2. Определение зон совместимых условий бурения
реклама
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ к выполнению практических занятий по дисциплине "Осложнения и аварии" для студентов специальности 090800 Тюмень, 2001 Утверждено редакционно-издательским советом Тюменского государственного нефтегазового университета Автор: к.т.н., доцент кафедры бурения Абатуров В.Г. © Тюменский государственный нефтегазовый университет 2001 2 1. Введение Осложнения и аварии приводят к значительному ухудшению техникоэкономических показателей на буровых работах. Так по данным Тюменьгеологии за 1976-1989 г.г. в экспедициях произошло 1389 аварий, убытки от которых составили 73 млн. руб. Списано по техническим причинам 275 глубоких скважин с общей стоимостью более 250 млн. рублей. Условные потерн проходки от аварий определены в 1 млн. метров. Анализ показывает, что осложнения в бурении нередко способствуют возникновению аварий, поэтому предупреждение и ликвидация осложнений весьма актуально. Работа 2 посвящена важной теме "Определение зон совместимых условий бурения", которая является определяющим звеном в проектировании буровой скважины. Работы 3.1 и 3.2 закрепляют знания студентов, изучающих такое осложнение, как поглощение буровых растворов. Студенты получает возможность изучить метод оценки размеров каналов поглощения, что является одним из основных факторов, с помощью которых определяется метод ликвидации поглощения, на основе полученных данных по размеру каналов поглощения выбираются инертные наполнители (работа 3.2). Темы работ 4.1, 4.2 относятся к разделу "Аварии с элементами бурильной колонны". Студенты учатся определять глубину обрыва бурильной колонны с помощью показаний индикатора веса, изучают ловильный и вспомогательный инструмент для ликвидации аварий. Прихваты бурильных и обсадных колонн являются наиболее распространенным видом аварий. Предупреждению и ликвидации прихватов посвящены работы раздела 5. При первых признаках прихватов бурильных колонн приступают к расхаживанию колонны и отбивке прихвата ротором. Определение допустимых усилий при расхаживании и допустимого угла (числа оборотов) при закручивании неприхваченной части колонны посвящены соответственно работы 5.1 и 5.2. В работе 5.3. студенты овладевают умением определять верхнюю границу прихвата бурильной колонны по упругому удлинению ее свободной части, что важно для расчетов установки жидкостных ванн. Выбору вида жидкостной ванны и ее расчету посвящена работа 5.4. Студенты изучают также ударные механизмы, 3 применяемые для ликвидации прихватов из-за заклинивания колонны (работа 5.5). В практике работ находит применение ликвидация прихватов колонн "встряхиванием". Изучение этого метода проводится с определением числа рядов (ниток) детонирующего шнура (работа 5.6). Студенты изучают также расчет числа рядов торпеды из детонирующего шнура, необходимых для ослабления резьбовых соединений при развинчивании бурильной колонны (работа 5.7). Как правило, если ни один из известных методов ликвидации прихвата колонны не приносит успеха, приступают к обрыву колонны над местом прихвата с помощью торпеды. Выбор заряда помогает сделать студенту работа 5.8. На предотвращение возникновения открытых фонтанов направлены расчеты в работах 6.1 и 6.2. Снижение уровня бурового раствора в стволе скважины приводит к уменьшению давления столба раствора на пласт. Нередко это вызывает нефтегазопроявления. Недолив бурового раствора является одной из главных причин открытых фонтанов. Целью работы 6.1 является научить студента определению максимально возможной длины бурильной колонны, поднятой без долива бурового раствора. Работа 6.2 посвящена оценке вида нефтегазопроявления и определению исходных данных для расчета глушения скважины. В работе 6.3 изучается оборудование для предупреждения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов. 2. Определение зон совместимых условий бурения Выделение в геологическом разрезе зон с совместимыми условиями бурения является главным этапом в проектировании буровой скважины. Зоны с несовместимыми условиями бурения считаются таковыми в случае, если при выходе из зоны I в зону II в последней возникнут или поглощения бурового раствора или проявления нефтеводогазопроявления. Для неустойчивости предотвращения горных осложнения пород или необходимо изменение плотности промывочной жидкости, для того, чтобы продолжать бурение в зоне II с буровым раствором с измененной плотностью и не допустить 4 осложнений в зоне I, ее необходимо изолировать от других зон спуском обсадной колонны и ее цементированием. Граница раздела зон I и II является глубиной установки башмака обсадной колонны. Выделение зон с совместимыми условиями бурения производится построением совмещенного графика давлений пластового и гидроразрыва пород в координатах глубина - эквивалент градиента давлений. Для определения эквивалента градиентов давлений необходимо величину давления разделить на давление столба пресной воды такой же высоты. Пример. Используя исходные данные по литологической характеристике разреза, осложнениям (рис.1), величинам пластовых давлений и давлений гидроразрыва пластов (давления поглощения раствора) (табл. 1) построить совмещенный график давлений, определив зоны несовместимых условии бурения, плотность бурового раствора и глубины спуска обсадных колонн [18]. Таблица 1. Глубина, м Пластовое Давление Глубина, м Пластовое Давление давление, гидроразрыва давление. гидроразрыва МПа (давление МПа (давление поглощения), поглощения), МПа МПа 200 4,0 3500 33,0 59,5 (45,5) 600 6,0 11,0 4000 40,0 80,0 1000 20,0 4250 71,0 (60,0) 1300 13.0 23,5 (18,0) 4500 49,5 105,0 1625 17,0 30,8 4800 72,0 110,0 2100 24,0 40,0 5250 78,0 125,0 3000 36,5 57,0 5550 82,5 122,0 (112,0) Определение зон несовместимых условий бурения производится в следующем порядке. Выделение интервалов геологического разреза по пластовым давлениям. По нашим данным в разрезе 8 интервалов (табл. 2). Таблица 2. Номер 1 2 3 4 5 6 7 8 интервала Интервал по 0-1300 1300- 1750- 2700- 3490- 3550- 4300- 4620глубине, м 1750 2700 3490 3550 4300 4620 5500 Пластовое 6,0-13,0 17,0 24,0 36,5 33,0 40,0 49,5 72,0давление, МПа 82,5 5 Определяем значение эквивалентов градиентов пластовых давлений для каждого интервала по формуле Рпл = 0,01 Н, где Н - глубина. Интервал 1 - 13,0/(0,01 1300) = 1,0. Соответственно для интервалов 2-8 получаем: 1,04; 1,14; 1,22; 0,94; 1,0; 1,1; 1,49. По этим данным строится график изменения эквивалентов градиентов пластовых давлений по глубине. Параллельно этим графикам, касательно к крайним точкам графика проводим линии АВ, СД, ЕГ. Эти линии являются граничными по пластовым условиям для определения интервалов. Так кривая АВ определяет совместимость по пластовым давлениям интервалов 1-4, кривая СД интервалов 5-7, кривая EF - интервала 8. Выделяем интервалы разреза по давлению гидроразрыва (табл. 3). Таблица 3. Номер 9 интервала Интервал по 0глубине, м 375 10 11 12 13 14 15 16 17 18 375- 740- 1250- 1370- 3410- 3550- 4250- 4350- 5550740 1250 1370 3410 3550 4250 4350 5550 5600 Давление 4,0 11,0 20,0 23,5 17,0- 59,5 80,0 71,0 110- 122 гидрораз(18,0) 57,0 (45,5) (60,0) 122 (112) рыва, МПа Рассчитываем значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрыва пластов (поглощений бурового раствора) для каждого интервала. Для интервала 9 эквивалент гидроразрыва равен 4,0 / (0,01 200) = 2,0. Аналогичным образом определяем значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрыва для интервалов 10-18. Они, соответственно, равны: 11,0 : 0,01 600 1,83 20,0 : 0,01 1000 2,0 23,5 : 0,01 1300 1,81 18,0 : 0,01 1300 1,38 59,5 : 0,01 3500 1,70 45,5 : 0,01 3500 1,3 71,0 : 0,01 4250 1,57 60,0 : 0,01 1250 1,41 122,0 : 0,01 5550 2,2 112,0 : 0,01 5550 2,0 30,8 : 0,01 1625 1,89 80,0 : 0,01 4000 2,0 110,0 : 0,01 4800 2,29 6 Рис. 1. 