Методические указания к выполнению практических занятий по дисциплине "Осложнения и аварии" (стр. 10 )

Для определения основных параметров глушения скважины фиксируем в буровом журнале следующие данные:

rн - плотность бурового раствора в момент проявления, кг/м3;

Риз. тр. - избыточное давление в бурильных трубах, МПа;

Риз. ок - избыточное давление в обсадной колонне, МПа;

Q1 - расход бурового раствора при бурении скважины, л/с;

Р1 - давление на стояке при бурении, МПа;

V0 - объем проявления (увеличение количества раствора в приемной емкости), м3;

Определяем давление проявляющего пласта Рпл. по формуле:

(20)

где: g - ускорение свободного падения, м/с2;

Н - предполагаемая глубина залегания проявляющего пласта, м;

Рассчитываем плотность флюида, проявившегося в скважину

(21)

где: - высота столба флюида в затрубном пространстве при объеме одного метра затрубного пространства в зоне поступления флюида q0.

Определяем вид нефтегазоводопроявления. При rфл = 1080 ¸ 1200 кг/м3 в скважину поступила вода, в случае rфл < 360 кг/м3 - газ. Если rфл =360 ¸ 1080 кг/м3 в ствол скважины произошло поступление нефти с газом или нефти и воды с газом.

Расчитываем плотность утяжеленного бурового раствора, необходимого для глушения скважины.

где: кр - коэффициент безопасности, принимаемый равным 1,10-1,15 - для скважин глубиной 1200 м, 1,05-1,10- для скважин 2500 м, 1,04-1,07 - для более глубоких скважин.

Необходимую величину доутяжеления раствора можно определить по номограмме (рис.17). Для этого находим точку пересечения двух прямых - горизонтальной, соответствующей глубине скважины (глубине залегания пролегающего пласта) Н и вертикальной прямой, соответствующей давлению в бурильных трубах Риз. тр.

Точка пересечения будет на одной из наклонных прямых, указывающих на какую величину необходимо увеличить плотность бурового раствора (г/см3).

Контрольное задание.

Определить вид нефтегазоводопроявления, расчитать плотность утяжеленного бурового раствора, необходимого для глушения пласта. Условия возникновения проявления принять по таблице 18 (работа 6.1). Недостающие данные принять самостоятельно. Полученные данные по плотности раствора сравнить с результатами, определенными по номограмме (рис.17).

Рис.17.

6.3 Изучение оборудования для предупреждения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

Нефтяные и газовые месторождения Тюменской области имеют ряд особенностей способствующих возникновению открытых фонтанов: небольшая глубина (800-1300 метров) одного из основных продуктивных пластов - сеноманского яруса большой мощности и с хорошими коллекторскими свойствами пород, повсеместное распространение в северной части региона мощных толщ многолетнемерзлых пород, склонных к потере устойчивости при растеплении, наличие в геологических разрезах ниже 2000 м. пластов с аномальным - высоким давлением. Целью настоящей работы является ознакомление студентов со следующими видами оборудования:

I - противовыбросовое оборудование : плащевые, универсальные, вращающиеся превенторы, задвижки с ручным и гидравлическим управлением, основной и вспомогательный пульты управления превенторами и задвижками манифольда, шаровые краны;

II - новое противовыбросовое оборудование применяющееся для предотвращения выбросов и открытых фонтанов: превентор универсальный для спуско-подъема труб с ЭЦН под давлением, пакер устьевой, клапан отсекательный забойный, установка для спуска труб под давлением, головки герметизирующие, превентор кабельный.

III - новое оборудование для ликвидации фонтанов: устройство для наведения запорной арматуры на устье фонтанирующей скважины НГ-50 и с поворотом вокруг горизонтальной оси, пережим гидравлический, труборезка гидравлическая резцовая, приспособление для прострела отверстия и установки пальцев в трубе.

Предполагается, что студенты, прослушавшие курс лекций «Монтаж, ремонт и эксплуатация бурового оборудования» знают устройство и принцип действия превенторов и других механизмов, включенных в раздел I - противовыбросовое оборудование.

Поэтому основное внимание должно быть обращено на условие и технологию применения противовыбросового оборудования. С этой целью необходимо использовать источники [I, глава XXI; 2, глава 4 §§ 3,4,5,6,7.8,9,10,11].

Оборудование, предусмотренное для изучения в разделах II и III, следует изучать по альбомам [10].

Контрольное задание.

1. Составить альбом механизмов и устройств, изученных студентами (в виде схем и рисунков). Конкретный выбор устройств определяется преподавателем.

2. Ответить на контрольные вопросы.

2.1. Проведение каких операций должно обеспечить противовыбросовое оборудование?

2.2. Каково устройство плашечного превентора с гидравлическим управлением и его назначение?

2.3. Поясните назначение устройства универсального превентора ПУ1-230х35.

2.4. Для чего предназначен манифольд противовыбросового оборудования?

2.5. Назовите назначение и устройства манифольда МППК-80х70.

2.6. Можно ли закрыть задвижку с гидроуправлением ручным способом?

2.7. Назовите назначение и устройство системы гидравлического управления превентора ГУП-100 Бр-2.

2.8. Можно ли открыть универсальный превентор с основного пульта ГУП-100 Бр-2?

2.9. Каков порядок управления превенторами и задвижками с помощью гидравлического управления СН6И-76?

