1зад. Решение Рассчитываем длину убт под направление
 Скачать 63.05 Kb.
|
|
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 3 в интервале 1300-1400 м. Перепад давления на долоте 100 атм. Решение Рассчитываем длину УБТ под направление:  Выбираем УБТ-178 Принимаем 70,6 м. УБТ-178 ЕН Если критическая нагрузка меньше нагрузки на долото, то с целью ограничения поперечной деформации УБТ, рекомендуется устанавливать на УБТ промежуточные опоры профильного сечения. Число опор рассчитывается по формуле:  Принимает 16 опор 2.ТБНГС Определить предельную (исходя из условия прочности) глубину бурения скважины N 2 используемой БК при наращивании верхней секции трубами того же типоразмера. Решение Примем за 1-ю секцию из стали групп прочности «Д» (σт = 380 МПа). Страгивающую нагрузку определим по формуле. Найдем:      Предельную нагрузку определим по формуле:  Выбрав страгивающую нагрузку за расчетную как наименьшую, определим допустимую глубину спуска секции по формуле:  Поскольку 2030 м < 2900 м, для верхней секции берем больший размер: 60 х 5 мм; q12 = 6,96 кг/м; L = 29,3; h1 = 1,41 мм. 3.ТБНГС Определить (исходя из условия прочности) возможность бурения скважины N 2 до проектной глубины указанной БК, но при использовании для верхней секции бурильных труб ЛБТ 129х11. Решение Определим страгивающую нагрузку по формуле. Внутренний диаметр d = D - 2·δ = 60,3 - 2·5 = 50,3 мм. Толщина стенки под резьбой ниппеля    .Угол α для трапецеидальной резьбы (ГОСТ 633-80)  .Угол трения φ 3°, так как при больших значениях φ сtg (α + φ) будет отрицательный и страгивающая нагрузка будет неоправданно возрастать. Следовательно, ctg (α + φ) = 0 преобразуется для трапецеидальной резьбы:  , Тогда  .Для проверки определим страгивающую нагрузку относительно муфтовой части трубы. Толщина стенки над резьбой муфтовой части  .В расчетной плоскости муфты (b - 3,06)/(44 - 13) = 1 : 12. Отсюда  .По формуле страгивающая нагрузка для муфтовой части  ,что превышает Рстр для трубы. Предельную нагрузку определим по основному телу трубы как имеющую наименьшую толщину стенки по формуле:  .Следовательно, за расчетную нагрузку следует принимать предельную как наименьшую. Длина 1-й секции  .Для второй секции используем ЛБТ 129х11 мм; гр. прочности «Д»; q = 9,5 кг/м. Определим Рстр по формуле. Находим внутренний диаметр d = 73 - 2·5,5 = 62 мм. Толщина стенки под резьбой ниппеля  ; ; .Предельная нагрузка по основному телу трубы по формуле  .Следовательно, и для этих труб расчетной будет предельная нагрузка. Длина 2-й секции  .Таким образом, суммарная длина колонны составят  .Минимальный зазор с обсадной колонной составит  .Допустимое внутреннее давление для нижней трубы НКБ 60 х 5 мм  .Определяем фактическое внутреннее давление трубы по формуле при плотности добываемой жидкости ρж = 900 кг/м3, Рбуф= 0;  .Рф < Рвн, следовательно, выбранная нами ступенчатая колонна проходит как по условию прочности, так и по внутреннему давлению для заданных условий скважины. 4.ТБНГС Определить (исходя из условия прочности) возможность бурения скважины N 2 до проектной глубины указанной БК, но при использовании для верхней секции труб ПН 114х8,2 «Д». Решение Допустимую нагрузку на трубы определим по формуле , полагая, что по технологии изготовления средняя толщина слоя стекла составляет 1 мм. Тогда  ; .Допустимая нагрузка  .Допустимая глубина спуска без учета облегчения в жидкости при n = 1 составит  .Для сравнения страгивающая нагрузка для ПН 114х8,2 «Д» составит  где    Допустимая глубина спуска по страгивающей нагрузке  .5.ТБНГС Выполнить расчет трехинтервального профиля ствола скважины с участком стабилизации: глубина скважины 2100 м; горизонтальное проложение 300 м; глубина вертикального участка 100 м. Решение 1. Вертикальный участок. Проекция участка на вертикальную ось hв = h = 100 м, длина по стволу ℓв = h = 300 м, горизонтальное смещение и зенитный угол равны 0. -Участок набор зенитного угла с отклонителем − ориентируемый набор зенитного угла. -Находим радиус искривления на участке по формуле : R = 57,3/i1, Интенсивность искривления равна i1 = 10 град/100 м = 0,1 град/м; После подстановки получаем R1 = 573 м. -Проекция участка на вертикальную ось: h1 = R1 * sin α=573 *sin12° = 119 м. -Горизонтальная проекция: a1= R1 . (1-cos α0) =573*(1-cos 120)=13м. -Длина интервала по стволу l = R1 / i1=120/0,1=120м 2. Участок неориентированного набора зенитного угла (2б). -Находим радиус искривления R2 = 57,3/i2, =57,3/0,05=1146м -Проекция участка на вертикаль h2 = R .