7 Таблица 4 Номер варианта 0 1 2 3 4 Глубина лито- ослож- лито- ослож- лито- ослож- лито- ослож- лито- осложскважины, м логия нения логия нения логия нения логия нения логия нения -500 0-400м осыпи 0-130м обвалы 0-220м пески, пески, пески, глины глины глины 0-420м пески, глины 400700м глины 4201265м глины опоковидные 130500 м пески, глины, алевро литы 220990м глины, алевро литовые 0-230м пески, алевро литы, глины 230850м глины, песчаники, алевро литы 8501150м пески, алевро литы, глины 700погло 500900м щения 900 м песчан глины ики 990погло 1170м щения пески, песчаники, глины -1000 900погло 1500 м, щения алевро литы, алеври ты 1500- погло 11001700 м, щения 1750 м, песчан глины ики 12651700м песчаники, алевро литы, глины 17002060 м, песчаники 12651300м погло щения -1500 11701670 м, песчаники, алевро литы, глины 16701800 м, песчаники -2000 17003000 м, глины 18002140 м, аргиллиты, алевро литы 21402540 м, песчаники, алевро литы 20602560 м, песчаники, глины 20602100 м, погло щения 900погло 1100м щения песчаники 1750- погло 2000 м, щения песчаники 20002700 м, глины 8 25602850 м, аргилл иты 800850м погло щения 11501400 м, песчаники, пески 14001450 м, аргилл иты 14502000 м, песчаники 18002000 м, погло щения Продолжение табл.4 -2500 -3000 -3500 27003000 м, песчаники 30003500 м, песчаники, алевро литы 35003900 м, глины, алевро литы 30003100 м, погло щения 30003200 м, алевро литы, песчаники 25402900 м, аргиллиты, песчанники, алевро литы 2850- газоп3100 м, роявле песча- ния ники, аргиллиты 25402650 м, газопр оявлен ия нефтегазопроявле ния 20003400 м, извест няки, мергели 3400- нефте3700 м, проявпесча- ления ники, извест няки, доломи ты -4000 продолжение табл. 4. Номер варианта 5 6 7 Глубина лито- ослож- лито- ослож- лито- осложскважины, м логия нения логия нения логия нения -500 0-200м 0-400м 0-120м пески, пески, пески, глины глины глины 200400130600м 900м, 900м опоки, глины, песчапесчаалевро ники, ники, литы глины, глины алевро литы 600900900погло 1200м 1100 м 1030м щения глины, глины песчаалевро ники литы песчаники 9 8 9 лито- ослож- лито- осложлогия нения логия нения 0-600м 0-400м пески, глины глины 600погло 400700м, щения 1000м песчапески, ники глины 7001000м, глины Продолжение табл.4 -1000 -1500 -2000 -2500 1200- погло 1100- погло 1300 м, щения 1350м щения глины песчаники 13001600 м, песчаники, алевролиты 16002000 м, туфопесчаники 20002500м, доломиты, глины 25003600м, известняки -3000 -3500 35003900 м, глины, алевро литы 10301670 м, аргиллиты песчаники 10001400м, глины, мергели 10001800 м, песчаники 14002500м, известняки, песчаники 18002000м, песчаники 9001000м, погло щения 13501650 м, глины 1650- погло 1850 м, щения песчаники, алевролиты, глины 16303000 м, песчаники, аргиллиты, алевро литы 20002200 м, погло щения 2000- 18502100м, 2500м, погло глины щения 20002200м, глины 25002900м, аргиллиты 3400- 29003500м, 3800м газоп- аргилл роявле- иты, ния алевро литы 2200- погло 2700 м, щения песчаники 27003200м, глины 30003100м, аргиллиты, битумин 3100- погло 3350м, щения извест няки 3500- 33503800м, 3900м, нефте- глинигазо- стопрояв- карболения натные породы -4000 29003200м, мергели 32003500 м, извест няки 3500- газо- 34003600м, прояв- 3600 м, песчан ления глины ики 36003800 м, известняки 10 3600- нефте3800м, проявпесча- ления ники Таблица 5 давление гидро разрыва, МПа пластовое давление, МПа давление гидро разрыва, МПа 10,0 5,0 10,0 5,5 11,0 5,0 11,0 11,0 990м 17(15) пластовое давление, МПа Пластовое давление, МПа 4 давление гидроразрыва, МПа 3 пластовое давление, МПа 2 давление гидроразрыва, МПа 1 давление гидроразрыва, МПа пластовое давление, МПа глуби на, м 0 5,5 10,0 900м 16(14) 300м 6,0 -500 5,0 700м 12,0 -1000 10,0 800м. 13(11) 11,0 -1500 16,0 27,0 (20,0) 17,0 1750м -18,0 1670м -29,0 28(22) (25,0) 16,0 1265м 21(16) 28,0 10,0 17,0 1800м -19,0 -2000 2100м -25,0 -2500 -3000 40,0 48,0 36,0 57,0 (42,0) 24,0 27,0 62,0 47,0 72,0 52,0 2900м 36,0 3400м -39,0 -3500 33,0 3900м 3900м -4000 40,0 81,0 60,0 60,0 23,0 26,0 2850м -63,0 3100м -59 1800м -29,0 (25,0) 24,0 27,0 47,0 36,0 55,0 3400м -75 3700м -61,0 59,0 41,0 2060м -35,0 (30,0) 48,0 28,8 80,0 45,0 11 продолжение таблицы 5 давление гидроразрыва, МПа пластовое давление, МПа пластовое давление, МПа давление гидроразрыва, МПа 5,0 10,0 5,0 10,5 5,5 17,0 (12,0) 11,0 11,0 900м 17(14) 27,0 17,0 1100м -18 (15) 1650м -28 (24) 18,0 34,0 49,0 58,0 9 давление гидроразрыва, МПа пластовое давление, МПа 8 давление гидроразрыва, МПа 7 пластовое давление, МПа 6 давление гидроразрыва, МПа глубина, м пластовое давление, МПа 5 11,0 600м 11(10) 5,0 10,5 12,5 9,5 29,0 16,5 17,0 900м 16 (13) 28,0 25,0 35,0 (30) 23,5 34(30) 23,0 52,0 36,0 60 26,5 34,5 50,0 59,0 31,0 35,0 45,0 81,0 72,0 200м 4,0 -500 5,5 -1000 10,0 -1500 15,5 1800м -19 -2000 25,0 35,0 (30,0) -2500 -3000 27,0 35,0 48,0 60 29,5 34,0 2200м 33 (29) 49,0 60,0 3100м 57 (42) 3400м -3500 -75 82,0 76,0 62,0 40,0 3900м -41,0 3600м 83,0 80,0 -4000 Эти значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрыва и давлений поглощения бурового раствора наносим на график (кривые 9-18). Пунктиром показаны давления, при которых возникают поглощения раствора. Параллельно оси ординат строим линии KM, RN, ОР, которые 12 проводим касательно к крайним точкам кривой эквивалентов градиентов давлений поглощений бурового раствора. Эти линии определяют граничные условия по давлениям гидроразрыва. Таким образом, нами получены зоны АВКМ, СДRN, EFPO, условия бурения в которых совместимы. Определение этих зон позволило наметить пределы изменения плотности бурового раствора в каждой зоне. Окончательный выбор плотности раствора производится в соответствии с требованиями работы [6]. Превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым должно составлять: - для скважин глубиной до 1200 м - 10-15%, - для скважин глубиной до 2500 м - 5-10% , - для скважин с глубинами свыше 2500 м - 4-7%. Глубина спуска обсадной колонны принимается на 10-20 м выше границы раздела смежных зон с несовместимыми условиями бурения. Окончательный выбор глубины установки башмака обсадной колонны определяется с учетом ряда дополнительных факторов [13]. Контрольное задание. Построить совмещенный график давлений с целью определения зон с совместимыми условиями бурения. Исходные данные с литологией геологического разреза, осложнениями и пластовыми давлениями и давлениями гидроразрыва пластов приведены в таблицах 4 и 5. 3. Поглощение буровых и тампонажных растворов 3.1. Оценка размеров каналов поглощения бурового раствора по фракционному составу шлама (методика ВолгоградНИПИнефть). Цель исследования - определение размеров каналов поглощающего пласта по анализу фракционного состава шлама, выносимого из скважины при бурении до и во время поглощения. Методика основывается на предположении, что размеры каналов поглощения пропорциональны, размерам частиц шлама, которые уносятся в пласт. Предполагается, что в каналы поглощения попадают частицы шлама, диаметр которых в 2-3 раза меньше поперечных размеров каналов. 13 Для оценки размеров частиц поглощаемого шлама необходимо отобрать 2-3 пробы шлама до вскрытия поглощающего пласта, во время его бурения и после поглощения. Отбор шлама производится в середине рейса. При отборе каждой пробы ситовый шламоотборник 5-10 раз устанавливают в желобе непосредственно около устья скважины. Через 30 с шламоотборник извлекается. Пробу шлама промывают, просушивают и взвешивают. При отборе проб необходима корректировка их привязки к глубине с учетом времени транспорта шлама от забоя к устью. Из каждой подготовленной пробы делаются навески по 1 кг. Отобранный шлам подвергают ситовому анализу на установке, состоящей из набора сит с размерами отверстий 10, 7, 5, 3, 2, 1 и 0,5 мм. Каждая навеска просеивается через набор сит в течение 3 минут. Сравнивают результаты анализа шлама, отобранного до вскрытия зоны поглощения, во время поглощения и после поглощения. Цель сравнения - определение размера фракции, содержание которой уменьшилось ориентировочно Учитывается, что на максимальную определяет если размеры поглощающий величину. каналов канал По этим данным поглощающего пласта. представлен коллектором трещиноватого типа, то диаметр частиц поглощаемого шлама ориентировочно в 2 раза меньше размера трещин. В остальных случаях соотношение размеров частиц шлама и канала принимается равным 1/3. В случае полной потери шлама в поглощающих каналах размер их засчитывается по величине ячеек сита, через который проходит 90% пробы шлама, отбираемого до вскрытия поглощающего пласта. Данные по ситовому анализу шлама сводятся в таблицу, форма которой приведена в примере. По этим данным определяется среднее значение для каждой фракции. Пример [4]. Определение размеров каналов поглощения проводилось на скв. 59 Валанжинской площади. Были отобраны три пробы шлама: до поглощения с глубины 2100 - 2106 м, во время поглощения с глубины 2106 - 2108 м и после проведения изоляционных работ с глубины 2220 - 2240 м. 14 После проведения лабораторных исследований и определения средних значений для каждой фракции шлама, результаты ситового анализа шлама выглядели следующим образом (табл.6). Таблица 6. Время отбора До поглощения Во время поглощения После поглощения 0,25 Среднее значение фракций, % 0,5 1 2 3 5 27,35 51,05 32,75 8,85 3,43 8,82 13,17 5,22 13,15 15,15 15,15 7,34 11,60 14,75 10,95 6,50 6,97 5,95 7 10 6,15 9,47 4,50 5,00 5,5 2,50 Видно, что пробы, отобранные во время поглощения, состоят из фракций со средним размером 3 мм и более. Таким образом, унесены в пласт частицы шлама размером 2 мм и менее. Следовательно, величина раскрытия поглощающих каналов равна 4 6 мм. Рис. 2 Гистограмма распределения фракций шлама Контрольное задание. Определить размеры каналов поглощения по изучению фракционного состава шлама. 