Методические рекомендации по выполнению контрольной работы по ПМ 01 "Технология бурения нефтяных и газовых скважин"

Методические рекомендации

для выполнения контрольной работы

ПМ.01: Проведение буровых работ в соответствии с технологическим регламентом

Раздел 1: Проведение работ по проводке глубоких и сверхглубоких скважин в различных горно-геологических условиях.

МДК. 01.01: Технология бурения нефтяных и газовых скважин.

Контрольная работа состоит из двух разделов: теоретической и практической.

Задание к контрольной работе №2 на теоретическую часть.

Вар.1.

1. Условия формирования потока раствора и цементного камня в скважине. отложения солей.

2. Технология вскрытия пластов путем перфорации в среде очищенного солевого раствора.

3. Тампонажные растворы и их классификация.

Вар.2.

1. Расположение труб, свинченных в колонну в скважине, и технологическая осна­стка.

2. Вызов притока нефти и газа из пласта. Общие положения.

3. Свойства сухого цементного порошка.

Вар.3.

1. Особенности замещения буровых растворов тампонажными.

2. Исследование и работа комплекса оборудования для приготовления и нагнетания в скважину аэрированных растворов.

3. Требования, предъявляемые к тампонажным материалам.

Вар.4.

1. Исследование процессов течения буровых растворов в каналах круглого и кольце­вого поперечного сечений.

2. Замена бурового раствора жидкостью меньшей плотности.

3. Организация хранения и транспортирования тампонажных материалов.

Вар.5

1.Исследование процессов замещения и смешения буровых растворов аналитическими и экспериментальными методами.

2. Снижение давления на забой с помощью компрессора.

3. Тампонажные цементы для высокотемпературных скважин.

Вар.6.

1. Общие положения технологии цементирования обсадных колонн в скважинах. хвостовиков.

2. Освоение скважин с использованием пен.

3. Понятие о специальных тампонажных цементах и растворах.

Вар.7.

1. Буферные жидкости. Основные рекомендации по выбору буферных жидкостей.

2. Технология вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов.

3. Условия применения и технология приготовления специальных тампонажных растворов.

Вар.8

1. Центрирование обсадных колонн в скважине. Расхаживание обсадных колонн при цементировании скважин.

2. Технология повышения качества освоения нефтяных и газовых скважин с помощью струйных аппаратов.

3. Регулирование свойств тампонажных растворов в процессе крепления скважин. растворами.

Вар.9.

1. Назначение цементировочного оборудования и основные требования, предъявляемые к нему.

2. Вызов притока из пластов, поглощающих жидкость при создании давления больше пластового.

3. Усреднительные ёмкости. Техника безопасности, охрана недр и окружающей среды при работе с тампонажными цементами.

Вар.10.

1. Схемы размещения и обвязки оборудования при цементировании.

2. Свабирование (поршневание).

3.Регулирование свойств раствора изменением его водосодержания.

Вар.11.

1. Осложнения, связанные с подготовкой ствола скважины.

2. Назначение буровых растворов. Дисперсная фаза и дисперсная среда.

3. Реологические свойства тампонажных растворов и камня.

Вар.12.

1. Потеря циркуляции при цементировании. Резкие колебания давления.

2. Процессы, протекающие в дисперсных системах.

3. Седиментационная устойчивость, коррозионная стойкость, механическая прочность и приницаемость цементного камня.

Вар.13.

1. Подготовка скважины перед спуском и цементированием обсадной колонны

2. Порода глин. Набухание глин.

3. Контроль свойств тампонажного раствора, оперативное управление режимом работы цементировочного оборудования.

Вар.14.

1. Пулевая перфорация.

2. Обязательные показатели свойств буровых растворов.

3. Анализ специальных добавок к тампонажным цементам и растворам.

Вар.15.

1. Кумулятивная перфорация.

2. Химическая обработка буровых растворов.

3. Анализ технологии обработки циркулирующего бурового раствора порошкообразными и жидкими реагентами.

Вар.16.

1. Скважинные торпеды.

2. Виды и назначение веществ специального назначения: ПАВ, смазывающие и противоизносные добавки, пеногасители, ингибиторы коррозии. Требования к специальным добавкам, возможные побочные явления.

3. Выбор типа бурового раствора для бурения скважин в различных геологических условиях.

Вар.17.

1. Гидропескоструйная перфорация.

2. Понятие об ингибирующих видах глинистых растворах, их назначение. Виды ингибированных растворов.

