Контрольная работа дисциплина осложнения и аварии в бурении нефтяных скважин

• Название: Контрольная работа дисциплина осложнения и аварии в бурении нефтяных скважин
• Дата: 16.11.2022
• Размер: 1.7 Mb.
• Имя файла: OiAvB_-_Kontrolnaya_v6 (1).docx
• Тип: Контрольная работа; #792191
• страница: 4 из 5

Задача № 2

Исходные данные:

h_ст = 50,6 м – статический уровень бурового раствора;

ρ_р = 1150 кг/м³ – плотность бурового раствора;

H_пг = 1100 м – глубина залегания подошвы поглощающего горизонта.

Определить: Относительное давление в скважине при наличии поглощающего горизонта.

Решение:

Относительное давление в поглощающем горизонте:



где ρ_б.р – плотность бурового раствора

ρ_в – плотность воды

тогда:



В системе скважина – пласт величина плотности бурового раствора превышает значение относительного давления, т.е. ρ_р > P_о, следовательно, может произойти поглощение бурового раствора.

Ответ: Относительное давление в скважине при наличии поглощающего горизонта равно P_о =1,097 МПа

Задача № 3

Исходные данные:

H_пг = 1420 м – глубина залегания подошвы поглощающего горизонта;

ρ_р = 1190 кг/м³ – исходная плотность бурового раствора;

ρ_р1 = 1100 кг/м³ – плотность бурового раствора для замены в скважине;

h_ст = 67 м – исходное положение статического уровня.

Определить: Положение статического уровня h_ст.1 при переходе на раствор большей или меньшей плотности.

Решение:

1. Определим высоту столба раствора в скважине:

h_б.р = H_пг – h_ст = 1420 – 67 = 1353 м

2. Определим высоту столба раствора при замене:



3. Определим положение статического уровня при переходе на раствор большей плотности:

h_ст.1 = H_пг – h_б.р.1 = 1420 – 1463,7 = –43,7 м

ответ получился с минусом, т.е. плотность бурового раствора для замены в скважине выбрана неправильно.

Для того чтобы статический уровень был на устье, плотность бурового раствора должна составлять:


Задача № 4

Исходные данные:

H_пг = 1490 м – глубина залегания подошвы поглощающего горизонта;

ρ_р = 1160 кг/м³ – исходная плотность бурового раствора;

h_ст = 42 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 = 1127,3 кг/м³.
Задача № 5

Исходные данные:

S = 17 м² – площадь дна ёмкости;

h_у = 1,1 м – величина снижения уровня жидкости;

t = 20 мин. – время, за которое снизился уровень жидкости.

Определить: Интенсивность поглощения бурового раствора.

Решение:

1) Определяем объём бурового раствора, который поглотила скважина:

V = S · h_у = 17 · 1,1 = 18,7 м³

2) Тогда интенсивность поглощения бурового раствора будет равна:



Ответ: Интенсивность поглощения бурового раствора скважиной (поглощающим пластом) составляет Q = 56,1 м³/ч.
Задача № 6

Исходные данные:

Q = 16 м³/час – интенсивность поглощения;

h_ст = 72 м – величина статического уровня жидкости;

h_д = 7 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 K_пс

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 K_пс и мероприятия по её ликвидации

Категория зоны поглощения	Коэффициент поглощаю-щей способности Kпс	Мероприятия по ликвидации поглощений
II	1-3 (Kпс = 1,98)	Закачивание быстросхваты-вающейся смеси (БСС). Расход цемента 5-10 т.

Ответ: Коэффициент поглощающей способности K_пс = 1,98
Задача № 7

Исходные данные:

D_д = 215,9 мм = 0,2159 м – диаметр долота;

d_н = 114 мм = 0,114 м – наружный диаметр колонны;

P_пл = 19,1 МПа – пластовое давление;

ρ_р = 1160 кг/м³ – плотность бурового раствора;

μ = 0,02 Н·с/м² – вязкость бурового раствора;

H = 1800 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:

P_ст = ρ_б.р · g · H = 1160 · 9,8 · 1800 = 20462400 Па = 20,46 МПа



Ответ: Максимально допустимая скорость спуска бурильной колонны составляет
_max = 0,386 м/с
Задача № 8

Исходные данные:

V_о = 120 м³ – объём бурового раствора подлежащего обработке;

ρ_р = 1222 кг/м³ – исходная плотность бурового раствора;

ρ₁ = 1114 кг/м³ – расчетная плотность облегченного раствора;

ρ₂ = 1316 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 = 1222 кг/м³ до ρ₂ = 1316 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 = 58,38 м³.

Количество утяжелителя для повышения плотности бурового раствора заданного объёма равно V_{утяжелителя} = 16,25 т.
Задача № 9

Исходные данные:

L = 2305 м – длина бурильной колонны;

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

δ = 0,0095 м – толщина стенки бурильной колонны;

∆P = 9,5 т = 95 кН – усилие натяжения бурильной колонны при котором произошла её деформация (удлинение) на величину ∆l;

∆l = 0,31 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; 31,79 кг = 317,9 Н – вес погонного метра бурильной трубы;



Ответ: Верхняя граница прихвата равна L₀ = 2523,24 м; Допустимое усилие при расхаживании Q_доп = 1,61 МН; Допустимое число оборотов бурильной колонны при отбивке ротором,n_р = 18,1 об.

Задача № 10

Исходные данные:

D_д = 0,1905 м – диаметр долота;

K_уш = 1,05 – коэффициент уширения ствола скважины;

δ = 0,009 м – толщина стенки бурильной колонны;

H = 1815 м – глубина скважины;

D_н = 0,114 м – наружный диаметр бурильной колонны;

ρ_р = 1160 кг/м³ – плотность бурового раствора;

ρ_н = 810 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 · (1,05 · 0,1905² – 0,114²) · (0 + 100) + 0,785 · 0,096² · 414,47 = 4,97 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 · 1815 · (1160 – 810) + 10^-4· 9,8 · 1815 = 8,0 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 = 1100 кг/м³ – плотность бурового раствора;

H = 2400 м – глубина скважины;

P_пл = 26,4 МПа – пластовое давление;

z₁ = 1740 м – глубина нахождения газожидкостной пачки;

z₂ = 1250 м – глубина нахождения газожидкостной пачки.

Определить: Устьевое, забойное давление при нахождении пачки на глубине 1740, 1250м.

Решение:

1. Для z₁ = 1740 м:



Давление на забое:

P_заб = ρ_р · g · (H – z₁) + P_пл = 1100 · 9,8 · (2400 – 1740) ∙ 10^-6 + 26,4 = 33,52 МПа

Давление на устье:



2. Дляz₂ = 1250 м:



Давление на забое:

P_заб = ρ_р · g · (H – z₂) + P_пл = 1110 · 9,8 · (2400 – 1250) ∙ 10^-6 + 26,4 = 38,8 МПа

Давление на устье:



При z₁ = 1740 м При z₂ = 1250 м

P_у = 7,64 МПа P_у = 12,92 МПа

Задача № 12

Исходные данные:

H_пг = 2070 м – глубина залегания подошвы поглощающего горизонта;

h_пг = 22 м – мощность поглощающего горизонта;

h_ст = 42 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 = 1969,42 ∙ 0,00926 = 18,24 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