Специальность: 060800 Экономика и управление в отраслях топливно-энергетического комплекса (ЭТК)

Специальность: 060800 Экономика и управление в отраслях топливно-энергетического комплекса (ЭТК)

Дисциплина: Бурение нефтяных и газовых скважин

Контрольная работа выполняется с целью изучения вопросов техники и технологии строительства глубоких скважин: бурение и крепление скважин, включая буровое оборудование. Номер варианта должен соответствовать последней цифре зачетной книжки. В скобках указан номер рекомендуемой научно-технической литературы. Объем контрольной работы не должен превышать 15-20 пронумерованных страниц рукописного текста.

Рекомендуемая литература

1.Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. - М.:Недра,1985.

2.Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. - М.:Недра, 1982.

3.Грей Дж., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). - М.:Недра,1985.

4.Масленников И.К. Буровой инструмент. Справочник. - М.:Недра,1989.

5.Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.:Недра,1985.

6.Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. - М.:Недра,1984.

7.Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. - М.:Недра,1986.

8.Булатов А.И. Справочник по промывке скважин. - М.:Недра,1984.

9.Северинчик Н.А. Машины и оборудование для бурения скважин. - М.:Недра,1986.

10.Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. - М.:Недра,1988.

11.Калинин А.Г., Григорян Н.А., Сульпанов Б.В. Бурение наклонных скважин. - М.:Недра,1990.

12.Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении. - М.:Недра,1991.

Вариант 0

1.Основные механические свойства горных пород. Методы оценки механических свойств [5,7].

2.Функции буровых промывочных жидкостей. Классификация буровых промывочных жидкостей [3,5].

3.Конструкция скважины. Основы выбора конструкции скважины [5,6].

4.Сравнить эффективность способов ликвидации поглощений.

І способ-установка цементного моста	ІІ способ-закачка в пласт тампонирующей пасты
Время спуска в скважину бурильной колонны Т₁-2,5 ч.	Время спуска в скважину специального контейнера Т₄-4 ч.
Время подъема после цементирования Т₂-3 ч.	Время подъема Т₃-3 ч.
Время цементирования Т₃-0,75 ч.	Время закачки пасты в пласт Т₃-0,5 ч.
Время ОЗЦ Т₄-16 ч.	Количество рейсов контейнера-4 ч.
Объем цементирования раствора -20 м³.	Объем тампонирующей пасты-8 м³. Плотность 1400 кг/м³
Водоцементное отношение-0,5	Соотношение компонентов: бентонит: ПАА: хлорид железа: вода=1,0:0,1:1,0:10,0
Плотность цементного раствора 1800 кг/м³
Количество ускорителя схватывания-50 кг/т цемента	Стоимость бентонита-400 руб./т. Стоимость ПАА-1700 руб./т
Стоимость цемента-600 руб./т	Стоимость хлорида железа-300 руб./т

Стоимость 1 часа-150 руб.

Вариант 1

1.Классификация способов бурения. Отличительные особенности турбинного и роторного способов бурения [1,5].

2.Свойства буровых промывочных жидкостей. Методы оценки свойств [1,3,5].

3.Крепление скважин обсадными трубами. Конструкция обсадных труб [5,6].

4.Выбрать тип долота при следующих условиях. Данное стратиграфической подразделение разбуривалось долотами двух типов: І-СЗ-ГВ, ІІ-С-ГВ. Способ бурения-турбинный. Параметры режима бурения постоянные. Цена долот соответственно 190 руб. и 158 руб. Продолжительность

СПО и вспомогательных работ за 1 рейс: t_СПО+t_ВСП=7 час. Стоимость работы буровой установки по затратам, зависящих от времени С_В=50 руб./час. Результаты бурения данногостратиграфического подразделения(суммарное по всем скважинам).

1.Общее число израсходованных долот: І-й тип-10; ІІ-й тип-12;

2.Суммарная проходка на долота: І-й тип-400 м; ІІ-й тип-340 м;

3.Общее время долотами: І-й тип-140 ч.; ІІ тип-108 ч.