3. Анализ буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов: на водной основе, на нефтяной основе, газообразные рабочие агенты, рецептура.

Вар.18.

1. Влияние условий в скважине на эффективность вскрытия пластов перфорацией.

2. Меловые растворы, компонентный состав, условия применения, технология приготовления.

3. Анализ материалов и реагентов, используемых в буровых растворах за рубежом, их характеристика, отечественные аналоги.

Вар.19.

1. Скин-эффект при перфорации. Влияние типа буровых растворов и специальных жидкостей на качество вторичного вскрытия продуктивных пластов.

2. Буровые растворы с конденсированной твердой фазой. Мероприятия по охране недр и природы.

3. Определение показателя фильтрации на приборе ВМ-6.

Вар.20.

1. Очистка перфорационной среды от взвешенных частиц.

2. Сероводородная агрессия. Нейтрализаторы, связывающие сероводород в водорастворимые и водонерастворимые сульфиды, применение их, преимущества и недостатки.

3. Определение условной вязкости вискозиметром ВБР-1.

Задание к контрольной работе №2 на практическую часть.

1.Подготовка скважины перед спуском и цементированием обсадной колонны.

Содержание занятия:

1.Ознакомиться с методикой изучения проходимости обсадной колонны.

2.Составить план проведения работ после определения проходимости обсадной колонны.

3. Почему прорабатывают ствол скважины только роторным способом?

4.Почему нефть, добавляемая в буровой раствор, уменьшает вероятность возникновения прихвата?

5.Почему при высоких СНС и вязкости ухудшается промывка скважины?

6. Почему длительное вращение долота на одном месте является причиной забуривания второго ствола?

7. Почему параметры раствора должны соответствовать ГТН?

8. Проанализировать причины проработки ствола скважины.

9.Нарисуйте схематически компоновку БК при шаблонировании.

10.Составить план подготовки ОТ к спуску в скважину.

11Анализ осложнений в процессе спуска ОК из-за некачественных подготовительных работ.

Подготовка ствола скважины.

Правильная подготовка ствола скважины имеет существенное значение для допуска обсадной колонны до намеченной глубины и обеспечения качественного цементирования. Большое значение при этом имеет обеспечение проходимости обсадной колонны по стволу. Для правильного решения этой задачи необходим детальный анализ условий бурения в закрепляемом обсадной колонной интервале, а также данных кавернометрии и инклинометрии. Анализом фактических данных бурения скважины выявляются все интервалы затяжек и посадок колонны бурильных труб, сужений и номинального диаметра, интервалы со значительным изменением углов искривления и азимута. Затем составляется план проработки и шаблокирования ствола скважины. Проработке подлежат все интервалы, в которых происходили затяжки и посадки колонны бурильных труб в процессе бурения, а также интервалы с наличием сужений ствола, определенных по кавернограмме. Особенно тщательно следует проработать интервалы со значительными изменениями углов искривления и азимута.

Рекомендуется проработку производить трехшарошечными долотами при следующих скоростях:

а) интервалов сужений ствола — 35—40 м/ч;

б) интервалов с постоянными затяжками и посадками колонны бурильных труб — 20—25 м/ч;

в) призабойной зоны (100 м) вне зависимости от состояния ствола — 20—25 м/ч.

Ствол рекомендуется прорабатывать только роторным способом, так как при этом гарантируется вращение долота, а вращающаяся колонна бурильных труб уплотняет корку и способствует лучшему выносу породы из скважины.

В начальной стадии проработки в глинистый раствор должны быть введены различные добавки, способствующие уменьшению вероятности прихватов инструмента (графит, нефть, ПАВ и др.). Формирование глинистой корки протекает при наличии указанных добавок, что является благоприятным фактором.

В процессе проработки скважина промывается при максимально возможной производительности насосов для полной очистки ствола от породы, осадка и пр. Нельзя допустить проработку скважины, если глинистый раствор имеет вязкость и CHС высокие, так как может резко ухудшиться вынос породы и осадка из скважины. Поэтому в процессе проработки следует систематически обрабатывать раствор химическими реагентами.

