Методические указания для практических работ для студентов специальности 131001
Скачать 2.51 Mb.
|
| Раздел 3. Выбор способа и режима бурения скважин в соответствии с горно – геологическими условиями Практическая работа № 6 2 часа РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ НА ПРОЧНОСТЬ 1.Цель работы Приобретение практических навыков для расчета бурильной колонны на прочность при турбинном бурении 2.Обеспечивающие средства 2.1. Калькулятор 2.2.Методические указания 3.Литература 3.1.Н.В.Элияшевский «Типовые задачи и расчеты в бурении» стр.59-64; стр. 64-69 4. Задание 4.1.Изучить общие рекомендации по расчету УБТ 4.2. Изучить общие рекомендации по расчету бурильных колонн при бурении забойными двигателями. 4.3. Рассчитать бурильную колонну при турбинном бурении 5. Требования к отчету 5.1. Номер работы 5.2.Таблица данных 5.3.Расчет по формулам 6.Технология работы 6.1. Выполнить задание в соответствии с заданием. 6.2. Ответить на контрольные вопросы.( устно). 7. Контрольные вопросы 7.1.ТБПВ 7.2. Назначение ведущей трубы 7.3. Назначение УБТ 7.4. Недостатки ЛБТ 8. Методические указания для выполнения практической работы 8.1 Данные для выполнения работы: Глубина скважины ,м ( по горно – геологическим условиям бурения, по практической работе № 2); Условия бурения нормальные; Диаметр бурильных труб : 140 мм; 127мм; 114мм. Толщина стенки трубы : 8мм ; 7 мм ; 7 мм. Плотность бурового раствора: 1.14 г/см3; 1,13 г/см3; 1.12 г/см3.
Практическая работа № 7 2 часа ИЗУЧЕНИЕ КОНСТРУКЦИИ КОНЦЕВЫХ ЧАСТЕЙ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ 1.Цель работы Приобретение практических навыков для выбора БК при различных условиях и задачах бурения 2.Обеспечивающие средства 2.1.Методические указания 2.2. Отрезки концевых частей бурильных труб различных конструкций 2.3. Компьютерная программа «Выбор БК» 3. Задание 3.1.Изучить типы БК , 3.2. По отрезкам труб определить к какой части трубы относятся ( концевая часть или тело трубы) 4. Требования к отчету 4.1. Номер работы 4.2. Конспект основные типы БК и концевые соединения труб 4.3.Результат определения по образцам 5.Технология работы 5.1. Изучить основные типы БК сделать конспект в тетради 5.2. Изучить концевые соединения, перечислить в тетради их виды. 5.3. Группу разделить на 4 подгруппы. ( работа по образцам) Практическая работа № 8 2 часа ИЗУЧЕНИЕ И ВЫБОР КОМПОНОВКИ НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ 1.Цель работы Приобретение практических навыков для выбора КНБК при различных условиях и задачах бурения 2.Обеспечивающие средства 2.1.Методические указания 2.3. Компьютерная программа «Выбор БК» 2.3.Ю.В. Вадецкий «Бурение нефтяных и газовых скважин» стр 256-259 3. Задание 3.1.Изучить типы КНБК , 3.2. Выбрать КНБК для вертикального и наклонного интервала скважины 4. Требования к отчету 4.1. Номер работы 4.2. Конспект основные типы КНБК и их назначение 4.3. Выбор КНБК в зависимости от профиля скважины 5.Технология работы 5.1. Изучить основные типы КНБК сделать конспект в тетради 5.2. Выбрать КНБК по интервалам наклонного и вертикальных участков 5.3. Работа в компьютерной программе по подгруппам. Практическая работа № 9 2 часа ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ 1.Цель работы Приобретение практических навыков проектирования параметров режима бурения 2.Обеспечивающие средства 2.1.Методические указания 2.2.Ю.В. Вадецкий «Бурение нефтяных и газовых скважин» стр. 204 -249 3. Задание 3.1.