- •Тема 2. Осложнения в процессе бурения (2ч).
- •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
- •Проявление
- •Поглощение
- •Обрыв талевого каната
- •Обрыв бурильных труб
- •Методика контроля скважины при спо
- •Выброс Методы ликвидации выбросов.
- •Метод бурильщика
- •Метод ожидания и утяжеления
- •Непрерывный метод
- •Метод бурильщика.
- •Имитация выбросов.
- •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
- •Расчет параметров процесса.
- •Включение циркуляции.
- •Приготовление раствора новой плотности
- •Заканчивание утяжеленного раствора
- •Герметизация скважины
- •Контроль и ликвидация выбросов
- •1. Первый этап.
- •2. Второй этап.
- •3. Третий этап.
- •Четвертый этап.
- •5. Пятый этап.
- •6. Шестой этап.
- •7.Седьмой этап.
- •Фатальные ошибки утк Ликвидация Выброса.
- •5.6. Возможные аварийные ситуации и осложнения.
- •«Цементирование».
- •Методика цементирования».
- •Установка начальных значений.
- •Расчет параметров.
- •Заканчивание буферного раствора.
- •Закачивание цементного раствора.
- •6.2.5. Закачивание продавочной жидкости.
- •Гидроразрыв пласта
- •Разрыв обсадной колонны
- •6.4. Контроль и управление цементированием.
- •8. Ловильный инструмент и работа с ним
- •9. Ликвидация аварий Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами
- •Ликвидация аварий с турбобурами
- •Аварии с обсадными трубами
- •10. Организация работ при аварии
- •11. 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
- •12. Особенности крепления горизонтальных скважин
- •6.10. Основные распознаваемые осложнения
- •6.11. Объёмный метод глушения
- •Действия
- •6.11.1. Формулы для определения скорости подъёма газа
- •6.L2. Здавливавие скважины «в лоб»
- •6.14. Метод ожидания и утяжеления для глушения наклонно-направленных скважин
- •6.14. Отличие метода ожидания и утяжеления для глушения наклонно-направленных скважин от вертикальных скважин
- •6.14.2. Захваченный газ
- •6.15. Проявления во время спо. 6.15.1. Статистика
- •6.15.2. Рекомендации
- •6.15.3. Необходимые расчёты для поддержания скважины заполненной раствором
- •6.15.4. Свабирование и помпаж
- •6.15.5. Примеры расчётов при спо
- •6.17. Пример инструкции для бурильщика
- •Файзуллин Вадим Абдуллович –
- •Кужбаева Лилия Раисовна – ассистент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»
Включение циркуляции.
Для этого рекомендуется приоткрыть штуцер и включить один из насосов на половину максимальной производительности. Вымывание флюида можно осуществлять как раствором старой плотности, так и одновременно с закачкой утяжеленного раствора. Приготовление утяжеленного раствора имитируется путем задания значения новой плотности на задатчике плотности. Признаком того, что раствор новой плотности готов является окраска старого раствора в емкостях на мультипликации в другой цвет. Закачка утяжеленного раствора также отображается другим цветом. Если при закачке утяжеленного раствора его цвет на мультипликации не изменился, значит новая плотность не входит в границы корректности по плотности.
Границы корректности по плотности:
ρзад+Δρн < ρн < ρзад - ρн (18)
где: ρн - плотность утяжеленного раствора, г/см3,
Δρн - точность регулирования по плотности, г/см3 (0.1 г/см3).
В процессе вымывания флюида из скважины и закачки утяжеленного раствора рекомендуется поддерживать давление нагнетания таким образом, чтобы значение забойного давления попадало в следующие диапазоны безопасности:
Рпл < Рзаб < Рпл + 2ΔРзаб (19)
Если выполняется неравенство:
Рзаб > Рпл + 2ΔРзаб (20)
где: Рпл – пластовое давление, кг/см2,
Рзаб – забойное давление, кг/см2,
ΔРзаб – диапазон безопасности на снижение забойного давления, кг/см2
То имеет место аварийная ситуация «ПРОЯВЛЕНИЕ». Для ее ликвидации рекомендуется приоткрыть штуцер.
Если выполняется неравенство:
Рзаб < Рпл
То имеет место аварийная ситуация «ПРОЯВЛЕНИЕ» или «ВТОРИЧНОЕ ПОСТУПЛЕНИЕ».
«ПРОЯВЛЕНИЕ» возможно в ситуации, когда скважина после запуска задачи еще не загарметизирована и нижняя граница флюида не оторвалась от забоя. В первом случае рекомендуется закрыть скважину, во втором – прикрыть штуцер.
Регулирование давления нагнетания. Забойного давления и давления на выходе осуществляется дросселем (штуцером).
Если в процессе ликвидации выброса давление на насосе превысило максимально допустимое значение, т.е.:
Рн > Рн.max
где: Рн - текущее давление нагнетания, кг/см2,
Рн.max – максимально допустимое значение, кг/см2 ;
То произошла аварийная ситуация «ПЕРЕГРУЗКА НАСОСА» и насос не работает. Чтобы «починить» насос, нужно выключить его привод, а затем опять включить.
Если в процессе имитации был закрыт глухой превентор, то имеет место аварийная ситуация «ЗАКРЫТ ГЛУХОЙ ПРЕВЕНТОР», так как инструмент находится на забое и закрывать глухой превентор нельзя. Для ликвидации аварии необходимо открыть глухой превентор.
Циркуляция продолжается до тех пор, пока весь флюид не будет вымыт из КП скважины.
Если вымывание флюида осуществлялось раствором старой плотности, то после удаления флюида из КП рекомендуется закрыть скважину. При этом давления на входе и на выходе в закрытой скважине должны быть примерно одинаковы и равны первоначальному давлению на входе в закрытой скважине. После чего требуется приготовить и закачать в скважину утяжеленный раствор.