Вариант 2

1.Классификация породоразрушающего инструмента. Шарошечные долота [1,4,7].

2.Влияние свойств буровых растворов на показатели работы долот [3,5].

3.Тампонажные материалы и их классификация [2,6].

4.Дать сравнительную оценку работоспособности долот 269,9 МСЗ-ГНУ (І тип) и 269,9 СЗ-ГНУ (ІІ тип) в двух стратиграфических горизонтах (Т_СПО+Т_ВСП=5 ч.)

-первый стратиграфический горизонт

а) первое долото: проходка Н_Д1=60 м; Т_бур1=12 ч.

б) второе долото: проходка Н_Д2=60 м; Т_бур2=10 ч.

-второй стрвтиграфический горизонт

а) первое долото: проходка Н_Д1=70 м; Т_бур1=15 ч.

б) второе долото: проходка Н_Д2=35 м; Т_бур2=7 ч.

Расшифровать долота.

Вариант 3

1.Лопастные и алмазные долота. Технико-экономические показатели [1,4,7].

2.Назначение химической обработки буровых растворов. Классификация химической обработки[1,5].

3.Свойства тампонажных жидкостей. Методы оценки. [2,5,6].

4.Определить оптимальную нагрузку на долото 215,9 С-ГВ в определенном стратиграфическом горизонте при постоянном расходе промывочной жидкости и частоте вращения долота. Время на спуско-подъемные работы и смену долота за 1 рейс составляет Т_СПО=4 ч. Результаты отработки долот следующие:

-Нагрузка Р_Д=8 т; Проходка Н_Д=15 м; Т_бур=6 ч.

- Нагрузка Р_Д=12 т; Проходка Н_Д=18 м; Т_бур=7 ч.

- Нагрузка Р_Д=14 т; Проходка Н_Д=20 м; Т_бур=7 ч.

- Нагрузка Р_Д=16 т; Проходка Н_Д=19 м; Т_бур=5 ч.

-Нагрузка Р_Д=20 т; Проходка Н_Д=16 м; Т_бур=5 ч.

- Нагрузка Р_Д=24 т; Проходка Н_Д=12 м; Т_бур=4 ч.

Вариант 4

1.Бурение с отбором керна. Назначение, колонковые наборы [4,5].

2.Влияние состава и свойств буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов. Буровые растворы на нефтяной основе [3,6].

3.Способы цементирования скважины [2,5,6].

4.Обоснуйте возможность использования полимерного бурового раствора в интервале неустойчивости глинистых отложений. Исходные данные:

Показатели	Пресный буровой раствор	Полимерный буровой раствор
Общая проходка, м
Проходка на 1 долото, м
Время СПО на 1	5,8	3,8
Время вспомогательных работ на 1 рейс. час	2,2	2,2
Стоимость 1 часа работы БУ, руб.	70,8	70,8
Цена долота, руб.

Показатели	Пресный буровой раствор	Полимерный буровой раствор
Стоимость раствора, руб.

Суммарное время на: -механическое бурение, ч. -приготовление раствора,ч. -промывку,ч. -проработку ствола скважины,ч.

Вариант 5

1.Режимы бурения. Оптимизация режима бурения [1,5].

2.Механизмы для риготовления и очистки буровых промывочных жидкостей [1,5].

3.Оборудование для цементирования скважин [2,5].

4.Выбрать способ бурения при условии использования оптимальной компоновки бурильного инструмента и долота в стратиграфических горизонтах:

-первый стратиграфический горизонт: интервал 1000-2500 м (Т_СПО+Т_ВСП=2ч.)

а) роторный способ: количество рейсов-12; Т_бур=200ч.

б) турбинный способ: количество рейсов -10; Т_бур=250ч.

-второй стратиграфический горизонт: интервал 4000-5000 м (Т_СПО+Т_ВСП=9ч.)

а) роторный способ: количество рейсов-100; Т_бур=500ч.

б) турбинный способ: количество рейсов-10; Т_бур=800ч.

