Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников составлены в соответствии с государственными требованиями к минимуму содержания и уровню подготовки выпускников по специальности 0907 "Бурение нефтяных и газовых скважин" (регистрационный номер 12-0907-Б),

Вид материала

Методические указания

Содержание 5. Курсовое проектирование 6. Перечень рекомендуемой литературы

Подобный материал:

• Методические указания составлены в соответствии с государственными требованиями к минимуму, 1563.17kb.
• Методические указания и задания на контрольные работы учебной дисциплины «Бурение нефтяных, 375.09kb.
• Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников по специальности, 315.66kb.
• Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников специальностей, 315.13kb.
• Методические указания и контрольные задания по дисциплине «Издание карт и атласов», 780.64kb.
• Методические указания и задания для домашней контрольной работы учебной дисциплины, 645.89kb.
• Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников по специальностей, 540.83kb.
• Методические указания и контрольные задания к внеаудиторной самостоятельной работе, 326.33kb.
• Методические указания и контрольные задания учебной дисциплины «Технология текущего, 962.09kb.
• Методические указания по выполнению домашней контрольной работы для студентов заочного, 995.29kb.

34



где (З_п - предельная нагрузка, МН, выбирается по таблице 24 [9];

к - коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции и сопротивления

движению раствора (принимается равным 1,15); <3 - вес утяжеленных бурильных труб, МН; О - вес забойного двигателя и долота, МН;

Рб.р - плотность бурового раствора, кг/м³;

р_м -плотность материала труб, кг/м³;

р₀, р_п- перепады давления на долоте и в турбобуре, МПа;

Р_к - площадь проходного канала трубы, м², МН;

ц_БТ - вес 1 м бурильной колонны, МН.



где q₁ - вес единицы длины гладкой трубы, МН;

q₂ - вес высаженных концов, МН;

q₃ - вес бурильного конца, МН;

l – длинна трубы, м.

Общая длина колонны

Если бурильная колонна составлена из нескольких труб одного диаметра, но разных толщин стенок или различных групп прочности материала труб, то такая колонна будет состоять из нескольких секций. Для двухсекционной колонны длина первой (нижней) секции определяется по формуле



длина второй (верхней) секции по формуле


35




где <3 _1? О_р2 - допустимые растягивающие нагрузки для труб первой и второй секции бурильной колонны, МН.

Общая длина колонны "





Если бурильная колонна состоит из труб разных диаметров, разных толщин стенок и групп прочности материала труб, то такая колонна называется многоразмерной или многоступенчатой. Например, двухступенчатая состоит в верхней части из труб большего диаметра, в нижней - из труб меньшего диаметра. В данном случае длины секций нижней ступени определяется по формулам



где т - число секций труб нижней ступени;

О _т - допустимая нагрузка для труб последней секции нижней ступени, МН;

36

^<5_Р(т+1)" Допустимые нагрузки для труб первой и второй секций верхней ступени, МН; Р_к' - разность площадей проходных сечений труб нижних секций второй и первой

ступеней бурильной колонны, м²; Ч_т+1' Ч_т+2"^вес 1 ^{м Т}РУб первой и второй секций



К задаче 1.2

При решении данной задачи следует руководствоваться общими рекомендациями по расчету бурильных труб [9, с. 72...76] и методикой решения задач 12,16 [9].

При расчете бурильных труб в процессе бурения ротором диаметр бурильных труб выбирают в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны.

При роторном способе бурения рекомендуется сначала делать расчет на выносливость, а после этого - расчет на статическую прочность. Определяем переменные напряжения изгиба по формуле:



где Е - модуль упруго сти, Я/си² (Е = 21 10⁶);

1 - осевой момент инерции сечения трубы, определяем по формуле



где Э - наружный диаметр, см; о! - внутренний диаметр, см; Г- стрела прогиба, см, определяем по формуле








где В_скв - диаметр скважины, см, определяем по формуле

В_дол - диаметр долота, см;

О_з - диаметр замка, см;

\У_изг - момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы, в

опасном сечении трубы по пояску по сварному шву, см³, определяем по

формуле



где О_нвк - наружный диаметр высаженного конца, см; ё_нвк - внутренний диаметр высаженного конца, см; Ь - длина полуволны, м. Для сечения непосредственно над УБТ длина полуволны определяется по формуле:



