Задачи. Задачи_МСС.docx_70c68ca459cbd7cdd273035cd64f8387 (1). Практическая работа 1. Расчет гидравлических потерь при движении бурового раствора

Название	Практическая работа 1. Расчет гидравлических потерь при движении бурового раствора
Анкор	Задачи
Дата	04.02.2022
Размер	201.65 Kb.
Формат файла
Имя файла	Задачи_МСС.docx_70c68ca459cbd7cdd273035cd64f8387 (1).docx
Тип	Практическая работа #351710
страница	3 из 4

1 2 3 4

Таблица №7 – Варианты заданий к практической работе №5

	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
подача насосов Q, м³/с	0.01	0.003	0.035	0.01	0.05	0.01	0.005	0.08	0.09	0.02
объемная проницаемость Q₀∙10⁵, м³/с	5	3	2.5	4	6	5	4.5	1.5	1	4
наружный диаметр d_н, м	0.18	0.178	0.17	0.172	0.175	0.182	0.172	0.175	0.176	0.177
плотность ρ, кг/м³	1350	1400	1250	1550	1600	1450	1300	1380	1520	1600
динамическое напряжение сдвига τ₀, Па	7.4	7.2	7	6.8	6.9	7.1	7.5	7.6	6.5	7.3
пластическая вязкость η, Па·с	0.04	0.045	0.036	0.037	0.038	0.039	0.042	0.041	0.04	0.035
диаметр скважин6ы D, м	0.22	0.218	0.22	0.224	0.223	0.221	0.219	0.225	0.226	0.222

Ход выполнения работы № 5

1. Вычисляются средние скорости, м/с:

;

2. Вычисляются параметры Рейнольдса принимая, что h=0.25(Dd_н):

;

3. Определяются коэффициенты Re₀, cRe₀) с для функций влияния оттока (притока):

4. Функции влияния оттока (притока) fRe₀), ₁Re₀, для оценки гидравлических потерь в затрубном пространстве, когда имеет место проницаемость одной стенки скважины:

5. Вычисляется приведенный параметр Сен-Венана:

6. Приведенные параметры Рейнольдса для щели:

;

7. Коэффициенты гидравлического сопротивления: без учета притока (оттока)

;

с учѐтом притока (оттока)

.

8. Снижение (повышение) гидравлических потерь составит:

9. Варьируя значением объемной проницаемости Q₀∙10⁵, м³/с в пределах 10% оценить изменение коэффициента гидравлического сопротивления.

10. Построить графики =fQ₀ и =fQ₀ для нескольких значений объемной проницаемости.

11. Сформулировать вывод по работе.

Практическая работа №6.
Исследование влияния величины внешнего давления горной породы на крепь ствола обсадной колонны во временном интервале
После установки обсадной колонны на стенки будет воздействовать давление горной породы. Максимальная величина этого давления приходится на крепь ствола. Для специалиста важно знать изменение давления горной породы во временном интервале, так как от его максимального значения будет определяться срок эксплуатации скважины и физико-механические свойства материала обсадной колонны.
Цель работы: исследование процессов взаимодействия крепи ствола обсадной колонны и горной породы во времени с применением ЭВМ и расчѐтных программ.
Задание

Основываясь на вязкопластичной модели горных пород исследовать влияние величины внешнего давления горной породы на крепь ствола обсадной колонны во временном интервале для разного вида горных пород. Варианты заданий приведены в таблице 8.
Таблица №8 – Варианты заданий к практической работе №6

	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
внутренний и внешний радиус трубы R₁/R₂, м	0,71/0,75	0,73/0,74	0,72/0,73	0,70/0,74	0,72/0,76	0,71/0,73	0,72/0,74	0,74/0,78	0,73/0,77	0,70/0,74
внешний радиус цементной оболочки R, м	0,96	0,97	0,98	0,99	1,00	0,94	0,93	0,92	0,91	0,95
Глубина скважины H, м	3100	3200	3300	3400	3500	3600	3700	3800	3900	3000
Средняя плотность пород ρ_г, кг/м³	2550	2450	2480	2540	2520	2600	2570	2580	2460	2500