15 Таблица 7 Время отбора шлама До поглощения Во время поглощения 0,25 32,5 31 31 6 30 32 16 30 29 31 23 26 35 5 20 10 4 24 33 10 0,5 5 9 9 5 20 6 6 8 10 6 3 8 8 4 15 5 3 8 8 4 Средние значения фракций, % 1 2 3 5 6 18 19 6 12 15 15 8 12 15 16 8 4 17 22 23 24 10 6 5 6 17 20 6 5 16 23 22 12 16 15 8 10 16 15 9 6 17 21 7 1,5 9 18,5 10 10 6 16 11 7 7 8 9 3 14 11 13 12 4 12 22 5 9 20 23 3 13 12 14 9 6 17 12 6 7 9 8 4 10 21 22 7 7,5 5 5 9 5 7 8 6 5 6 13 11 11 20 15 18 21 11 12 19 Номер варианта 10 6 5 5 4 6 4 5 6 6 22 12 14 22 16 30 13 15 10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Построить гистограммы распределения фракций шлама до и после вскрытия зоны поглощения и определить размеры трещин (каналов) поглощения. 3.2. Выбор наполнителей для предупреждения и ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов. Для устранения поглощений буровых и тампонажных растворов в них вводят некоторое количество специальных волокнистых, пластинчатых (чешуйчатых) и зернистых (гранулированных) материалов, называемых инертными наполнителями. За рубежом добавки наполнителей в буровой раствор в 90% случаев поглощений дают положительный эффект. Намывом наполнителей изолируются 75% поглощений в Татарии, на месторождениях которой проблема ухода растворов в поглощающие пласты возникает на каждой буровой скважине. В объединении "Башнефть" с помощью наполнителей полностью изолируют 60% 16 всех зон поглощений, а в 40% интенсивность поглощения снижается или эффекта нет. Правильный выбор наполнителей имеет решающее значение для эффективности ликвидации поглощения. В случае если фракционный состав наполнителя и диаметр его частиц не соответствуют размеру и форме поглощающих каналов, ликвидировать поглощение или снизить его интенсивность нередко не удается. Наполнитель в виде пробок накапливается у входа в поглощающие каналы (диаметр частиц больше необходимых размеров) или наблюдается полный уход наполнителя с раствором в поглощающие каналы (диаметр частиц наполнителя меньших размеров). Практика работ показала, что применение наполнителя зернистой (гранулярной) формы дает эффект прекращения поглощения в случае, если ширина канала не превышает удвоенного диаметра зерна (гранулы). Диаметр диаметр наполнителя, мм; число фракций концентрация наполнителя С,%; суммарная концентрация, С,% круглых каналов не должен превышать 3-х диаметров зерен (гранул). Рис.3. Средний эквивалентный размер каналов dэ, мм. 17 Таблица 7. Наполнители Волокнистые Кордное волокно Пакля строительная Фракционный Концентрация, Размер состав, мм, (%) % закупориваемых трещин 5-6 0,5-1,0(14) 1,0-1,5(16) 1,5-3(8) 3-5(18) 5-7(14) 7-10(24) 10-6 волокна до 50 мм 2 8-10 2-3 10-15 0,5-6 волокна до 10мм 2 3,4 2-2,5 1,3 волокна до 18 мм 2,85 2.7 0,5 4 2,5-3 2-2,5 Отходы текстильной промышленности Асбест волокнистый Сено Пенька до 6 Пластинчатые (чешуйчатые) Целлофан (толщина 0,025-0,03 мм) 1,5-3(21) 3-5 (43) 5-7(18) Слюда-чешуйка (толщина 0,03-0,3 мм) 7-10(4) 0,5-1 (35) 1-1.5(21) 1,6-3(7) 3-5(27) 18 Продолжение табл.7 Зернистые (гранулированные) Резиновая крошка Речной песок Опилки древесные Коже - горох Керамика НДР 5-7(8) 7-10 (2) 0,6-1 (1) 1-1,6 (27) 1,5-8 (26) 3-5 (45) 5-7 (1) 0,1-1 волокна 2-2,5 до 8 мм 0,5-1 (1) 1-1,5 (5) 2.5-3 (7) 3-5 (26) 5-7 (21) 7-10 (36) 10-5 0,5-2,5 3-10 2,5 3 20-50 10 1,5-2 2 2,85 0,5 1-1,5 2,7 2 4 2 3 до 30 3-5 до 20-26 до 5 В практике для выбора размеров частиц наполнителя используют материалы таблицы 8 (5), а так же методику, разработанную в институте БашНИПИнефть [14] и представленную в виде графика рис.3. Рассмотрим пример практического использования графика. Допустим, в результате изучения фракционного состава бурового шлама при поглощении или при обработке индикаторных диаграмм установлено, что средний размер каналов поглощающего пласта равен 6,510-3 м (точка Е). Из точки Е проводим вертикальную линию до пересечения с наклонными линиями в точках А, В, С, а на оси ординат находим соответствующие им значения среднего размера наполнителя dн = 3,3 мм, максимальное значение диаметра частиц наполнителя dн dн min .mах = 4,5 мм и минимальное значение размера = 2,5 мм. Концентрация данной фракции наполнителя Ск определяется (ЕДМ) в 3,4% (точка М). При этом на графике видно, что частицы этого размера наполнителя (2,5-4,5 мм) перекрывают поглощающие каналы размером 19 от 4,7 до 9мм (отрезок ав). В случае если поглощающий пласт имеет каналы меньшего размера, то в состав наполнителя включают фракцию с частицами меньшего размера. Таким же образом определяется число фракций (n) и суммарное содержание фракций наполнителя Ск. Наполнители при борьбе с поглощениями используют как добавки к буровым и тампонажным растворам, или в виде намыва в зону поглощения в ходе особой операции. При добавках наполнителей к буровым растворам в процессе проходки можно не получить требуемого эффекта. В этом случае переходят на добавки наполнителя более крупной формации, вводя наполнитель во время рейса. Суммарная концентрация наполнителей может повлиять на изменение способа бурения. В случае если концентрация наполнителя при турбинном способе бурения не дает желаемого эффекта, то переходят на роторный способ проходки с увеличением концентрации наполнителя в растворе, последнее производится вводом добавок в раствор во время рейса. При турбинном способе бурения рекомендуется применять добавки в буровой раствор не более 0,5% по весу от объема раствора, а при роторном не более 5%. Оптимальные добавки наполнителей в буровые растворы приведены в таблице 8 [5]. Таблица 8. Наполнитель, мм Количество, % вес турбинное роторное Целлофан (до 7-12) Кожа-«горох» (до 8-10) Кордное волокно Слюда-чешуйка (до 7-10) Керамзит (до 5) Резиновая крошка Опилки древесные 0,1-1,0 0,1-0,5 0,1-0,2 0,1-2,0 1,0-3,0 0,5-7,0 0,2-5,0 2,6-7,0 0,5-5,0 0,5-5,0 0,5.5,0 Контрольное задание. Выбрать наполнители для ликвидации поглощения во время бурения. Размеры поглощающих каналов определяется по результатам выполнения работы 3.1. Выбор произвести по таблице 8 и графику 3, сравнив 20 результаты. В зависимости от полученной концентрации наполнителя в буровом растворе принять решение о дальнейшем способе проходки поглощающего пласта. 4. Аварии с бурильной колонной 4.1. Определение глубины обрыва бурильной колонны по гидравлическому индикатору веса (ГИВ). Оперативное определение глубины поломки бурильных труб с помощью показаний по ГИВ производится по формуле l Q б .р q 1 м (1) где: l, Q -длина и вес оборванной части бурильной колонны, м; q - масса одного метра бурильных труб, кг; м, б.р - плотность металла труб и бурового раствора, кг/м3; Плотность стали равна 7850 кг/м3, Алюминиевого сплава Д16-Т - 2780 кг/м3. Для определения веса оборванной части бурильной колонны Q фиксируют вес колонны по ГИВ во время бурения и после обрыва определяются соответствующие им усилия на одном конце талевого каната (табл.9), рассчитывается цена 1-го деления ГИВ n и определяется уменьшение веса бурильной колонны Q при числе рабочих струн m. Q nm (2) где: - уменьшение веса бурильной колонны в делениях ГИВ. Таблица 9. Паспортные данные трансформатора давления Показатели прибора 10 15 30 40 Усилие на один конец талевого каната, кН 5,0 15,4 26,3 39,0 21 Продолжение табл.9 50 60 70 80 90 100 50,5 65,4 81,7 99,1 117,4 136,8 Пример. Определить глубину обрыва бурильной колонны труб. Условия бурения: глубина скважины 2800 м; диаметр бурильных труб с толщиной стенки 11 мм - 140 мм. В момент бурения вес бурильной колонны по ГИВ составлял 80 делений; при поломке показания ГИВ составили 72 деления; плотность бурового раствора 1300кг/м3. Оснастка талевой системы 45. Решение. При обрыве колонны ее вес уменьшился на 80-72 = 8 делений. Согласно паспортным данным 80-ти делениям ГИВ соответствует усилие натяжения каната 99,1 кН, а 70 делениям - 81,7кН. Таким образом, цена одного деления индикатора веса в этом интервале равна 99,1 81,7 1,75 кН 10 Уменьшение веса бурильной колонны Q, соответствующее 8-и делениям, при числе рабочих струн 8 (при оснастке 45) равно: Q 1,74 8 8 111,36 кН . Рассчитаем, какой длине бурильной колонны соответствует вес 111,36 кН. l Q б .р q 1 м 111,36 338м 1300 2 39,5 1 10 7850 где: q = 39,5 кг - масса 1 метра 140 мм бурильных труб; Рб.