где га - угловая скорость вращения колонны, рад/с. Определяем постоянные напряжения изгиба

Марка или группа прочности стали	д	36Г2С	38ХНМ	40ХН	Д16Т
<*в ,МПа	650	700	750	780
®т ,МПа	380	500	550	580	330
С-1 в атмосфере), МПа	310	390	400	430	160

Уст	0,1	0,2
°в ,МПа	650-1000	1000-12000

Коэффициент запаса прочности на выносливость должен быть п > 1,9. Расчет на статическую прочность ведется на совместное действие растягивающих и касательных усилий



Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость по формуле



где (^а-1 )_д - предел выносливости ( в атмосфере), МПа, выбираемый по таблице 38. Если величина (к₀ )_д в таблицах отсутствует, то ее можно определить по формуле



где \У - момент сопротивления при кручении бурильной колонны, см³;








где ТЧ_в - мощность, расходуемая на вращение бурильной колонны, кВт



Ь - длина колонны, м;

Б - наружный диаметр бурильных труб, м;

п - частота вращения бурильной колонны, рад/с;

О_дол - диаметр долота, м;

Рб.р - плотность бурового раствора, г/см³;

N - мощность, расходуемая на вращение долота, кВт;



с - коэффициент крепости пород (для мягких пород с = 7,8; для пород средней крепости с = 6,95; для крепких пород с = 5,56);

Р - нагрузка на долото, МН.

Рассчитывают коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений по формуле

трубами второй секции, отличающимися большей прочностью, и проводят аналогичный расчет.

К задаче 2.1

Расчет производится по методике решения и формулам, использованным при решении задач 28,41,43 [9].

Определяем общий объем бурового раствора, требуемый для проводки скважины



где У_пр - объем приемных емкостей, м³;

У_ж - объем желобной системы, м³;

бур - объем бурового раствора, необходимый для бурения скважины, м³; а - коэффициент запаса бурового раствора (принимаем 1,5); У_скв - объем скважины, м³;

Объем бурового раствора, необходимый для бурения скважины определяем по формуле:



где п - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м³/м; 1_ - интервал бурения, м. Объем скважины определяем по формуле:


Определяем количество глинистого порошка для бурения скважины



Определяем количество воды для приготовления 1 м³ бурового раствора



Находим общее количество воды для приготовления раствора



К задаче 2.2

Данная задача аналогична гидравлическому расчету, приведенному в задаче 31 [9]. Необходимо учесть, что следующие данные

• тип бурильных труб ТБВТ
  
• структурная вязкость бурового раствора г| = 0,01Н • с / м²
  
• динамическое напряжение сдвига т₀ = 8 • 16Н / м²
  
• длина бурового шланга Ь_ш = 20 м -длинастоякаЬ =20м
  

ст

• длина ствола вертлюга Ь_в=2 м
  
• длина нагнетательной линии Ь = 50 м являются общими для всех вариантов.
  

1. Определение потерь давления в бурильных трубах

Определим режим течения бурового раствора в бурильных трубах по формуле

Определяем количество утяжелителя, необходимого для 1 м³ бурового раствора



где Рут - плотность утяжелителя, кг/м³;

Рб.р - плотность бурового раствора, полученного из глинистого порошка, кг/м³;

Р'б.р - плотность бурового раствора, необходимая для вскрытия пласта, кг/м³;

п - влажность утяжелителя.

Определяем количество утяжелителя для приготовления всего объема бурового раствора



где Рб.р - плотность бурового раствора;

тр - средняя скорость течения жидкости в трубах



При обобщенном критерии Рейнольдса Ке<2300 режим течения будет ламинарным, а при К.е > 2300 - турбулентным.

Определим потери давления в бурильных трубах по формуле



где А-ф - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений среды. При турбулентном режиме тр определяем по формуле








при ламинарном режиме

при турбулентном режиме




Б.С.Филатов при турбулентном режиме предлагает принимать тр =0,017...0,025 в зависимости от концентрации твердой фазы в растворе. Так, для глинистых буровых растворов с Р&р = 1,15...1,25 г/см³ рекомендуется тр = 0,018...0,020, для утяжеленных

буровьгхрастворов А,_тр = 0,017...0,018,адлярастеоровмалойплотноститр=0,020...0,025.

