3  

1. Информация из ФГОС, относящаяся к дисциплине

1.1. Вид деятельности выпускника Дисциплина охватывает круг вопросов относящиеся в соответ-ствии с направлением подготовки: 131000 - «Нефтегазовое дело» к следу-ющим видам профессиональной деятельности:

научно-исследовательская; производственно-технологическая; организационно-управленческая, проектная. Нефтегазовое дело - область науки и материального производства,

включающая совокупность средств и методов человеческой деятельности, направленных на комплексное освоение недр Земли с целью добычи нефти, природного газа и газового конденсата.

Объектами профессиональной деятельности выпускников являют-ся: технологии бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин; бу-ровые установки, технические средства и породоразрушающий инстру-мент для обеспечение всех этапов их строительства, аппараты и средства для извлечения углеводородов.

1.2. Задачи профессиональной деятельности выпускника. Выпускник по профилю: - «Бурение нефтяных и газовых скважин»,

подготовлен к решению следующих профессиональных задач: - осуществлять технологические процессы строительства нефтегазо-

вых скважин (ПТД), - эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование для

сооружения скважины (ПТД), - планировать, организовывать и управлять работой первичных произ-

водственных подразделений предприятий осуществляющих бурение сква-жин (ОУД),

- анализировать деятельность работой первичных производственных подразделений предприятий осуществляющих бурение скважин (ОУД),

- документировать процессы планирования, организации и управления работой первичных производственных подразделений предприятий осу-ществляющих бурение скважин (ОУД),

- анализировать информацию по технологическим процессам и техни-ческим устройствам в области бурения скважин (ЭИД),

- проводить регламентированными методиками экспериментальные исследования технологических процессов и технических устройств в обла-сти бурения скважин (ЭИД),

- выполнять статистическую обработку результатов экспериментов, составлять отчётную документацию (ЭИД),

- собирать и представлять по установленной форме исходные данные для разработки проектной документации на бурение скважин (ПД)

- выполнять с помощью прикладных программных продуктов расчёты по проектированию бурения скважин (ПД),

4  

- составлять в соответствии с установленными требованиями типовые проектные, технологические и рабочие документы (ПД),

- участвовать в составлении проектных решений по управлению каче-ством (ПД).

1.3. Перечень умений и знаний. В результате освоения дисциплины студент должен. Уметь:

выбирать правильную методику и приемы предупреждения на ранней стадии возникновения осложнений и аварий, квалифицированно провести расчеты при ликвидации осложнений и аварий (ОК-9, ПК-12, ПК-13, ПК-14, ПК-15, ПК-17, ПК-18); обрабатывать статистическую информацию, получаемую при провод-ке скважин; решать технологические задачи по выбору лучшего алгоритма для распознавания, предупреждения и ликвидации осложнений и аварий исхо-дя из имеющихся сил и средств; составлять проекты работ по борьбе с осложнениями и авариями при сохранении экологии окружающей среды и недр и при обеспечении без-опасных условий труда; профессионально выполнять основные операции при бурении в осложненных и аварийных условиях; разрабатывать технологический регламент промывки и крепления скважин в зависимости от физико-механических свойств горных пород для обеспечения безаварийной проводки скважины; производить технические расчеты, связанные с предупреждением и ликвидацией различных видов осложнений и аварий и использовать для этих целей ЭВМ (ПК-1, ПК-4, ПК-17); составить план ликвидации аварии; классифицировать: способы бурения, системы разработки и нефтега-зовые системы, а также пользоваться ЭВМ.

Знать: o виды осложнений и аварий при различных технологических опера-

циях в процессе бурения скважин (ОК-1, ПК-13, ПК-7,); o документацию на осложнения и аварии, место последних в балансе

календарного времени строительства скважины; o основы тепломассообмена и гидродинамических процессов в систе-

ме «пласт-скважина»; o горно-геологические характеристики разреза и технические условия

осложнений и аварий; o методы и принципиальные технологические схемы и технические

устройства для прогнозирования, распознавания, предупреждения и лик-видации осложнений и аварий.

o причины возникновения осложнений и аварии; o их признаки; o способы предупреждения;

5  

o методы ликвидации; o инструмент для ликвидации аварий и технологию его использования, o - виды оборудования и техники применяемой для предупреждения и

ликвидации осложнений и аварий при бурении нефтяных и газовых сква-жин (ОК-7, ПК-4, ПК-7, ПК-17, ПК-18).

Иметь представление: • о перспективах и методах совершенствования и развития техноло-

гии, бурового оборудования и инструмента, в практике бурения скважин на нефть и газ для предупреждения и ликвидации осложнений и аварий.

Владеть: ´ основными приемами технической эксплуатации и обслуживания

бурового оборудования применяемого при предупреждении и ликвидации осложнений и аварий в процессе проводки нефтегазовых скважин (ПК-7, ПК-8, ПК-9, ПК-10, ПК-12);

´ теоретическими и экспериментальными методами исследований с целью освоения новых перспективных технологий предупреждения и лик-видации осложнений и аварий (ОК-9, ПК-17, ПК-18, ПК-20, ПК-22).

2. Цели и задачи освоения содержания дисциплины

Целью преподавания дисциплины является получение студентами теоретических знаний: об осложнениях и авариях при бурении нефтяных и газовых скважин, основные виды осложнений и аварий, предупреждение осложнений при бурении скважин, способы ликвидации поглощений и га-зонефтеводопроявлений, противовыбросовое оборудование, также озна-комление с осложнениями связанными с нарушениями целостности стенок скважины, распространенностью и характеристикой ММП, понятие об аварии, основные виды аварий и их ликвидация, ловильный инструмент, применяемый при ликвидации аварий.

В процессе изучения дисциплины студенты должны приобрести общие представления по предупреждению и ликвидации возможных осложнений и аварий при строительстве нефтяных и газовых сква-жин;основные понятия о технике и технологии применяемой для преду-преждения и ликвидации осложнений и аварий.

3. Место дисциплины в структуре ООП

Дисциплина относится к вариативной части профессионального цикла. Для изучения курса требуется знание дисциплин: основы нефтега-зопромыслового дела, прикладная физическая и коллоидная химия в буре-нии, буровые технологические жидкости, технология бурения нефтяных и газовых скважин.

В свою очередь, данный курс, помимо самостоятельного значения, является предшествующей или совместной дисциплиной для следующих курсов: информационные технологии в бурении, технология и техника ме-тодов повышения нефтеотдачи, заканчивание скважин, автоматизация производственных процессов в бурении.

6  

Знания и умения, приобретаемые студентами после освоения со-держания дисциплины, будут использоваться в: проектировании, разра-ботке и применения на практике безаварийной технологии бурения нефтя-ных, газовых и газоконденсатных скважин.

4. Компетенции обучающегося, формируемые после освоения дисци-

плины (результаты освоения дисциплины) Процесс изучения дисциплины направлен на формирование следу-

ющих компетенций: Выпускник должен обладать следующими общекультурными компе-

тенциями (ОК): Способность: - обобщать, анализировать, воспринимать информацию, ставить цели и выбирать пути их достижения (ОК-1); - проявлять инициативу, находить организационно-управленческие ре-шения и нести за них ответственность (ОК-6); - использовать нормативные правовые документы в своей деятельности (ОК-7); - стремиться к саморазвитию, повышению своей квалификации и ма-стерства (ОК-9).

Выпускник должен обладать следующими профессиональными компе-тенциями (ПК):

Общепрофессиональные способности: • самостоятельно приобретать новые знания, используя современные об-разовательные и информационные технологии (ПК-1); • использовать основные законы естественнонаучных дисциплин в про-фессиональной деятельности, применять методы математического анализа и моделирования, теоретического и экспериментального исследования (ПК-2); • владеть основными методами, способами и средствами получения, хранения, переработки информации, работать с компьютером как сред-ством управления информацией (ПК-4); • составлять и оформлять научно-техническую и служебную документа-цию (ПК-5).

Производственно-технологическая деятельность (ПТД) Способность: o применять процессный подход в практической деятельности, сочетать теорию и практику (ПК-6); o осуществлять и корректировать технологические процессы при преду-преждении осложнений и ликвидации авариий (ПК-7); o эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, ис-пользуемое при строительстве и ремонте нефтяных и газовых скважин (ПК-8); o оценивать риски и определять меры по обеспечению безопасности тех-нологических процессов при бурении нефтяных и газовых скважин (ПК-9);

7  

o применять в практической деятельности принципы рационального ис-пользования природных ресурсов и защиты окружающей среды (ПК-10); o обоснованно применять методы метрологии и стандартизации (ПК- 11).

• Организационно-управленческая деятельность (ОУД) Способность: организовать работу первичных производственных подразделений, осуществляющих бурение скважин для безаварийного сооружения ствола скважины (ПК-12); использовать организационно-правовые основы управленческой и предпринимательской деятельности (ПК-16).

Экспериментально-исследовательская деятельность (ЭИД) Способность: ː изучать и анализировать отечественную и зарубежную научно-техническую информацию по направлению исследований в области без-аварийного бурения скважин (ПК-17); ː промыслового контроля и регулирования давлений в скважине и околоствольном пространстве (ПК-17); ː планировать и проводить необходимые эксперименты и обрабаты-вать их с использованием прикладных программных продуктов, интерпре-тировать результаты и делать выводы (ПК-18); ː использовать физико-математический аппарат для решения расчет-но-аналитических задач, возникающих в ходе профессиональной деятель-ности (ПК-19); ː выбирать и применять соответствующие методы моделирования физических и химических явлений по разработке технологических регла-ментов безаварийного бурения скважины (ПК-20).

Проектная деятельность (ПД) Способность: осуществлять сбор данных для выполнения работ по проектирова-нию безаварийного бурения скважин (ПК-21); использовать стандартные программные средства при проектирова-нии планов ликвидации аварий (ПК-23); составлять в соответствии с установленными требованиями типовые проектные технологические и рабочие документы (ПК-24).

Научная деятельность (НД) Способность: оценивать перспективы и возможности использования достижений научно-технического прогресса в инновационном развитии отрасли, без-аварийной технологии сооружения скважины, предлагать способы их реа-лизации.

8  

5. Основная структура дисциплины. Таблица 1 - Структура дисциплины Вид учебной работы Всего часов Семестр

7 Общая трудоемкость дисциплины 108 Аудиторные занятия 51 Лекции 17 Практические занятия 34 Самостоятельная работа 57 Вид итогового контроля КП, зачёт

6. Содержание дисциплины

6.1. Перечень основные разделов и тем дисциплины. Осложнения: давления в скважине и околоствольном пространстве,

газоводонефтепроявления, поглощения, предупреждение и борьба с гидра-тами компонентов природных газов, осложнения, определяющие прихваты бурильного инструмента, осложнения при бурении скважин в многолетне-мёрзлых породах. Аварии: аварии и их причины, методы ликвидации ава-рий.

6.2. Краткое содержание теоретической части разделов и тем

дисциплины I. Давления в скважине и околоствольном пространстве. Горное (геостатическое) давление .Горное давление Ргор это давле-

ние, создаваемое весом вышележащих горных пород. Оно может быть

определено из выражения: НР поргор 01,0 Мпа, где Н - глубина залегания

пласта, м; пор - средневзвешенный удельный вес горных пород вышележа-

щих горизонтов, г/см3. Пластовое (поровое) давление. Пластовое давление определяется

как давление флюидов, содержащихся в пласте - коллекторе. При возрастании температуры поровое давление возрастает, так как

коэффициент температурного расширения жидкостей, а тем более газов, во много раз больше, чем твердых тел. В результате этих процессов в замкну-тых продуктивных пластах, т.е. в пластах, не имеющих гидродинамиче-ской связи с окружающими породами, пластовое давление может стать больше или меньше первоначального нормального. В результате оно ста-новиться аномально высоким (АВПД) или аномально низким (АНПД).Степень этой аномальности оценивается коэффициентом Ка, рав-ным отношению фактического пластового давления к нормальному, т.е. Ка

- коэффициент аномальности пластового давления, плв

пла zg

рК

где: Рпл - пластовое давление, Па;

9  

в - плотность слабо засолённой воды (в = 1040 кг/м3); zпл - глубина залегания пласта, м; Существование аномальных давлений требует одновременного при-

сутствия: непроницаемой перегородки, образующей «стенку сосуда, рабо-тающего под давлением» и не допускающего сообщения флюидов с атмо-сферой, и избыточные давления.