Таблица №9 – Значения параметров ползучести α и β, модуля Юнга и коэффициента Пуассона для некоторых горных пород

Тип горной породы	α	β	Ег, 104 МПа	νг
Постоянные породы	0,1000	0,300	6,00	0,30
Песчаник	0,0046	0,283	1,57	0,21
Глина	0,0100	0,200	3,16	0,22
Алевролит	0,0368	0,285	6,21	0,29

Ход выполнения лабораторной работы № 6

1. Определяются модули сдвига материала трубы и цементного камня, МПа:

2. Вычисляется значение жѐсткости крепи ствола скважины, МПа/м:

Значения модулей Юнга для материала трубы E₁=2·10⁵ МПа и цементного камня Е₂=2·10⁴ МПа, а также величину среднего значения коэффициента Пуассона ν=0,3 для трубы и цементного камня принять постоянными.
3. Определяется модуль объѐмного сжатия горной породы, МПа:

4. Вычисляется приведѐнный модуль объѐмного сжатия (расширения) горной породы, МПа. Значения , , E_г ,_г выбираются по Таблице 9.

где t – заданный период времени в [c]. Рассмотреть период 10 лет с шагом в 1 год.

5. Значение бокового горного давления, создаваемого горой породой, Па:

6. Вычисляется горное давление на крепь за конечный промежуток времени, Па:

7. Для различного временного интервала оценить горное P_гt давление на крепь скважины для 4 различных горных пород. Построить график зависимости.

8. Сформулировать вывод по работе.

Практическая работа №7.
Проектирование процесса гидравлического разрыва пласта
Проектирование процесса гидравлического разрыва пласта представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей: расчет основных характеристик процесса и выбор необходимой техники для его осуществления; определение вида трещины и расчет ее размеров.
Задание

Рассчитать основные характеристики гидроразрыва пласта в добывающей скважине с известной глубиной и вскрытой толщиной пласта. Разрыв провести по НКТ с пакером. В качестве жидкости разрыва и песконосителя используется нефильтрующаяся амбарная нефть с известной плотностью и вязкостью. Предполагается закачать в скважину песок с известным диаметром зерен и темпом закачки. Используется агрегат 4АН-700. Варианты заданий приведены в таблице 8.
Таблица №8 – Варианты заданий к практической работе №7

Исходные данные	Последняя цифра зачетной книжки
Исходные данные	1	2	3	4	5	6	7	8	9	0
глубина скважины L_с, м	2300	2220	2280	2320	2410	2500	2470	2340	2450	2550
радиус контура питания Rk, м	100	120	140	150	160	170	180	200	210	220
толщина пласта h, м	22	18	20	17,5	22,5	19	18,2	17,8	18,4	20,6
внутренний диаметр НКТ d_вн, мм	76	74	75	74,5	75	74	75	74,8	74,6	75
плотность нефти ρ_н, кг/м³	950	930	945	952	955	960	950	964	952	960
вязкость нефти η_н, Па·с	0,295	0,290	0,280	0,292	0,300	0,305	0,293	0,302	0,310	0,297
масса песка m_п, т	5	4	3,5	4,3	3,8	4,2	4,1	4,2	3,9	5
концентрация песка в 1 м³ жидкости С_п, кг/м³	250	255	260	265	270	275	280	285	290	300
темп закачки Q, м3/с	0,010	0,012	0,014	0,011	0,009	0,013	0,015	0,012	0,014	0,012
дебит скважины до гидроразрыва q, м³ /сут	30	40	45	50	55	60	70	80	90	100
депрессия на забое ∆P, МПа	3	3,5	4	4,5	5	4,5	3,5	4	3	3,5

1 2 3 4