2. Определение потерь давления в кольцевом пространстве

Определим режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве



^где °к.п " средняя скорость течения жидкости по кольцевому пространству

и в области квадратичного трения X _кп = 0,025.

3. Определение потерь давления в УБТ

Эти потери наиболее удобно определять по методу эквивалентных длин по формуле



где _у -длина утяжеленных бурильных труб;

с! - внутренний диаметр бурильных труб; «1 - внутренний диаметр утяжеленных труб. Коэффициент потерь давления в трубах УБТ равен






Определим потери давления в кольцевом пространстве по формуле

44

^гД^е к.п " коэффициент гидравлического сопротивления кольцевого пространства. При ламинарном режиме течения Я._{к п} определяют по формуле

4. Определение потерь давления в бурильных замках

Потери давления в замковых соединениях могут определены через эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле



где -тр - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений замка; 1₃ - среднее расстояние между замками, м; I _{э к} - эквивалентная длина замкового соединения;



где к - эквивалентная длина, выраженная в долях внутреннего диаметра труб; Ь - длина колонны бурильных труб, м; Обозначив

45



Определим эквивалентную длину вертлюга



получим коэффициент потерь давления в бурильных замках. 5. Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота Эти потери с достаточной для практических расчетов точностью можно определить по формуле



где Р - суммарное сечение промывочных отверстий долота. Обозначив



получим коэффициент потерь давления а_д в долоте.

Более точно значение р_д может быть определено по формуле



Для серийных долот а принимается равным 0,67, а для сменных насадок -0,94-0,98.

6. Определение потерь давления в обвязке буровой установки

Потери давления в элементах обвязки (ведущей трубе, вертлюге, буровом шланге, подводящей линии) удобно определять по методу эквивалентных длин.

Сначала определим эквивалентную длину ведущей трубы



где ( _в - действительная длина ствола вертлюга. Для практических расчетов можно принять 1_Ъ =2м;

а_в - диаметр проходного отверстия вертлюга. й_в =100 мм. Определим эквивалентную длину бурового шланга



I де 1_Ш- действительная длина бурового шланга (для практических расчетов можно принять 1_Ш = 20 м).

Тогда суммарные потери давления в обвязке определяются по формуле

с!_ш - диаметр проходного отверстия бурового шланга. Суммарная эквивалентная длина всех элементов обвязки




где I _{в т} - действительная длина ведущей трубы. Согласно данным длина 168-мм ведущей трубы составляет 14,5 м [9, таблица 63]. й - внутренний диаметр бурильных труб;

о!_вт - внутренний диаметр ведущей трубы. <1_вт = 100 мм [9, таблица 64].

46

7. Определение потерь давления в турбобуре

Величина потерь давления в турбобуре складывается из потерь давления в верхнем узле турбобура и перепада давления в турбобуре при данной подаче насосов, т.е.





где а_пт - коэффициент потерь давления в верхнем узле турбобура.



где Ар . коэффициент перепада давления в турбобуре. А_р можно определить по формуле



где р_т' - перепад давления в турбобуре при максимальной подаче ( ₁.

Таким образом, суммарные потери давления во всей циркуляционной системе



Значения р'тр, р'_к.п >Ру =Рд'Роб при бурении ротором определяются аналогично.

К задаче 3.1

Объем цементного раствора, подлежащего закачке в скважину, определяем по формуле



где К! - коэффициент, учитывающий увеличение объема цементного раствора,

расходуемого на заполнение каверн, трещин и увеличение диаметра скважины против расчетного.

Значение коэффициента К1 определяется по кавернограмме для каждой

конкретной скважины. Обычно К изменяется от 1,2 до 2,5.

Количество сухого цемента для приготовления цементного раствора определяется из выражения



где т - водо-цементное отношение.

В том случае, если р_ц не задано, ее приближенно находят по формуле



где р_сц - плотность сухого цементного порошка;

р_в - плотность воды.