р, Рм, - соответственно плотность бурового раствора и стали бурильных труб. И так, обрыв бурильных труб произошел на глубине 2800 - 338=2462 м. Контрольное задание. Определить глубину поломки бурильной колонны. Условия, при которых произошла авария, приведены в таблице 10. 22 Таблица 10 Условия обрыва Единица измерения 1 Глубина скважины Плотность бурового раствора Бурильная колонна Номер варианта, последняя цифра студенческого билета 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 2 м 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 4000 2750 3200 2600 2500 3000 2800 3500 2700 3100 кг/ м3 1300 1250 1420 1150 1100 1510 1150 1350 1200 1540 м ПК 1149 (23,3 кг) м - - - 400 800 - - 800 - 400 ТБНК 11410 (25,7 кг) м - 350 - - - 400 400 - 400 - ПК 1279 (26.2 кг) м 800 - 400 - - - - - - - ТБНК 14010 (34,2) м - - - - - - - - - - ЛБТ 114х10 (11,2кг) ЛБТ 12911 (14,0кг) ЛБТ14711 (22,5кг) Оснастка талевой системы м - - 2600 - - - - Вес бурильной колонны при бурении по показаниям индикатора веса Вес бурильной колонны после обрыва по показаниям индикатора веса 3200 2400 2800 м - - - 2200 - - м - - - - 1700 - - - - - 56 45 45 45 45 45 45 56 45 45 Деления ГИВ 65 45 52 43 41 40 42 51 44 40 Деления ГИВ 40 36 41 37 30 32 20 38 35 31 2400 2700 2300 2700 4.2. Изучение ловильного и вспомогательного инструмента для ликвидации аварии и технологии их использования. На буровой включающий необходимо определенный иметь минимум комплект ловильного ловильных средств инструмента, для ведения первоочередных работ по ликвидации наиболее распространенных видов аварий. 23 Перечень ловильных и вспомогательных инструментов определяется главным инженером УБР, НГРЭ. Рекомендуется [11] следующий набор инструментов: - колокол типа К для захвата за тело трубы; - колокол сквозной типа КС для захвата за ниппель, муфту замка или УБТ; - колокол гладкий для соединения с замком и УБТ; - метчик универсальный; - воронки к колоколам и метчикам; - центрирующие приспособления к метчикам; - ловитель плашечный УБТ; - ловитель магнитный. Этот инструмент хранится на инструментальной площадке буровой полностью подготовленным к немедленному вводу его в работу. Основные требования к ловильному инструменту включают: - размеры ловильного инструмента и его узлов должны соответствовать размерам элементов бурильной колонны; - инструмент должен быть полностью укомплектован; - наибольший наружный размер ловильного инструмента или воронок к нему должен быть меньше диаметра ствола скважины на 25-30 мм при работе в неосложненных условиях и при работе в обсадной колонне и на 50-60 мм меньше при работе в осложненных условиях. При изучении основных видов ловильного инструмента студент получает от преподавателя учебное пособие [11], использует макеты ловильных инструментов (масштаб 1:5), включающих печать свинцовую, колокол гладкий, фрезер магнитный, ловитель ЛБП, метчик гладкий, овершет пружинный. Необходимо изучить устройство, принцип действия, условия применения, технологию использования, особенности эксплуатации следующих ловильного инструмента (глава 5, разделы 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 12,14); - ловители с промывкой типа ЛБП; - метчики универсальные МБУ; - метчики специальные замковые МСЗ; - метчики гладкие; 24 видов - колокола типа К; - колокола сквозные КС; - центрирующие приспособления к ловильному инструменту; - труболовки типа ТВО, ТВУ, ТНП; - фрезеры забойные ФЗ, торцовые ФТ, кольцевые ФК, забойные комбинированные ФЗК; - фрезеры-райборы типов ФРС, РПМ, ФКК; - фрезеры-ловители магнитные типа ФМ и ФМЗ; - пауки трубный и гидромеханический; - шламометаллоуловители типа ШМУ-0, ШМУ-3, металлоуловителикалибраторы; - труборезки; - печати. Контрольное задание. 1. Изготовить альбом основных видов ловильных инструментов. Конкретный выбор инструментов определяется преподавателем. Все рисунки выполняются форматом на обычной бумаге. После защиты студентом работы по всем устройствам альбом возвращается ему с целью дальнейшего использования в учебном процессе, например, для подготовки к экзаменам. 2. Ответить на контрольные вопросы: 2.1. Какой набор ловильных инструментов должен быть на буровой? 2.2. Как устроен и каков принцип работы ловителя с промывкой типа ЛБП? 2.3. Для чего предназначены метчики типов МБУ и МСЗ и как они соединяются с аварийной частью колонны? В чем их различие? 2.4. Каково различие между ловильными колоколами типов К и КС? В каких условиях рекомендуется применение ловильных колоколов? 2.5. Для чего применяют центрирующие приспособления к ловильным инструментам? 2.6. Какой принцип захвата аварийных труб и освобождения от них у труболовки ТВО? 25 2.7. Каким путем достигается герметизация места захвата аварийной трубы и труболовки ТВО? 2.8.Почему забойные фрезы имеют смещенные от центра промывочные каналы для бурового раствора? 2.9. Как устроен магнитный фрезер-ловитель? 2.10. Как разрушают прихваченные трубы с помощью пилотных фрезеров типа ФП? 2.11. Как устроен гидромеханический паук? 2.12. Как изготовить трубный паук? 2.13.Для чего предназначен и как устроен шламометаллоуловитель типа ШМУ. 2.14. Как устроены печати свинцовая, универсальная? 5. Прихваты бурильных и обсадных колонн 5.1. Определение допустимых усилий при расхаживании прихваченной бурильной колонны. Расхаживание колонны не является самостоятельным и универсальным методом ликвидации прихвата. При расхаживании освобождается легко прихваченная колонна - в первые моменты после возникновения прихвата. Тем более эта операция необходима главным образом с целью предотвращения дальнейшего распространения зоны прихвата. Нужно помнить, что расхаживание противопоказано при затяжках в суженной части ствола и сальникообразованиях, заклинивании колонны в желобах. В случае расхаживания бурильной колонны применяют натяжение до 10 кН сверх собственного веса, не превышая предельных значений растягивающих нагрузок. Последние ограничиваются пределом текучести труб. Для определения допустимых усилий при расхаживании необходимо знать состояние бурильной колонны, продолжительность ее работы. Нужно тщательно изучить материалы профилактических осмотров колонны. Расчет допустимых усилий Рдоп. производится по формуле: Р доп т F к 26 (3) где: F - площадь поперечного сечения гладкой части бурильной трубы, см2; к - коэффициент запаса прочности. Принимается с учетом технического состояния колонны. Рекомендуется принимать в пределах 1,2-1,3 [18]; т - предел текучести материала труб при растяжении, МПа. Для стали предел текучести равен для групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р и Т соответственно 380, 500, 550, 650, 750, 900, 1000 МПа. Алюминиевый сплав Д16-Т имеет предел текучести 330 МПа. Пример [18] Расчитать допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченной бурильной колонны диаметром 114 мм с толщиной стенки 9 мм из стальных труб группы прочности Д (предел текучести т =380 МПа). Площадь поперечного сечения труб равна 29,8 см2. Определяем допустимое усилие: Р доп 380 29,8 10 4 0,94 МН 1,2 Контрольное задание. Определить допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченной бурильной колонны. Условия, при которых возник прихват, взять из таблицы 10, приняв колонну одноразмерной. Диаметр скважины и другие недостающие данные принять самостоятельно. 5.2. Расчет допустимого угла (числа оборотов) при закручивании неприхваченной части бурильной колонны. Прихваты бурильной колонны ликвидируются установкой жидкостных, чаще всего нефтяных, ванн при расхаживании колонны и проворачивании ее ротором на определенное число оборотов. В отдельных случаях прихватов прокручивание (отбивка) ротором эффективно и приводит к быстрому освобождению инструмента. При правильном использовании этого технологического приема обрыв труб происходит значительно реже, чем при расхаживании колонн [12]. Допустимое число 360 поворотов прихваченной одноразмерной бурильной колонны nр определяется по формуле [12]: 27 np l 0 2т р2 (4) 2,1 k G D где: l0 - длина неприхваченной (свободной) части бурильной колонны, м; т - предел текучести материала труб на растяжение, МПа; р - напряжение растяжения, МПа; подсчитывается по формуле (4.1), указанной в работе данных методических указаний; D - наружный диаметр бурильных труб, м; k - запас прочности, принимаемый для стальных труб равным 1,3-1,5, а для ЛБТ-1,8 [12,18]. Кроме того, допустимое число оборотов при отбивке прихвата ротором может быть определено по номограмме (рис. 4,5,6,7), построенным Самотоем А.