Расчет осевой нагрузки на долото 3.2. Расчет частоты вращения ПРИ 3.3. Расчет качественных показателей промывочной жидкости 4. Требования к отчету 4.1. Номер работы 4.2. Понятие осевая нагрузка 4.3. Понятие частота вращения ПРИ 4.4. Расчет осевой нагрузки и частоты вращения для условий бурения 4.5. расчет частоты вращения ПРИ 4.6. Расчет показателей бурового раствора 5.Технология работы 5.1. Сделать конспект в тетради 5.2. Рассчитать основные параметры режима бурения, расчет производить по данным материалов месторождений ( усредненный геологический разрез, литолого – стратиграфическая характеристика разреза скважины). Расчёт осевой нагрузки на долото Осевая нагрузка, как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрения элементов долота в горную породу. С повышением осевой нагрузки, увеличивается эффективность разрушения, а наиболее эффективный процесс разрушения горной породы наблюдается в том случае, когда осевая нагрузка обеспечивает напряжение на контакте долота с горной породой превышающее значение ее твердости. Осевая нагрузка на долото является одним из важнейших параметров бурения. От ее величины зависят проходка на долото и механическая скорость бурения. Изменение нагрузки на долото приводит к изменению показателей его работы. Для геологических условий Западной Сибири рекомендуются нагрузки разработанные ЗапСибНИИ: - для мягких пород 300 кгс/см ; - для мягких средних пород 470 кгс/см . - для средних пород 600 кгс/см. При этом расчетное значение осевой нагрузке в любом случае не должно превышать 80 % от предельно – допустимой нагрузки на долото Gк < 0,8 * Рпред. Для расчета осевой нагрузки используют формулу : G ос = g * Дд , ( 1 ) Где g – удельная нагрузка на 1 см диаметра долота для соответствующей породы кгс/см ; Дд – диаметр долота , см ; Рассчитываем осевую нагрузку на долото при бурении под направление : Gос1 = 300* 39,37 = 11811 кгс ; Gкр < 0,8 * 47000 = 37600 кгс ; Где 47000 – Рпред – допустимая нагрузка на долото в кгс ; Проектом принята осевая нагрузка при бурении под направление равная 12000 кгс . Предельно допустимая нагрузка на конкретное долото диаметром 393,7 мм равна 37600 кгс . Осевая нагрузка при бурении под кондуктор : G ос 1 = 300 * 29,53 = 8859 кгс ; G кр < 0,8 * 40000 = 32000 кгс ; Где 40000 - Рпред – допустимая нагрузка на долото в кгс ; Проектом принята осевая нагрузка при бурении под кондуктор равная 9000 кгс . Предельно допустимая нагрузка на конкретное долото диаметром 295,3 мм равна 32000 кгс . Осевая нагрузка при бурении под эксплуатационную колонну : Gос 1 = 470 * 21,59 = 10147,3 кгс ; Gос 2 = 600 * 21,59 = 12954 кгс ; Gкр < 0,8 * 25000 = 20000 кгс . Проектом принята осевая нагрузка при бурении под эксплуатационную колонну равная 13000 кгс . Таблица 1 – Осевая нагрузка на долото
Расчёт частоты вращения долота Основной показатель бурения – механическая скорость – может быть представлена, как сумма углублений забоя на каждый оборот долота, то механическая скорость будет пропорционально возрастать с увеличением частоты оборотов долота. Однако практическая частота оборотов долота ограничивается рядом факторов, среди которых можно выделить следующие:
Для расчета числа оборотов каждого типа долот нужно использовать следующие формулы:
n= 19,1*Vл/Дд (2) , где 19,1=60/3,14 Vл- линейная скорость на периферийном венце, м/с; Дд- диаметр долота, м. Vл: - для М пород 3,5; для МС пород 2,8; для С пород 1,8. В интервале под направление: n=19,1*3,5/0,3937=170 об/мин. В интервале под кондуктор: n=19,1*3,5/0,2953=226 об/мин. В интервале под эксплуатационную колонну: n=19,1*2,8/0,2159=247 об/мин. n=19,1*1,8/0,2159=160 об/мин.