Количество сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора



где К₂ - коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора. Если затворение производится без цементно-смесительных машин, К₂ = 1,05...1,15,

при использования машин Кт = 1,01.


Необходимое количество воды для приготовления 42,6 т цементного раствора 50% консистенции

где д - коэффициент, учитывающий сжатие глинистого раствора (д - 1,03... 1,05). К задаче 3.2

Максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо определяют из уравнения





где р! - давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве; Р2 - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений. Согласно рисунку 1







для скважин глубиной более 1500 м

Величину р₂ обычно находят по эмпирическим формулам. Наиболее распространенной является формула Шищенко-Бакланова: для скважин глубиной до 1500 м





Номера контрольных вопросов
цилиндровыми втулками 127 мм (с этими втулками можно работать при р в конце цементирования). Максимальная производительность агрегата при этом 0,87 м³/мин, при давлении 5,8 МПа.

Время цементирования (мин) можно определить по формуле





ДУ - принимается равным 1 -2м³;

О. ца - суммарная производительность цементировочных агрегатов;

0_М - производительность цементировочных агрегатов, при которой достигается

наиболее полное вытеснение промывочной жидкости цементным раствором.

		номера кош				рольных вопросов
Таблица 1
Номера вариантов	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Номера	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23
	31	32	33	34	35	36	37	38	39	40	41	42	43	44	45
	35	36	37	38	39	40	41	42	43	44	45	46	47	48	49
Номера вариантов	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
	16	17	18	19	20	21	22	1	2	3	4	1	2	-3	4
Номера	20	21	22	23	24	25	26	23	24	25	26	5	6	7	8
	24	25	26	27	28	29	30	27	28	29	30	27	28	29	30
	46	47	48	49	50	51	52	31	32	33	34	31	32	33	34
	50	51	52	53	54	55	56	53	54	55	56	35	36	37	38

Вопросы контрольной работы №1


При цементировании эксплуатационных колонн вид тампонажного материала, его плотность и гидравлическая программа цементировочных работ (расчет цементирования) должны быть выбраны исходя из условий максимально возможного сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов. При проведении цементировочных работ в глубоких и сверхглубоких скважинах, особенно с высокой температурой, время на операцию по цеменированию не должно превышать более 75% от времени загустевания цементного раствора.

1. История развития бурения скважин.
   
2. Определение скважины, ее элементы. Классификация скважин по назначению.
   

3. Способы бурения скважин. Схемы компоновок бурильной колонны при
различных способах бурения.

4. Понятие об ударном способе бурения. Преимущества, недостатки, особенности,
область применения, компоновки бурильного инструмента.

5. Сущность вращательного способа бурения: схема, описание, компоновка
бурильного инструмента.

6. Роторное бурение. Преимущества, недостатки, особенности, область применения, компоновки бурильного инструмента.
   
7. Турбинный способ бурения. Преимущества, недостатки, особенности, область применения, компоновки бурильного инструмента.
   

8. Бурение скважин винтовым (объемным) двигателем: особенности, область применения, преимущества и недостатки.
   
9. Бурение скважин электробуром: особенности, область применения, преимущества и недостатки.
   

10. Бурение шурфа: технология, техника безопасности.
    
11. Методы монтажа бурового оборудования: преимущества, недостатки, область применения.
    
12. Особенности монтажа бурового оборудования в условиях Западной Сибири.
    
13. Особенности монтажа и расположения оборудования при бурении на море.
    
14. Подготовительные работы к бурению скважины.
    

1

5. КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

В процессе курсового проектирования студенты, пользуясь данными буровых предприятий, нормативно-справочной и технической литературой, самостоятельно решают вопросы теоретического и практического характера.

Выполнение курсового проекта подготавливает студентов к разработке дипломного проекта на более высоком техническом уровне. Курсовой проект состоит из расчетно-пояснителыюй записки и графической части.

В пояснительной записке дается технико-экономическое обоснование выбора способов бурения, бурового раствора, конструкции скважины; приводятся расчеты основных узлов проектируемого оборудования, освещаются вопросы техники безопасности, охраны недр и окружающей среды.