Наличие непроницаемой перегородки связано с геологическими про-цессами (осадконакопление, диагенез и тектоника). Герметичность перего-родки понятие относительное. Она зависит от породы, а также от флюидов в ловушках (одна порода может быть относительно непроницаемой для нефти и проницаемой для газа).

В существовании избыточных давлений важную роль играет время. Вызывающие избыточные давления причины многочисленны и разнооб-разны. Они действуют зачастую одновременно и связаны с физико-химическими процессами. Основными из них являются:

Присутствие углеводородов. Давление пластовой воды в залежи мо-жет быть нормальным на контакте вода/углеводороды. Напротив, у кровли пласта наблюдается избыточное давление вследствие различия в плотно-сти между углеводородами и пластовыми водами. Это избыточное давле-ние может быть значительным в случае газовой залежи. Избыточное дав-ление углеводородов пропорционально разности плотностей пластовой во-ды и углеводородов и высоте h столба углеводородов. р = h (воды - угле-вод) / 10,2.

Увеличение плотности флюида будет тем выше, чем ближе к поверх-ности будет пласт и чем значительнее высота газонасыщенной зоны.

Оседание представляет собой постепенное опускание недр. В ходе оседания отложения осаждаются на дне моря в периодическом режиме, при этом более поздние отложения покрывают более древние. Геостатиче-ское давление постепенно увеличивается внутри отложений в ходе их опускания. Рыхлый осадок превращается в породу под действием давле-ния, температуры и ионообмена между породой и циркулирующими флю-идами. Этот процесс называется диагенезом. Если, напротив, флюиды вы-тесняются с трудом или остаются на месте, уплотнение не может прохо-дить нормально. Увеличение геостатического давления вызовет увеличе-ние давления вмещаемых флюидов. Объем породы и пор практически не изменится. Порода окажется недоуплотненной.

Недоуплотнение обычно рассматривается как основная причина воз-никновения аномальных давлений. Это явление касается, главным обра-зом, глин, так как они относятся к сжимаемым и малопроницаемым поро-дам, содержащим значительное количество воды в момент осадконакопле-ния.

Минералогические превращения глин в процессе диагенеза. Минера-логические превращения, освобождающие значительные количества воды, могут происходить в процессе диагенеза некоторых глин. Смектиты и стратитекстуры превращаются в иллит под совместным действием темпе-

10  

ратуры, ионообмена и, в меньшей мере, давления. Количество выделяемой воды составляет порядка 15-20%. Эта вода изменяет давление в порах, ес-ли она не имеет возможности свободно покинуть глину.

Термическое расширение воды. Температура внутри отложений уве-личивается вместе с глубиной и ведет к увеличению объема воды в порах пород. В системе с хорошим дренажом это увеличение рассеивается. Напротив, если система полностью замкнута, объем воды не может изме-ниться, и возникнет повышение порового давления. Повышение давления может быть очень значительным. Эффект возникает только при условии, что порода замкнута герметичной непроницаемой перегородкой. Осмос. Осмос представляет собой феномен, который возникает, когда два раство-ра с различной концентрацией ионов разделены полупроницаемой мем-браной. Такая мембрана отличается селективной проницаемость: она про-пускает воду, но не ионы. Происходит циркуляция воды от менее концен-трированного раствора к более концентрированному. В камере с более концентрированным раствором давление повышается, а в камере с менее концентрированным понижается.

Пласт глины может вести себя подобно полупроницаемой мембране. В случае, например, замкнутой глинами залежи с высоким содержанием солей возможна миграция в ее направлении, повышающая, тем самым, по-ровое давление.

Диагенез сульфатов. Сульфат кальция существует в природе в двух формах: гипс, гидратированная форма, ангидрит, безводная форма. При температуре около 40оС гипс превращается в ангидрит, выделяя значи-тельное количество воды и вызывая уменьшение объема породы. Выде-ленная при этом вода ведет к возникновению некоторых аномальных дав-лений.

Обратное превращение, сводящееся к регидратации ангидрита для об-разования гипса, возможно, когда ангидрит оказывается в контакте с водой при невысокой температуре. Реакция вызывает увеличение объема породы, которое представляется в некоторых случаях причиной возникновения аномальных давлений.

Образование соляных куполов. Соль представляет пластичную поро-ду, способную течь с образованием соляных куполов. Подъем соли к по-верхности может вызывать аномальные давления в вышерасположенных образованиях и по бокам купола.

Тектоника. Тектонические явления могут вызвать изменения порового давления, создавая тем самым в одних условиях избыточные давления, а в других ликвидируя их. Их существование требует, чтобы поднятые отло-жения были замкнутыми

Гидродинамизм. Явления гидродинамизма и любые другие переме-щения флюидов вызывают перепады давления, которые нарушают “нор-мальный” гидростатический режим давлений. В малопроницаемых поро-дах перепады давления могут быть огромными, несмотря на незначитель-ность расхода. Гидродинамизм, в отличие от других механизмов, создаю-

11  

щих давление, не обязательно нуждается в наличии непроницаемых пере-городок.

Гидростатическое давление. На жидкость, находящуюся в равнове-сии, действуют внешние силы, пропорциональные массе жидкости (это си-лы тяжести и силы инерции); поверхностные силы, обусловленные атмо-сферным давлением и избыточным давлением. Под действием этих сил в жидкости возникает гидростатическое давление.

Для предотвращения поступление пластового флюида в скважину гидростатическое давление должно быть больше пластового. Необходимая плотность БР при известном пластовом давлении определяется по форму-ле:

gH

PPпл ,где P - необходимое превышение давления над пласто-

вым. При проведении работ, не допускается снижение плотности БР. На

глубоких скважинах и скважинах с высокими температурными градиента-ми плотность БР меняется в зависимости от температуры и давления. Пра-вила безопасности допускает колебание плотности не более 0,02 г/см3.

Давление гидроразрыва. Это давление, при котором нарушается це-лостность горной породы в стенках скважины за счёт разрушения скелет-ной решетки пласта и возникновения сети макро- и микротрещин, вызы-вающих увеличение проницаемости и интенсивное поглощение жидкости, находящейся в скважине (рис.3).

Давление гидроразрыва будет разным, в зависимости от азимута и наклона скважины. Величина давления гидроразрыва обычно составляет 70 - 110% величины геостатического. Поскольку геостатический градиент увеличивается вместе с глубиной, градиент гидроразрыва также должен увеличиваться с глубиной. Таким образом, наиболее уязвимая точка от-крытого ствола будет башмак последней колонны.

Плотность БР, применяемого при разбуривании заданного интервала, следует определять, исходя из следующих двух условий создания проти-водавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов; предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов.

Первое условие имеет вид.

к

рпл

к

плр

gL

рр

gL

рk,min где - плотность

БР, кг/м; Рпл - пластовое давление, Па; g - ускорение свободного падения, м/с2; Lк - глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления; м; kр- коэффициент резерва, - коэффициент Пуас-сона для горной породы.

Рассчитанную необходимо проверить на соответствие второму условию, из которого следует, что давление БР в затрубном пространстве против каждого пласта должно быть меньше давления, необходимого для гидроразрыва данного пласта. Второе условие записывается следующим образом:

12  

П

ПШКПГ

gL

gLрp

1 где

Qd

Q

cм

2

4

- содержание жидко-

сти в шламожидкостном потоке без учета относительных скоростей; РГ - давление гидроразрыва (поглощения) пласта, КПр потери давления

при движении БР в затрубном пространстве на пути от подошвы рассмат-риваемого пласта до устья скважины, Па; ш- плотность шлама, кг/м2LП - глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м; , м- ме-ханическая скорость бурения, м/с; dс _- диаметр скважины, м; Q- расход промывочной жидкости, м3/с.

Давление страгивания (инициирования течения). Для того чтобы началась циркуляция БР, необходимо создать некоторое избыточное дав-ление, которое называется давлением страгивания Рстр. Его величина мо-жет быть определена по формуле:

ГdLр /4 где - предельное СНС, Па; L - глубина спуска бурильных труб, м;

dr - гидравлический диаметр, м .Hcr ddd Динамическое давление. В процессе спуска инструмента под доло-

том создается избыточное давление - репрессия, а при подъеме - разряже-ние - депрессия, так как скважину и движущийся в ней инструмент можно рассматривать как цилиндр и поршень. Поэтому этот процесс называется «поршневанием». Абсолютная величина этого давления, называемого ди-намическим Рд, может быть найдена как сумма давления страгивания и со-ставляющей, зависящей от скорости движения труб:

Гидродинамическое давление. Гидродинамическое давление это давление, которое надо приложить к некоторому объёму жидкости для его перемещения по системе трубопроводов от одного сечения системы до другого. В бурении это давление создаётся буровыми насосами и прилага-ется к БР для прокачки его по системе: трубопроводы наземной обвязки - бурильные трубы - УБТ - долото - затрубное кольцевое пространство. Ве-личина гидродинамического давления максимальна в начальном сечении системы, в нашем случае это выкид бурового насоса. В конечном сечении системы (выкид в жёлоб) гидродинамическое давление имеет нулевое зна-чение.

Дифференциальное давление. Разница между давлением в скважине в процессе бурения и пластовым давлением называется дифференциаль-ным давлением ΔР.

ΔР=Ргс+Ргд-Рпл. Давление поглощения. В процессе бурения при определенном соот-

ношении давлений в скважине Рс и пласте возможно поглощение БР. В ря-де случаев поглощение происходит, если Рс = Рпл.Однако чаще для погло-щения необходим некоторый перепад давления ΔРn, т.е. должно выполнят-ся условие Рс = Рпл + ΔРn

13  

Сумма Рпл+ΔРn = Рn и являются давлением поглощения.). Индексом давления поглощения называют отношение давления Рп на

стенки скважины, при котором возникает поглощение БР, к давлению столба воды высотой от рассматриваемого объекта до устья.

плв

пn zq

PK

Забойное давление. Рзаб - есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб = Рr+Pr.ск+Риз.

Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давле-нию, больше или меньше его:

- в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл; - при ГНВП, когда скважина закрыта Рзаб=Рпл. Основным условием начала ГНВП является превышение пластового

давления вскрытого горизонта над забойным давлениемPпл.> P заб.

Выводы: Чтобы не допускать при подъёме труб повышенного эффекта

поршневания, необходимо перед подъёмом выровнять вязкость раствора и СНС и не производить подъём на повышенной скорости.

Если невозможно снизить до нормы вязкость и СНС подъём дол-жен производиться на пониженной скорости.

Долив при подъёме труб должен осуществляться своевременно. Возникший при подъёме труб сифон должен быть ликвидирован. При не-возможности ликвидации (забито долото) подъём должен производиться на минимальной скорости и с постояннымдоливом.

При подъёме труб с повышенным поршневанием (при подъёме наблюдается перелив на устье) подъём должен производится с промывкой, вращением труб ротором и выбросом их на мостки через шурф.

Чтобы при спуске труб Pзаб не снизилось ниже Pпл и не возникло ГНВП скорость спуска должна быть ограничена.

Седиментация - осаждение частиц из промывочной жидкости при остановке её движения.

Контракция - смачивание поверхности вводимых в промывочную жидкость частиц (барита, бентонитовой глины, цемента и др.).

Фильтрация - уход воды из промывочной жидкости в горизонт через корку глинистового раствора.

Для глинистых растворов нормальной структуры ∆Pст= (0,02 0,05) Pг

для цементных растворов ∆P может быть значительно больше. Избыточное давление. Избыточное давление (противодавление) есть

давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками.

Избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давле-ние в бурильных трубах Pиз.т. и колонне Pиз.к. Избыточным давлением в ди-намических условиях будут гидравлические потери в дросселе Pr.c.

14  

Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рас-сматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положе-ние является основополагающим в понимании методики глушения сква-жины.

Градиент величин. Физический смысл понятия градиента заключает-ся в изменении интересующей нас величины за каждый метр проходки.

II. Газонефтеводопроявления Под ГНВП, как физическим явлением, понимается перенос пластовых

флюидов из пород, слагающих разрез, в БР, заполняющий пространство скважины. Открытый фонтан это последняя стадия развития ГНВП, когда пластовый флюид, поступающий из проявляющего пласта, полностью вы-тесняет БР из скважины и беспрепятственно изливается на дневную по-верхность. Пластовые жидкости и газы могут поступать в скважину только из проницаемых пород, насыщенных соответствующим флюидом.