К. [12]. Пример. Определить допустимое число поворотов прихваченной бурильной колонны, необходимое при ее освобождении отбивкой ротором. Провести проверку решения по номограмме. Условия: глубина прихвата - 2500 м; диаметр бурильных труб - 114 мм; толщина стенки - 10 мм; сталь группы прочности - Д; натяжение бурильной колонны - 0,5 МН; Рассчитываем напряжение растяжения: р доп F 0,50 32,8 10 4 152,5 МПа (4.1) Следовательно допустимое число оборотов nр равно: np 2500 3802 152,5 2 1,3 2 2,1 3,14 1,3 8 10 4 0,114 10,3 оборота. По номограмме для труб группы прочности Д (рис.4) находим nр = 9 оборотов. Принимаем допустимое число поворотов бурильной колонны равным 9. 28 При определении допустимого угла закручивания для колонны, составленной для труб равной прочности и с различными толщинами стенок порядок расчета следующий: 1. Рассчитывается допустимый крутящий момент Мм для каждой секции колонны, начиная с нижней: W Мм m 2k m т к 2 16 Q n Q n 1 ... Q m 2 2 2 Dm dm 1 ж м (5) где: Мм - допустимый крутящий момент для верхнего сечения рассматриваемой секции, как наиболее опасного, Н м; тм - предел текучести металла труб данной секции, МПа; Qn, Qn-1 и т.д. - вес одноразмерных секций колонны в воздухе, кг; Dm, dm - наружный и внутренний диаметры рассматриваемой секции, м; ж, м - плотность бурового раствора и металла бурильных труб; кг/м3; Wm - момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной колонны, м3 . hp M min 2,1 l1 l2 ln ... Gn Jn G1 J1 G 2 J 2 (6) где: l1, l2 и т.д. - длина секций одноразмерных бурильных труб, м; G1, G2 т.д. - модули упругости металла труб при спуске, МПа; (для стали G = 8104 МПа, для алюминиевого сплава Д16-Т G = 2,7104 МПа) J1, J2 и т.д. - полярные моменты инерции труб, м4. J D4 d 4 32 (7) Расчет составлен для ситуации, когда вес инструмента на крюке не соответствует весу его свободной части с учетом архимедовой силы. Таким образом, нейтральное сечение колонны расположено против верхней границы прихвата. Пример [12]. Определить допустимый угол закручивания прихваченной 4-х секционной бурильной колонны. Глубина прихвата 4300м. Неприхваченная часть 29 колонны состоит из 4-х секций. Плотность бурового раствора 1250 кг/м3, коэффициент запаса прочности 1,5; плотность стальных труб 7850 кг/м3. Таблица 11 № секции Диаметр труб, м наружный внутренний 1 1 2 3 4 2 146 146 114 114 3 124 124 94 98 Длина Группа секции, м прочности стали 4 1500 1000 1000 800 5 Е Д Е К 6 550 380 550 500 7 37,4 34,5 28,9 25,9 Решение. 1. Определяем для каждой секции колонны допустимый крутящий момент в верхних сечениях: М 4 500 2 М 3 500 2 16 1,5 2 3,14 2 16 1,5 2 3,14 2 2 6 1250 132 10 1 7850 2 1,5 0,1142 0,0982 20160 21600 Н м 20160 28900 1250 156 10 6 1 26800 Н м 7850 2 1,5 0,1142 0,0942 2 Таким же образом расчитываем моменты для верхних секций М2 = 21900 Нм и М1 = 37300 Нм. 2. Сравниваем величины допустимых крутящих моментов. Минимальный крутящий момент М4 = 21600 Нм для четвертой секции труб. 3. Определяем допустимую степень закручивания колонны при условии приложения минимального крутящего момента: 1500 1000 4 6 4 8 8 10 2240 10 8 10 1825 10 21600 13,9 14 оборотов nр 2,1 3,14 1000 800 4 8 4 8 8 10 753 10 8 10 891 10 При отбивке колонны в случае, если вращение прикладывается при натяжении колонны сверх собственного веса, то допустимый вращающий момент рекомендуется определять по методике [12]. 30 Рис.4 31 Рис.5. 32 Рис.6 33 Рис.7 Контрольное задание. Определить допустимое число оборотов при отбивке прихваченной бурильной колонны. Условия прихвата принять из работы 4.1 (табл. 10), кроме того, принять, что прихвачена нижняя секция колонны. Плотность бурового раствора выбрать самостоятельно. 34 5.3. Определение верхней границы прихвата бурильной колонны по упругому удлинению ее свободной части. Практика буровых работ выработала способ весьма приблизительной оценки верхней границы прихвата [11]. Считается, что удлинение каждых 1000м труб, находящихся выше зоны прихвата, при натяжении на 200 кН сверх собственного веса колонны, определяется следующим образом: Диаметр стальных труб, мм Удлинение, м 114 0,35 127 0,30 140 0,25 168 0,20 Более точные способы определения верхней границы прихвата приведены ниже. Для одноразмерной колонны длина свободной части L, следовательно, верхняя граница прихвата рассчитывается по формуле: L 1,05 10 E F l P2 P1 (8) где: 1,05 - коэффициент, учитывающий жесткость замковых соединений труб; Е - модуль упругости металла труб (модуль Юнга). Для стали Е = 0,21105 МПа, для сплава Д16-Т Е = 0,7105 МПа; F - площадь поперечного сечения труб, см2 Р1, Р2 - растягивающие усилия, прикладываемые к колонне сверх ее веса, Н; l - упругое удлинение колонны под действием силы Р1 - Р2, H; В работе [12] рекомендуется упростить расчет, приравняв 1,05 EF К P2 P1 значения К, которые зависят от размера труб, толщины стенок и величины прикладываемой нагрузки Р1 - Р2 определяется по таблице (12). Верхняя граница прихвата определяется как: L k l 35 (9) Таблица 12 Трубы стальные Наружный Толщина Значение коэффициента к при разности нагрузок диаметр, мм стенки, мм Р1 - Р2, тс 5 10 15 20 25 30 35 8 14630 7315 4877 3656 2926 2438 2090 9 16330 8165 5443 4082 3266 2722 2333 140 10 18000 9000 6000 4500 3600 3000 2570 11 19650 9825 6550 4912 3930 3227 2807 7 11620 5810 3873 2905 2324 1937 1660 8 13230 6615 4410 3308 2646 2205 1890 127 9 14750 7375 4917 3687 2950 2458 2107 10 16200 8100 5400 4050 3240 2700 2314 7 10450 5225 3442 2620 2100 1740 1493 8 11818 5909 3939 2955 2364 1970 1688 114 9 13180 6590 4400 3330 2610 2200 1880 10 14553 7276 4851 3638 2911 2426 2079 11 15800 7900 5260 3950 3160 2640 2260 Трубы легкосплавные из сплава Д16-Т 147 9 5760 2880 1920 1440 1150 960 820 11 6920 3460 2307 1730 1385 1150 990 129 9 4960 2480 1650 1240 990 825 710 11 6150 3075 2050 1540 1230 1025 880 114 10 480 2400 1600 1200 960 800 685 Определение удлинения колонны 1. Производится натяжение бурильной колонны с нагрузкой Р1, превышающей на 5 делений показания индикатора веса, соответствующие полному весу колонны до прихвата. На ведущей трубе делают отметку против плоскости ствола ротора. 2. Производится еще одно натяжение колонны с нагрузкой, превышающей на 5 делений первоначального, после чего нагрузка (быстро снижается до значения P1). Делается отметка. Разница между первой и второй отметками вызвана трением в талевой системе. 3. Расстояние между полученными отметками делится пополам, и средняя черта принимается соответствующей нагрузке P1. 36 4. К колонне прикладывают нагрузку Р2, превышающую P1 на 10-20 делений по индикатору веса, и на ведущей трубе делается отметка. Перед этой операцией расчетом определяется, не превысит ли деформация в колонне от нагрузки Р2 предела текучести. 5. Производиться повторное натяжение колонны на пять делений больше Р2, затем быстро снижают нагрузку до величины Р2 и отмечают вторую отметку на ведущей трубе. Расстояние между двумя последними отметками делится пополам, полученная отметка считается соответствующей нагрузке Р2. 6. Замеряется расстояние между отметками. Это искомая величина колонны l. В случае прихвата комбинированной многосекционной колонны определяется длина неприхваченной части труб H1 самой нижней секции. 28,1 l L 2 L 3 L H 1 q 1 ... n , м qn 10 p q 2 q 3 (10) где: q1, q2, … qn - масса 1 м трубы соответствующих секций (номера секций трубы идут от забоя к устью), кг; l1, l2, … ln - длины соответствующих секций труб, м; P=P2 - P1 - растягивающая сила, Если значение H1 окажется отрицательным, это означает, верхняя граница прихвата размещается выше первой секции труб, т.е. прихвачены трубы первой секции и часть второй. В этом случае определяется длина неприхваченной части труб второй секции Н2 : 28,1 l l 3 l H 2 q 2 ... n q3 qn P (11) Расчеты ведут до получения положительного значения. Пример [12]. Глубина скважины 4000 м. Произошел прихват колонны P = P2 - P1 = 25, зафиксировано удлинение 0,75 м. Компоновка колонны приведена в табл. 13. 37 Таблица 13. № секции Диаметр труб, мм Толщина стенки Длина секции, от забоя труб, мм м 1 2 3 4 114 114 140 140 10 9 10 11 Вес 1 м труб, кгс 600 500 1000 1900 27,3 24.9 34,2 37,2 По формуле (2) расчитываем длину свободной (неприхваченной) части первой от забоя секции труб: 28,1 75 500 1000 1900 Н 1 27,3 27,3 16,1 439,5м . 24,9 34,2 37,2 25 Видно, что верхняя граница прихвата расположена выше 1-ой секции труб. Определяем длину свободной части 2-ой секции труб по формуле (11): 28,1 75 1000 1900 Н 2 24,9 24,9 4 99,6м 25 34 , 2 37 , 2 Длина свободной части бурильной колонны Н будет складываться из свободной части 2-ой секции и длин 3 и 4 секций Н 99,6 1000 1900 2999,6м Длина прихваченной части колонны составит: 4000 2999,6 1000,4м Контрольное задание. Определить длину не прихваченной части бурильной колонны для условий, приведенных в таблице 14. В компоновках колонн порядок размещения секций начинается от забоя. 