n=T0/0,02*(α+2) (3) ,где Т0 – потенциальная стойкость долота, час; Т0=0,0935*Дд; α- коэффициент учитывающий свойства горных пород; Для пород категории М – α=0,7÷0,9; Для пород категории С – α=0,5÷0,7; Для интервала бурения под направление: α=0,9; Т0=0,0935*393,7=36,8 час; n= 36,8/0,02*(0,9+2)=634 об/мин. Для интервала бурения под кондуктор: α=0,9; Т0=0,0935*295,3=27,6 час; n= 27,6/0,02*(0,9+2)=476 об/мин. Для интервала бурения под эксплуатационную колонну: α=0,7; Т0=0,0935*215,9=20,2 час; n= 20,2/0,02*(0,7+2)=374 об/мин. α=0,5; Т0=0,0935*215,9=20,2 час; n= 20,2/0,02*(0,5+2)=404 об/мин.
n = 0,6*105*dш /τmin*Z*Дд (4) , где dш – диаметр шарошки долота, м; Дд – диаметр долота, м; Z – число зубьев на периферийном венце шарошки; Число зубьев: Для долота III - 393,7 М – ГВ, Z=28; Для долота III - 295,3 М – ГВ, Z=22; Для долота III - 215,9 МС – ГВ, Z=18; Для долота III - 215,9 С – ГВ, Z=18; τmin – минимальное значение времени контакта зубьев долота с горной породой; Минимальное значение времени контакта зубьев долота с горной породой (τmin):
dш / Дд= 0,6 ÷ 0,7 принимаем среднее значение равное 0,65. Для интервала бурения под направление (τmin=8 мкс): n = 0,6*105 *0,65 /8*28 = 174 об/мин. Для интервала бурения под кондуктор (τmin=6 мкс): n = 0,6*105 *0,65 /8*22 = 222 об/мин. Для интервала бурения под эксплуатационную колонну: (τmin=6 мкс) n = 0,6*105 *0,65 /6*18 = 361 об/мин. (τmin=6 мкс) n = 0,6*105 *0,65 /5*18 = 433 об/мин. Из всех рассчитанных значений выбираем самое меньшее. Результаты заносим в таблицу 2.4. Таблица 2– Частота вращения долота по интервалам бурения.
Практическая работа № 10-11 4 часа ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОЛИЧЕСТВА БУРОВОГО РАСТВОРА И УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ БУРОВЫХ НАСОСОВ 1.Цель работы Приобретение практических навыков проектирования параметров режима бурения в том числе расчет качественных показателей промывочной жидкости и количества бурового раствора 2.Обеспечивающие средства 2.1.Методические указания 3. Задание 3.1.Расчет основных показателей бурового раствора 3.2. Расчет количества бурового раствора 3.3. Установление режима работы буровых насосов 4. Требования к отчету 4.1. Номер работы 4.2. Расчет и сводная таблица результатов по качеству промывочной жидкости 4.3. Расчет количества бурового раствора 4.4. Выбор бурового насоса , согласно качеству и количеству бурового раствора 5.Технология работы 5.1.Изучение текста 5.2.Решение задачи по данным материалов месторождений 5.3.Вывод Текст к практической работе Буровые растворы выполняют ряд функций, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважин в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них: обеспечение быстрого углубления, сохранение устойчивости стенок скважины и коллекторских свойств продуктивных горизонтов. Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия бурового раствора с контактирующей горной породой. Характер и интенсивность взаимодействия определяются породой и составом дисперсионной среды. Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются, в первую очередь , исходя из геологических условий бурения : физико–химический состав пород и содержание в них флюидов , пластового и горного давлений , забойной температуры . На площадях Западной Сибири буровые работы производят с использованием глинистых растворов . Глинистому раствору присущи такие функции : это способность глинизировать стенки ствола скважины и удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии в период прекращения циркуляции. Для избежания осложнений и аварий важно, чтобы из глинистого раствора, находящегося в скважине, не