Главная страница
Навигация по странице:

  • Пункт 1.1 Исходные данные

  • 2 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ 2.1 Определение пластовых давлений и давлений гидроразрыва в продуктивном пласте

  • 2. 2 Определение давления на устье при заполнении скважины газом

  • 2.3 Определение коэффициента аномальности и коэффициента гидроразрыва в продуктивном пласте


  • 2.4 Определение давления гидроразрыва по интервалам бурения

  • 2.5 Определение минимальной и максимальной относительной плотности промывочной жидкости

  • гидроаэромеханика в бурении курсовая работа. Курсовая работа по дисциплине гидроаэромеханика в бурении


    Скачать 2.66 Mb.
    НазваниеКурсовая работа по дисциплине гидроаэромеханика в бурении
    Анкоргидроаэромеханика в бурении курсовая работа
    Дата18.10.2022
    Размер2.66 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаGidroaeromekhanika-v-burenii-199447.docx
    ТипКурсовая
    #739352
    страница1 из 7
      1   2   3   4   5   6   7


    МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

    РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

    ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

    ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

    ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
    «Уфимский государственный нефтяной технический университет»
    Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

    КУРСОВАЯ РАБОТА

    по дисциплине

    «ГИДРОАЭРОМЕХАНИКА В БУРЕНИИ»

    Вариант № 20

    Выполнил: студент гр. БГБ 14-02 Р.Р.Сафин
    Руководитель: доцент, к.т.н. М. Е. Логинова


    УФА 2017

    СОДЕРЖАНИЕ

    1 Исходные данные




    2 Выбор конструкции скважины




    2.1 Определение пластовых давлений и давлений гидроразрыва в продуктивном пласте



    2.2 Определение давления в скважине на устье при поступлении в скважину пластовых флюидов




    2.3 Определение коэффициента аномальности и коэффициента гидроразрыва в продуктивном горизонте




    2.4 Определение давления гидроразрыва по интервалам




    2.5 Определение минимальной и максимальной относительной плотности промывочной жидкости




    2.6 Определение совместимости и несовместимости интервалов бурения




    3 Выбор расхода промывочной жидкости




    4 Расчёт потерь давления в циркуляционной системе




    4.1 Потери в трубном пространстве




    4.2 Потери давления в кольцевом пространства




    4.3 Потери давления в поверхностной обвязке буровой




    5 Выбор насоса и диаметров цилиндровых втулок.




    6 Построение номограммы















    Пункт 1.1 Исходные данные





    Диаметр долота, мм

    215,9

    Техническая колонна:

    -диаметр, мм

    -толщина стенки


    245

    9

    Компоновка бурильного инструмента:

    УБТ - длина, м

    - диаметр, мм

    СБТ - длина, мм

    - диаметр, мм

    - толщина стенки, мм

    - тип замка

    ЛБТ - диаметр, мм

    - толщина стенки



    50

    178

    500

    127

    9

    ЗП-178

    129

    9

    Момент на долоте при бурении, Н*м

    1200

    Забойный двигатель

    3ТСШ1-195

    Гидромониторные насадки:

    - диаметр, мм

    - количество, шт


    15

    3

    Тип бурового станка

    БУ80

    Увеличение объема жидкости при проявлениях,

    4,18

    Расход пластового флюида при фантанировании при забое 1700 м, т/с

    700

    Эквивалент порового (пластового) давления
    / эквивалент давления гидроразрыва (начала поглощения) в интервале

    0-500

    500-1000

    1000-1050

    1050-1500

    1500-1600

    1,0/1,5

    1,0/1,65

    0,9/0,95

    0,9/0,95

    -/1.6

    Предлагаемые глубины:

    - кровли продуктивного пласта, м

    - газонефтяного контакта, м

    - водонефтяного контакта, м


    1600

    1650

    2100

    Предлагаемое пластовое давление на глубине ВНК, МПа

    21,0

    Давление на устье при проявлении при забое 2000 м:

    - в трубах Р1, МПа

    - в затрубном пространстве Р2, МПа



    0

    0,6

    Плотность разбуриваемых пород , кг/

    2100

    Технические данные двигателя 3ТСШ1-195

    Число ступеней

    330

    Расход жидкости, л/с

    30

    Длина, мм

    25700

    Масса, кг

    4790

    Рабочий режим

    Частота вращения вала, об/мин

    380

    Момент на валу, Н*м

    1,5

    Перепад давления, МПа

    3,9


    2 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
    2.1 Определение пластовых давлений и давлений гидроразрыва в продуктивном пласте

    Уравнение гидростатики



    где - давление на глубине ;

    – плотность промывочной жидкости.

    При Н=2100 м :



    При Н=1650 м :







    где – относительная плотность газов;

    z = 1,05 – коэффициент сверх сжимаемости газа;

    Т – температура на исходной глубине;



    При Н = 1600 м :







    2. 2 Определение давления на устье при заполнении скважины газом






    2.3 Определение коэффициента аномальности и коэффициента гидроразрыва в продуктивном пласте

    ;

    При H = 2100 м:



    При H = 1650 м: :



    При H = 1600 м:


    2.4 Определение давления гидроразрыва по интервалам бурения



    При H= 0-500 м:

    К=1,5

    При H= 500-1000 м:

    К=1,65

    При H= 1000-1050 м:

    К=0,95

    При H= 1050-1500 м:

    К=0,95

    При H=1500-1600 м:

    К=1,6
    2.5 Определение минимальной и максимальной относительной плотности промывочной жидкости



    где К – коэффициент запаса, при

    при относительная плотность бурового раствора

    При H = 0 – 500 м:




    При H = 500 – 1000 м:





    При H = 1000 – 1050 м:





    При H = 1050 – 1500 м:





    При H = 1500 – 1600 м:





    При H = 1600 м:





    При H = 1650 м:





    При H = 2100 м:




    Результаты вычислений сводим в таблицу 2.1

    Таблица 2.1 – Давления и допустимые плотности по интервалам бурения

    H [м]

    [МПа]

    [МПа]









    0-500

    13,84

    0-17,36

    1

    1,5

    1,1

    1,36

    500-1000

    -

    8,09-16,19

    1

    1,65

    1,1

    1,5

    1000-1050

    -

    9,32-9,79

    0,9

    0,95

    0,99

    0,86

    1050-1500

    -

    9,79-13,98

    0,9

    0,95

    0,95

    0,86

    1500-1600

    -

    23,54-25,11

    -

    1,6

    -

    1,52

    1600

    17,16

    20,66

    1,09

    1,32

    1,14

    1,26

    1650

    17,25

    20,75

    1,07

    1,28

    1,12

    1,22

    2100

    21

    24,5

    1,19

    1,19

    1,07

    1,13

    1900

    -

    -

    -

    -

    1,1

    1,19


    Вывод:

    Принимаем плотность бурового раствора среднюю между минимальной и максимальной относительной плотности для промывочной жидкости на глубине 1900 метров равной 1100 кг/ . Далее строим график индексов пластовых давлений и давлений гидроразрыва и относительных плотностей промывочных жидкостей.

    Совместимыми интервалами бурения называются те интервалы, которые можно пробурить промывочной жидкостью одной плотности без осложнений.

    Интервалы:

    I-II - совместимый

    II-III - несовместимый

    III-IV- несовместимый

    IV-V - несовместимый

    V-VI - совместимый

    VI-VII - несовместимый

    Техническая колонна спускается на глубину 1900 м.
      1   2   3   4   5   6   7


    написать администратору сайта