министерство образования и науки российской федерации
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт природных ресурсов
Кафедра бурения скважин
Практическая работа
По дисциплине <<ОСЛОЖНЕНИЯ И АВАРИИ В БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН>>
Вариант №14
Выполнил: студент группы з-2891
Мельчиков А.А
Проверил: Старший преподаватель
Епихин А.В
Томск – 2014
Оглавление
Практическое занятие 1. Инженерные расчеты по предупреждению и ликвидации поглощений бурового раствора. 3
Практическое занятие 2. Инженерные расчеты по предупреждению и ликвидации осложнений и аварий, связанных с неустойчивостью стенок скважины 8
2.1. Желобообразование 8
2.2. Неустойчивость стенок скважины 9
2.3. Прихваты 10
Практическое занятие 3. Инженерные расчеты по предупреждению и ликвидации флюидопроявлений. 12
Практическое занятие 4. Регламенты работы с оборудованием для ликвидации аварий и осложнений. 14
Практическое занятие 4. 15
тел. 2-42-19, 2-33-72 17
Список литературы: 17
1.http://neftegaz.ru/tech_library/view/2640 17
2.http://rosprombur.ru/kolokol-lovilnyj.html 17
3.http://vseoburenii.com/kolokol/ 17
4.http://www.drillings.ru/kolokol 17
Требования к оформлению работ 17
Список использованной литературы 19
Практическое занятие 1. Инженерные расчеты по предупреждению и ликвидации поглощений бурового раствора.
Относительное давление в поглощающем горизонте:
,
(1)
где ρбр, ρв – плотность соответственно бурового раствора и воды; hп – глубина поглощающего горизонта; hст – высота снижения уровня жидкости (статический уровень), м.
P0
=
Положение статистического уровня воды в скважине при замене глинистого раствора водой устанавливается из выражения:
(2)
hв
=
Плотность жидкости для замены в скважине раствора с таким расчетом, чтобы статический уровень был на устье:
,
(3)
=
кг/м3
Плотность бурового раствора, обеспечивающая нормальную циркуляцию при поглощении:
(4)
=
917,52
кг/м3
где k=0,85 коэффициент запаса; hп – глубина нахождения поглощающего горизонта (кровля), м.
Объем бурового раствора, который поглотила скважина:
,
(5)
Q = 9.5 Х 1.4 = 13.3 м3
где S – площадь приемной емкости, м2; h – высота снижения уровня в емкости, м.
Интенсивность поглощения:
,
(6)
Q1
=
114 м3/ч
где t – время, за которое уровень в емкости снизился на величину h, ч.
Коэффициент поглощающей способности при полном поглощении бурового раствора:
,
(7)
Кпс
=
где hдин – динамический уровень раствора в скважине, м.
Коэффициент поглощающей способности при частичном поглощении бурового раствора:
,
(8)
Кпс
=
pкп – гидравлические потери в кольцевом пространстве скважины при движении раствора от зоны поглощения к устью скважины, МПа.
Максимальная скорость спуска бурильного инструмента с целью предупреждения поглощения бурового раствора определяется:
,
(9)
=
м/с
где pг – гидростатическое давление бурового раствора, МПа; pпл – пластовое давление, МПа; Dд – диаметр долота, м; d – диаметр бурильных труб, м; hп – глубина залегания поглощающего горизонта, м; ε – динамическая вязкость бурового раствора, Па*с.
Объем продавочной жидкости для кольматации тампонажной смесью поглощающего горизонта:
(10)
Vпр = 0,785*0,21592*99,3 = 3.6 м3
где
,
(11)
Нпр
=
где hцк – высота цементного стакана, м.
Давление в заколонном пространстве:
,
(12)
рзп = 9,81*(1830 *50 + 1140*40) = 1,37 МПа
где hцрзп – интервал тампонажного в заколонном пространстве, м;
hбрзп – интервал бурового раствора в заколонном пространстве, м;