(sin α– sin α0); α= α0+100=220, тогда h2=1146(sin220- sin120) =191м Участок стабилизации зенитного угла (3). Находим проекцию на вертикальную ось: h3 = H − h − h1 − h2, тогда h3 = 1900 − 600 − 119 − 191 = 990 м. Горизонтальное смещение: a3 = h3 * tgα, тогда a3 = 990 *tg22° = 400 м. Проверка расчета заключается в проверке выполнения условия (2.1): a1 + a2 + a3 = A ± 10. В нашем случае a1 + a2 + a3 = 13 + 57 + 400 = 470 м. Проектное смещение скважины по горизонтали должно быть 500 м, сумма смещений по участкам равна 470 м, то есть условие Σ аi = А ± 10 не выполняется. Таким образом, необходимо увеличить угол α, принимаем его равным α = 23°. Пересчитываем проекции участков 2б и 3. Участок 2б: H2=1146*(sin 23°−sin12°)=190 м, a2=1146⋅(cos12°−cos23°)=62 м, l2=230- 120/0,05=200м. Участок 3: h3 = 1900 − 600 − 119 − 190 = 991 м, a3 = 991 * tg23° = 421 м, l3=991/ cos 23=1077м Выполняем проверку: a1 + a2 + a3 = 13 + 62 + 421 = 496 м. 6.ТБНГС Выполнить расчет четырехинтервального «J-образного» профиля ствола скважины: глубина скважины 2100 м; горизонтальное проложение 300 м; глубина вертикального участка 50 м. Зенитный угол наклонно-направленного участка: 30°. Зенитный угол в конце второго участка набора зенитного угла: 90°. Решение На основании исходных данных по формулам определяются ве-личина угла α3 и длина L тангенциального интервала ствола: B 3821cos 30167880382sin 30 tg30863    По формулам рассчитывается длина эксплуатационного участка профиля, а также его вертикальная и горизонтальная проекции. Параметры проектного профиля заносятся в таблицу 1 Таблица 1 – Параметры проектного четырёхинтервального профиля
7.ТБНГС Выполнить расчет необходимого расхода промывочной жидкости и указать при этом режим работы насосной группы для бурения скважины N 3 в интервале 1800...2100 м с приводом долота от ротора. Решение Оптимальным расходом считается такой, при котором давление столба жидкости на забой при бурении, а, следовательно, и дифференциальное давление будут минимальными. Давление жидкости на забой при бурении определяется из выражений Рз = Рг ст + ΔРкп=3603.7+1558.7=5162.4  ΔРкп =  Задаваясь различными значениями расхода бурового раствора, определяют для них значения Р3 и по графику Р3 = Р (Q)находят оптимальный расход, при котором Р3 будет минимальным. Поскольку зависимость Р – Р (Q) достаточно пологая, оптимальной можно считать область значений расходов, в которой 360/320 ≤ (1,1 – 1,15) МПа 8.ТБНГС Показать правильность выбора плотности промывочной жидкости для бурения скважины N 3 в интервале 1800-2500 м. Решение Величина пластового давления в эквиваленте плотности (рп) равна по исходной формуле , проведя соответствующие преобразования рп = 26106 / 102500 = 1155,6 кг/м3. Допускаемые пределы изменения плотности из условия превышения гидростатического давления столба промывочной жидкости над пластовым на 5–10 % составят = 1155,6 + (0,05 0,1) 1155,6 = 1213 1271 кг/м3. Верхний предел плотности промывочной жидкости из условия о максимально допустимой репрессии на пласт ( 2,5 МПа) будет равен max = (26106 + 2,5106) / (102250) = 1267 кг/м3. Таким образом, при бурении в рассматриваемом интервале значения плотности промывочной жидкости должны находиться в диапазоне от 1213 до 1267 кг/м3. При этом, если нет необходимости повышать плотность промывочной жидкости с целью обеспечения устойчивости стенок скважин, более предпочтительным является ее меньшее значе-ние – 1213 кг/м3. Это обусловлено тем, что с ростом плотности промывочной жидкости увеличивается вероятность гидроразрыва пластов и связанных с этим поглощений промывочной жидкости, а также существенно снижаются механическая скорость бурения и проходка на долото (коронку). |