ВЫБОР ПОРОДОРАЗРУШАЮЩЕГО ИНСТРУМЕНТА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ГОРНО- ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ БУРЕНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ
ЛАБОРАТОРНО – ПРАКТИЧЕСКИХ РАБОТ
Перечень лабораторно – практических работ
по Учебной дисциплине
«Техника и технология бурения скважин»
Специальность
«Монтаж, техническая эксплуатация оборудования в нефтегазовой отрасли»
| Раздел 1. Основы нефтегазовой геологии | Практические занятия 1.Расчет термобарических условий в скважине |
| Раздел 2. Наземное оборудование и инструмент для бурения нефтяных и газовых скважин | Практические занятия 2. Выбор БУ согласно горно – геологическим условиям бурения скважины 3.Выбор породоразрушающего инструмента в зависимости от горно – геологических условий бурения. 4.Изучение кодировки износа породоразрушающего инструмента 5.Расчет бурильной колонны на прочность |
| Раздел 3. Технология промывки скважин буровые растворы | Лабораторная работа 1.Определение основных свойств буровых растворов и реологических свойств буровых растворов 6. Расчет необходимого количества материала для приготовления бурового раствора заданной плотности 7.Расчет основных свойств бурового раствора 8. Расчет гидравлической программы промывки |
| Раздел 4. Осложнения и аварии при бурении | 9.Выбор и обоснование ловильного инструмента для ликвидации аварий 10.Расчет кислотной ванны для ликвидации прихвата бурильной колонны |
| Раздел 5. Наклонно – направленное бурение | 11. Расчет профиля наклонно – направленной скважины 12. Графическое построение профиля наклонно – направленной скважины |
| Раздел6. Заканчивание скважин | 13. Построение графика совмещенных давлений. 14.Расчет глубины спуска кондуктора. 15. Выбор и обоснование способа цементирования скважины. 16. Расчет гидравлической программы цементирования 17.Выбор способа заканчивания скважины |
Практическая работа № 1
2 часа
РАСЧЕТ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ
Цель работы
Приобретение практических навыков определения термобарических условий на забое скважины
Обеспечивающие средства
2.1.Методические указания
2.2.Калькуляторы
Литература
3.1.Вадецкий Ю.В. «бурение нефтяных и газовых скважин»
3.2.Щукин А.А. «Строительство скважин» стр. 76 – 79
Технология работы
4.1.Понятие термобарическая характеристика.
4.2. Понятие Горное давление
4.3. Понятие Пластовое давление
Расчет горного давления
Р г = ∑ [ ( 1- П1 ) ρ ск + П1 ρж ] × h 1 g = ρ ср g Z, (1)
где П1 - пористость слоя породы( доли единицы);
ρ ск – плотность скелета породы кг/м3;
ρж - плотность жидкости в порах породы кг/м3 ;
h 1 - толщина слоя породы. м;
ρ ср – средняя плотность толщ пород, кг/м3 (ρ ср = 2,8 кг/м3);
Z – глубина залегания породы от дневной поверхности ( кровля пласта), м.
Расчет пластового давления
П пл = ρ × g× h ≈ 10 4 × h, (2)
Где ρ – плотность воды , принимается равной 103 кг/м3;
g- ускорение свободного падения ( 9,8 м/с2);
h- глубина на которой залегает пласт. М.
Если давление в пласте больше гидростатического , то давление на устье скважины при закрытой задвижке определяется по формуле :
П пл = ρ × g× h + Р ус, (3)
где Р ус- давление на устье скважины , МПа.
1. Понятие пласт с АВПД и АНПД
2. Понятие многолетнемерзлые породы (ММП).
3. Геотермическая ступень и геотермический градиент.
Расчет температуры на глубине
Т≈ Т0 + Г (Z – Z0) (4)
Где Т0 – температура нейтрального слоя Земли , 0С;
Г – средний геотермический градиент; ( 0,03 0 С/м);
Z - глубина залегания породы от дневной поверхности ( кровля пласта), м;
Z0 – глубина нейтрального слоя , м ( 15 – 30 м).