При выборе компоновки низа бурильной колонны необходимо руководствоваться следующими положениями:

а) если ствол сужен и происходили посадки и затяжки колонны, не вызываемые желобами, проработка скважины должна осуществляться той же компоновкой, которая использовалась в процессе бурения ствола;

б) если имеются желоба, искривления ствола более 1° на 10 м и происходили резкие изменения азимута (более чем на 80—90°), проработка ствола должна осуществляться следующей компоновкой бурильной колонны: долото трехшарошечное; 8—10 м УБТ; трехшарошечный расширитель того же диаметра, что и долото; 20—25 м УБТ; трехшарошечный расширитель и остальная часть УБТ; четырех- и пятилопастной центратор на 5—10 мм меньше диаметра долота; бурильные трубы.

Процесс подачи долота при проработке рекомендуется осуществлять непрерывно. Длительное вращение долота на одном месте может быть причиной забуривания второго ствола, особенно при наличии кривизны ствола более чем 6—8°.

После окончания проработки необходимо интенсивно промыть скважину в течение 1,5—2 циклов и произвести химическую обработку раствора с целью доведения его параметров до параметров, обусловленных геолого-техническим нарядом.

Проработка ствола является непременным условием подготовительных работ, осуществляется она не столько для удаления глинистой корки со стенок скважин, но также для восстановления нормального диаметра в зонах сужений, при посадках, затяжках колонны и т. д. В последнее время все шире начинает распространяться (особенно при креплении скважин обсадными колоннами с большой жесткостью, а также в процессе спуска колонн на большие глубины) шаблонирование (калибровка) ствола колонной с жесткой компоновкой.

Жесткость компоновки достигается установкой одного или двух (очень редко трех) расширителей (центраторов) по диаметру долота. Компоновка бурильной колонны при шаблонировании может быть следующей:

а) долото; 12 м УБТ; расширитель (центратор); остальная часть УБТ; бурильные трубы;

б) долото; расширитель (центратор); 12 м УБТ, расширитель (центратор); остальная часть УБТ; бурильные трубы;

в) долото; 12 м УБТ; расширитель (центратор); 12 м УБТ; расширитель (центратор); остальная часть УБТ; бурильные трубы;

г) долото; 24—27 м УБТ; расширитель (центратор); остальная часть УБТ; бурильные трубы;

д) долото; расширитель (центратор); 6—8 м УБТ; расширитель (центратор); 12 м УБТ; расширитель (центратор); остальная часть УБТ; бурильные трубы.

При шаблонировании ствола спускают до забоя колонну одной из указанных выше компоновок, из которых рекомендуется тип «д», интенсивно промывают ствол на забое и затем поднимают колонну на поверхность. Все интервалы затяжек и посадок, выявленные в процессе шаблонирования, прорабатываются до полного их устранения.

Для осуществления указанных требований при подготовке ствола скважины к спуску колонны придерживаются определенного порядка работ.

1. В процессе последнего рейса перед осуществлением полного объема электрометрических работ в промывочную жидкость вводят нефть, графит, ПАВ и другие необходимые добавки, доводя их содержание до установленных норм для данной площади. В нефти как добавке во избежание коагуляции промывочной жидкости не должно содержаться более 2% примесей пластовой воды.

2. На основании анализа фактического материала по бурению выявляют все интервалы, в которых происходят затяжки и посадки бурильных труб при спускоподъемных операциях.

3. Подбирают данные об интервалах сужений, номинальном диаметре, о кавернах и желобах по стволу скважины, а также об интервалах со значительным изменением угла и азимута искривления.

4. Ствол скважины прорабатывают в интервалах сужений; постоянно повторяющихся затяжек и посадок колонны бурильных труб, а также мест посадок при спуске на проработку; призабойной зоны (100 м) вне зависимости от состояния ствола скважины; интервалы ствола, имеющие номинальные и увеличенные вследствие кавернозности диаметры, не прорабатывают. Ствол под спуск колонны для таких интервалов только шаблонируют и периодически промывают. Проработку ствола скважины рекомендуется осуществлять роторным способом и трехшарошечными долотами.

5. Во время выбора конструкции компоновки низа бурильной колонны для проработки скважины руководствуются следующим: при наличии только сужений, посадок и затяжек (не вызываемых наличием желобов) ствол скважины прорабатывают тем же инструментом, что и при бурении; при наличии желобов, искривлений ствола скважины и резких изменений азимута ствол прорабатывают инструментом с жесткой компоновкой низа колонны.