38 Таблица 14 Условия прихвата бурильной колонны 1. Глубина скважины, м 2.Компоновка бурильной колонны ПК 1149 (23,3кг) ТбНК11410 (25,7кг) ПК 1279 (2б,2кг) ТБНК 14011 (37,2кг) 3.разница между силами растяжения, прикладываемые к колонне сверх собственного веса, кН 4.Удлиннение, м Номер варианта, последняя цифра студенческого билета 0 1 4000 2750 2 3200 3 3600 4 3200 5 2500 6 2800 7 3800 8 2700 9 3500 500 250 500 1500 1000 2000 400 800 2000 400 3200 - 550 900 - 400 1100 - 400 600 - 400 1200 1100 - 300 600 - 500 1600 - 200 150 200 200 180 150 180 200 150 200 0,95 0,67 0,80 1,0 0,78 0.65 0,70 1,0 0,70 0,95 39 5.4. Выбор вида жидкостной ванны и ее расчет для ликвидации прихвата бурильной колонны. Для ликвидации прихвата бурильной колонны необходимо выбрать основу жидкостной ванны в зависимости от категории прихвата и литологии зоны, в которой находится бурильная колонна. Для выбора типа жидкостной ванны воспользуемся рекомендациями работы [19], приведенными в таблице 15. Таблица 15 Категория прихвата 1 Перепад давления (гранулярный коллектор) №№ Основа пп ванны 2 1 3 4 вода КМЦ 5-20 кг, хромпик 1-2 кг 2 вода СП-10 22-34 л, ПАА 11-24кг, Уксусно-кислый калий 90-118 кг. вода Полиэтиленгликоль 112-252 л. 3 4 5 6 Обвал стенок скважины, сальникообразование Количество реагента на 1 м3 7 8 Разработчик 5 Среда с НИПИнефть ВНИИБТ США вода Глицерин 9-27 л., Среда с Хлорид натрия 88-115 кг. НИПИнефть нефть СП-10 4,6-193 л, Полтавское 50%-ный раствор едкого натра 95- отделение 8954 л, УкрНИГРИ серебристый графит 100-700 кг на 1 м3 эмульсии нефть ОП-1019-38л, ССКА-20 193-494 л, Вода 193-494 л, Серебристый графит 100-500 кг на 1 м3 нефть ОП-108,5-25,5 л. ПГО "Архангельскгеология" нефть Смолистые вещества 90-157 л, ЧерниговДисольван 11-24л. ское отделение УкрНИГРИ 40 1 2 3 4 5 Дизель Масла моторные отработанные 420- ИФИНГ ное 649 л, 9 топли- серебристый графит 312-4 86 кг, во или дисольван 8-26 л легкая нефть II Соляная кислота - по расчету, Полтавское Заклинивание, вода формалин товарный 6-8 л отделение затяжка в 10 УкрНИГРИ желоб (карбонатные породы) III ССКА-20 950-1000л, ИФИНГ Обвал стенок вода формалин товарный 5-10 л скважины 11 (карбонатные породы) I ПАВ - 1:3% от объема нефти: ВНИИКрПерепад сульфонол, нефть, давления нефть дисолван, СибНИИНП (песчаники) 12 легкая АС-5, II 5-6 м3 НЧК, Обвал стенок, жирные кислоты сальникообразование (глины, песчаники, аргиллиты, алевролиты) В таблицу дополнительно введена рекомендация по применению нефтяной ванны (№12), широко используемая буровыми предприятиями Тюменской области. При расчете жидкостной ванны предполагается, что жидкость должна полностью перекрыть зону прихвата с превышением на 50-100 м. Необходимо учитывать также кавернозность ствола. Разницу между диаметрами УБТ, турбобуров и бурильных труб обычно не учитывают. Расчет проводится двумя способами. 41 I способ. Пластовое давление в зоне прихвата известно (Рпл). Рекомендуется использование номограммы [2, рис.5]. Предварительно определяется суммарное гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны (например, нефти). Превышение давления столба жидкости Р1 над пластовым 4-15%, поэтому для примера, заимствовано из работы [12], при глубине скважины 4000 м, пластовом давлении в зоне прихвата 65 МПа, плотности бурового раствора 1,8103 кг/м3. Р 1,05 Р пл 0,05 65,0 68,2 МПа Затем определяется условная плотность столба раствора и нефти: см 1,71 кг м 3 10 3 На номограмме откладываем плотности легкого компонента (нефти) - 0,85 кг/м3 103 (точка С) и бурового раствора - 1,8 кг/м3 103 (точка Д). Соединяем точки прямой. На правой оси находим точку А, соответствующей плотности Рис.8. 42 смеси 1,71 кг/м3103, из нее проводим горизонтальную прямую до пересечения с прямой СД. Из точки Е проводим вертикальную прямую до пересечения с осью абсцисс (точка Б), которая соответствует 10%. Таким образом, объем нефтяной ванны должен быть равен 10% от объема ствола скважины и флюидопроявления из пласта во время действия ванны не произойдет. 2 способ. Бурение ведется в районе с малоизученными геолого-техническими условиями. Величина пластового давления в интервале прихвата не известна. Объем жидкостной ванны при прихвате инструмента на забое Q(м3) определяется по формуле: Q 0,785 k 2 D 2д d н2 H h 0,785 d в2 h 1 где: k - коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата; Dд - диаметр долота, м; Dн, dв - наружный и внутренний диаметры труб, м; Н- длина прихваченной части колонны, м; h - высота подъема жидкостной ванны выше зоны прихвата, м; h1 - высота столба нефти в бурильных трубах, м. Объем продавочной жидкости Qп рассчитывается по формуле: Q п 0,785 d в2 L h 1 Q н.л. где: L - длина бурильной колонны, м; Qн.л - объем продавочной жидкости (бурового раствора) для заполнения нагнетательной линии и подводов к бурильной колонне, м3. При прихвате инструмента на значительном расстоянии над забоем объем жидкостной ванны рассчитывается из условия размещения агента выше и ниже интервала прихвата не менее чем на 50м. Q 0,785 k 2 D 2 dн H 1 2h где: H1 - длина прихваченной части бурильной колонны, м. Объем продавочной жидкости Qn вычисляют по формуле: 43 (12) Q n 0,785 d в2 L k 2 D 2 d 2 h затр Q н. л . (13) где: hзатр - высота столба продавочной жидкости в затрубном пространстве до нижней границы жидкого агента в зоне прихвата. Контрольное задание. Провести выбор вида жидкостной ванны для ликвидации прихвата бурильной колонны и рассчитать объемы ванны и продавочной жидкости. Исходные данные для расчетов позаимствовать в таблице 14 (работа 5.3) недостающие данные, в т.ч. по литологии зоны прихвата, принять самостоятельно. 5.5. Изучение ударных механизмов для ликвидации прихватов бурильной колонны и технологии их применения. В практике буровых работ находят применение для освобождения от прихватов ударные механизмы типов: ГУМ (гидравлический ударный механизм), ВУК (возбудитель упругих колебаний), УЛП (устройство для ликвидации прихватов), яссы механические, ударные, ударно-вибрационные. Область применения ударных механизмов - прихваты в следствии заклинивания колонны посторонними предметами, заклинка в месте сужения ствола скважины, прихват в желобной выработке. Изучение ударных механизмов проводится с помощью учебного пособия [11] и плакатов. 1. Изготовить схемы ударных механизмов типов ГМУ, ВУК, УЛП, ЯМ. Преподаватель проводит контроль знаний студента по устройству механизмов и порядку их применения для ликвидации прихватов. 2. Подготовить ответы на следующие контрольные вопросы: 2.1. - 2.4. Как устроены ударные механизмы ГМУ, ВУК, УЛП, ЯМ? 2.5. - 2.8. Какой принцип работы ударных механизмов ГМУ, ВУК, УЛП, ЯМ? 5.6. Выбор числа рядов (ниток) детонирующего шнура при ликвидации прихвата бурильной колонны "встряхиванием". При взрыве торпеды из детонирующего шнура в зоне прихвата ударная волна отрывает трубы от стенки скважины, способствуя проникновение бурового 44 раствора к поверхности контакта бурильных труб со стеной. Лучшие результаты метод "встряхивание" позволяет получать при использовании взрыва сразу же после прихвата колонны. Эффективность метода после других способов ликвидации прихватов значительно ниже. Метод рекомендуется использовать в скважинах с гидростатическим давлением до 150 МПа и температурой до 250 °С. Величина заряда торпеды должна быть такой, чтобы с одной стороны обеспечить эффект "встряхивания", а с другой - гарантировать неповреждение труб при взрыве. В основе расчета положена зависимость числа рядов (ниток) детонирующего шнура от гидростатического давления, диаметра труб, толщена стенки трубы: n 0,25 d мр доп е р 1250 13 n где: n - число рядов (ниток) ДШВ, - вес ВB на единицу длины, г/м; dтp - диаметр трубы, мм; - толщина стенки трубы, мм; доп - допустимая относительная остаточная деформация; е - основание натурального логарифма; Р - гидростатическая давление, кг/см2. 