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 V_в=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 p_бр – гидростатическое давление бурового раствора; h_пзδ – площадь контакта, м²; h_пз – мощность проницаемой зоны, м; δ – 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 P_доп производится по формуле:

, (2)

где σ_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 p_г – 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