Основная причина газонефтеводопроявлений (ГНВП) - превышение пластового давления над давлением в скважине.

Механизмы поступления флюидов пласта в ствол скважины. По-ступление флюида с выбуренной породой. При механическом углублении скважины в зоне залегания флюидосодержащей породы в результате ее разрушения происходит освобождение флюида, содержащегося до этого в пористом пространстве породы. Выделившийся из породы флюид посту-пает в БР, смешивается с ним или растворяется в нем.

Поступление флюидов из пласта в ствол скважины в результате дей-ствия капиллярных сил. При соприкосновении двух несмешивающихся жидкостей в узком канале - капилляре (от латинского «капилля» - волос) возникает искривление границы их раздела - менисков.

Поступление флюидов в ствол скважины вследствие действия кон-тракционных эффектов, происходящих в буровом и цементном растворах. Контракция - это уменьшение суммарного объема системы «твердое веще-ство - жидкость» (гетерогенная система), при смешивании входящих в нее веществ. Явление контракции в водной среде присуще многим телам, в том числе глинам и частицам цемента.

Поступление флюида из пласта вследствие седиментации бурового раствора. Седиментация бурового раствора - это процесс оседания твердых частиц, диспергированных в нем под воздействием гравитационного поля (силы тяжести).

Свойства пластовых флюидов, обусловливающие характер раз-вития ГНВП и степень фонтаноопасности.

Тип флюида. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процес-се строительства скважин или разрабатываться с использованием эксплуа-тационных скважин, подразделяются на следующие типы: природные га-зы; газоконденсаты, нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так в комбинированном, смешанном в раз-личных пропорциях.

15  

Тем не менее, по совокупности характерных признаков и физико-химических свойств, пластовые флюиды, которые представляют угрозу с позиций возникновения и развития проявлений, по степени убывания фон-таноопасности классифицируются следующим образом:

природные газы (метан, бутан, пропан, N2, CO2, H2S, Не); газоконденсаты; нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые воды; минерализованные воды и рапа. Агрегатное состояние. Флюиды в пластовых условиях могут нахо-

диться в двух агрегатных состояниях: газообразном (природные газы и га-зоконденсаты) и жидком (нефтегазоконденсаты, нефть, нефтегазоконден-саты, минерализованные воды и рапа).

Основные свойства газов. Для неглубоких скважин с низким темпе-ратурным градиентом (ниже 3-4°С на 100м) применяется закон Бойля - Мариотта. Р × V = const. -произведение давления, под которым нахо-дится газ, на его объем - есть величина постоянная. При изменении давле-ния на газовую пачку в скважине, ее объем пропорционально изменяется. Во сколько раз уменьшится давление - во столько же раз увеличится объем газа.

В случае если устье скважины закрыто и происходит всплытие газа, то объем его практически не меняется, и согласно закону Бойля-Мариотта давление сохраняется неизменным. Следовательно, давление на устье может стать равным пластовому, что может привести к разрушению ПВО или обсадной колонны. По этой причине нельзя держать скважину закрытой длительное время.

Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа: ◊ способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и

образовывать газовые пачки; ◊ способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одно-

временным расширением и вытеснением ее из скважины; ◊ способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной

скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление. Факторы, обуславливающие возникновение и развитие ГНВП. Геологические факторы. Пластовое давление. С позиций фонтано-

опасности пластовое давление является движущей силой проявления или открытого фонтана. По своей физической сущности пластовое давление - это давление, оказываемое пластовыми флюидами на вмещающие их гид-равлически связанные породы. 

Очевидно, что пласты-коллекторы, у которых наблюдается (АВПД) более фонтаноопасны по сравнению с остальными, хотя при определенных условиях проявление может произойти и из пластов с нормальным пласто-вым давлением и АНПД (например, при падении статического уровня бу-рового раствора в скважине).

16  

Пористость. Величина коэффициента полной пористости у различных пород колеблется в весьма широких пределах. Большие пределы измене-ния пористости одних и тех же пород обусловлены влиянием на эту вели-чину многих факторов: взаимного расположения зерен, их размеров и формы, состава и типа цементирующего материала и др.

Проницаемость. При эксплуатации, равно как при возникновении ГНВП или открытого фонтана, происходит перемещение флюидов из пла-ста в скважину и непосредственно по пласту. Параметром, определяющим последнюю, является проницаемость. Проницаемость - важнейший пара-метр, характеризующий проводимость коллектора, т.е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при определенном перепа-де давления.

Упругоемкость (сжимаемость). Породы в условиях залегания в пласте находятся под воздействием вертикального и бокового горного давления вышележащих горных пород и внутрипластового давления. Совокупность этих давлений определяет упругую энергию пластов-коллекторов, а также оказывает существенное влияние на их пористость и проницаемость.

Температура. Такие свойства флюидов, как плотность и вязкость во многом определяют подвижность флюидов в пористой среде, а они, в свою очередь, напрямую являются функциями давления и температуры.

Бурение скважины. Этап бурения скважины объединяет процессы: механического бурения (углубления); промывки скважины; спуско-подъемных операций. Процесс разбуривания (углубления) является одним из основных этапов, при производстве которых существует опасность воз-никновения ГНВП и открытых фонтанов.

Факторы, обусловливающие фонтаноопасность при механическом углублении:

вскрытие интервалов разреза скважины с недостоверно известными геофизическими или петрофизическими характеристиками;

насыщение бурового раствора разбуренной породой (шламом) и со-держащимися в выбуренной породе флюидами, при этом происходит из-менение плотности бурового раствора и его свойств;

увеличение гидродинамической составляющей забойного давления из-за необходимости обеспечения энергией работы породоразрушающего инструмента (особенно при турбинном бурении) и очистки забоя скважи-ны.

4.2. Технологические. Технологические причины относятся к челове-ческому фактору при производстве работ. Бесконтрольность и незнание работниками технологических причин - являются условиями начала ГНВП, а не редко и перехода их в фонтан. Снижение забойного давления ниже пластового может происходить за счет:

снижения плотности промывочной жидкости ниже нормы, предусмотренной ГТН или планом работ;

17  

несоответствия конструкции скважин и противовыбросового обо-рудования (ПВО) горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требо-ваниям ПБ, отсутствие устройств для перекрытия канала бурильных труб;

плохого контроля за техническим состоянием и неправильная экс-плуатация ПВО;

недолива БР при подъеме бурильного инструмента; поршневания при подъеме труб; поглощения жидкости, находящейся в скважине; снижения уровня при гидроразрыве горизонта, вызванного большой

репрессией на пласт (высокая скорость спуска и др); большой скорости спуска( > 1м/с) и резкого торможении; неправильной установки жидкостных ванн; чрезмерной высоты столба нефтяной ванны при ликвидации при-

хватов; спуска колонны труб без заполнения их промывочной жидкостью;

разрушение обратного клапана, снижение уровня в результате заполнения труб;

создания зон несовместимости при недоспуске промежуточных ко-лонн или кондуктора;

длительных простоев скважины без промывки (седиментация, кон-тракция);

некачественного цементирование обсадных колонн; неправильного глушение скважины перед ремонтом. Признаки ГНВП. Прямые признаки: Увеличение уровня промывочной жидкости в приёмной ёмко-

сти. Усиление потока выходящей из скважины промывочной жид-

кости. Увеличение газосодержания в промывочной жидкости. Косвенные признаки: Снижение давления на насосе. Изменение параметров промывочной жидкости. Увеличение механической скорости проходки (при бурении. ) Увеличение крутящего момента на роторе (при бурении). Поглощение промывочной жидкости до потери ее циркуляции.

Предупреждение газонефтеводопроявлений: установка противовыбросового оборудования (ПВО); проверка работоспособности ПВО раз в сутки; установка автоматической газокаротажной станции (АГКС); установка в КНБК клапана – отсекателя, а под ведущей трубой ша-

рового крана; учебные тревоги раз в месяц; на скважине должен быть обеспечен запас жидкости с соответству-

ющей плотностью в количестве не менее 2-х объемов скважины.

18  

контроль за циркуляцией раствора (расход на устье, уровень в при-емных емкостях);

при снижении плотности раствора необходимо довести ее до ука-занной в ГТН;

выравнивание параметров раствора перед подъемом инструмента; снижение скорости спуско-подъемных операций; долив скважины при подъеме инструмента, если объем долива со-

кращается, то подъем необходимо прекратить, скважину промыть; при появлении признаков проявлений при поднятом инструменте,

необходимо начать спуск его на максимально возможную глубину; при вынужденных остановках колонна бурильных труб должна

быть поднята до башмака обсадной колонны, и раз в сутки должна опус-каться до забоя для промывки скважины.

если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5%, то должны приниматься меры по его дегазации;

при перерывах в работе, независимо от их продолжительности, за-прещается оставлять устье скважин незагерметизированным;

при обнаружении признаков газонефтеводопроявлений устье сква-жины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Контроль давлений и ликвидация проявлений. Если принятых мер для предупреждения проявления оказалось недостаточно и оно все же началось необходимо уточнитьпластовое давление, местонахождение про-являющего пласта, наличие тектонически нарушенных зон, давление гид-роразрыва вскрытых пластов, характер изоляции и параметры поглощаю-щих пластов.

Действия буровой бригады при проявлениях. В первую очередь необходимо «исследовать проявления», т.е. произвести расчет пластового давления Рпл путем закрытия превентора и определения давления на стояке Рст.

При необходимости утяжеления бурового раствора сначала определя-ется дополнительная величина плотности его Δρ для уравновешивания пластового давления.

Глушение скважин при ГНВП произоводитсявымывом на поверхность поступивших в скважину пластовых флюидов во время циркуляции и за-полнением скважины буровым раствором, плотность которого обеспечива-ет необходимое превышение забойного давления над пластовым.

При этом необходимо, чтобы забойное давление в скважине в течение всего процесса циркуляции было постоянным и несколько превышало пла-стовое давление проявляющих пластов.

Оборудование устья скважины. Под устьевым оборудованием понимается комплекс оборудования,

предназначенный для обвязки обсадных колонн, герметизации устья сква-жины при возникновении проявления в процессе бурения, капитального

19  

ремонта, герметизации устья и регулирования режима работы скважины в процессе эксплуатации.

В устьевое оборудование входят: при бурении - колонная головка, противовыбросовое оборудование;

в процессе эксплуатации - трубная головка, фонтанная елка. Превенторы изготавливаются нескольких типов: плашечные, уни-

версальные и вращающиеся. Превенторы плашечные предназначены для герметизации устья

скважины при ГНВП и открытых фонтанах, возникающих при строитель-стве или ремонте скважин. При этом, если в скважине находятся трубы, то герметизация обеспечивается с использованием трубных плашек, а при от-сутствии труб в скважине герметизация осуществляется глухими плашка-ми.

В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается спе-циальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В откры-том состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универ-сальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и ви-да (бурильных, УБТ и т.д.).

Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом пре-венторе. Выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 Мпа.

Обвязка превенторов – манифольд (рис.1) - предназначена для управ-ления давлением в скважине при ГНВП путем воздействия на пласт закач-кой раствора и создания противодавления на него. Манифольд состоит из линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью оборудования для герметизации и представляют собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки и регулируемые дроссели с ручным или гидравлическим управлением, манометры и др.).

Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для за-качки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости линия глушения используется для слива газированно-го бурового раствора в камеру-дегазатор циркуляционной системы буро-вой установки.

Линия дросселирования служит для слива бурового раствора и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт, а также для закачки в скважину жидкости с помощью цементировочных агрегатов.

Дроссели (штуцеры) имеют ручное или гидравлическое дистанцион-ное управление и служат для создания противодавления на пласт с целью плавного регулирования скорости потока жидкости, поступающей из скважины. Работа дросселя регулируется осевым перемещением кониче-ского наконечника, в результате которого изменяется проходное сечение дросселя.

В линиях глушения и дросселирования применяются высококаче-ственные бесшовные трубы. Фланцевые соединения манифольда уплот-

20  

няются металлическими кольцевыми прокладками. ПВО монтируется на устьевой крестовине колон-ной головки.