6. При проработке должно соблюдаться следующее: параметры промывочной жидкости, поступающей в скважину вначале и на протяжении всего процесса проработки, должны соответствовать параметрам, предусмотренным в ГТН; промывка скважины должна осуществляться со скоростью, не меньшей, чем при бурении скважин, а скорость вращения ротора должна быть такой, чтобы исключить поломку бурильных труб из-за заклинивания расширителей в желобах; подачу долота осуществлять непрерывно с нагрузкой на долото 20—30 кН, не допуская длительной работы на одном месте во избежание забуривания второго ствола, особенно при наличии кривизны 6—8°; не допускать резких гидродинамических колебаний давления в скважине при спусках колонны бурильных труб в промежутках между прорабатываемыми интервалами. С этой целью спуск колонны бурильных труб нужно осуществлять с пониженной скоростью.

7. При достижении забоя необходимо интенсивно промывать скважину до полной очистки промывочной жидкости в течение не менее 1,5—2 циклов с доведением параметров промывочной жидкости до величин, указанных в плане работ на спуск колонны.

8. Организация работ должна обеспечивать без нарушения технических требований максимальное сокращение времени от начала подъема бурильных труб до окончания цементирования обсадной колонны.

Подготовка обсадных труб

Обсадные трубы, предназначенные к спуску в скважину, должны быть разложены в порядке, соответствующем прочностным расчетам и очередности спуска; каждая труба должна быть тщательно осмотрена.

Трубы, имеющие изъяны проката в виде плен, закатов, шлаковых включений, расслоений металла, вмятин, трещин, песочин, а также кривизну, превышающую 1,3 мм на 1 м на концевых участках, равную 1/3 длины трубы, испорченную резьбу на концах или муфтах, бракуют и заменяют.

После визуальной отбраковки трубы шаблонируют жесткими двойными шаблонами, размеры которых должны соответствовать данным трубы.

После шаблонирования все пригодные для спуска трубы опрессовывают гидравлическим давлением, величину которого рассчитывают для каждого конкретного случая. При расчете давления опрессовки учитывают радиальные давления, действующие на обсадную колонну в момент ее испытания на герметичность.

При этом принимается следующее:

а) изменение давления за обсадной колонной соответствует давлению гидростатического столба промывочной жидкости плотностью, равной плотности жидкости, применяемой перед цементированием;

б) давление на устье при испытании колонны на герметичность равно пластовому;

в) обсадные трубы на поверхности опрессовывают на давление на 15—20% больше, чем действующие внутренние давления в колонне при испытании ее на герметичность;

г) изменение давлений по глубине следует линейному закону.

Если колонну спускают с применением специальных хомутов, необходимо проверить величину проточек под хомут предельными скобами, и трубы, имеющие больший диаметр проточки, чем предельная скоба, должны быть отбракованы.

В процессе спуска обсадных колонн в результате некачественно проведенных подготовительных работ возможны следующие осложнения.

1. Прихваты, которые обычно возникают при длительном оставлении обсадных колонн без движения (5—10 мин и более) в процессе навинчивания трубы, при доливе в колонну промывочной жидкости или в процессе промежуточной промывки. Возможность прихвата возрастает, если в скважине имеется промывочная жидкость не обработанная нефтью, графитом либо подобными им по действию добавками.

Как правило, прихваченную колонну цементируют, так как ликвидация прихватов большей частью безуспешна. Предупреждение их обеспечивается четкой организацией работ, расхаживанием обсадной колонны через каждые 3—5 мин.

2. Невозможность восстановления циркуляции, которая может быть вызвана следующими причинами.

Высоким статическим напряжением сдвига промывочной жидкости, в этом случае при восстановлении циркуляции возникает повышенное продавочное давление, в результате чего может произойти гидроразрыв и поглощение раствора. При этом обсадную колонну следует либо поднять и вновь провести подготовительные работы, либо зацементировать ее с закачкой цементирующего раствора в зону разрыва пород (на поглощение). Предупреждать это осложнение можно спуском обсадных колонн с применением промежуточных промывок, так как в процессе циркуляции структура промывочной жидкости разрушается, и следовательно, количество последующих продавок уменьшается. Признаком затруднений при восстановлении циркуляции обычно является отсутствие выхода из скважины вытесняемого колонной раствора или значительное его запаздывание.

Гидроразрывом пород, который может произойти при спуске обсадных колонн с большой скоростью (1 м/сек и более) в результате возникновения гидродинамических давлений.

3. При спуске обсадных колонн с установленным обратным (или двумя) клапаном необходимо, чтобы происходило систематическое заполнение ее промывочной жидкостью. Допустимое опорожнение колонны устанавливается планом работ по креплению скважин. Следует всегда учитывать, что при сломе обратного клапана в большинстве случаев сминается спускаемая обсадная колонна, в результате чего скважина может быть ликвидирована.

