Создан заказ №3056603
24 мая 2018
Контрольная работа № 1 Вариант 17 1 Забойное ориентирование отклонителя Ориентирование отклонителей заключается в совмещении направления их действия с направлением необходимого отклонения ствола скважины
Как заказчик описал требования к работе:
надо решить 1 (одну задачу) и один теоретический вопрос Вариант №17
Теория вопрос №3
Задача №5 (Таблицу для решения задачи берем с варианта №14
Фрагмент выполненной работы:
Контрольная работа № 1
Вариант 17
1. Забойное ориентирование отклонителя.
Ориентирование отклонителей заключается в совмещении направления их действия с направлением необходимого отклонения ствола скважины. Ориентирование производится относительно фиксированной в каком-либо определенном положении плоскости. В наклонных скважинах такой плоскостью чаще всего является апсидальная, т.е. вертикальная плоскость, проходящая через ось скважины, а в вертикальных - плоскость магнитного или истинного меридиана.
Угол установки отклонения, это угол между фиксированной плоскостью, относительно которой производится ориентирование отклонителя, и плоскостью его действия, измеренный по часовой стрелке. (работа была выполнена специалистами Автор 24) Угол установки отклонителя изменяется от 00 до 3600 . Направление искривления наклонной скважины при разных значениях угла установки показано на рис.1
Расчет угла установки отклонителя φ по формуле:
φ=arctgsinΘтр∙sinαтр-αфsinΘтр∙cosαф∙cosαтр-αф-sinαф∙cosαтр
где Θф, αф- фактические зенитный угол и азимут на забое скважины;
Θтр, αтр- требуемые зенитный угол и азимут для вскрытия пласта в проектной точке.
Точное значение угла установки отклонителя при требуемом изменении зенитного угла и азимута может быть определено различными методами: аналитически, графически несколькими способами, по номограммам, предложенными разными авторами, с помощью специальных приборов.
Начальное направление искривления скважины
Рис. 1. Изменение зенитного угла Θ и азимута α скважины при различных углах установки отклонителя
Рис. 2. Схема прибора «Директор» для определения угла установки отклонителя
1 - подвижная шкала; 2 - неподвижная шкала; Θф- фактический зенитный угол на забое скважины; αтр- требуемый зенитный угол скважины для вскрытия пласта в заданной точке; ∆α- требуемое изменение азимута ствола для попадания в заданную точку; Ψ- угол установки отклонителя [1].
Наиболее просто и с достаточной степенью точности угол установки отклонителя может быть определен графически. От направления, условно принимаемое за северное (рис. 3.), по часовой стрелке откладываются фактический αф и расчетный αр азимутальные углы. По полученным направлениям в принятом линейном масштабе (например, 10=1см ) откладываются фактический Θф и расчетный Θр зенитные углы скважины. Полученный угол ВАС и является требуемым углом установки отклонителя. Он измеряется от направления АС до АВ по часовой стрелке.
Величина отрезка АВ на рис.3 в принятом линейном масштабе равна требуемому углу пространственного искривления ствола φ. Длина интервала бурения с отклонителем, обеспечивающим искривление скважины с интенсивностью i , может быть определена по формуле:
l=φi
Рис. 3. Графический метод определения угла установки отклонителя
где Θф и Θтр- фактический и требуемый зенитные углы скважины в принятом линейном масштабе; αф, αтр- фактический и требуемый азимутальные углы скважины; φ- угол пространственного искривления скважины на интервале применения отклонителя в принятом линейном масштабе; отклонителя; Ψ- угол установки отклонителя [2].
Перед ориентированием отклонителя в скважине должно быть определено его фактическое положение относительно либо плоскости магнитного меридиана (в вертикальном стволе), либо апсидальной плоскости (в наклонном стволе).В первом случае наиболее распространенным , простотым и достаточным является метод непрерывного прослеживания за положением отклонителя в скважине в процессе его спуска (метод меток). Перед началом спуска на каждую бурильную трубу наносят метки, располагая их по одной образующей. Для этого применяют специальные шаблоны. На буровой нужно иметь столько труб с метками, сколько требуется их для спуска до глубины искривления, и дополнительно семь-восемь труб для наращивания в процессе работы [3].