Содержание отчета
5.1. Номер работы
5.2.определение термобарические условия
5.3. определение горного давления
5.4. определение пластового давления
5.5. Расчет по формулам (1,2,3,4)
5.6. заполнение таблицы результатов
Форма таблицы результатов
| №п\п | Характеристики продуктивного пласта | Полученные значения |
| 1. | Горное давление | |
| 2. | Пластовое давление | |
| 3. | Температура |
Практическая работа № 2
2 часа
ВЫБОР БУ СОГЛАСНО ГОРНО -ГЕОЛОГИЧЕСКИМ УСЛОВИЯМ БУРЕНИЯ
Цель работы
Приобретение практических навыков определения нагрузок на БУ и выбор БУ согласно горно – геологическим условиям бурения
Обеспечивающие средства
2.1.Методические указания
2.2.Калькуляторы
2.3.Материалы месторождений
Задание
3.1.Изучить текст к работе
3.2.Расчет веса обсадной колонны
3.3.Расчет веса бурильной колоны
3.4. Обоснование БУ
Требования к отчету
4.1. Номер работы
4.2. Расчет
4.3. Выбор и обоснование БУ( Буровой установки)
Технология работы
При разбуривании нового нефтяного или газового месторождения большое значение имеет правильность выбора типа буровых установок, которые для данного района окажутся наиболее экономически выгодными. Прежде всего в зависимости от размеров площади, глубины залегания продуктивных горизонтов, расстояний от источников электроснабжения, перспективности близлежащих структур надо оценить целесообразность электрификации данного района. Первая задача – определение возможности и целесообразности сооружения линий электропередач для применения электрифицированных установок; вторая – выбор класса установок , которые позволят бурить быстрее и дешевле.
Исходные данные при выборе наиболее рационального класса буровой установки- проектная глубина бурения и конструкция скважины. Кроме того, для определения способа транспортировки и монтажа необходимо учитывать рельеф местности, грунтовые условия, ожидаемую скорость бурения.
Задание : Выбрать класс буровой установки для определенных условий.
Исходные данные для выбора БУ
| № | Глубина скважины, м | Конструкция скважины | Глубина спуска ОК | ||||||
| кондуктор | Промежут. колонна | Эксплуатац. Колонна | Кондуктор,м | Промежут. Колонна,м | |||||
| Ǿ,мм | Вес 1м.п, Н/м | Ǿ,мм | Вес 1м.п,Н\м | Ǿ,мм | Вес 1м.п Н\М | ||||
| 1 | 2500 | 340 | 1000 | 245 | 590 | 146 | 320 | 450 | 1200 |
| 2 | 2550 | 245 | 750 | 146 | 320 | 875 | |||
| 3 | 2600 | 340 | 1000 | 245 | 590 | 146 | 320 | 500 | 1250 |
| 4 | 2650 | 245 | 750 | 146 | 320 | 900 | |||
| 5 | 2700 | 340 | 1000 | 245 | 590 | 146 | 320 | 550 | 1300 |
| 6 | 2750 | 245 | 750 | 146 | 320 | 845 | |||
| 7 | 2800 | 340 | 1000 | 245 | 590 | 146 | 320 | 555 | 1350 |
| 8 | 2850 | 245 | 750 | 146 | 320 | 789 | |||
| 9 | 2900 | 340 | 1000 | 245 | 590 | 146 | 320 | 456 | 1400 |
| 10 | 3050 | 245 | 750 | 146 | 320 | 765 | |||
| 11 | 3100 | 340 | 1000 | 245 | 590 | 146 | 320 | 400 | 1500 |
| 12 | 3150 | 245 | 750 | 146 | 320 | 880 | |||
Дополнительные данные для всех вариантов .Глубина спуска эксплуатационной колонны равна глубине скважины. Бурильные трубы 127 мм, толщина стенки БТ σ =9 мм, вес одного погонного метра тубы g бт =279 Н/м; УБТ диаметром 178мм , всего УБТ 200 м,
g убт =1450Н\м.
Пример: Выбрать класс буровой установки для бурения скважины глубиной L = 3000м. Конструкция скважины: кондуктор диаметром 340мм при толщине стенки 11мм, вес 1м. кондуктора 1000Н\М, промежуточная колонна диаметром 245, толщина стенки 9,5 мм, вес 1м = 590Н/м. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, вес1м = 320 Н/м. глубина спуска кондуктора lк = 400м, lп = 2200м, эксплуатационной колонны lэ = 3000м.
Для бурения скважин до проектной глубины применяются бурильные трубы 127 мм, толщина стенки БТ σ =9 мм, вес одного погонного метра тубы g бт =279 Н/м; УБТ диаметром 178мм , всего УБТ 200 м, g убт =1450Н\м.