4. При спуске обсадных колонн больших диаметров (273 мм и более) существует опасность навинчивания резьбы через нитку. В этом случае происходит срез части ниток резьбы и уменьшение прочности соединения, в результате чего возможен обрыв и падение на забой части колонны, находящейся ниже этого соединения. Иногда обрыв колонны происходит в процессе цементирования. В связи с указанным необходимо тщательно контролировать правильность навинчивания каждого резьбового соединения. При спуске колонны диаметрами более 219 мм рекомендуется первые три-четыре нитки навинчивать вручную.

5. При нарушении принципа подбора вяжущих веществ в соответствии с конкретными условиями в скважине вследствие смешивания цементирующих веществ различных партий, а также смешивания веществ различных типов исполнителями работ может произойти преждевременное схватывание раствора в процессе цементирования, что вызывает недоподъем его на заданную высоту, необходимость разбуривания больших цементных стаканов и проведение ремонтных цементирований с затратой значительных средств и времени.

6. Обычно в процессе спуска колонны с целью проверки внутреннюю полость труб шаблонируют. Для предупреждения упуска шаблона в колонну необходимо выделять специально ответственное лицо из числа рабочих вахты и иметь в работе только один шаблон. При упуске шаблона в колонну, как правило, поднимают на поверхность уже спущенные в скважину трубы.

7. В ряде случаев недоспуск обсадных колонн является следствием их длительного спуска. При этом обычно в нижней части ствола скважины вследствие обвалов и осыпи горных пород происходят осложнения. Можно легко установить время, в течение которого скважина бурится без осложнений в стволе, оставленном без промывки. Для этого следует проанализировать поведение ствола после проведения спуско-подъемных операций: интервалы посадок колонны и проработок в зависимости от времени между очередными промывками.

8. Заклинивание обсадных колонн в процессе их спуска может происходить вследствие искривления ствола с меняющимися зенитными и азимутальными углами в скважинах, в которых не было произведено шаблонирование бурильной колонной жесткой компоновки. За редким исключением, такие обсадные колонны цементируются на глубине их заклинивания, так как освободить колонну обычно не удается.

2.Расчёт кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн на прочность.

Цель занятия: Усвоить принцип расчета кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн на прочность.

Расчет кондуктора на прочность.

Рассчитать кондуктор диаметром Дк= 325мм, толщина стенки трубы _{ }9мм, спускаемый на глубину 280м. (группа прочности стали С).

Решение.

Определяем коэффициент запаса прочности на страгивание:

_{ }-табличное значение страгивающего усилия для труб с толщиной стенки 9мм в т;

_{ }-глубина спуска кондуктора в м;

_{ }-вес 1м трубы в т, находим по таблице из справочника табл.№43 Элияшевский «Типовые задачи и расчеты в бурении»;

_{ }- дополнительная нагрузка, возникающая при цементировании, в тс., определяется по формуле:

_{ } =22,7тс.

_{ }-давление, затрачиваемое на преодоление гидравлических потерь:

_{ })

_{ }- давление, возникающее при посадке пробки на кольцо «стоп»;

Данные для выполнения расчета:

№вар.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
  (м)	150	170	190	210	200	230	240	250	260	270	290	300	310	320	330	340
Группа прчности стали	С	Д	С	С	Д	Д	К	С	Д	К	С	Д	С	К	С	К
Дк (мм)	407	377	351	340	324	299	407	377	377	351	351	324	299	377	407	351
 (мм)	9	9	9	9	10	8	10	10	11	10	11	11	9	12	11	12

Расчет промежуточной колонны на прочность.

Рассчитать промежуточную колонну_{ } на прочность, если глубина спуска колонны _{ } подъем цементного раствора за колонной _{ }600м; удельный вес цементного раствора 1,84 гс/см³; удельный вес глинистого раствора за колонной 1,25 гс/см³; глубина скважины L=3200м; удельный вес раствора после спуска колонны измеряется дважды: сначала 1=1,1 гс/см³ затем 2=1,6 гс/см³. Высота цементного стакана _{ } =20м. При удельном весе раствора 1,1 гс/см³ возможно частичное снижение уровня раствора в скважине в результате поглощения на 200м.

Решение.

Принимаем нижнюю длину труб _{ }=100м с толщиной стенки 9мм.