Расчет установки жидкостной ванны для ликвидации прихвата»
Рассчитать нефтяную ванну для освобождения прихваченных бурильных труб 114х9 мм при следующих условиях:
Исходные данные:
глубина скважиныН = 2940 м
диаметр долотаДД= 269,9мм
коэффициент кавернозностиК= 1,16
плотность бурового раствораρб.р.= 1,23 г/см3
плотность нефтиρн=0,75г/см3
оснастка талевой системы4х5
растягивающая нагрузкаР1= 62 делений по гидравлическому индикатору веса
растягивающая нагрузкаР2 = 74 делений по гидравлическому индикатору веса
Решение:
Длина не прихваченной части бурильной колонны определяется по формуле:
Lн.п.=1,05∙E∙FαP2-P1∙n∆l
где 1,05 – коэффициент, учитывающий жесткость бурильных замков;
E=2,1∙104 кН/см2 – модуль упругости стали колонны бурильных труб;
F- площадь поперечного сечения тела бурильных труб, см2(выбирается из таблицы 2);
∆l- удлинение бурильной колонны с учетом диаметра труб, см (выбирается из таблицы 1);
P1, P2- создаваемые нагрузки при растяжении бурильной колонны, кН;
α- цена одного деления по индикатору веса, α=1,25 кН
n- число рабочих струн талевой системы.
Величина удлинения в зависимости от диаметра труб
Таблица 1
Диаметр трубы, мм
114 127 140 168
Удлинение трубы при растяжении, см
35 30 25 20
Техническая характеристика бурильных труб
Таблица 2
Условный диаметр трубы, мм
Толщина стенки трубы, мм
Площадь поперечного сечения тела трубы, см2
127 7 26,4
8 29,9
9 33,4
10 36,7
140 8 33,1
9 36,9
10 40,7
11 44,5
168 9 45,0
10 49,7
Lн.п.=1,05∙2,1∙104∙29,7∙351,2574-62∙8=1910 м
Если бурильная колонна спущена до забоя, но прихвачена значительно выше, то активная жидкость должна перекрывать зону прихвата не менее, чем на 50 м и ее количество определится по формуле:
Q=0,785Dскв2-Dтр2H1+2h
где k- коэффициент кавернозности;
Dтр- наружный диаметр труб, м
h-высота подъема жидкости выше зоны прихвата, h=50 м;
H1- высота прихваченного участка колонны, м;
H1=H-Lн.п.=2940-1910=1030 м
Dскв- диаметр скважины, м
Dскв=Dд∙k
Dд- диаметр долота, м
Dскв=0,2699∙1,16=0,313 м
Q=0,7850,26992∙1,16-0,11421030+2∙50=63,4 м3
Объем продавочной жидкости при ликвидации прихвата над забоем определится по формуле:
Vп=0,785dвн2L+Dд2k-Dтр2H1+Vн.п.
где L- длина бурильной колонны (берется равной глубине скважины), м;
Vн.п.-объем жидкости для заполнения нагнетательной линии и подвода к прихваченной колонне, Vн.п.=1…2 м3;
dвн- внутренний диаметр труб, м;
Vп=0,7850,0962∙2940+0,26992∙1,16-0,11421030+2=81,1 м3
Максимальное давление при закачке нефти, когда за бурильными трубами находится буровой раствор, а сами трубы заполнены нефтью определится по формуле:
P=P1+P2
где P1- давление, возникающее при разности плотностей столбов жидкости в скважине (в трубах...Посмотреть предложения по расчету стоимости
Заказчик
заплатил
заплатил
20 ₽
Заказчик не использовал рассрочку
Гарантия сервиса
Автор24
Автор24
20 дней
Заказчик принял работу без использования гарантии
25 мая 2018
Заказ завершен, заказчик получил финальный файл с работой
5
Контрольная работа № 1
Вариант 17
1 Забойное ориентирование отклонителя
Ориентирование отклонителей заключается в совмещении направления их действия с направлением необходимого отклонения ствола скважины.jpg
2018-05-28 13:46
Последний отзыв студента о бирже Автор24
Общая оценка
4
Положительно
все быстро , и раньше срока, довольно таки приятный в общении автор и по приемлемой цене!
Хочешь такую же работу?
300 ₽