При работе над курсовым проектом необходимо применять единицы физических величин, установленные международной системой единиц (СИ), современные информационные технологии.

Оформление курсового проекта осуществляется в соответствии с требованиями ЬСКД. Тематика курсового проектирования должна соответствовать реальным условиям производства в вопросах технологии проводки скважин.

При разработке заданий на курсовое проектирование необходимо уделять внимание вопросам использования ресурсосберегающих и энергосберегающих технологий бурения скважин.

Примерная тематика курсового проектирования.

1. Бурение скважин в конкретных геологических условиях.

1.1 Бурение разведочной (добывающей, поисковой и др.) скважины на площади... (наименование площади), проектной глубиной... м.

2. Разработка отдельного вопроса, связанного с технологией бурения скважин.

1. Рациональная гамма долот и забойных двигателей по интервалам для бурения скважины.
   
2. Бурильные колонны для бурения скважины.
   

3. Рациональные типы буровых растворов по интервалам в конкретных геологических условиях.
   
4. Проводка наклонной (горизонтальный ствол) скважины в конкретных геологических условиях.
   

5. Предупреждение и ликвидация осложнений при бурении скважины.
   
6. Технология крепления скважины обсадными трубами.
   
7. Технология цементирования обсадных колонн и т.д.
   

72

6. ПЕРЕЧЕНЬ РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Основная

1. Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы. - М.: Недра, 1987.
   
2. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 2003.
   
3. Городнов В.Д. Буровые растворы. - М.: Недра, 1985.
   
4. Калинин А.Г., Григорян А.Н., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин. | 11|>авочник. - М.: Недра, 1990.
   

5. Логвиненко С.В. Цементирование нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие

Нп техникумов. - М.: Недра, 1990.

В 6. Маслеников И.К. Буровой инструмент. Справочник. - М.: Недра, 1989.

н 7. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. - М.:

В 8. Трубы нефтяного сортамента. Справочное руководство. Издание 3-е,

рВЬеработанное и дополненное/ Под редакцией Сарояна А.Е. - М.: Недра, 1987.

ВВГ 9. Элияшевский И.В. и др. Типовые задачи и расчеты в бурении. - М.: Недра, 1982.

Дополнительная

10. Амиян В.А., Васильева П.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. - М.:

11. Бабаян Э.В. Ликвидация проявлений при бурении скважин на нефть, газ и воду.

рВггравочное пособие. М.: Недра, 1992.

12. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. - М.: Недра,

13. Временная инструкция по предупреждению и ликвидации аварий при бурении

И нефтяных и газовых скважин на площадях объединения "Пермнефть". - Пермь, 1980.

14. Емельянов В.Н., Коновалова Л.Ш. и др. Дипломное и курсовое проектирование. .урение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1993.
    
15. Иоганссн К.В. Спутник буровика. Справочник. -М.: Недра, 1990.
    
16. Инструкция по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин. РД39-2-684-82.-Краснодар: ШШКРнефп., 1982.
    
17. Инструкция по бурению наклонно направленных скважин. РД 39-2-810-83. -М.: ИНИИБТД983.
    
18. Инструкция но раннему обнаружению ГНВП и их предупреждение. РД 39-2-803-82.-Краснодар: В1 ШКРпефп,, 1983.
    
19. Инструкция но расчету бурильных колонн. РД 39-0147014-502-86.-Куйбышев: ВНИИТнефть, 1986.
    
20. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. -Куйбышев: ВНИИТнефп,, 1989.
    

21. Инструкция по эксплуатации бурильных труб. РД 39-013-9. Куйбышев:
ВНИИТнефть, 1990.

73

Замечания и предложения по данной разработке просим направлять по адресу: Октябрьский, ул. Кувыкина, 15 Редакционно-издательская группа Октябрьского нефтяного колледжа им. С. И. Кувыкина

Министерство энергетики Российской Федерации

Учебно-методический кабинет по горному, нефтяному и

энергетическому образованию

ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Методические указания и контрольные задания

для студентов-заочников образовательных учреждений

среднего профессионального образования

по специальности:

0907 "Бурение нефтяных и газовых скважин"

Октябрьский

2005