Вес этой секции труб составит:

_{ } вес 1м трубы в кг, находим по таблице из справочника табл.№43 Элияшевский «Типовые задачи и расчеты в бурении»;

Определяем дополнительное усилие при цементировании:

_{ }-давление, затрачиваемое на преодоление гидравлических потерь:

_{ })

_{ }- давление, возникающее при посадке пробки на кольцо «стоп»;

_{ }-внутренний диаметр труб в см.

Принимаем сталь группы прочности Д (_{ }) и определяем допустимую длину секции труб с толщиной стенки 7мм.

_{ } =1130м.

_{ }-табличное значение страгивающего усилия для труб с толщиной стенки 7мм в тс, находим по таблице из справочника табл.№43 Элияшевский «Типовые задачи и расчеты в бурении»;

_{ }-КЗП на страгивание (_{ };

_{ } -вес 1м трубы в т, находим по таблице из справочника табл.№43 Элияшевский «Типовые задачи и расчеты в бурении»;

Тогда, зная длину труб с _{ }=7мм вес секции составит _{ }

Определяем допустимую длину секции труб с толщиной стенки 8мм:

Тогда, зная длину труб с _{ }=8мм вес секции составит _{ }

Определяем допустимую длину секции труб с толщиной стенки 9мм:

Тогда, зная длину труб с _{ }=9мм вес секции составит _{ }

Определяем допустимую длину секции труб с толщиной стенки 11мм:

Тогда, зная длину труб с _{ }=11мм вес секции составит _{ }

Тогда _{ }

Примечание: Строим таблицу по результатам расчетов.

Номер секции	Толщина стенки	Длина секции	Вес 1 м трубы	Вес секции, т

Определяем избыточное наружное давление при переходе на раствор удельного веса 1,6 гс/см³:

_{ }см²

_{ }

Определяем максимальное давление в конце цементирования:

_{ }

Определяем КЗП на внутреннее давление для труб с толщиной стенки 11мм:

_{ }

Определяем безопасную глубину понижения уровня жидкости в колонне:

_{ }=790м

_{ } гс/см³ :

_{ }

_{   }

Данные для выполнения расчета:

№вар.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
  мм	273	219	194	178	168	146	273	219	178	168	219	168	273	178	168	219
	1800	1900	2000	2100	2300	2400	2500	2600	2700	1600	1850	1950	2150	2350	1750	2050
	300	400	500	600	450	700	800	850	550	450	450	500	500	700	600	500
  гс/см3	1,7	1,8	1,9	2,0	2,1	2,2	1,74	1,84	1,94	1,98	1,73	1,91	2,05	2,12	2,18	2,07
гс/см3	1,12	1,13	1,14	1,15	1,156	1,17	1,138	1,19	1,09	1,25	1,34	1,45	1,76	1,64	1,27	1,39
L м	2500	2600	2700	2800	2900	300	3100	3200	3400	2300	2400	2500	2600	2700	2800	2900
1/2 	1,05/1,5	1,15/1,45	1,07/ 1,6	1,05/1,7	1,09 /1,8	1,11/ 1,9	1,12/ 1,65	1,13/ 1,75	1,05/ 1,85	1,14/ 1,95	1,15/ 1,48	1,16/ 1,58	1,17/ 1,68	1,18/ 1,83	1,19/ 1,92	1,12/ 1,73
 м	16	21	12	13	30	25	16	17	17	19	27	29	32	35	24	34

5.Расчёты различных методов вызова притока из продуктивного пласта.

Определить забойное давление при освоении скважины разными способами при следующих исходных данных:

Глубина скважины Н, м; (См практическую предыдущую)

пластовое давление р_пл, МПа;

статический уровень h_ст, м;

плотность заполняющей скважину жидкости ρ_ж кг/м³;

диаметр эксплуатационной колонны D = 0.15 м; (см практическую предыдущую)

диаметр каната d_к = 0,0185 м; внутренний диаметр НКТ d_т = 0,05 м;

средние скорости спуска и подъема поршня v₁ = 2 м/с и v₂ = 5 м/с;

давление на устье скважины р_у = 1 МПа.

Решение.

1. Снижение плотности жидкости в скважине

Аэрация

При ρ_ж = 850 кг/м³ забойное давление составит:

_{ }(МПа)

Во втором случае при газированной нефти плотностью ρ_ж = 500 кг/м³ забойное давление снизится до:

_{ }(МПа)

1. Компрессорный способ

Максимальное давление при этом способе будет равно сумме рабочего давление воздуха у башмака подъемных труб и давление столба жидкости от башмака до забоя.