При несоответствии диаметров

крестовины и превентора между ни-ми устанавливается переводной фла-нец.

Превенторы. Плашечные пре-венторы (рис. 2) обеспечивают воз-можность расхаживания колонны труб при герметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, под-веску колонны труб на плашки (рис. 3) и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давле-ния.

Для бурения на суше применяют в основном однокорпусные плашеч-ные превенторы с двойной систе-мой перемещения плашек: гидрав-лической и механической без си-стемы гидравлического управле-ния их фиксацией. По конструк-ции эти превенторы значительно проще. Перекрывающие устье скважины плашки комплектуются под опре-деленный размер трубы. При от-сутствии в скважине бурильных труб устье перекрывается глухими

плашками. Общий вид плашек показан на рис.3. а универсальная; б-трубная для обсадных труб; в-трубная для бурильных труб; г-для двух ря-дов труб.

Универсальный пре-вентор предназначен для повышения надежности герметизации устья сква-жины. Его основной рабо-чий элемент – мощное кольцевое упругое уплот-нение, которое при откры-том положении превентора позволяет проходить ко-

Рис. 2 - Комбинированный строенный превентор

Рис. 3 - Плашки превенторов: 

Рис.1. Манифольд МПО6-80х70:

1.-Обратный клапан, 2- Буровой дроссель с гидропри-водом, 3- Датчик давления, 4- Манометр, 5- Буферный резер-вуар, 6- Задвижка с ручным приводом, 7- Буровой дроссель с ручным приводом, 8- Кресто-вина, 9- Задвижка с гидропри-водом

21  

лонне бурильных труб, а при закрытом положении-сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (ведущую трубу, замок) и гер-метизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колон-нами.

Эластичность резинового уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универ-сальных превенторов дает возможность вращать и расхаживать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.

Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непосредственно-го воздействия гидравлического усилия на уплотняющий элемент, либо вследствие воздействия этого усилия на уплотнение через специальный кольцевой поршень.

Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотне-нием плунжерного действия (рис. 4) состоит из корпуса 3, кольцевого

плунжера 5 и кольцевого резино-металлического сферического уплотните-ля. Уплотнитель (рис.5) имеет форму мас-сивного кольца, армированного металли-ческими вставками двутаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плунжер 5 ступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотнитель фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4.

Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические ка-меры, изолированные друг от друга манжетами плунжера. При подаче ра-бочей жидкости под плунжер 5 через отверстие в корпусе превентора плунжер перемещается вверх и обжимает по сфере уплотнение так, что оно расширяется к центру и обжимает трубу, находящуюся внутри кольцевого уплотнения. При этом давление бурового раствора в скважине будет дей-ствовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в скважине нет ко-

лонны, уплотнитель полностью пе-рекрывает отверстие. Верхняя каме-ра служит для открытия превентора. При нагнетании в нее масла плун-жер движется вниз, вытесняя жид-кость из нижней камеры в сливную линию. Уплотнитель расширяется и принимает прежнюю форму.

Кольцевой уплотнитель (рис. 5) позволяет: протаскивать колонны общей длиной до 2000 м с замками

или муфтами с конусными фасками под углом 18°; расхаживать и прово-рачивать колонны; многократно открывать и закрывать превентор.

Рис. 5. Уплотнители

Рис. 4 - Универсальный гидравлический превентор типа

ПУГ

22  

Рис. 6. Вращающийся превентор

Конструкция превентора допускает замену уплотнителя без его демон-тажа. Управление универсальным превентором может осуществляться ли-бо с помощью ручного плунжерного насоса, либо с помощью насоса с электроприводом. Время закрытия универсального превентора гидропри-водом 10с.

Вращающиеся превенторы. Вращающийся превентор (рис.6) применя-ется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при враще-нии и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую трубу, замок или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать бу-

рильную колонну, бурить с обратной про-мывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газообразным агентом, опробо-вать пласты в процессе газопроявлений, ре-гулировать дифференциальное давления в системе «скважина-пласт», а также осу-ществлять вскрытие продуктивных пластов на «равновесии и с депрессией». части, прикреплен к стволу 4 при помощи байонетного соединения и болтов. От про-ворачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола. В па-троне 7 превентора на двух радиальных 5 и одном упорном 6 подшипниках качения смонтирован ствол 4. Манжетные уплотне-ния 3 служат для предохранения превентора

от попадания в него жидкости из скважины между стволом, корпусом и патроном. Фиксация патрона 7 в корпусе осуществляется защелкой 9, ко-торая открывается под давлением масла, подаваемого ручным насосом че-рез штуцер 8

Устанавливают ПВ над блоком превенто-ров вместо разъемного желоба для отвода бу-рового раствора к блоку очистки циркуляци-онной системы буровой установки.

Вращающийся ствол герметизируется с неподвижным корпусом системой резиновых манжетных уплотнений, предотвращающих проникновение промывочной жидкости в подшипниковый узел.

Колонные головки. Корпус колонной головки является первым элементом, устанав-ливаемым на кондукторе с помощью резьбо-вого (наружного или внутреннего) или сварно-го соединения (рис. 7 а, б).

Хотя резьбовое соединение надежнее, оно Рис. 7. Корпус колонной го-

ловки

23  

Рис. 8. Колонная головка

имеет тот недостаток, что требует точной установки верхней резьбы трубы обсадной колонны, чтобы обеспечить монтаж подвесок и превенторов. В случае прихвата обсадной колонны в ходе ее спуска монтаж может осу-ществляться только с помощью отрезания обсадной трубы и сварки резь-бовой части или специально отведенного под сварку корпуса колонной го-ловки. В последнем случае соединение должно быть выполнено очень тщательно с соблюдением горизонтальности верхнего фланца. Внутренние и наружные сварные швы должны испытываться при помощи насоса типа Бэйкер через отверстие между двумя сварными швами.

Место посадки подвески (в верхней части) может быть цилиндриче-ским или коническим (в зависимости от марки и модели) для установки клиньев подвески и уплотнения следующей обсадной трубы. Два боковых отвода, нарезных или фланцевых, обеспечивают контроль затрубного про-странства.

Таким образом, именно кондуктор и корпус колонной головки будут нести все обсадные трубы и превенторы, предусмотренные конструкцией скважины. В скважинах большой глубины вес колонн (с натяжением) очень высок и при этом необходимо подбирать колонную головку с круг-лой опорной плитой.

Использование последнего типа повышает устойчивость корпуса ко-лонной головки и обеспечивает лучшее распределение нагрузок на дно шахты при условии, что предусмотрена более глубокая шахта с последу-ющим бетонированием пространства между дном шахты и опорной пли-той. Обычно при этом добавляется цементируемый каркас. Колонная головка предназначена для подвешивания и обвязки между со-бой всех спускаемых в скважину обсадных колонн с целью обеспечения контроля за состоянием кольцевого пространства, а также для управления межтрубными проявлениями, возникающими в процессе строительства и эксплуатации скважины.

Кроме того, колонная головка служит основанием для установки ПВО при бурении и арматуры для фон-танной или механизированной экс-плуатации скважины. Секции колон-ной головки устанавливаются на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования об-садных колонн. При этом каждая секция колонной головки должна подбираться с учетом максимально-го пластового давления ожидаемого при бурении следующего за обса-женным интервала скважины. На нее устанавливается ПВО, рассчитанное на такое же рабочее давление. После

24  

спуска и подвешивания очередной обсадной колонны цикл повторяется. Обвязка всех входящих в конструкцию скважины обсадных колонн

секциями колонной головки возможна только по мере их спуска и цемен-тирования.

Колонная головка для обвязки двух колонн (рис.8) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю ко-лонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, наде-тая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с кор-пусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На ко-лонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в за-трубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки око-ло 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500…550 кг.

Колонные головки изготовляются отечественными заводами 4-х типов - 26 размеров и подбираются в зависимости от диаметра колонн, их назна-чения, рабочего давления, глубины спуска.

Колонная головка обеспечивает надежное и герметичное соединение устья обсадной колонны с ранее спущенными колоннами; контроль за дав-лением в. Межколонном пространстве и закачивание при необходимости глинистого и цементного растворов в межколонное пространство.

По мере спуска, цементирования и натяжки обсадных колонн секции колонной головки устанавливают на устье скважины последовательно.

Конструкция колонных головок должна обеспечивать: восстановление герметичности межколонных пространств обсадных

колонн периодической подачей, при необходимости, консистентных сма-зок в межпакерную полость систему уплотнения; возможность монтажа стволовой части противовыбросового оборудо-

вания с последующей опрессовкой противовыбросового оборудования (манифольда); контроль и разрядку, при необходимости, давления в межколонных

пространствах на устье; проведение цементирования скважины после очередного спуска об-

садной колонны (технической или эксплуатационной). Конструкция колонной головки должна отвечать следующим требова-

ниям: надежность герметизации межтрубных пространств; контроль за давлением в межтрубном пространстве; быстрое и надежное закрепление обсадных колонн; универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной го-

ловке обсадных колонн различных комбинаций; предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного

износа при работе бурильным инструментом; возможность вертикального перемещения обсадных колонн при вы-

соких температурах в скважине;

25  

высокая надежность работы подвесок и узлов уплотнений во время бурения и длительной эксплуатации скважины; максимально возможная высота; прочность с учетом действия различных нагрузок. По количеству обвязываемых колонн колонные головки имеют одно, -

двух, - трёх, - четырёх, - пяти колонную конструкцию. Шифр колонной го-ловки содержит следующую информацию. Например: ОКК3 - 35 - 140×245×324×426; ОКК - оборудование колонной головки клиновое, т.е. технические и эксплуатационные колонны подвешиваются на клиньях; 3 - количество колонн, подвешиваемых на клиньях, в данной конструкции техническая колонна диаметром 245, 324 мм и эксплуатационная колонна диаметром 140 мм; 35 - рабочее давление колонных обвязок в Мпа, в дан-ном случае - верхнее 35 Мпа, нижнее тоже 35 Мпа; 140×245×324×426 диа-метры обвязываемых колонн, мм (кондуктор Ø426 мм).

По конструкции колонные головки разделяются на колонные фланцы, которые устанавливаются на кондуктор при помощи резьбы или сварки, и колонные головки в виде переводных катушек, имеющих верхний и ниж-ний фланец. Сбоку колонные головки имеют в корпусе отверстия для установки задвижек и фланцев. В боковых отверстиях нарезана резьба для установки пробки с помощью приспособления, позволяющего менять за-движки под давлением. Количество колонных головок зависит от кон-струкции скважины. Между собой колонные головки крепятся при помо-щи шпилек, гаек, металлических прокладок (колец). Различаются между собой колонные головки материалом изготовления, головки.

Критерием соответствия фланцев колонных головок друг другу, как верхних и нижних, так и боковых фланцев с фланцами задвижек, является рабочее давление и условный диаметр проходного отверстия.

III. Поглощения  

Поглощением называется гидродинамическое взаимодействие в си-стеме скважина - пласт, сопровождающееся поступлением бурового или тампонажного раствора из скважины в пласт с интенсивностью, осложня-ющей дальнейшую проводку скважины. Это уход значительных объемов бурового раствора в пласт. Поглощение может произойти на любой глу-бине и во время выполнения любой операции. Исследование проницаемых пластов проводят для определения параметров и характеристик поглоща-ющих объектов:

o границы (толщины) зоны поглощения; o пластового давления; o интенсивности поглощения; o взаимодействия пластов, направление внутрискважинных перето-

ков; o тип коллектора, размер и форму каналов; o местоположения и размеров сужений и каверн в скважине;

26  

o возможности других осложнений и их интервалов (обвалы, прояв-ления);

o прочности и давления гидроразрыва пород; o При бурении скважин вскрываются пласты, сложенные горными

породами с различными пористостью, проницаемостью и дренированно-стью, в том числе гранулярные (например, песчаники), трещинные и ка-вернозные (известняки, доломиты) коллекторы, насыщенные пресной или минерализованной водой, рапой, газом, нефтью. До момента вскрытия пласта флюид находится под пластовым давлением.подготовленности ствола скважины к переходу на промывку другим раствором и к цементи-рованию колонн.

IV. Предупреждение и борьба с гидратами компонентов природных газов

 

Гидраты газов представляют собой твердые соединения, в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекула-ми воды с помощью водородной связи (слабой связи). Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа - плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26-1,32г/см3 (плотность льда 1,09г/см3).

Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом газа, состояни-ем воды, внешними давлениями и температурой и выражаются диаграм-мой гетерогенного состояния. Для заданной температуры повышение дав-ления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровож-дается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гид-ратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см3. К основным методам предупреждения и борьбы с гидратообразовани-

ем относятся: Понижение давление ниже давления гидратообразования при заданной температуре; поддержание температуры газового потока выше температуры гидратообразования при заданном давлении; понижение точки росы паров воды в газовом потоке ниже ра-бочей температуры (осушка газов); ввод в газовый поток различных веществ (спирты, электроли-ты), понижающих температуру гидратообразования тепловое воздействие на пласт.

27  

V. Осложнения, определяющие прихваты бурильного инструмента

Под прихватом бурильной колонны понимается невозможность подъ-

ема её из скважины при технически допустимых натяжениях или сжатии. Заклинивание в желобных выработках. Желоба образуется в местах

перегиба искривленного ствола, особенно на лежачей стенке. В поперечном сечении размер желоба равен диаметру замка и имеет форму замочной сква-жины, а глубина его доходит до нескольких десятков сантиметров. Особенно интенсивно желоба образуется в верхней части сильно искривленных сква-жин, в мягких породах при роторном способе бурения. Вес бурильной ко-лонны под сильно искривленным участком ствола создает боковое усилие со стороны труб на стенку скважины, в результате чего в этом месте вырабаты-вается желоб небольшого диаметра, через который трудно проходит инстру-мент и УБТ. Когда бурильная колонна поднимается или спускается, ее может заклинить в этой замочной скважине, и для извлечения потребуется провести длительные дорогостоящие операции. Если ствол скважины обсажен, то колонна может быть протерта, пока будет буриться нижняя часть ствола. По этим причинам безопаснее набирать кривизну быстро в нижних интервалах ствола. В условиях желобообразования опасность заклинивания возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,14-1,2 раза.

Мероприятия по предупреждению желобообразования следующие: соответствие интенсивности искривления проходимым породам;

введение смазывающих добавок в БР; применение эксцентричных переводников, позволяющих выводить

инструмент из желоба при вращение колонны; соблюдение отношения наружного диаметра спускаемых труб к

диаметру желоба не менее 1,35-1,40; над УБТ устанавливать противожелобной центратор соответству-

ющего размера; при проектировании и бурении вертикальных скважин не допускать

изменения зенитного угла более 1° на 100м, а абсолютное значение угла искривления не должно превышать 3-4°;

зону и проработать интервал до полного исчезновения посадок. Осложнения, связанные с разбуриванием хемогенных пород. Соле-

носные отложения представляют собой комплекс легкоразмывающихся хемогенных и терригенных пород. После перебуривания соленосных отложений под воздействием нескомпенсированных напряжений горная порода стремиться занять устойчивое положение, вследствие чего в при-ствольной зоне под воздействием горного давления наблюдаются пла-стические деформации (течение солей), а при наличии хрупких непроч-ных пород возможны обрушения, обвалы, образование каверн. Наряду с естественными процессами дестабилизации стенок скважин наблюдается и искусственная дестабилизация под воздействием промывочных жидко-

28  

стей: растворение и размывание стенок скважин. Растворение соли ухудшает качество БР, требуются дополнительные затраты труда и средств на его стабилизацию.

При критической температуре плотность бурового раствора долж-на быть равна средневзвешенной плотности вышележащих горных по-род, что исключит течение солей. К вскрытым соленосным отложениям в большинстве случаев при-

урочены интервалы интенсивного кавернообразования. Причиной обра-зования каверн являются растворимость и размыв солей.

Растворимость солей можно уменьшить путем: • применения нерастворимых сред буровых растворов на нефтя-

ной основе и гидрофобных эмульсий; • подавления растворимости одной соли другой в соответствии с

закономерностями солевого равновесия; • перенасыщения буровых растворов солью (избыток соли в твер-

дой фазе 5—10%) для исключения возможности растворения пластовой соли в призабойной зоне при более высокой температуре.

С целью уменьшения сужения ствола при разбуривании бишофи-та необходимо: соблюдать равенство скоростей пластического течения и раство-рения этой соли, которое достигается за счет смены типа и изменения плотности БР; использовать способ бурения скважины «опережающим стволом»; увеличить зазор между диаметрами долот и обсадной колонны на 0,05м по сравнению с принятым.

Для снижения скорости пластического течения солей рекомендуется осуществлять многократные промывки скважины охлажденным раство-ром, который берётся из запасных ёмкостей, с целью снижения забойной температуры.

Сальникообразование. Сальники представляют собой смесь вязкой глинистой массы с частицами выбуренной породы, отложенной на колонне бурильных труб, особенно в местах изменения наружного диаметра над до-лотом, над забойным двигателем, над УБТ, у переводников, замков, калиб-раторов, центраторов, стабилизаторов, промежуточных опор, протекторов.

Подъем бурильной колонны с сальником может вызвать эффект поршневания, понижение давления под сальником, что служит причиной обвалов, проявлений.

Причинами образования сальников являются: низкое качество БР; низкая скорость, восходящего потока, плохая очистка раствора; наличие толстой глинистой корки на стенках скважины; большая разница в диамет-рах элементов бурильной колонны; нарушение герметичности колонны; кавернозность и наличие ступенчатого ствола.

Прихват под действием перепада давлений. Дифференциальное давление (перепад между гидростатическим и пластовым) прижимает ко-лонну к стенке скважины. Прихват возможен при наличии в разрезе хоро-

29  

шо проницаемых пород с проницаемостью до 600 - 800 миллидарси. Воз-можные породы: песчаник, трещиноватый известняк, алевролиты.

Другими условиями возникновения дифференциального прихвата яв-ляются образование липкой фильтрационной корки на стенке скважины, возникновение механической прижимающей силы в виде нормальной со-ставляющей веса труб в наклонно направленных скважинах и в искрив-ленных участках ствола вертикальных скважин, оставление бурильной ко-лонны без движения на какое-

то время. Существенно влияние продолжительности контакта, прони-цаемости корки и пласта. Чаще всего затяжки и прихваты возникают вследствие оставления бурильной колонны без движения на 10 – 20 мин, причем последующие быстрые нагрузки (рывки) лишь усугубляют при-хват.

Осыпи, обвалы - происходят при прохождении уплотнённых глин, аргиллитов, глинистых сланцев. В результате смачивания буровым рас-твором и его фильтратом снижается предел прочности глинистых пород, и происходит осыпание или обрушение в скважину. Обвалы (осыпи) мо-гут произойти также в результате действия тектонических сил, обуслов-ливающих сжатие пород. Горное давление при этом значительно превы-шает давление со стороны столба БР.

Основная причина обвалообразований - недостаточная прочность горных пород при их обнажении. В естественных условиях залегания гор-ные породы находятся под действием вертикального gzр пгв и боково-го gzkр ргб давлений (горное давление). Здесь п средняя плотность

вышележащих пород, 1k - коэффициент бокового распора. Набухание глинистых пород . Водная фаза из бурового раствора с

высокой реакционной способностью входит в реакцию с глинами в пласте, вызывая набухание

Роль полимеров не ограничивается только функциями ингибитора аб-сорбции глиной воды и ингибитора ее диспергирования. Они выполняют целый ряд функций: структурообразователя (а при малой концентрации - разжижителя), флокулянта, понизителя водоотдачи и фильтрации, стаби-лизатора, гидрофобизатора бурильной колонны и другие.

Зоны с аномально высоким пластовым давлением. Когда пласто-вое давление выше гидростатического, создаваемого буровым раствором, осыпь образуется около стенки ствола скважины. Если её не удалить из скважины, она может накопиться над КНБК и привести к закупорке ствола скважины.

Некачественное цементирование скважины: 1. недоподъемтампонажного раствора 2. межпластовые перетоки 3. флюидопроявления 4. недоспуск колонн 5. низкая адгезия тампонажного камня 6. недолговечность тампонажного камня.

30  

Особенности бурения скважин в условиях сероводородной агрес-сии.

Сероводород очень опасен для человека. При концентрации даже 1 мг/л возможна смерть от паралича дыхательного центра. Сероводород лег-ко воспламеняется, а в смеси с воздухом взрывается. Температура воспла-менения – 290оС. Сероводород тяжелее воздуха, его плотность составляет 1,17 г/смЗ. Способность сероводорода образовывать скопления приводит к взрывоопасной концентрации, поэтому при проявлениях сероводорода возможны взрывы и пожары.

При бурении скважин, когда вскрываются пласты с сероводородом, должны соблюдаться жёсткие требования по технике безопасности. В условиях сероводородной агрессии могут возникнуть следующие ослож-нения:

Разрушение бурильных, обсадных труб и устьевого оборудова-ния в результате коррозионного растрескивания.

Ухудшение свойств буровых растворов - увеличение водоотда-чи, образование высокопроницаемой фильтрационной корки.

При рН (кислотности) бурового раствора близкой к 7 в случае обильного поступления в скважину сероводорода, образуются густые лип-кие сгустки, что может привести к прихвату бурильного инструмента.

При бурении скважин в условиях сероводородной агрессии необхо-димо использовать:

Химически ингибированные тампонажные цементы. В тампо-нажную смесь включают компоненты, препятствующие проникновению в цементный камень агрессивного агента.

Бурильные, обсадные трубы и устьевое оборудование исполь-зовать из специальных сталей, стойких к наличию сероводорода.

Водородный показатель кислотности бурового раствора рН поддерживать более 9.

В раствор добавлять ингибиторы коррозии, способные связы-вать серу в соединения, трудно растворимые в воде.

VI. Осложнения при бурении скважин в многолетнемерзлых породах

Мёрзлыми породами называются такие породы, которые имеют нуле-

вую или отрицательную температуру, и в которых хотя бы часть воды за-мёрзла. Многолетнемёрзлые породы (ММП) - это породы, находящиеся в мёрзлом состоянии в течение многих лет. В верхней части геологического разреза многих северных районов страны залегает толща многолетнемёрз-лых пород; мощность этой толщи иногда достигает 500м и более. В состав её могут входить как хорошо связанные прочные породы (известняки, пес-чаники и т.п.), так и породы несвязанные (пески, галечники и т.п.), един-ственным цементирующим материалом для которых является лёд.

При бурении в толще ММП пород возникают следующие осложнения:

31  

* Интенсивное кавернообразование (Кк>1,5) в интервалах залега-ния ММП и низкотемпературных талых пород (НТП), осыпи, обвалы по-род, приводящие к прихвату, слому бурильного инструмента; размыв, про-валы фундамента под буровой установкой в результате протаивания мёрз-лых пород, прилегающих к поверхности.

* Протаивание, размыв за направлением, кондуктором, проникно-вение БР в затрубное пространство в том числе соседних близкорасполо-женных скважин при бурении с поглощением БР с частичной или полной потерей его циркуляции в стволе, грифонообразовании.

* Недопуск обсадных колонн до проектной глубины, неподъём це-мента за направлением, кондуктором, разгерметизация резьбовых соеди-нений, смятие обсадных колонн, насосно-компрессорных труб в случае об-ратного промерзания при длительных простоях, консервации скважин.

* Примерзание спускаемых обсадных колонн к стенке скважины в интервале залегания ММП в зимний период.

* Выбросы БР, воды, газа из-за наличия зажатых между мёрзлых вод и пропластов гидратов.

Одной из основных характеристик ММП, от которой зависит степень осложненности условий при сооружении скважин, является их льдистость. Льдистость - отношение веса льда к весу сухой породы, уменьшается с глубиной, для верхней части разреза в ряде случаев доходит до 60%.

При бурении в интервалах распространения ММП в результате сов-местного физико-химического воздействия и эрозии на стенки скважины сцементированные льдом песчано-глинистые отложения разрушаются и легко размываются потоком БР. Это приводит к интенсивному кавернооб-разованию и связанным с ним обвалам и осыпям горных пород.

Температура ММП колеблется в пределах от 0 до -10оС. При охлаждении льда, находящегося в замкнутом объеме, на 10С дав-

ление повышается на 13,43 МПа. Следовательно, чем ниже температура ММП, тем большие усилия действуют на колонну обсадных труб при об-ратном промерзании пород. Это может привести к смятию и поломке ко-лонн.