выпадали частицы выбуренной породы в период прекращения циркуляции. В силу ряда геологических условий для месторождений Западной Сибири наиболее походит глинистый буровой раствор: стратиграфический разрез в основном сложен глинистыми породами, что дает при необходимости применять “самозамес”, то есть наработку глинистого раствора можно производить непосредственно в скважине и экономить при этом как средства, так и время. Однако в данное время этот способ практически не используют так как свойства и качество глин на месторождениях разное, а следовательно трудно следить за параметрами и качеством бурового раствора, поэтому для приготовления раствора применяют глинопорошок. Глинистый раствор – наиболее универсальный а, следовательно, широко применяемый и доступный тип промывочной жидкости. Качество глинистого раствора оценивается рядом характеристик, основными из которых являются:
Глинистый раствор приготовляют из глинопорошка и по мере необходимости обрабатывают следующими химическими реагентами :
По правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ08-624-03 плотность бурового раствора должна определятся из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления превышающее пластовое на величину:
Пример Расчет плотности бурового раствора Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле: ρб.р..= Рпл / (g * H) + (0,1 ~ 0,15)* Рпл / (g * H) (1) где Рпл – пластовое давление, МПа; g – ускорение свободного падения; Н – глубина скважины, м. В интервале бурения от 0 до 450 метров Рпл= 4,41 МПа ρб.р=[4,41*106/(9,8*450)]+[(0,1~0,15)*4,41*106/(9,8*450)]=1,1~1,15 г/см3 Принимаем плотность бурового раствора 1,15 г/см3, так как на этом интервале возможны осыпи и обвалы стенок скважины и плотность раствора должна иметь максимальное значение. В интервале от 450 до 1950 метров Рпл=21 МПа ρб.р=[21*106/(9,8*1950)]+[(0,5~0,1)*21*106/(9,8*1950)]=1,16~1,21г/см3 Принимаем плотность бурового раствора 1,18 г/см3, так как при очень большой плотности может возникнуть поглощение бурового раствора. В интервале от 1950 до 2400 метров Рпл=25,9 МПа ρб.р=[25,9*106/(9,8*2400)]+[(0,05~0,1)*25,9*106/(9,8*2400)]=1,16~1,21г/см3 Принимаем минимальную плотность 1,16 г/см3, для минимального воздействия на пласт и избежания поглощений. Расчет условной вязкости По рекомендациям ВНИИКР нефть условная вязкость рассчитывается по формуле: УВ ≤ 21*ρ*10-3 (2) где ρ – плотность бурового раствора, кг/м3 На интервале от 0 до 450 метров УВ ≤ 21 * 1150 * 10-3 =24 с На интервале от 450 до 1950 метров УВ ≤ 21 * 1180 *10-3 =24,8 с На интервале от 950 до 2390 метров УВ ≤ 21 * 1160 * 10-3 =24,4 с Расчет статического напряжения сдвига Значения статического напряжения сдвига (СНС) должны быть минимальными, но достаточными для удержания во взвешенном состоянии в покоящемся буровом растворе частиц шлама и утяжелителя. СНС рассчитывается по формуле: СНС10 = (d * (ρn – ρ) * g * k) / 6, дПа (3) где d – условный диаметр частиц шлама, м; k – коэффициент учитывающий реальную форму частиц шлама, k = 0,4÷0,6; ρn – плотность горной породы, кг/м3; ρ – плотность бурового раствора, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2. СНС1 ≥ 0,5 * (2 – е-110·*d) * d * (ρn – ρ), дПа (4) Принимаются следующие данные: d = 5 мм, g = 9,8 м/с2, k = 0,5. На интервале от 0 до 450 метров ρn = 2100 кг/м3 СНС1 ≥ 0,5 * (2– е-110*5*10-3) * 5 *10-3 *(2100 – 1150) = 34 дПа; СНС10 = (5 * 10-3 * (2100 – 1150) * 9,8 * 0,5) / 6 = 38 дПа. На интервале от 450 до 1950 метров ρn = 2140 кг/м3 СНС1 ≥ 0,5 * (2 – е-110*5*10-3) * 5 *10-3 * (2140 – 1180) = 35 дПа; СНС10 = (5 *10-3 * (2140 – 1180) * 9,8 *0,5) / 6 = 39 дПа. На интервале от 1950 