- •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
3.2. Метод бурильщика.
Ликвидация выброса по методу бурильщика (двухстадийный метод) состоит из шести этапов.
На первом этапе производится закрытие скважины. В процессе закрытия и после закрытия осуществляется постоянный контроль за давлением на выходе из скважины. Ре, чтобы оно не привысило допустимое значение Ре. доп. В противном случае имеет место фонтан и ликвидация выброса невозможна.
После закрытия скважины выдерживается в покое в течении пяти минут для стабилизации давлений в закрытой скважине, а затем измеряется давление на входе в закрытой скважине Рн. зкр. и на выходе из скважины Ре. зкр.
Высота столба поступившего флюида в КП скважины рассчитывается по формуле:
(3.1)
где: - приращение объема раствора в приемных емкостях за счет
поступившего флюида, м:
(3.2)
где: Fкп – площадь поперечного сечения КП скважины , м2,
UЕ0 - начальный уровень раствора в емкостях, м (1м),
UЕ1, UЕ2- уровни раствора в емкостях 1 и 2, м,
F1, F2 – площадь приемных емкостей 1 и 2, м2.
Плотность поступившего флюида рассчитывается по формуле:
(3.3)
где: - плотность бурового раствора в скважине, г/см3,
Ре.зкр - давление на выходе в закрытой скважине, кг/см2,
Рн.зкр – давление на входе в закрытой скважине, кг/см2.
На втором этапе рассчитываются параметры ликвидации выброса. Заданное давление на забой рассчитывается по формуле:
Рзад = Рпл+ Δ Рзаб (3.4)
Рпл = Рн.зкр + Ргс.бт (3.5)
Ргс.бт = 0,1 (3.6)
Где: Рпл – пластовое давление, кг/см2,
Δ Рзаб – диапазон безопасности на снижение забойного давления,
кг/см2 (15 кг/см2),
Ргс.бт – гидростатическое давление в БТ, кг/см2,
Н0 – глубина скважины, м.
Плотность утяжеленного раствора, необходимое для создания равновесия между пластовым и гидростатическим давлениями на забое скважины расчитывается по формуле:
(3.7)
Давление нагнетания, обеспечивающее поддержание заданного давления равного заданному расчитывается по формуле:
Рн.зад = Рн.зкр+ΔРбк+ΔРзаб (3.8)
ΔРбк = ΔРбт+ ΔРтб+ ΔРд (3.9)
ΔРбт = 10-8 (3.10)
где: ΔРбк - потери давления в бурильной колонне, кг/см2,
ΔРбт - потери давления в бурильных трубах (БТ и УБТ), кг/см2,
Крт - коэффициент гидравлических сопротивлений в БТ и УБТ, м-5,
- плотность раствора в БТ и УБТ, г/см 3,
Qн - расход на входе в скважину, л/с,
Lи - длина инструмента в скважине, м,
ΔРтб - потери давления в турбобуре, кг/см2.
При роторном бурении ΔРтб = 0, а при турбинном вычисляется по следующей формуле:
ΔРтб = 10-8 (3.11)
где: КТБ – коэффициент потерь давления в турбобуре, м-4, (= 2·106)
QД – расход раствора, подаваемого к долоту, л/с.
QД = Qн (3.12)
(3.13)
где: Крд- коэффициент гидравлических сопротивлений в долоте,
Fд – суммарное сечение промывочных отверстий долота, м2
(3.14)
(3.15)
где: - диаметры насадок долота, м.
Давление на выходе, обеспечивающее поддержание забойного давления равного заданному расчитывается по формуле:
Ре.зад = Ре.зкр+ΔРзаб (3.16)
На третьем этапе производится вымывание флюида из скважины раствором старой плотности. При этом необходимо поддерживать постоянными подачу насоса при закачке раствора и давление в бурильных трубах регулированием дросселя. После того, как флюид будет вымыт закрыть скважину. Давление на выходе в закрытой скважине должно быть таким же, как на входе.
На четвертом этапе производится утяжеление бурового раствора в емкостях до заданного назначения.
На пятом этапе производится закачка в скважину утяжеленного бурового раствора с заданной плотностью. При этом необходимо поддерживать постоянным подачу насоса при закачке утяжеленного раствора и давления в обсадной колонне регулирования дросселя.
Когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота, записать давление в бурильных трубах. Поддерживать давление в бурильных трубах постоянным регулированием дросселя. Когда утяжеленный буровой раствор достигнет поверхности, закрыть скважину. Давления на входе и на выходе в закрытой скважине должны быть равны нулю.
На шестом этапе производится открытие скважины и осуществляется контроль восстановления равновесия в скважине между пластовым давлением и гидростатическим столбом утяжеленного бурового раствора. При этом уровень раствора в емкостях не должен увеличиваться. В противном случае ликвидация выброса продолжается за счет дальнейшего увеличения плотности раствора.
Если пластовое давление уравновешивается гидростатическим (уровень раствора в емкостях не растет), то выброс считается ликвидированным.