VII. Аварии и их причины Аварии в скважинах происходят почти со всеми видами труб и колонн,

инструментами, приборами и т.д. Они на сегодня часты в цикле строитель-ства скважины. Для удобства анализа, разработки мер предупреждения, и ликвидации аварий все они разделены на виды.

Вид аварий - это характерные, много раз повторяющиеся, схожие меж-ду собой, существенно не отличающиеся друг от друга аварии.

Аварии в бурении подразделяются условно на следующие виды: аварии с элементами колонны бурильных труб; прихват бурильных и обсадных колонн; аварии с долотами; аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки; аварии из-за неудачного цементирования; аварии с забойны-

32  

ми двигателями; падение в скважину посторонних предметов; прочие ава-рии.

Аварии с элементами колонны бурильных труб - оставление в сква-жине элементов колонны бурильных труб (ведущих, бурильных и утяже-ленных труб, переводников, муфт, замков, центраторов, амортизаторов, калибраторов) из-за поломок по телу на гладком участке или в зоне замко-вой резьбы или по сварному шву; вследствие срыва по резьбовому соеди-нению, а также в результате падения в скважину названных выше элемен-тов, из-за развинчивания по резьбе или виду поломок спускоподъемного оборудования или инструмента, обрыва талевого каната, при подъеме на одном штропе и т.д.

Прихваты бурильных и обсадных колонн - непредвиденная потеря по-движности колонны труб вследствие: прилипания под действием перепада давления; заклинивания в желобах, в местах сужений или посторонними предметами; в результате обвала, осыпания горных пород со стенок сква-жин или оседания шлама за счет нарушения режима промывки, а также из-за образования сальника на бурильной колонне.

Аварии с долотами - оставление в скважине долота, бурильной голов-ки, расширителя, а также их элементов и частей. Аварии с обсадными ко-лоннами и элементами их оснастки - аварии со спускаемыми, спущенными и зацементированными колоннами либо с их частями, вызванные разъеди-нением по резьбовым соединениям, обрывом по сварному шву и телу тру-бы, смятием или разрывом по телу трубы, падением колонны или ее части, повреждением труб при разбуривании цементного стакана, стоп-кольца, обратного клапана, направляющей пробки или неисправностью элементов оснастки низа обсадной колонны.

Аварии из-за неудачного цементирования - прихват затвердевшим це-ментным раствором колонны бурильных труб, на которых спускалась сек-ция обсадных труб или хвостовик; отказ в работе и повреждение узлов подвески секции обсадной колонны, нарушающие процесс крепления и дальнейшую проводку скважины; оголение башмака, недоподьем в за-трубном пространстве или оставление в колонне цементного раствора, для удаления которого требуются дополнительные работы по устранению нарушения, а также не герметичность обсадных и бурильных колонн труб, послужившие причиной некачественного цементирования.

Аварии с забойными двигателями - оставление турбобура, электробура, виброударника, винтового двигателя или их узлов в скважине вследствие поломок или разъединения с бурильной колонной.

Аварии в результате падения в скважину посторонних предметов - па-дение в скважину вкладышей ротора, роторных клиньев, параллелей и вкладышей ключей ПКР, челюстей ключей АКБ, кувалд, ключей, ручных инструментов, приспособлений и их частей и других предметов, с помо-щью которых велись работы на устье скважины или над ним.

Прочие аварии- аварии, возникающие при производстве промысловых исследований в скважине (обрывы и прихваты кабеля, приборов, грузов,

33  

шаблонов, торпед, перфораторов и других устройств, применяемых при исследовании скважин и вспомогательных работах), открытые нефтяные и газовые фонтаны; падение и разрушение вышек, морских оснований, паде-ние элементов талевой системы (кроноблок, крюкоблок); взрывы и пожары на буровых, приводящие к выходу из строя оборудования и остановке бу-рения.

Началом аварии считается момент ее возникновения, хотя он может быть обнаружен и позже, а окончанием аварки - восстановление условий для продолжения бурения. Авария в скважине, происшедшая в период ликвидации ранее возникшей аварии, регистрируется, но не учитывается. Время на ее ликвидацию суммируется со временем, необходимым для лик-видации первоначально возникшей аварии. Такой же порядок учета рас-пространяется и на случаи возникновения всех последующих аварий при ликвидации первой.

Аварии при испытании скважины в процессе бурения (с испытателями пластов) или после окончания бурения учитываются как аварии, проис-шедшие при испытании скважин. При креплении скважин обсадными колоннами встречаются следу-ющие виды аварий: прихваты обсадных колонн, падение отдельных труб и секций колонн в скважину, снятие обсадных труб в колоннах, разрушение резьбовых соединений обсадных колонн. Причины аварий первого вида заключаются в недоброкачественной подготовке скважины, резких изменениях кривизны и азимута ствола, не-достаточно продуманном плане работ по спуску колонны или его невы-полнении. Причины других случаев прихвата обсадных колонн подобны причинам прихватов бурильных колонн.

VIII. Методы ликвидации аварий

Прежде чем приступить к ликвидации аварии, необходимо тщательно

проанализировать ее на основе современного состояния техники ловиль-ных работ и опыта ликвидации аварий. При этом надо иметь в виду, что применение несоответствующего ловильного инструмента приводит к усложнению аварии, а нередко и к ликвидации скважины. При подозрении на поломку инструмента в скважине бурильщик обязан немедленно приступить к подъему бурильной колонны. Одновре-менно, не прекращая основных работ и не оставляй своего поста, буриль-щик должен уведомить мастера, а при отсутствии его - руководство пред приятия об аварии, Работы по ликвидации аварии ведутся буровым мастером под руко-водством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера предприятия. Если на буровой присутствует несколь-ко руководящих работников, то ответственным является старший по долж-ности, через которого мастеру передаются указания по ликвидации аварии.

34  

Перед спуском ловильного инструмента в скважину буровой мастер составляет эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Из спускаемой колонны удаляют переводники с уменьшенными площадями сечения проходных отверстий. Перед проведением ловильных работ проверяют состояние талевого каната и спускоподъемного оборудования, а также крепление штропа вертлюга в зеве крюка. Все замковые соединения бурильной колонны и соединения частей ловильного инструмента крепятся машинными или автоматическими клю-чами. Длина спускаемой бурильной колонны с ловильным инструментом должна подбираться с таким расчетом, чтобы ловильный инструмент кре-пился ротором причем в плашках превентора обязательно должна нахо-диться бурильная труба, а в роторе - ведущая. При подъеме ловильного инструмента с извлекаемыми трубами или с извлекаемым предметом развинчивание замковых соединений необходи-мо выполнять без вращения подвешенной на роторе колонны ключами АКБ, машинными ключами, с последующим развинчиванием вручную.

6.3. Содержание практических занятий.

6.3.1. Перечень тем практических занятий.

Определение скорости витания частиц шлама горных пород в потоке промывочной жидкости в зависимости от вида раствора; расчёт перепада давлений и гидравлический расчёт в элементах циркуляционной системы; исследование поглощающих горизонтов; установление границ прихвато-опасной ситуации; тампонирующее устройство для ликвидации зон по-глощений; расчёт установки нефтяных и кислотных ванн; аварийный ин-струмент.

6.3.2. Задания на практические занятия.

Современная технология бурения скважин предполагает системати-ческое использование циркулирующих промывочных агентов для транс-портирования разрушенной горной породы на дневную поверхность, обес-печения необходимого противодавления на проходимые скважиной гор-ные породы, подачи энергии к долоту и забойному двигателю, ликвидации пластовых флюидопроявлений, а также для задавливания открыто фонта-нирующих скважин и т.д.

Чтобы правильно выбрать технологические характеристики гидравли-ческого оборудования и определить для каждого конкретного случая необ-ходимые параметры циркуляционного потока в скважине для безаварий-ной ее проводки или ликвидации аварии, необходимо рассмотреть основы теории и расчетные зависимости применительно к гидродинамическим процессам в бурящихся скважинах.

35  

Практические занятия предусматривают выполнение студентами под руководством преподавателя заданий по расчету гидравлической програм-мы скважины для безаварийной её проходки, расчётов элементов аварий-ного инструмента, его устройства и принцип действия. Главной целью практических занятий является знакомство с теоретическими положения-ми курса, приобретение и формирование навыков и умения при обоснова-нии мероприятий по предупреждению осложнений, а также выборе спосо-бов и механизма его осуществления при ликвидации аварий для условий бурения скважин на нефть и газ.

Практические занятия содержат следующие основные элементы: теоретическуючасть, расчетно-аналитическую часть, методическую часть, выводы и рекомендации по работе.

Оценка качества знаний, полученных в процессе выполнения работ и изучения теоретических положений по заданной теме работы, осуществля-ется путем проведения тестового контроля.

6.3.3. Методические указания по выполнению заданий практических

занятий. 1. Очистка забоя скважины. Интенсивность разрушения породы и

удаления ее с забоя определяется полем давлений (напряжений) в приза-бойной зоне, которое формируется от механического воздействия воору-жения долота, потоков жидкости из скважины и пласта через забой и гор-ного давления.

Если обычно на отделение частиц от материнской породы превали-рующее влияние оказывают силы, обусловленные воздействием зубцов, то движение взвешенных частиц в призабойной зоне в основном зависит от динамического давления и направления потока ПЖ. Повышение динами-ческого давления потока жидкости на частицы способствует росту удаля-ющей силы. Его увеличивают, повышая отношение гидравлической мощ-ности N, подводимой к долоту, к площади поверхности забоя. Гидравличе-

ская мощность определяется выражением ДpQN

рд = рυ2 /(2µ2) 2

2

2p

F

Q

F

Н

где Q, расход и плотность жидкости; υ - ско-рость истечения жидкости из насадок; µ - коэффициент расхода.

Рекомендуются скорости = 80 ÷ 120 м/с и удельные расходы Q/F = 0,35 ÷ 0,7 м3/м2с. При этом перепад давлений, срабатываемый в насадках серийных долот, может достигать значений 12-13 МПа, обусловленных прочностью долот. В высоконапорных струйных долотах перепад давления составляет 30-40 МПа.

При заданных Q/F=0,35-0,7, скорости истечения υ достигают приме-няя специальные гидромониторные насадки уменьшенных диаметров, приближенные к забою.

При различных расстояниях и углах наклона сопла к забою α от 0 до 90° значения напряжений σ и τ не должны превышать максимального пе-репада давлений в насадке, равного 12-13 Мпа. Эта величина почти на по-

36  

рядок ниже твердости даже мягких горных пород и сравнима со значения-ми прочности пород на сдвиг. Поэтому в формировании удаляющей силы нормальные напряжения в породе от торможения струи играют второсте-пенную роль сравнительно с касательными, возникающими под действием потока, параллельного забою при растекании струи. Особенно важна роль потока вдоль забоя в смыве частиц, предварительно отделенных от мате-ринской породы зубьями долота. Желательно такое размещение потоков на забое, при котором каждая частица удаляется потоком без повторного воз-действия зубьев.

Для снижения потерь кинетической энергии на пути движения за-топленной струи от среза насадки до забоя и вдоль него в стесненных условиях важное значение имеет конструкция долота. Последняя также определяет поле динамических давлений потоков жидкости в призабойной зоне. Обнадеживающие результаты по упорядочению течений получены при применении долот с асимметричной схемой размещения насадок. В них основной поток, параллельный забою и смывающий с него частицы, в меньшей степени тормозится вредными встречными потоками. В частно-сти, перспективны трехшарошечные долота, в которых поток через цапфу и вершину одной шарошки с гидромониторной насадкой направляют под углом в несколько градусов к забою. Этот поток направленно и упорядо-ченно транспортирует шлам от центра забоя к периферии.