45 (14) (15) Рис.9 46 Рис.10 47 Рис.11 Величина доп принимается равной 0,01. При доп = 0,04 на трубах образуются трещины. Необходимое число рядов (ниток) может быть определено по номограмме (рис. 9, 10, 11). На рис. 9 представлена номограмма для определения заряда при ликвидации прихватов стальных бурильных труб, на рис. 10 - алюминиевых труб из сплава Д16-Т. Рис.11 позволяют выполнить аналогическую задачу при "встряхивании" утяжеленных бурильных труб. 48 Пример 1. Определить число рядов ДШВ при "встряхивании" стальных бурильных труб 127 мм с толщиной стенки 9 мм при гидростатическом давлении в скважине 35 МПа (шкала Р) и 9 мм (шкала ). Полученную засечку на вспомогательной шкале соединим линейкой со значением 127мм (шкала dтp.). Искомое значение числа ниток ДШВ находим в месте пересечения прямой со шкалой n - 4 нитки. Пример 2. Выбрать число рядов (ниток) ДШВ при "встряхивании" легко сплавных бурильных из сплава Д16Т. Условия торпедирования: Трубы 129 мм с толщиной стенки 11 мм. Гидростатическое давление в скважине 35 МПа (шкала Р) и 11 мм (шкала ). Полученную засечку на вспомогательной шкале соединяем прямой со значением 129 мм (шкала dтp.). Прямая пересекает шкалу n в точке 2,3. Для первого торпедирования принимаем три нитки ДШВ. Пример 3. Определить величину заряда ТДШ для "встряхивания" утяжеленной бурильной трубы 146 мм с толщиной стенки 36 мм при гидростатическом давлении 35 МПа. На рис. 11 соединяем значения 146 мм (шкала dтp.) и 36 мм (шкала ). Полученную засечку на вспомогательной шкале соединяем прямой со значением 35 МПа (шкала Р). Прямая отсекает на шкале значение 130 г/м. Контрольное задание. Определить число ниток (рядов) детонирующего шнура марки ДШВ для "встряхивания" прихваченной бурильной колоны. Условия прихвата приведены в таблице 16. Недостающие данные принять самостоятельно. Определить порядок выполнения ликвидации прихвата. 5.7. Расчет числа рядов (ниток) торпеды из детонирующего шнура для ослабления резьбовых соединений при развинчивании бурильной колонны. Ослабление резьбовых соединений с целью последующего развинчивания и подъема не прихваченной части бурильной колонны производится с помощью торпед из детонирующего шнура типа ТДШ и КТДШ или из набора шнуров ДУЗТВ. Длинна торпеды для отвинчивания должна гарантировать установку заряда против, как минимум, одного резьбового соединения. В случае определения места расположения резьбового соединения локатором муфт, длина 49 торпеды может быть ограничена 1-2м. При работе без локатора муфт длинна торпеды должна быть на 2-3 метра больше длинны трубы. Место расположения развинченного соединения изучается также по кавернограмме. Оно не должно размещаться против каверны, чтобы предотвратить возможное отклонение верхней части труб. Верхний конец остальной в скважине части бурильной колонны должен размещаться в стволе не менее чем на 50 м ниже башмака обсадной колоны. Число ниток (рядов) детонирующего шнура для ослабления резьбового соединения рассчитывается таким же способом, как и при "встряхивании". При развинчивании стальных бурильных труб используется номограмма на рис.9. Для ослабления резьбовых соединений легкосплавных труб из сплава Д16-Т используется номограмма на рис.10. Порядок работы с номограммой определяется примерами 1 и 2. Последовательность операций ослабления резьбового соединения с последующим развинчиванием следующая: - производится натяжение колонны для разгрузки развинчиваемого соединения от верхних труб; - закрепляют натянутую колонну в роторе; - устанавливают точное расположение развинчиваемого соединения локатором муфт; - поворачивают закрепленную в роторе колонну влево на число оборотов, рассчитанное графиком (рис.12). Число оборотов ротора зависит от диаметра и длинны свободной части инструмента; - вызывают торпеду; - поднимают кабель из колонны; - освобождают ротор от стопора и приступают к развинчиванию инструмента. Контрольное задание. Определить число рядов ДШВ для ослабления резьбовых соединений стальных труб и алюминиевых труб. Условия прихвата принять по таблице 16. разработать последовательность операции по ослаблению резьбовых соединений. Определить необходимое количество оборотов ротора влево. 50 Таблица 16 Контрольное задание Условия прихвата бурильной колонны 1 1. Глубина скважины, м 3200 2. Плотность бурового 1870 раствора, кг/м3 3. Компоновка низа бурильной колонны а) УБТ 178х49мм - 25м Прихват ЛБТ 147х11мм - 25м УБТ, ЛБТ выше забоя б) УБТ146х39мм - 25м ПК 127х9мм - 400м в) УБТ 146х39мм - 25м ТБПВ 114х9 - 500м 2 3600 1800 Предпоследняя цифра студенческого билета 3 4 5 6 7 8 2750 1310 3200 1930 4000 1880 2800 1350 2500 1320 3500 1850 9 10 2700 1130 3800 2000 Прихват УБТ, ЛБТ над забоем Прихват УБТ, ПК- 50м Прихват УБТ, ПК100м Прихват УБТ, ТБПВ200м Прихват Прихват УБТ, УБТ, ПКПК250м 200м Прихват УБТ, ТБПВ100м 51 Прихват УБТ, ЛБТ над забоем Прихват УБТ, ТБПВ50м 5.8. Выбор заряда торпеды при ликвидации прихвата бурильной колонны обрывом труб. Торпедирование бурильной колонны с целью обрыва труб является эффективным средством отсоединения свободной части бурильной колонны от прихваченных труб. В последующем обычно намечается установка цементного моста и зарезка нового ствола скважины. Рекомендуется применение труборезов кумулятивных или торпед шашечных типа ТШ, ТШТ, ТКДШ [15]. Риc.12 52 Обязательным условием торпедирования является свободное прохождение заряда до места обрыва. С этой целью перед торпедированием спускают шаблон торпеды. При выборе заряда учитывается отношение диаметра заряда к диаметру труб, тип ВВ, его плотность, длина заряда, свойства бурового раствора, толщина и материал трубы, гидростатическое давление раствора. Диаметр заряда dз, торпеды ТШТ из флегматизированного гексогена или состава ГФГ-2 рассчитывается следующим образом: -для обсаженной скважины (колонна в колонне) при соотношении бурильные трубы - скважина dтp/dc = 0,15-0,6: 4 Р d з d тр .вн 0,2 d тр d c 2,27 2,8510 (16) - для необсаженной скважины при соотношении d тр d c 0,15 0,8 : 4 Р d з d тр .вн 0,23 0,4 d тр d c 2,27 2,8510 (17) где: dз - диаметр заряда, мм; dтp - наружный диаметр бурильной трубы, мм; dтр.вн. - внутренний диаметр трубы, мм; dc - диаметр скважины (внутренний диаметр обсадной колонны), мм; Р - гидростатическое давление раствора, кг/см2. При применении заряда из состава ГНДС или НТФА его величину необходимо умножить на 1,2. Для облегчения расчетов рекомендуется использовать номограммы (рис. 13, 14, 15, 16). Номограмма (рис.13) предназначена для определения заряда торпеды ТШТ при обрыве стальных бурильных труб в открытом стволе. По номограмме (рис.14) определяется диаметр заряда торпеды ТШТ для обрыва стальных бурильных труб в интервале, закрепленном обсадными трубами. На рис. 12 размещена номограмма для определения заряда торпеды ТШТ для обрыва бурильных труб из алюминиевого сплава Д16Т, а номограмма на рис.8 предназначена для определения диаметра заряда торпеды ТШТ для обрыва утяжеленных бурильных труб. Рассмотрим порядок работы с номограммами. 53 Пример 1. Определить диаметр заряда торпеды ТШТ для обрыва стальных бурильных труб диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм при гидростатическом давлении бурового раствора 50 МПа в открытом стволе скважины диаметром dc = 210 мм. На номограмме (рис. 13) соединяем точки со значениями dтp/dc = 0,60 и Р=50 МПа. Полученную засечку на вспомогательной шкале соединяем прямой со значением 109 мм (127 - 92=109) на шкале dтp.вн. На шкале dз находим диаметр заряда равным 66 мм. По таблице 5.31 [11, с.239] выбираем торпеду ТШТ-65/70. Пример 2. Определить диаметр заряда торпеды ТШТ для обрыва насоснокомпрессорных труб диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,5 мм. Интервал закреплен обсадными трубами с внутренним диаметром 132 мм. Гидростатическое давление 40 МПа. Порядок вычислений (рис.14) аналогичен предыдущему примеру. На шкале dз находим значение диаметра равным 52 мм. По таблице 5.31 [11] выбираем торпеду ТШТ -50/55. Пример 3. Определить диаметр заряда торпеды ТШТ для обрыва прихваченных легкосплавных бурильных труб из сплава Д16-Т диаметром 147 мм с толщиной стенки 11мм при гидростатическом давлении 45 МПа. На номограмме (рис.15) соединяем прямой значения 45 МПа (шкала Р) и 125 мм (147-112 = 125 мм) на шкале dтр.вн. прямая отсекает на шкале dз значение диаметра заряда 40мм. Эффективность торпедирования гарантируется торпедой ТШТ 43/50 (табл. 5.31 [11]). Пример 4. Определить диаметр заряда торпеды ТШТ с целью обрыва утяжеленной бурильной трубы диаметром 146 мм и внутренним 68 мм в скважине диаметром 200 мм при гидростатическом давлении 40 МПа (номограмма на рис.16). Определяем соотношение dтр/dc и б/dтр.вн. Для нашего примера dтp/dc = 146/200 = 0,73; б/dтр.вн. = 39/68 = 0,57. соединяем эти значения и на шкале А получаем вспомогательное число 0,6, которое переносим (по стрелке) на шкалу Б. Полученную на шкале Б точку (0,6) соединяем прямой со значением 40 МПа на 54 шкале Р. При этом определяем засечку на вспомогательной шкале В, которую соединяем с точкой со значением 68 мм (шкала dтр.