Решение:
При этих условиях вес кондуктора
Gк = lк*gк = 400*1000= 0,4 МН
Вес промежуточной колонны
Gп = lп*gп = 2200*590= 1,3 МН
Вес эксплуатационной колонны
Gэ = lэ*gэ = 3000*320= 0,96 МН
Вес бурильных труб
Gбт = lбт*gбт = 2800*276= 0,77МН
Вес утяжеленных бурильных труб( УБТ)
Gубт = lубт*gубт = 200*1450= 0,29МН
Вес бурильной колонны с УБТ
Gбк = Gбт+ Gубт = 0,77+0,29 = 1,06 МН
Таким образом, наибольшую нагрузку будет испытывать установка при спуске промежуточной колонны, а вес бурильной колонны составит 1,06 НМ. Для этой глубины при роторном бурении разрывная прочность бурильных труб должна быть не менее
Rбт= kз Gбк =1,5* 1,06 = 1,59МН
kз – коэффициент запаса = 1,5
Для бурильных труб разрывная прочность 1,56 МН. Этим требованиям по допустимой нагрузке на крюке удовлетворяет буровая установка пятого класса по ГОСТ 16293-82 с допустимой нагрузкой на крюке 2 МН или 200т. В соответствии с ГОСТом нагрузка от веса бурильной колонны допускается не более 0,6 разрывной прочности, т.е. 0.6 * 2 = 1.2 НМ. Так в нашем случае Gбк = 1,06 МН, то выбранная установка удовлетворяет этим требованиям.
Практическая работа № 3
2 часа
ВЫБОР ПОРОДОРАЗРУШАЮЩЕГО ИНСТРУМЕНТА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ГОРНО- ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ БУРЕНИЯ
Цель работы
Приобретение практических навыков выбора ПРИ для определенных горно -геологических условий
Обеспечивающие средства
2.1.калькуляторы
2.2.Материалы месторождений
Используемая литература
3.1. Н.В.Элияшевский «Типовые задачи и расчеты в бурении» ,
Как пример задача №1 стр 32-35
Задание
4.1.Выбрать тип долота в зависимости от горно – геологических условий для одного стратиграфического подразделения
4.2.Определить средние показатели на одно долото
4.3Определить величину эксплуатационных затрат
Требования к отчету
5.1. Номер работы
5.2. Условия задачи
5.3. Решение задачи
54. Вывод
Технология работы
6.1 Решение задачи: Выбрать тип долота при следующих условиях
| Вариант | Страт. подразделение ( свита) | Кол-во долот | Время бурения | Интервал бурения | ||||||
| 1 | 2 | 1 | 2 | 1 | 2 | |||||
| 1 | Покурская | 8 | 18 | 110 | 100 | 550 | 400 | |||
| 2 | Тюменская | 10 | 20 | 95 | 90 | 450 | 324 | |||
| 3 | Покурская | 12 | 22 | 115 | 105 | 560 | 390 | |||
| 4 | Тюменская | 14 | 24 | 100 | 95 | 460 | 314 | |||
| 5 | Покурская | 6 | 16 | 120 | 110 | 570 | 380 | |||
| 6 | Тюменская | 8 | 18 | 105 | 100 | 470 | 304 | |||
| 7 | Покурская | 10 | 20 | 125 | 115 | 580 | 370 | |||
| 8 | Тюменская | 12 | 22 | 110 | 100 | 480 | 294 | |||
| 9 | Покурская | 14 | 24 | 130 | 120 | 590 | 360 | |||
| 10 | Тюменская | 16 | 26 | 115 | 110 | 490 | 264 | |||
Дополнительные данные
Цена долота( Сд ): 190 000 рублей
Продолжительность СПО ( tСПО +tВСП): 7 часов
Стоимость 1 часа работы буровой ( Св) : 29000 руб/ч
Пример : Результаты бурения одного из стратиграфических подразделений следующие
( суммарные по всем скважинам):
1. Общее число израсходованных долот 1 – типа ( n1 = 12), 2 – типа ( n2= 22)
2. Пробурено долотами 1 типа (Н 1= 314 м), 2 – типа (Н 2= 300м)
3. Общее время бурения долота 1 типа ( Т1=116,65 ч), 2 типа ( Т2=93,75 ч).
Эти суммарные показатели взяты после проверки совокупности проходок на наличие дефектных данных и исключения их.
Дата добавления: 2019-01-14; просмотров: 1855; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!