Частица, витая в потоке, имеет скорость υч= 0. Тогда скорость потока в при υч= 0 называется скоростью витания; ВП Чтобы выбрать сред-нюю скорость потока, обеспечивающую транспорт частиц в кольцевом ка-нале, нужно уметь определять скорости υп и υч Равновесие частички в вос-ходящем потоке обеспечивается равенством действующих на нее сил. На частичку действует равнодействующая выталкивающей силы и силы тяжести gVR ЖЧ )( ,где -V объем частицы; Рч, Рж- плотности частицы и жидкости; g-ускорение свободного падения. Сила R уравновешивается силой сопротивления Wп, которая зависит от реологических свойств жидкости, режима обтекания, концентрации и формы частиц. В дальнейшем будем рассматривать единичную сфериче-скую частицу с эквивалентным диаметром dЧ = (6v/π)1/3 в неограниченной среде. Экспериментально установлено, что в этом случае частица при об-текании имеет наименьшее сопротивление. Формула для определения си-лы сопротивления частицы при обтекании ее вязкой жидкостью, согласно формуле Стокса, имеет вид ВЧП dW 3 Эта формула справедлива для чисел Re=υвdчpж/µ < 1 При любых значениях Reсилу сопротивления мож-

но выразить в общей форме: SСW WжWП 2

2 где Сw- коэффициент сопро-

тивления, S- площадь наибольшего сечения частицы, перпендикулярного к потоку. Формула) переходит в при Re/24WC Скорость витания для сфе-рической частицы

WЖ

ЧЖЧВ С

gd

)(

3

4

При Сw = 24/Rе выражение переходит в

37  

формулу g

d ЖЧЧВ

)(

18

1 2 В области 1 <R<103 следует использовать другую

формулу )Re17,01(Re

24 665.0WC (для области 103 ≤ Re< 2 ·105 Ньютон принимал

коэффициент 44,0 constСW Формулу можно записать в ви-

де

12

Ж

ЧЧВ dk

где )3/(4 WCgk постоянная Риттингера. При обтекании

сферы потоком с числом Rе > 60 примем Сw = 0.4, тогда

./72,54,03

81,94

3

4 21секм

C

gk

W

В отличие от вязкой в вязкопластической жидкости различные сферы могут находиться в равновесии и при скорости υв=0. Состояние ша-ра, предшествующее движению, характеризуется предельным равновеси-ем. В этом случае сила тяжести уравновешивается силой Wп от действия напряжений по всей поверхности объема V. Предположим, что зависи-мость для Wп имеет вид 0

2 ЧП dW -сила сопротивлении. Приравнивая и Wп и R gVR ЖЧ )( (выталкивающая сила), найдем, что при скоро-сти υв = 0 максимальный размер частицы, которая может находиться в равновесии в ВПЖ, определяется формулой

gd

ЖЧЧ )(

6

:

0

При вычислени-

ях по формуле на практике вместо τ0 часто подставляют статическое напряжение сдвигу θ, так как многие растворы не подчиняются модели ВПЖ (вязко-пластической жидкости) во всей области изменения гради-ентов скоростей. При движении (υв≠ 0) шара в вязкопластической жидкости предположим, что суммируются сопротивления, обусловленные вязкостными и пластиче-скими свойствами. Поэтому формулу для силы сопротивления при движе-нии жидкости можно записать так: ВЧЧП ddW 30

2 gVR ЖЧ )( , получим скорость витания частицы.

06

)(

3

ЧЖЧЧВ

gdd приτ0=0получимформулу g

d ЖЧЧВ

)(

18

1 2 для обте-

кания частиц вязкой жидкостью. Силу сопротивления при различных ре-

жимах обтекания ВПЖ можно представить также в виде SСW WжWП 2

2 , где

коэффициент сопротивления Сwразличен для каждого режима.Для форму-

лы 42

322

02 ЧВ

ЖWВЧЧП

dСddW

даRe

248

42

32

022

02

ВЖЧВЖ

ВЧЧW d

ddС

или

31

Re

24

Re31

Re

24 SHeСW

где

220 / ЧЖ dHe -критерийХенстрема )/(0 ВЧdS - число Сен-

Венана

38  

Преобразуем формулу WЖ

ЧЖЧВ С

gd

)(

3

4 ,которая справедлива для вычис-

ления скорости витания в любой жидкости, подставляя в нее

ЧВ d

Re по-

лучим ArCW 3

4Re 2 где )(

2

3

ЖЧЖЧ gd

Ar

- число Архимеда

При роторном бурении вынос породы осуществляется при вращаю-щейся колонне труб, поэтому частичка шлама имеет не только вертикаль-ную составляющую скорости обтекания, но и горизонтальную. При этом экспериментально установлено, что условия выноса шлама улучшаются.

При выборе расхода промывочного агента, необходимого для выноса шлама из кольцевого пространства, требуется задать скорость потока, пре-вышающую скорость витания, т.е. чтобы скорость частицы Vч была боль-ше нуля. На основании практических данных эту скорость принимают равной 20 - 30 % скорости витания: Vч = (0,2+0,3)VВ.

При бурении шарошечными долотами пород, способных к хрупкому разрушению, в основном образуются частицы с эквивалентным диаметром менее 10мм. Поэтому в этих формулах диаметр выносимой частицы dч= 0,01м. Частички с меньшим диаметром будут легко выноситься, а с боль-шим диаметром (их всего несколько процентов) - повторно измельчаться долотом. Исходя из специфики опыта бурения в каждом районе, скорость Vп выбирают в пределах 0,4-1,4 м/с. Ближе к нижней границе значения получаются при использовании утяжеленных глинистых растворов с по-вышенными реологическими свойствами. При применении технической воды и других жидкостей с пониженными реологическими свойствами, особенно при разбуривании глинистых пород для устранения сальникооб-разования, скорости Vп повышают.

Расход жидкости в кольцевом пространстве, требуемый для выноса шлама, рассчитывается по формуле Q= VпFк гдеFк- площадь поперечного сечения кольцевого пространства Для степенной жидкости можно принять, что сила сопротивления подчиняется закону Стокса с поправкой, учитываемой показателем степени и подлежащей экспериментальному подтверждению: где , k и n - показатели консистенции.Для сферической частицы, получаем

скорость витанияЧ

n

ЖЧЧВ d

k

gd/1

6

)(

3

1

Находим выражение для коэффи-

циента сопротивления степенной жидкостиRe

)3(8

42

3

22

2n

ЧВЖ

n

Ч

ВЧ

W d

dkdC

где

kd nч

nвж /Re 2

Расчёт перепада давлений

Расход через поперечное сечение канала определяется по формуле

39  

2

02

22244

2

1128

cd

dн

C

H

HCHC

d

dn

dddd

ArdrdQ

Зависимость носит название формулы Буссинеска. При dH 0 полу-чим расход в трубах (формула ГагенаПуазейля) 4

128 CdA

Q

Формула пре-

образуется к виду формулы Дарси—Вейсбаха. Ld

рррГ2

2

12

Где F

Q ;

Hcr ddd -гидравлический диаметр; fRe

64 - коэффициент гидравли-

ческих сопротивлений

c

H

d

d

n

f

22

2

11

1

Re=

rd - число Рейнольд-

са Течения в трубах

Расход жидкости по формуле Букингама

4

004 2

3

12

3

41

8 pR

L

pR

L

L

pRQ

Эту формулу приведем к виду

4

3

1

3

41

8

S

гдеpR

L

02

Q

dFS

0 - число Сен-Венана

Находим R

Lр 02 или, вводя значение диаметра dc=2R,

cd

Lр 04

Определяем перепад давления Δр (потери на трение) при движении ВПЖ в трубах. Для этого следует вычислить число S, а по его значению опреде-лить β и затем по искомый перепад давления Δр

Можно определить перепад давления в кольцевом пространстве по

формуле нddс

Lр

04 найдя коэффициент и предварительно вычислив

число S по известному расходу, реологическим 0, и геометрическим dc,

dН данным. Ld

Ldd

Lр

ГГГ 22

84 22

200

где

8Re

6488 0

2

0 S

d

d

Г

Г

Обычно при турбулентных течениях в трубах или кольцевых каналах длиной L для расчетов принимают в качестве исходной формулу Дарси-

Вейсбаха Ld

рГ2

где коэффициент гидравлических сопротивлений

при турбулентном течении в трубе или кольцевом канале; dГ- гидравличе-ский диаметр, равный диаметру трубы d для труб либо разности диаметров труб dг =dсdн для кольцевого пространства. При числах Re>Reкр2- второго критического числа (для вязких жидкостей Reкр2 = 2320) поток турбулизуется вплоть до оси трубы, в результате чего образуется турбулентное ядро, которое является множеством пульси-

40  

рующих поперек потока завихрений при направленном движении вдоль оси трубы.

дr

д дr

д 0

n

дr

дk

. Толщина функция числа Rе для вязкой

жидкости, чисел Rе и Не для ВПЖ, числа Rе и показателя n для степенной. В турбулентном потоке возникают дополнительные касательные напряже-ния τ в результате затрат энергии на перемещение вихрей:

2

2

дr

дxl

где к универсальная ;постоянная Кармана; l = R—r — рас-

стояние от поверхности стенки. Тогда течение в переходном слое можно описать реологическим

уравнением Перепад давления при турбулентном течении в гладких трубах

можно найти по формуле Дарси-Вейсбаха LdF

QL

dp

2

22

22

.)Для турбу-

лентного движения ВПЖ перепад давления в Перепад давления р в раз-личных местных сопротивлениях можно определять независимо от отно-

сительной длины элемента по формуле 2Qp

где - коэффициент гидравлических сопротивлений, который для каждого элемента в первом приближении можно принять постоянным. Наибольшее значение коэффициент имеет в забойных гидравлических двигателях, гид-ромониторных долотах и замковых соединениях типа ЗН. Лишь для не-многих простейших моделей местных сопротивлений, например внезапно-го расширения трубы, коэффициент можно определить теоретически. Обычно его находят экспериментальным путем.

Для геометрически подобных сопротивлений, в частности отверстий долот, каналов замковых соединений и муфт одинаковых типов, формулу

удобнее представить в виде2

2 .где = 2F2- коэффициент со-

противления; F, - характерная площадь сечения канала и средняя ско-рость в нем. В каналах замковых соединений в качестве характерной вели-чины принимают площадь поперечного сечения канала труб 4/2

BdF где d - внутренний диаметр бурильных труб.

Среднее значение для каналов замков типа ЗН можно принять равным 7,66, а для замков типа ЗШ = 1,52.

Исследование поглощающих горизонтов

Поглощающие горизонты исследуются для определения таких свойств поглощающего пласта, которые позволяют выбрать технологию его изоляции, вид применяемого материала, рассчитать его свойства и ко-личество.

41  

ΔР 

Т(Q) Рис.10

Поглощения промывочной жидкости условно разделяются на две группы:(рис.9)

Поглощения, связанные с уходом промывочной жидкости по естествен-ным каналам (порам, трещинам, кавернам) при превышении забойного давления (или давления в некотором сечении ствола скважины) над давле-нием пластовым. Превышение должно быть достаточным для преодоления сопротивления движения промывочной жидкости по каналам ухода. Сле-дует помнить о пропускной способности горных пород по отношению к буровым жидкостям.

Поглощения, связанные с техногенными причинами или искусственно вызванные поглощения.

К числу последних можно отнести гидроразрыв пород. К отличи-тельным особенностям поглощений, вызванных созданием искусственных каналов ухода промывочной жидкости, относятся:

- неопределенность приуроченности зон поглощений по разрезу скважины и отсутствие закономерности в расположении статического уровня (образование искусственных трещин возможно в любом сечении и

носит случайный характер). - графическая зависимость

давления от расхода промывочной жидкости при ГДИ имеет специ-фическую форму.

Графическая зависимость давления от расхода промывочной жидкости при гидродинамических исследованиях поглощающих го-ризонтов с естественными канала-ми ухода имеет вид, приведенный

на (рис. 10). Глубина начала поглощения определяется непосредственно в про-

цессе углубления скважины по снижению уровня промывочной жидкости в приемных ёмкостях циркуляционной системы. В отдельных случаях, ко-гда в силу различных причин не удалось зафиксировать момент начала по-глощения по снижению уровня промывочной жидкости в приемных амба-рах, для определения глубины кровли поглощающего горизонта использу-

ΔР

Т(Q)  Т(Q) Рис.9

ΔР 

42  

ют геофизические методы исследования (РК, термометр, специальные ме-тоды: дебитометрия, профиль притока, акустический телевизор). Подошва поглощающего горизонта определяется методом поинтервальной опрес-совки ствола скважины снизу-вверх при помощи гидромеханическихпаке-ров, если условия позволяют провести эту операцию. В отдельных случаях границы поглощающих горизонтов можно определить дебитометрией.

Технические возможности позволяют в настоящее время проводить гидродинамические исследования поглощающих пластов с применением большого количества методов.