_{ } (МПа)

1. Поршневание скважины

Определить через какое время можно вызвать приток жидкости.

Количество жидкости, подлежащее извлечению при помощи поршня

Количество жидкости, извлекаемой за каждый рейс поршня

где h = 150 м.

Средняя глубина спуска поршня

Время, необходимое на спуск поршня

t₁ = h_ср/v₁

на подъем поршня

t₂ = h_ср/v₂

Время на один рейс

t = t₁ + t₂

Общее время на откачку всего столба жидкости

T = t(Q₁/Q₂)

Варианты заданий

Вариант	Н, м	рпл, МПа	hст, м
1,6,11,16	1720	17	420
2,7,12	1810	18	440
3,8,13	1920	19	460
4,9,14	1980	20	480
5,10,15	2040	21	500

Ваш вариант –ваш номер по списку

Для задач варианты следующие:

Вар	Выполнять
17	7
18	8
19	9
20	10
21	11
22	12
23	13
24	14
25	15
26	16
27	1
28	2
29	3
30	4

Электронная почта: eremchenko.yu@ yandex.ru

к оформлению контрольной работы

Контрольная работа должна быть аккуратно оформлена и выполнена в ученической тетради в клетку темными чернилами (синими, черными, фиолетовыми) через строчку. Все дополнительные страницы должны быть в тетради приклеены или вшиты. В тетради необходимо оставлять поля для замечаний преподавателя, а в конце работы оставлять страницу для рецензии преподавателя на выполненную работу.

Все страницы, формулы и таблицы нумеруются. Нумерация - сквозная (т.е. номер - один, два и т.д.).

Работа должна быть выполнена в той же последовательности, в какой приведены вопросы домашнего задания. Следует полностью записывать формулировку вопроса согласно заданию, затем давать ответ. Сокращение наименований и таблицы в задачах должны выполняться с учетом требований ЕСКД. При переносе таблиц следует повторить заголовок таблицы, указывая над ней «Продолжение таблицы» и ее номер. Единицы измерения указывать только в результирующих значениях.

В контрольной работе должны быть приведены условия задач, исходные данные и решения. Решение должно сопровождаться четкой постановкой вопроса (например, «Определяю ...»); указываться используемые в расчетах формулы с пояснением буквенных обозначений: выполненные расчеты и полученные результаты должны быть пояснены.

Вычисление абсолютных величин следует производить с точностью до первого десятичного знака (0,1), в процентах - до первого десятичного знака (0,1%); относительных величинах - до второго десятичного знака (0,01).

В конце работы приводится список использованной литературы.

Титульный лист работы должен быть оформлен в соответствии с утвержденной формой, подписан, с указанием даты сдачи работы.

Рекомендуемая литература

Основные источники:

Нормативно-правовые источники:

1. РД 39-2-1290-85 Инструкция по одновременному производству буровых работ, освоению и эксплуатации нефтяных и газовых меторождений

2. РД 39-2-645-81 Методика контроля параметров буровых растворов

3. РД 51-31323949-58-2000 Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности  

Основные источники:

1.Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л., Буримов Ю.Т., Гноевых А.Н. Оборудование буровое противовыбросовое и устьевое. Т-1.-М. ООО ИРЦ Газпром, 2007.

2. Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л., Буримов Ю.Т., Межлумов А.С. Оборудование буровое противовыбросовое и устьевое. Т-2.-М. ООО ИРЦ Газпром, 2007.

3.Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Расчеты в бурении (справочник). –М.:РГГРУ, 2007.

4. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Мессер А.Г. Справочник инженера-технолога по бурению глубоких скважин.-М.: Недра, 2005.

5. Калинин А.Г. Кульчицкий В.В. Естественное и искусственное исправление скважин.-РГУ Нефти и газа имени Губкина И.М., 2007.

Дополнительные источники:

1.Амиян В.В., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. -М.:Недра, 1980.

2. Аветисов А.Г., Кошелев А.Т., Крылов В.И. Ремонтно-изоляционные работы при буре­нии нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1981.

3. Аветисян Н.Г., Фролов Е.П., Шеметов В.Ю. Руководство по прогнозированию и предупреждению осыпей и обвалов в процессе бурения, связанных с АВПД: Утв. Минестерством нефтяной и газовой промышленности, 1979. - Краснодар: ВНИИКРнефть, 1979.

