δ = 0,007 м – толщина стенки бурильной колонны;

H = 1120 м – глубина скважины;

D_н = 0,127 м – наружный диаметр бурильной колонны;

ρ_р = 1030 кг/м³ – плотность бурового раствора;

ρ_н = 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;

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, 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(ρ_б.р – ρ_н) + 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;

D_н – наружный диаметр бурильной колонны;

D_д – диаметр долота;

D_скв – диаметр скважины.

Задача № 11

Исходные данные:

ρ_р = 1230 кг/м³ – плотность бурового раствора;

H = 1700 м – глубина скважины;

P_пл = 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:

P_заб = ρ_р · g · (H – z₁) + P_пл = 1230 · 9,8 · (1700 – 1340) ∙ 10^-6 + 20,9 = 25,24 МПа

Давление на устье:



2. Дляz₂ = 710м:



Давление на забое:

P_заб = ρ_р · g · (H – z₂) + P_пл = 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 P_у = 12,34 МПа

Задача № 12

Исходные данные:

H_пг = 1450 м – глубина залегания подошвы поглощающего горизонта;

h_пг = 17 м – мощность поглощающего горизонта;

h_ст = 32 м – статический уровень бурового раствора.

Данные взятые самостоятельно:

D_н = 0,127 м – наружный диаметр бурильных труб;

D_д = 0,2159 м – диаметр долота;

ρ_р = 1200 кг/м³ – плотность бурового раствора;

ρ_ц.р = 1900 кг/м³ – плотность цементного раствора;

K_эп = 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 D_вн = 0,1086 м – внутренний диаметр бурильных труб.

h_ц = 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:

V_пр = H_пр ∙ F_тр,



тогда:







тогда:

V_пр = 1367,33 ∙ 0,00926 = 12,67 м³
Расчет необходимого времени загустевания цементного раствора Т_заг должен соответствовать условию:

Т_заг > 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






h_ст



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.