до 2400 метров ρn = 2170 кг/м3 СНС1 ≥ 0,5 * (2 – е-110*5*10-3) · 5 ·10-3 · (2170– 1160) = 37 дПа; СНС10 = (5 *10-3 *(2170– 1160) *9,8 *0,5) / 6 = 41 дПа. Показатель фильтрации бурового раствора Показатель фильтрации рассчитывается по формуле: Ф ≤ Фt,р / [(1+0,028 *(Т-20)) *(1+3,9 *(1-exp *(-0,1*∆Р)))], (5) где Фt,р – максимально допустимая величина показателя фильтрации в условиях высоких температур и давлений, Фt,р= 15 (см3/30мин); ∆Р – максимальная величина репрессии на вскрываемые бурением пласты, МПа; Т – максимальная температура в рассматриваемом интервале, 0С. Максимальная величина репрессии на вскрываемые бурением пласты рассчитывается по формуле: ∆Р = (ρ – ρnρ) *g *H*10-6, МПа (6) где ρ – плотность бурового раствора кг/м3; ρnρ – величина пластового давления в эквиваленте плотности, кг/м3; Н – глубина интервала, м. В интервале бурения от 0 до 450 метров ∆Р = (1150 – 1000) *9,8 *450*10-6 = 0,7 МПа; Ф≤15/[(1+0,028*(22-20))*(1+3,9*(1-exp*(-0,1*0,7)))]= 7 см3/30мин В интервале бурения от 450 до 1950 метров ∆Р = (1180 – 1000) *9,8 *1950*10-6 = 3,44 МПа Ф≤15/[(1+0,028*(60-20))*(1+3,9*(1-exp*(-0,1*3,44)))]= 5 см3/30мин В интервале бурении от 1950 до 2400 метров ∆Р = (1160 – 1000)*9,8 *2400*10-6 = 3,76 МПа; Ф ≤ 15 / [(1+0,028 *(72-20* (1+3,9 *(1-exp*(-0,1*3,76)))]= 3 см3/30мин Рассчитанные выше значения параметров бурового раствора приведены в таблице 1 Таблица 1 - Показатели свойств бурового раствора.
Практическая работа № 12-13 4 часа УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ БУРОВЫХ НАСОСОВ ( подача, количество работающих насосов, диаметр втулки, рабочее давление). 1.Цель работы Приобретение практических навыков проектирования параметров режима бурения в том числе расчет подачи бурового насоса, количество работающих насосов. 2.Обеспечивающие средства 2.1.Методические указания 3. Задание 3.1.Расчет объема бурового раствора по интервалам бурения 3.2. Определение максимальной подачи бурового насоса 3.3. Определение количества буровых насосов 3.4. Определение диаметра втулок бурового насоса 3.5.Определить рабочее давление бурового насоса. 4. Требования к отчету 4.1. Номер работы 4.2. Расчеты 4.3. Таблица результатов 5.Технология работы 5.2.Решение задачи по данным материалов месторождений 5.3.Вывод Гидравлический расчет производится для гидравлического способа бурения. Данные для расчета сведены в табл.1 Таблица 1Исходные данные для расчета
1 .Определение расхода промывочной жидкости из условия выноса шлама при минимальном наружном диаметре труб бурильной колонны: Q = 2/4 * (dc - dn) 2* VK, где Q - расход промывочной жидкости, м3/с; dc - диаметр скважины, м ; dn - наружный диаметр ТБПВ, м; Q = 3,142/4 * (0,248 - 0,127 )2 * 0,75 = 0,027 м3/с 2. Определение расхода промывочной жидкости из условия очистки забоя скважины: Q = а * 2/4 * dc , где а - коэффициент, учитывающий турбинный способ бурения, а = 0,65. Q = 0,65 * 3,142/4 * 0,248 = 0,031 м3/с Выбор диаметра втулок и определение подачи насоса. По наибольшему значению Q = 0,031 м3/с выбираем диаметр втулок буровых насосов. На практике часто из двух установленных насосов используют один, а другой находится в резерве. Однако если гидравлическая часть насосов будет надежной, то для подвода большей гидравлической мощности к долоту, обеспечивая Q>0,031 м3/с, целесообразно применять оба насоса. В данной работе расчеты проведены при работ одного насоса. Принимаем диаметр втулок 170 мм и определяем подачу одного насоса (п=1) при коэффициенте наполнения m = 0,9 по формуле: Q = п * m * Qн , где Qн - подача насоса при данном диаметре втулок, м3/с. Q = 1,0 * 0,9 * 0,0355 = 0,0319 м3/с Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, полученных выше. Тогда минимальная скорость жидкости в кольцевом канале за ТБПВ: Vкп= 4Q / 2(dc2 - dn2 ), Vкп = 4*0,0319 / 3,142 (0,2482 -0,1272) = 0,895 м/с | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Похожие:
