Поглощение бурового раствора - Курсовая работа

бесплатно 0
4.5 54
Определение конструкции скважин с помощью графика совмещённых давлений. Выбор типа бурового промывочного раствора и расчёт его расходов. Определение рационального режима промывки скважины. Виды осложнений и аварии при бурении скважин и их предупреждение.

Скачать работу Скачать уникальную работу

Чтобы скачать работу, Вы должны пройти проверку:


Аннотация к работе
Министерство образования и науки Российской Федерации НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Институт недропользования Кафедра нефтегазового дела Поглощение бурового раствора ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к курсовой работе по дисциплине «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин» Иркутск 2011 г. СОДЕРЖАНИЕ ЧАСТЬ ПЕРВАЯ 1.1 Построение графика совмещённых давлений 1.2 Глубины спуска и диаметры обсадных колон 1.3 Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости 1.4 Расчёт необходимого расхода бурового раствора ЧАСТЬ ВТОРАЯ 2.1 Выбор гидравлической программы промывки скважины ЧАСТЬ ТРЕТЬЯ 3.1 Вскрытие солевых отложений 3.2 Обвалы. Неустойчивые, склонные к обрушению породы 3.3 Аварии с долотами БИБЛИОГРАФИЯ ЧАСТЬ ПЕРВАЯ 1.1 Построение графика совмещённых давлений Выбор конструкции скважины является одним из наиболее ответственных в комплексе вопросов, решаемых при проектировании строительства нефтяных и газовых скважин. 1 Таблица 1 Номер колон ны в поряд ке спуска Название колонны Интервал спуска, м Номиналь ный диаметр ствола скважины (долота), мм Номиналь ный наруж ный диаметр обсадных труб, мм Макси мальный наружный диаметр муфты, мм 1 2 3 4 Направление Кондуктор Техническая Хвостовик 0 - 50 0 - 600 0 - 2180 2080-2445 324 245 178 114 323,9 244,5 168,3 98,3 351,0 269,9 187,7 124,5 1.3 Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Номинальный расход насоса QН,м3/сек 0,029 Номинальное рабочее давление РН, МПа 21,6 Элементы бурильной колонны УБТ - 178x90: длина l1,м 87; наружный диаметр dн1, м 0,178; внутренний диаметр dв1, м 0,090. ТБПВ: длина l3, м 300; наружный диаметр dн3,м 0,127; внутренний диаметр dв3, м 0,107; наружный диаметр замкового соединения dз3, м 0,170. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по формуле: Rекр=2100 7,3·((q·dв2·tО)/10·h2)0,58. (61) В ЛБТ: Rекр = 2100 7,3·((1,1·104 ·0,1252·20)/ 10·0,0272) 0,58 = 16355; В ТБПВ: Rекр = 2100 7,3·((1,1·104 ·0,1072·20)/ 10·0,0272) 0,58 = 14002; В УБТ-178: Rекр = 2100 7,3·((1,1·104 ·0,0902·20)/ 10·0,0272) 0,58 = 11838; В УБТ-146: Rекр = 2100 7,3·((1,1·104 ·0,0742·20)/ 10·0,0272) 0,58 = 9860. 2. Определяются действительные числа Рейнольдса в бурильной колонне по формуле: Rеm=(4·q·Q)/(10·p·dв·h). В бурильной колонне в ЛБТ и ТБПВ Rеm Rекр, следовательно движение происходит при турбулентном режиме и описывается уравнением Дарси-Вейсбаха. 3.

Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность
своей работы


Новые загруженные работы

Дисциплины научных работ





Хотите, перезвоним вам?