вн.). Искомое значение диаметра заряда находим на шкале dз. - 55 мм. По таблице 5.31 [11, с.230] находим, что нашему требованию удовлетворяет торпеда ТШТ-65/70 с диаметром заряда 65 мм и торпеды 70 мм. Но она не может быть пропущена в УБТ с внутренним диаметром 68 мм, поэтому выбираем торпеду ТШТ-50/55, заряд этой торпеды (dз = 50 мм) не гарантирует обрыв УБТ. Следует рассмотреть вопрос о торпедировании резьбового соединения УБТ с целью ослабления последующего развинчивания. Последовательность работ при торпедировании для обрыва бурильной колонны следующая: - определяют верхнюю границу прихвата, не прекращая циркуляцию; - производят спуск шаблона торпеды; - бурильную колонну натягивают на допустимую нагрузку и закрепляют в роторе; - спускают торпеду к верхней границе прихвата и производят взрыв; - восстанавливают циркуляцию бурового раствора; - начинают подъем бурильной колонны. Практика аварийных работ показывает, что не всегда удается извлечь колонну без усилий, превышающих собственный вес колонны до места обрыва. Обычно после взрыва торпеды и восстановления циркуляции колону расхаживают и проворачивают ротором, не прилагая больших нагрузок. Контрольное задание. Выбрать заряд торпеды ТШТ для обрыва прихваченной бурильной колонны. Выполнение задания предусматривает использование номограмм для определения заряда при обрыве а) стальных бурильных труб в открытом стволе; б) стальных бурильных труб в обсадной колонне; в) алюминиевых бурильных труб (ЛБТ); г) утяжеленных бурильных труб. Исходные данные для задания приведены в таблице 17. 55 Рис.13. 56 Рис.14. 57 Рис.15. 58 Рис.16. 59 Таблица 17 Условия прихвата бурильной колонны 1. глубина скважины, м 2. гидростатическое давление, МПа 3. диаметр скважины, мм 4. компоновка бурильной колонны 4.1. УБТ-17849мм - 25м ЛБТ-14711мм - 25м ПК-1279мм - 450м ЛБТ- 14711мм - остальное 4.2.УБТ-14639мм - 25м ТБПВ-1279мм - 425м ЛБТ-12911 мм - остальное 4.3. УБТ-14639мм - 25м ТБПВ-1149мм - 500м ЛБТ-12911 - остальное 4.4."Недра"КД 11м - 16м УБТ-14639 - 25м Последняя цифра студенческого билета 2 3 4 5 6 7 3200 3600 3200 2500 2800 3800 0 4000 1 2750 75 36 56 65 62 33 38 200 230 220 200 200 235 225 8 2700 9 3500 76 30 65 210 230 200 Прихват УБТ Торпедировать ЛБТ-14711 мм Прихват УБТ-14639. Торпедировать ТБПВ. Внутренний диаметр обсадной колонны 201 мм. Прихват УБТ. Торпедировать ТБПВ в открытом стволе. Прихват "Недра" КД 11м. Торпедировать УБТ-14639мм 60 6. Газонефтепроявления 6.1. Определение максимально возможной длины бурильной колонны, поднятой без долива бурового раствора. Снижение уровня бурового раствора в стволе скважины при подъеме инструмента вызывает уменьшение давления столба раствора на пласт. Создается ситуация, при которой в ствол скважины могут происходить проявления нефти, газа или воды. Практика буровых работ в Западной Сибири показывает, что недолив бурового раствора является одной из главных причин газонефтепроявлений и последующего их перехода в выбросы и открытые фонтаны. Для предотвращения проявлений скважину необходимо доливать буровым раствором. Длину бурильной колонны l, поднятой без долива бурового раствора, рекомендуется определять по следующей форме [16]: d l 2 с d d н2 d в2 h 2 н d в2 к з ,м (18) где: dc - диаметр ствола скважины в верхней части, м; dн - наружный диаметр бурильной колонны, м; dв - внутренний диаметр бурильной колонны, м; кз - коэффициент, учитывающий увеличение объема колонны за счет бурильных замков; рекомендуется принимать кз = 1,05; h - максимально возможная величина снижение уровня бурового раствора в скважине, м. Фишер В.А. предлагает определить h, как h h0 Pпл g кр (19) где: h0 - глубина залегания пласта с наибольшим из всех вскрытых скважиной пластов градиентом пластового давления, м; Рпл - пластовое (поровое) давление этого пласта, МПа; - плотность бурового раствора, кг/м3; g - ускорение силы тяжести, м/с2; кр - коэффициент резерва плотности бурового раствора. 61 Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях рекомендуют выбирать кр так: - при глубине скважин до 1200 м 1,10-1,15; - при глубине до 2500 м 1,05-1,10; - для глубин более 2500 м 1,04-1,07. Полученную величину допустимого снижения уровня h необходимо сравнить с длиной кондуктора; так как чаще всего уровень бурового раствора не должен быть ниже башмака обсадной колонны. Задавшись длиной свечи бурильной колонны lcв, определяют число свечей (n), подъем которых возможен без долива: n l l св Контрольное задание. Определить число свечей бурильной колонны, поднимаемой из скважины, без долива бурового раствора. Исходные данные в табл.18. 62 Таблица 18 1. Глубина скважины, м 2. Глубина спуска кондуктора 42610, м 3. Глубина залегания пласта с наибольшим градиентом пластового давления, м 4. Величина пластового давления, МПа 5. Плотность бурового раствора, кг/м3 6. Наружный диаметр бурильных труб, м 7. Внутренний диаметр бурильных труб, м 8. Средняя длина свечи, м 1 3800 500 2 2700 300 Последняя цифра номера студенческого билета 3 4 5 6 7 8 3500 2500 2800 4000 3200 2750 500 300 450 500 500 450 3700 2650 3400 2400 2750 3900 3000 2700 3500 3100 73 29 69 31 35 77 57 35 69 57 2000 1130 1850 1320 1350 1880 1930 1310 1800 1870 0,129 0,114 0,147 0,114 0,129 0,147 0,129 0,114 0,147 0,129 0,107 0,096 0,125 0,096 0,107 0,125 0,107 0,096 0,125 0,107 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 63 9 3600 500 10 3200 500 6.2. Оценка вида нефтеводогазопроявления и определение исходных данных для расчета глушения скважины. При первых признаках флюидопроявления все работы в скважине прекращается, насосы останавливают и выясняют причины перелива раствора из скважины. В случае продолжения движения раствора из ствола скважины, делается вывод о том, что в ствол скважины поступил флюид. Устье скважины герметизируют на 5-10 минут - закрывают превентор универсальный и задвижки на выкидных линиях. Операция по стабилизации давления в скважине предназначена для наблюдения за изменением давления в бурильной колонне (манометр на стояке) и в межтрубном пространстве (манометр на выкидной линии превенторов). Для определения основных параметров глушения скважины фиксируем в буровом журнале следующие данные: н - 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: Р пл Р из .тр . н g H (20) где: g - ускорение свободного падения, м/с2; Н - предполагаемая глубина залегания проявляющего пласта, м; Рассчитываем плотность флюида, проявившегося в скважину фл н где: h Р из .ок Р из .тр gh (21) V0 - высота столба флюида в затрубном пространстве при объеме q0 одного метра затрубного пространства в зоне поступления флюида q0. 64 Определяем вид нефтегазоводопроявления. При фл = 1080 1200 кг/м3 в скважину поступила вода, в случае фл < 360 кг/м3 - газ. Если фл =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). 65 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 66 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. 67 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 ПУ1230х35. 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 ГУП100 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»? 68 Литература 1. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. - М.: Недра, 1988, 501 с. 2. Блохин О.А., Иогансен К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов. М.: Недра, 1991. - 142 с. 3. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. Т.1. - М.: Недра, 1985. - 414 с. 4. Войтенко В.С. Прикладная 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 К.В. Спутник буровика. Справочник - М.: Недра, 1990. - 303 с. 10.Маньковский А.В. и др. Рекомендации по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов (альбом). - Тюмень, 1988. - 360 с. 11.Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. - М.: Недра, 1988. - 360 с. 12.Самотой А.К. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. - М.: Недра, 1979. - 182 с. 13.Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1988. - 360 с. 14.Семенов Н.Я., Кагарманов Н.Ф., Поляков В.Н. Временное руководство по оценке размеров поглощающих каналов и выбору способов изоляции. Уфа, БашНИПИнефть, 1977. - 278 с. 69 15.Фридляндер Л.Я. и др. Прострелочно-взрывная аппаратура. Справочник. М.: Недра, 1990. - 278 с. 16.Фишер В.А. Гидравлические расчеты с использованием ЭВМ при бурении скважин в условиях Западной Сибири. - Тюмень: ТГУ, 1990. - 100 с. 17.Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. - М: Недра, 1988. - 200 с. 18.Элияшевский И.В. и др. Типовые задачи и расчеты в бурении. - М.: Недра, 1982. - 296 с. 19.Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении. Справочное пособие. М.: Недра, 1991. - 334 с. 70 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 71 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 72 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 Абатуров В.Г. 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 73