 | Методические указания по написанию рефератов, курсовых и дипломных... Методические указания предназначены для студентов специальности 030501. 65 «Юриспруденция», но могут быть использованы для подготовки... | | Методические указания к выполнению практических работ по дисциплине... Методические указания предназначены для студентов среднеспециальных учебных заведений, обучающихся по специальностям: 080302 Коммерция... |
| Методические указания и задания для выполнения контрольных работ... Методические указания составлены в соответствии с требованиями Федерального государственного образовательного стандарта по специальности... | | Методические указания к практическим занятиям рпк «Политехник» Методические указания предназначены для проведения практических занятий по дисциплине “Базы данных” в соответствии со стандартом... |
 | Методические указания Методические указания к выполнению дипломных работ по специальности 080115 «Таможенное дело» для студентов очной и заочной форм обучения... | | Методические указания и задания для выполнения контрольных работ... Методические указания предназначены для студентов заочного отделения специальности 270802 Строительство и эксплуатация зданий и сооружений... |
| Методические указания для выполнения лабораторных работ и практических... Целью курса является формирование у студентов основ методологического подхода, позволяющего систематически изучать сложные природные... | | Методические указания для выполнения самостоятельных работ По учебной дисциплине Методические указания и задания для студентов по выполнению самостоятельных работ по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин»для... |
| Методические указания и тематика контрольных работ для студентов... Культурология: Методические указания и тематика контрольных работ / Сост. Н. Д. Михайлова. Новосиб гос аграр ун-т. Новосибирск, 2007.... | | Методические указания по выполнению дипломных проектов и работ для... Методические указания предназначены для студентов и преподавателей кафедры газохимии, а также для руководителей и консультантов дипломных... |
| Методические указания к выполнению практических работ для студентов... Если руководитель компании не проникся необходимостью tqm для успеха в конкурентной борьбе за потребителя, то, как показывает мировая... | | Методические указания по выполнению курсовых работ по истории искусств для студентов ииид ижевск Методические указания предназначены для студентов 4-го курса дневного и 5-го курса заочного художественно-педагогического отделения... |
| Методические указания для студентов специальности 080507. 65 «Менеджмент... Учебно-методические указания предназначены для студентов, обучающихся по специальности 080507. 65 «Менеджмент организации» инаправлению... | | Методические указания по выполнению самостоятельных работ 12 Раздел введение 12 Методические указания для студентов по выполнению самостоятельной работы по мдк 01. 03. «Детская литература с практикумом по выразительному... |
| Методические указания к выполнению практических работ по дисциплине... Методические указания к выполнению практических работ по дисциплине: «Математика» для специальностей: 080302 Коммерция (по отраслям),... | | Методические указания по выполнению практических работ Маркетинг. Метод указания по выполнению практических работ / Земскова А. В.; Самар гос техн ун-т. Самара, 2010. 126с |