2.10. Каковы назначения устройства и принцип работы шаровых кранов типа КШ и КЩ?

2.11. Назовите правила монтажа противовыбросового оборудования.

2.12. Какова линия глушения и дросселирования для нефтяных, газовых скважин?

2.13. На какое давление опрессовывается превенторная установка после монтажа на устье скважины?

2.14. Перечислите обязанность буровой вахты по проверке противовыбросового оборудования перед началом смены?

2.15. Какой порядок профилактического осмотра противовыбросового оборудования буровым мастером?

2.16. Что вы понимаете под выражением «противовыбросовое оборудование находится в оперативной готовности»?

Литература

1.  Баграмов машины и комплексы. - М.: Недра, 1988, 501 с.

2.  , , Рымчук возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов. - М.: Недра, 1991. - 142 с.

3.  , Аветисов инженера по бурению. Т.1. - М.: Недра, 1985. - 414 с.

4.  Войтенко геомеханика в бурении. - М.: Недра, 1990. - 252 с.

5.  Временная инструкция по ликвидации поглощений при бурении глубоких скважин в Восточной Сибири и Якутии. - Иркутск: ВостСибНИИГГиМС, 1983.

6.  Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. - М.: ВНИИБТ.

7.  Инструкция по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин. - М.: Недра, 1970. - 24 с.

8.  Инструкция по освобождению прихваченного бурильного инструмента торпедированием. - Л.: Недра, 1976. - 67 с.

9.  Иогансен буровика. Справочник - М.: Недра, 1990. - 303 с.

10.  и др. Рекомендации по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов (альбом). - Тюмень, 1988. - 360 с.

11.  Пустовойтенко и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. - М.: Недра, 1988. - 360 с.

12.  Самотой и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. - М.: Недра, 1979. - 182 с.

13.  , Соловьев нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1988. - 360 с.

14.  , , Поляков руководство по оценке размеров поглощающих каналов и выбору способов изоляции. - Уфа, БашНИПИнефть, 1977. - 278 с.

15.  и др. Прострелочно-взрывная аппаратура. Справочник. - М.: Недра, 1990. - 278 с.

16.  Фишер расчеты с использованием ЭВМ при бурении скважин в условиях Западной Сибири. - Тюмень: ТГУ, 1990. - 100 с.

17.  Шевцов газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. - М: Недра, 1988. - 200 с.

18.  и др. Типовые задачи и расчеты в бурении. - М.: Недра, 1982. - 296 с.

19.  , Мыслюк в бурении. Справочное пособие. - М.: Недра, 1991. - 334 с.

Содержание

1. Введение.............................................................................................................. 3

2. Определение зон совместимых условий бурения............................................. 4

3. Поглощение буровых и тампонажных растворов.......................................... 13

3.1. Оценка размеров каналов поглощения бурового раствора по фракционному составу шлама.................................................................................................... 13

3.2. Выбор наполнителей для предупреждения и ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов.................................................................................... 16

4. Аварии с бурильной колонной........................................................................ 21

4.1. Определение глубины обрыва бурильной колонны по гидравлическому индикатору веса...................................................................................................................... 21

4.2. Изучение ловильного и вспомогательного инструмента для ликвидации аварии и технологии их использования........................................................................... 23

5. Прихваты бурильных и обсадных колонн...................................................... 26

5.1. Определение допустимых усилий при расхаживании прихваченной бурильной колонны.............................................................................................................. 26

5.2. Расчет допустимого угла (числа оборотов) при закручивании неприхваченной части бурильной колонны........................................................................................... 27

5.3. Определение верхней границы прихвата бурильной колонны по упругому удлинению ее свободной части......................................................................... 35

5.4. Выбор вида жидкостной ванны и ее расчет для ликвидации прихвата бурильной колонны.............................................................................................................. 40

5.5. Изучение ударных механизмов для ликвидации прихватов бурильной колонны и технологии их применения................................................................................ 44

5.6. Выбор числа рядов (ниток) детонирующего шнура при ликвидации прихвата бурильной колонны "встряхиванием".............................................................. 44

5.7. Расчет числа рядов (ниток) торпеды из детонирующего шнура для ослабления резьбовых соединений при развинчивании бурильной колонны................... 49

5.8. Выбор заряда торпеды при ликвидации прихвата бурильной колонны обрывом труб..................................................................................................................... 52

6. Газонефтепроявления....................................................................................... 61

6.1. Определение максимально возможной длины бурильной колонны, поднятой без долива бурового раствора................................................................................ 61

6.2. Оценка вида нефтеводогазопроявления и определение исходных данных для расчета глушения скважины.............................................................................. 64

6.3 Изучение оборудования для предупреждения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.............................................................................................. 66

Литература............................................................................................................ 69

Методические указания по курсу "Технология бурения нефтяных и газовых скважин" студентам специальности 0908 "Бурение нефтяных и газовых скважин".

Автор: к. т.н., доцент кафедры бурения

Подписано к печати Объем 4,6 п. л.

Формат 60/90 1/16 Заказ

Тираж Бесплатно

Электрография кафедры "Бурение нефтяных и газовых скважин"

Компьютерная верстка "Лаборатория информационных технологий" ИНиГ

Институт нефти и газа ТюмГНГУ, 2003

625039, Тюмень, 50-лет Октября, 38