Исходные данные для практического занятия №2.1
Практическое занятие 2. Инженерные расчеты по предупреждению и ликвидации осложнений и аварий, связанных с неустойчивостью стенок скважины
Желобообразование
Рис. 1. Виды профилей скважины по данным профилеметрии
Задания
Определить средний диаметр и объем ствола скважины в заданном интервале, представленном желобной выработкой, параметры которой представлены в табл. 2.
Неустойчивость стенок скважины
Обеспечение полного выноса выбуренной породы осыпающихся частиц на повыерхность скорость восходящего потока бурового раствора должна составлять Vв=0,9-1 м/с при роторном бурении, а при турбинном – 1,1-1,2 м/с.
Задания
Оценить, обеспечивается ли полный вынос выбуренной породы и осыпающихся частиц на поверхность при следующих условиях: способ бурения – турбинный, диаметр долота, диаметр бурильных труб и подача насосов см. в табл.3. Сделать выводы и рекомендации.
Рис. 2. Зависимость параметров расхода бурового раствора, требуемого для качественной очистки ствола скважины
Прихваты
Величина прижимающей силы, действующей на бурильную или обсадную колонну при возникновении дифференциального прихвата равна:
(1)
где pбр – гидростатическое давление бурового раствора; hпз – площадь контакта, м2; hпз – мощность проницаемой зоны, м; – толщина глинистой корки, мм; f – коэффициент трения между стальной бурильной трубой и глинистой коркой.
Допустимая величина натяжения для освобождения прихваченной бурильной колонны определяется из условия, что материал труб не может быть подвергнут напряжениям, равным пределу его текучести. Расчет допустимого натяжения Pдоп производится по формуле:
, (2)
где т - предел текучести материала труб, МПа; F - площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы, м2; k - коэффициент запаса прочности, определяющий степень износа труб. Принимается равным 1,2-1,3.
Суммарный объем нефти для ванны Q определяется по формуле:
, (3)
где К - коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата; D - диаметр долота, м; dн, dв - наружный и внутренний диаметры бурильных труб, м; Н – длина интервала прихвата, м; h - расчетная высота подъема нефти выше зоны прихвата, м; назначается для нивелирования возможной ошибки определения верхней границы прихвата. h принимается равной 50 - 100 м; h1 - высота столба резервного объема нефти в бурильных трубах, м (в резерв определяют до 3-5 м3 нефти).
Объем продавочной жидкости для продавки жидкого агента ванны:
, (4)
Максимальное давление на манометре насоса при закачке жидкого агента, когда за бурильными трубами находится буровой раствор, а трубы заполнены нефтью:
(5)
где pг – давление на преодоление гидравлических сопротивлений:
(6)
Задания
1. Определить величину прижимающей силы дифференциального прихвата в проницаемой зоне заданной мощности.
2. Рассчитать величину максимального натяжения колонны прихваченных бурильных труб.
3. Рассчитать объем нефтяной ванны для ликвидации прихвата в заданном интервале.
Таблица 2
Исходные данные для практического занятия №2.1
| Вариант | 1 | |||||||||||||||||||
| b, мм | ||||||||||||||||||||
| Dд, мм | 190,5 | 215,9 | 190,5 | 215,9 | 190,5 | 215,9 | 190,5 | 215,9 | 190,5 | 215,9 | 190,5 | 215,9 | 190,5 | 215,9 | 190,5 | 215,9 | 190,5 | 215,9 | 190,5 | 215,9 |
| L, м |
Таблица 3