- •Введение
- •Лабораторная работа №1 Изучение причин возникновения осложнений на тренажере-имитаторе бурения амт-2хх
- •Методическое обоснование задачи
- •Установка отвинченной свечи на подсвечник
- •Поднятие клиньев ротора
- •Ошибки управления и их устранения
- •Лабораторная работа №2 Методика контроля скважины при спо
- •Возможные аварийные ситуации и осложнения Проявление
- •Поглощение
- •Обрыв талевого каната
- •Обрыв бурильных труб
- •Лабораторная работа №3 Выбросы
- •3.1 Методы ликвидации выбросов
- •Метод бурильщика
- •Метод ожидания и утяжеления
- •Непрерывный метод
- •3.2. Метод бурильщика.
- •3.3. Имитация выбросов.
- •3.3.1. Герметизация скважины.
- •Циркуляционная система - открыть задвижку разделяющую емкости 1 и 2
- •Манифольд - открыть задвижку стояка
- •Штуцерный коллектор - открыть входную задвижку штуцерной
- •Превентора - закрыть универсальный превентор
- •3.3.2. Расчет параметров процесса.
- •3.3.3. Включение циркуляции.
- •3.3.4.Приготовление раствора новой плотности.
- •Закачивание утяжеленного раствора.
- •3.3.6.Герметизация скважины.
- •3.4. Контроль и ликвидация выбросов.
- •3.4.1. Первый этап.
- •3.4.2. Второй этап.
- •3.4.3. Третий этап.
- •34.4.Четвертый этап.
- •3.4.5. Пятый этап.
- •3.4.6.Шестой этап.
- •3.4.7.Седьмой этап.
- •3.5. Фатальные ошибки утк Ликвидация Выброса.
- •3.6. Возможные аварийные ситуации и осложнения.
- •Лабораторная работа №4 Цементирование
- •4.1.Методика цементирования.
- •4.1.1.Установка начальных значений.
- •4.1.2.Расчет параметров.
- •4.1.3.Заканчивание буферного раствора.
- •4.1.4.Закачивание цементного раствора.
- •4.1.5. Закачивание продавочной жидкости.
- •Гидроразрыв пласта
- •Разрыв обсадной колонны
- •4.2. Контроль и управление цементированием.
- •Лабораторная работа №5 Факторы, влияющие на качество крепления скважин
- •Действие температур
- •Расположение продуктивного пласта
- •Технико-технологические факторы
- •Кривизна и перегибы ствола
- •Вращение и расхаживание колонны
- •Характеристика контакта цементного камня с колонной
- •Качество формируемого цементного камня
- •Буферные жидкости
- •Технологические параметры цементирования
- •Технологическая оснастка
- •Особенности крепления горизонтальных скважин
- •Лабораторная работа №6 Ликвидация аварий Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами
- •Ликвидация аварий с турбобурами
- •Аварии с обсадными трубами
- •Организация работ при аварии
- •Лабораторная работа №7 Изучение конструкции и технология применения ловильных инструментов
- •Практическое занятие №1 Основные распознаваемые осложнения. Объёмный метод глушения
- •Объёмный метод глушения
- •Действия
- •Практическое занятие №2 Определение скорости подъёма газа
- •Практическое занятие №3 Задавливавие скважины «в лоб»
- •Практическое занятие №4 Метод ожидания и утяжеления для глушения наклонно-направленных скважин
- •Отличие метода ожидания и утяжеления для глушения наклонно-направленных скважин от вертикальных скважин
- •Захваченный газ
- •Практическое занятие №5 Проявления во время спо. 5.1. Статистика
- •5.2. Рекомендации
- •5.3. Необходимые расчёты для поддержания скважины заполненной раствором
- •Практическое занятие №6 Свабирование и помпаж
- •5.5. Примеры расчётов при спо
- •Практическое занятие №7 Спуск колонны труб в скважину под давлением
- •7.1. Минимальная длина спущенных труб, при которой невозможен дальнейший спуск колонны труб в скважину под давлением
- •Пример инструкции для бурильщика
- •Контрольные вопросы
- •Задания для выполнения контрольных работ
- •Литература
- •Содержание
- •Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин
Практическое занятие №2 Определение скорости подъёма газа
Скорость подъёма газа vгаз, м/час можно определить по времени Δt в часах, за которое подрастает давление на величину рабочей ступени-давления Δрраб.
Формула имеет вид
Скорость подъёма также можно определить по приращению давления в бурильных трубах, зная отрезок времени Δt в минутах между двумя считываемыми давлениями рСТ1 и рСТ2
Высота подъёма газа НГАЗ в метрах определяется по формулам
или
Вычисления скорости подъёма газа по вышеприведённым формулам являются очень приблизительными, так как в них не учтены сжимаемость и другие свойства бурового раствора и пластового флюида, растяжение труб, фильтрация, перемешивание газа с раствором и т.д. По разным источникам значение скорости подъёма газа на устье составляет в среднем 300 м/час, но может достигать 1800 м/час.
Практическое занятие №3 Задавливавие скважины «в лоб»
Глушение скважины «в лоб» предполагает закачивание, при необходимости непрерывное подачи раствора нужной плотности, чтобы заглушить скважину. Метод чаще используется при капремонте скважин и в случаях:
• недопустимое содержание H2S (например, выше того, которое может быть нейтрализовано);
-
забита или повреждена БК;
-
приток флюида такой, что о циркуляции не может быть и речи (атм. давление на устье);
-
наличие слабой зоны под пачкой пластового флюида, мешающей её вымыву из-за поглощения;
-
другие возможные осложнения с оборудованием или работниками.
Важные замечания
-
Супервайзер должен определить, когда использовать метод.
-
Флюид пойдёт в наиболее слабую зону пласта, в которую нежелательно его проникновение.
-
Возможность опасности скрытого фонтанирования с образованием грифонов.
При использовании этого метода
-
убедиться в правильном положении замков бурильных труб в ПВО;
-
установить обратные клапаны на нагнетательной линии и выше плашечных превенторов, которые при необходимости можно закрыть;
-
тщательно выверить конструкцию скважины, а также рабочие давления при установке ПВО;
-
глушение идёт на поглощение и требует значительного объёма раствора, который должен быть в наличии, и при необходимости без возврата.
Практическое занятие №4 Метод ожидания и утяжеления для глушения наклонно-направленных скважин
Распределение давлений в зависимости от закаченного объёма раствора и от времени при глушении наклонно-направленной скважины сильно отличается от распределения давлений при глушении вертикальной скважины. В этом случае по сравнению с расчётами для вертикальных скважин следует рассчитывать не только начальное и конечное давления, но и давления, которые необходимо поддерживать на стояке, когда утяжелённый раствор в БК достигает сечения скважины в начале набора кривизны и сечения в конце набора кривизны.
ВУ - вертикальный участок скважины; НК - участок набора кривизны; ННК, КНК - сечения начала набора и конца набора кривизны,
ПУ -прямолинейный наклонный участок.