4. Алиев Г.Б., Мирсалаев С.Б., Скорняков М.В. Борьба с авариями при капитальном ре­монте скважин. - Баку: Азнефтеиздат, 1982.

5. Ангелопуло О.К., Подгорнов В.М., Авахов В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. - М.: Недра 1988.

Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гновевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. - М.: Недра, 1999.

6. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклон­ных скважин. - М.: Недра, 1983.

7. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 2001.

8. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра, 2000.

9. Бревдо Г.Д. Проектирование режимов бурения. - М.: Недра, 1988.

10. Булатов А.П., Измайлов Л.Б., Крылов В.И. и др. - Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1977.

11. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по буре­нию. 1993- 1996. Кн. 1-4. - М.: Недра.

12. Булатов А.И., Макаренко А.А., Шеметов В.Ю. Охрана окру­жающей среды в нефтегазовой промышленности. - М.: Недра, 1997.

13. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудова­ние. Коллектив авторов под общей редакцией, А.М.Гусмана и К.П. Порожского. - Екатеринбург: УГГГА, 2002.

14. Броун С.И. Охрана труда в бурении. - М.: Недра, 1981.

Воздвиженский Б. Н. "Современные способы бурения скважин". М. Не­дра, 1987 г.

15 Вяхирев Р.И., Никитин Б.М., Мирзоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. - М.: изд. Академии горных наук 1999.

16. Ганджумян Р.А. Практические расчеты в разведочном буре­нии. - М.: Недра, 1986.

17. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. - М.: Недра, 2000.

Геолого-технологические исследования скважин Л.М. Чекалин, А.С.

18. Моисеенко, А.Ф. Шакиров и др. - М.: Недра, 1993.

19. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. - М.: Недра, 1984.

20. Демихов В.И. Средства измерения параметров бурения сква­жин.-М.: Недра., 1990.

21. Ивачев Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси. - М.: Недра, 1987.

22. Инструкция по расчету цементирования обсадных колонн в скважине. - Киев: УкрГИПРОНИИнефть. 1997.

Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Госгортехнадзор России, № 10-13/127 от 12.03.97. - М., 1997.

Инструкция по расчету обсадных колонн для горизонтальных скважин. Госгортехнадзор России, № 10-03/667 от 06.09.2000. - М., 2000.

Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и га­зовых скважин. - М., 1997.

23. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. - М.:Недра, 1997.

24. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. Под ред. А.Г. Калинина. - М.: Недра, 2001.

25. Калинин А.Г., Кульчицкий В.В. Естественное и искусственное исправление скважин. - РГУ Нефти и газа имени Губкина И.М., 2007.

26. Каталог нефтяного оборудования, средств автоматизации, приборов и спецматериалов. - М.: ВНИИОЭНГ, том. I, 1993. (Под об­щей редакцией С.Г. Скрынника).

27. Козлов А.В., Мессер А.Г., Лопатин Ю.С., Повалихин А.С. Буре­ние горизонтальных дренажных стволов для повышения эффективности эксплуатации месторождений нефти и газа. Бурение. - 2001. - № 2.

28.Международный транслятор-справочник, буровой продоразрушающий инструмент. Том 1. Шарошечные долота. Под научной редакцией В.Я. Кершенбаума, А.В.Торгшаева, А.Г. Мессера. - М.: НП «Нациаольный институт нефти и газа», 2003.

29. Палашкин Е.А. Справочник механика глубокого бурения. М Недра, 1981.

30. Поршаков В.П., Романов Б.А. Основы термодинамики и теплотехники. - М.: Недра, 1983.

31. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. - М.: Недра, 1979,

32. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1988.

33. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра, 1979.

34. Спивак А.П., Попов А.Н. Разрушение горных пород при буре­нии скважин, - М.: Недра, 1994.

35. Тагиров К.М., Нефантов В.И. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии. - М.'.Недра, 2003.

36. Терминологический словарь по бурению скважин, (под редак­цией Голикова С.И., Калинина А.Г. - М.: ООО «Геоинформарк», 2005,

37. Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. - М.: Недра, 1982.

38. Яремийчук Р.С., Семак Г.Г. Обеспечение надежности и каче­ства стволов глубоких скважин. - М.: Недра, 1982.

39. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнение в бурении: Справ, посо­бие. -М.: Недра, 1991.

Интернет-ресурсы:

http://www.maksoil.ru/

http://www.nqlib.ru – портал научно-технической информации

http://www.oilforum.ru

http://www.neftebook.ru

http://neftandgaz.ru