Вариант 6

1.Бурильная колонна. Назначение элементов бурильной колонны. Условия работы бурильной колонны в скважине [4,5].

2.Поглощение буровых промывочных жидкостей. Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений [1,3,5].

[1,3,5].

3.Организация процесса цементирования и техника безопасности [2,6].

4.Сравнить эффективность алмазных и шарошечных долот в заданном интервале:

Показатели	Шарошечные долота	Алмазные долота
Интервал бурения	2500-3700	2500-3700
Проходка на долото, м	10,0	600,0
Проходка на 1 рейс, м	10,0	100,0
Время механического бурения, ч. (в интервале)	500,0	850,0
Время (суммарное) проработки, ч.	40,0	100,0
Время СПО и вспомогательных работ за 1 рейс, ч.	6,5	6,5
Стоимость 1 часа работы БУ, руб.	70,0	70,0
Стоимость 1 долота, руб.	258,0	3200,0

Вариант 7

1.Аварии с бурильным инструментом. Классификация. Привести примеры методов ликвидации аварий [1].

2.Нефтегазопроявления. Причины проявлений пластовых флюидов. Предупреждение и ликвидация проявлений [1,5,7].

3.Методы вхождения в продуктивный пласт [5,6].

4.Оптимизировать состав бурового раствора при следующих условиях:

Показатели бурения	Ингибирующий раствор	Раствор на нефтяной основе
Длина интервала, м
Механическая скорость, м/ч.	3,5	4,5
Проходка за 1 рейс, м	42,0	49,0
Проходка на 1 долото, м	42,0	49,0
Время на 1 СПО, час/рейс	4,5	4,5
Время на проработку, час/м	0,04	0,01
Время на приготовление, ч/м	0,05	0,09

Показатели бурения	Ингибирующий раствор	Раствор на нефтяной основе
Время на промывку, ч/м	0,05	0,02
Цена долота, руб.
Стоимость раствора, руб.
Стоимость 1 часа, руб.
Количество реагентов и материалов, т
Плата за экологический ущерб, руб./т

Вариант 8

1.Бурение наклонно-направленных скважин. Профили наклонных скважин. Компоновка низа бурильной колонны для участка набора кривизны [1,4,5].

2.Устойчивость стенок скважин. Причины разупрочнения стенок. Мероприятия по сохранению устойчивости стенок скважины [1,3,5,7].

3.Механизмы для вращения долот и спуско-подъемных операций [1,5].

4.Сравнить эффективность двух компоновок низа бурильной колонны (КНБК); І-тип обычная (УБТ);ІІ- тип жесткая (включены калибратор и центратор).

Показатели	І тип	ІІ тип
Проходка на долото, м	25,0	26,0
Механическая скорость, м/ч	2,0	1,5
Количество рейсов
Количество долот
Время СПО и вспомогательных работ за 1 рейс, ч.	8,0	8,0
Время на проработку перед спуском обсадной колонны, ч.	120,0	10,0

Показатели	І тип	ІІ тип
Стоимость 1 часа работы БУ, руб.	85,0	85,0
Стоимость центрирующее-калибрующего инструмента, руб.
Стоимость долота, руб.

Вариант 9

1.Кустовое, горизонтальное и многозабойное бурение. Назначение и особенности бурения [1,5].

2.Естественное искривление оси скважины. Причины естественного искривления. Предупреждение искривления оси скважины [1,5].

3.Буровые насосы и элементы циркуляционной системы [1,5].

4.Сделать полный расчет нефтяной ванны для освобождения прихваченных труб диаметром 114 мм (толщина стенки 9 мм) и УБТ-127 (толщина стенки 35 мм), если глубина скважины 4000 м. диаметр долота 151 мм, длина УБТ-200 м. длина не прихваченной части колонны 3500 м, плотность бурового раствора ρ=1300 кг/м³, плотность нефти ρ_Н=800 кг/м³, КПД насоса 0,64, мощность двигателя 120 кВт, Н=400 м.