По результатам расчета параметров строится индикаторная кривая в координатах Q -ΔР (рис.11, крива 3).

Индикаторная диа-грамма выпуклая (3) - пласт в пределах сква-жины рассекается 1-2 тектоническими трещи-нами, которые, как пра-вило, вертикальны или субвертикальны; прие-мистость пласта обу-словлена преимуще-

ственно этой трещиной. Индикаторная диаграмма вогнутая (1) - пласт или пористо-

кавернозный, или гранулярный, или раздробленный многочисленными трещинами хаотичной направленности.

Обработке подлежит прямолинейный участок индикаторной диа-граммы, для которой справедливо выражение:

)/(

)(2

RcкRкLn

РплРзkhQ

где k-- коэффициент проницаемости пород (Дар-

си) h-толщина поглощающего пласта (м) η - структурная вязкость жидкости исследования (спз)

Rк - радиус контура питания, принимаем 10 м Рпл- пластовок давление (МПа) Рз-Рпл=ΔР

Рh

RссRкLnQk

2

)/( Принимая

2

)/( RссRкLn

Имеем

Ph

Qk

После определения коэффициента проницаемости находим раскры-тость трещин по эмпирической формуле:

k25 (микрон). После определения коэффициента проницаемости находим раскры-

тость трещин по эмпирической формуле: k25 (микрон).

ΔР 

Q Рис.11

2‐прямолинейная

1 вогнутая 

3‐выпуклая

43  

Rск—радиус скважины(м) Рз- забойное давление (МПа) Степень сложности предстоящих

изоляционных работ может быть предварительно оценена по характеру индикаторной кривой и области ее расположения относительно граничных индикаторных зависимостей приемистости поглощающего пласта (рис.12).

Категории сложности работ определяют по таблице 6, причем сложность работ определяется по худшему классифицирующему признаку.

Таблица 6 Классифицирующие признаки

Характер поглощения Гидродинамическое состояние скважины Коэффи-циент приеми-стости,

10-2 м3/секМ

Па

нтенсив-ность

м3/ч

Индикаторная зависи-мость

Катего-рия

сложно-сти

Положения уровня от-носительно

Нкр

Давление на кровлю погло-щающего пла-

ста Об-ласть распо-ложе-ния

Характер зави-симости

0,2-0,4 6-10 А Прямолиней-ная, Выпуклая

1 =hкр Статическая ре-прессия

0,4-0,6 10-12

В Прямолиней-ная, Выпуклая

2 hдин>hкр Динамическая репрессия

0,6-0,8 15-40

С Прямолиней-ная, Вогнутая

3 Hдин<hкр Динамическая репрессия

>0.8 >40 Д Здесь величина hкр = Hкровли - Рпл / (0,1γб.р.), где Н кровли - глуби-

на кровли поглощающего (продуктивного) пласта, мγб.р. - плотность буро-

ΔР, 

МПа 

Q,м3ч 

2 

1 

3 

4 

 

10  20 30 40 50 

А 

В 

С 

D 

Рис. 12

44  

вого раствора, г/см3. Рпл - пластовое давление в кровле поглощающего (продуктивного).

6.4.Содержание самостоятельной работы

Программой самостоятельной работы предусматривается: - подготовка к текущему (рейтинговому) контролю по курсовому проекти-рованию,

- подготовка к итоговому зачёту в объеме 5 час., - подготовка и защита рефератов по отдельным разделам тем, - оформление отчётов по практическим занятиям.

Отчётные материалы по СРС выполняются в виде сообщения, докла-да, коллоквиума, рефератов, литературного обзора, графических приложе-ний, схем, примеров расчётов, таблиц. Студенты выбирают тему реферата пользуясь методическим руководством по СРС дополняют сведения по ли-тературным источникам или производственным материалам и составляют отчёт. Титульный лист должен содержать: название кафедры, наименова-ние дисциплины, группа, фамилия, инициалы, тема отчёта, руководитель.

В текстовой части отчёта указывается раздел курса, по которому представляется отчёт по теме. При оформлении отчета по СРС формирует-ся задание; приводятся применяемое оборудование, технологические схе-мы предупреждения и ликвидации осложнений и аварий, даётся краткое описание и принцип действия аварийного инструмента, излагаются ин-структивные мероприятия; обобщаются выводы. Рекомендуется по каждой теме отчёта составлять контрольные вопросы в виде тренировочных и обу-чающих тестов.

Поощряется компьютерное моделирование технологического про-цесса и дополнительное представление отчёта в системе мультимедиа (программа Microsoft Office Power Point).

График представления отчёта по самостоятельной работе студента предполагает представление отчёта и его защиту на следующей неделе по-сле изложения данного раздела курса и проведения практических занятий. При проведении лекционных занятий в начале учебного часа преподава-тель проверяет опросом студентов усвоение теоретического материала прошедшей темы СРС. По любой теме самостоятельной работы студенты должны быть готовы сделать доклад или сообщение на лекционных заня-тиях. 6.4.1..Общий перечень заданий для самостоятельной работы.

Проработка отдельных разделов курса: мероприятия по предупрежде-нию аварий, осложнений и брака в процессе бурения скважин, регламент по предупреждению аварий и брака, руководство по предупреждению ава-рий, нормативные показатели, причины, ликвидация и предупреждение прихватов при бурении, аварийный инструмент, осложнения в горизон-тальных скважинах. Оформление отчетов по практическим занятиям и их защита, курсовое проектирование, подготовка к сдаче зачёта по дисци-плине.

45  

6.3. Методические рекомендации по выполнения заданий самостоя-

тельной работы. Пример выполнения рефера-та по теме: «Аварийный ин-

струмент».

Метчики (рис. 9). Метчики предназначены для захвата за внутреннюю поверхность обо-рванных труб. Специальные метчики захва-тывают бурильные трубы за замковую резьбу. только тогда, когда толщина

стенки оборванных труб в верхней части не менее 15 мм. Метчики нельзя применять:при обрыве бурильных труб по телу; для из-влечения беcкорпусных шарошечных долот.

Метчики ловильные для бурильных труб а). Универсальный типа МБУ (рис. 10) . Предназначены для колонны

бурильных труб. Ловильная резьба с конусностью 1:16. б). Специальный типа МСЗ. Изготавливаются с резьбой под направ-

ление. Ловильная резьба с конусностью 1:4, 1:6. Состоит: 1.Резьба присоединительная к колонне труб, 2. Резьба при-

соединительная к направлению, 3.Резба ловильная Опустить инструмент на глубину выше оборванных труб на 3-5 м.

Восстановить циркуляцию бурового рас-твора, зафиксировать его давление и вес спущенной колонны.

Нащупать “голову” оборванной колонны при разгрузке не более 2 кН. Вхождение метчика в оборванную колонну отмечает-ся повышением давления раствора. Нельзя опускать универсальный метчик на 800 мм, а специальный на 200 мм ниже верх-него конца аварийной колонны.

4. Медленным вращением ротора при нагрузке 10-20 кН ввинтить метчик на длину его рабочей части до появления от-дачи пружины ротора.

При небольшой длине оборванной колон-ны время ввинчивания метчика увеличить до 30-40 мин при нагрузке до 200 кН.

Рис. 9 

Универсальный (МБУ)

Рис. 10

46  

5. Расхаживанием инструмента с интенсивной промывкой произвести освобождение колонны и ее подъем. При необходимости возможна уста-новка ванны. Колокола (рис. 11) .Колокола предназначены для извлечения из скважины оставшейся колонны бурильных труб, обсадных труб, и насосно-

компрессорных труб с захватом их путем навин-чивания на наружную поверхность труб, замков, муфт или высадки. Колокола рекомендуют приме-нять когда требуется вращение и расхаживание извлекаемой колонны труб. Колокола по кон-струкции делятся на: несквозные (типа ЛК и К), сквозные (типа КС и ЛКС), гладкие и со вставной втулкой, гладкий колокол (без резьбы).

Несквозной колокол предназначен для за-хвата оборванных труб за наружную поверхность. Сквозной колокол захватывает колонну оборван-ных труб за замок или муфту, расположенные ни-же верхнего конца оборванных труб. а) Колокол типа ЛК

Предназначен для захвата путем навинчива-ния на наружную поверхность и последующего извлечения цилиндрических элементов колонн

Состоит: 1. Резьба присоединительная, 2. Корпус, 3. Резьба ловильная, 4. Воронка с фаской,

5. Воронка с вырезом, 6. Фаска, 7. Резьба под направление. б). Колокол типа ЛКС

(рис.12) При захвате сломанная или повре-жденная верхняя часть трубы про-пускается через колокол, а затем из-влекается. Присоединительная резьба выполнена с конусностью 1:16

а). Несквозной типа К Состоит: 1.Резьба присоеди-

нительная к колонне труб, 2.Резьба ловильная, 3. Резьба присоедини-тельная к направляющей воронке

б) Сквозной типа КС Обеспечивают возможность

пропускать сквозь корпус трубу и нарезать резьбу на внешней стороне

муфты. Регламент на ловильные работы с использованием колоколов К и КС

- Спуск инструмента на глубину выше оборванных труб на 3-5 м.

Рис.11

 

Рис. 12

47  

- Восстановить циркуляцию бурового раствора, зафиксировать его давление и вес колонны опущенных труб.

- Нащупать “голову” оборванного инструмента при разгрузке не более 2 кН. Повышение давления раствора свидетельствует о входе колокола в оборванный инструмент. При этом при значительной глубине скважины повышается температура бурового раствора на устье.

- 4. Медленным вращением ротора (до 40 об/мин) при нагрузке 10-30 кН навернуть колокол на длину рабочей части (0,3-0,5 м). Появление “от-дачи” (“пружины”) инструмента свидетельствует о навинчивании колоко-ла. При небольшой длине оборванного инструмента время навинчивания колокола увеличить до 30-40 мин при нагрузке до 200 кН.

- 5. Расхаживанием инструмента и интенсивной промывкой произве-сти освобождение инструмента и его подъем. При необходимости может быть установлена ванна. Труболовки. Разновидности. По конструкции захватывающего устрой-ства: цанговые; плашечные. По захватывающей поверхности: наружные; внутренние. По возможностирассоединения с захватываемыми трубами: неизвлекаемые; извлекаемые (освобождающиеся).

Предназначены для извлечения различных оборванных труб (бу-рильных, УБТ, НКТ, ведущих) и другого инструмента, имеющего цилин-

дрическую форму. Конструкция неко-

торых труболовок позво-ляет производить захват труб значительно ниже ли-ста обрыва(универсальные труболовки). Труболовки наружные (овершоты) предназначены для захвата за наружную цилиндриче-скую поверхность и после-дующего извлечения эле-ментов колонн бурильных, обсадных и насосно-компрессорных; при про-

ведении ловильных работ. Наружная освобождающаяся а) типа ОВ (рис.13) б) типа ОВТ (рис.13)

Состоит: 1.Переводник. 2.Корпус. 3. Захват спиральный. 4.Направляющая спирального захвата. 5.Направляющая воронка. 6. Захват цанговый. 7. Направляющая цангового захвата Наружная типа ТЛ-1. Предназначена для ловли насосно-компрессорных труб диаметром 60, 73 и 89 мм, забойных двигателей Д-85 и Д1-88 с по-мощью набора сменных цанг с проходом от 32 до 95 мм. Допускаемая осе-вая нагрузка - 500 кН. Максимальный диаметр корпуса -122 мм, длина -630 мм. Масса труболовки-26,8 кг. Освобождающаяся типа ТНОС.

Рис.17

Рис.13

48  

Труболовка изготавливается с резьбами правой и левой. С помощью ее можно извлекать колонны труб, как целиком, так и частями после отвин-чивания Состоит: 1.Переводник 2. Винт 3.Корпус 4. Шток 5.Захватывающая спи-раль или цанга. 6.Воронка направляющая.

Освобождающаяся типа ТНС. Предназначена для ловли и извлечения из скважины колонны бурильных и насосно-компрессорных труб путем захвата за наружную поверхность тела трубы (рис.14). Состоит: 1.Переводник, 2. Корпус, 3.Втулка захватывающая, 4. Фрезер-уплотнение, 5. Кольцо, 6. Воронка направляющая.

Освобождающаяся типа Т (рис.15) Процесс захвата труболовкой осуществляется за счет

наличия конических спиральных поверхностей, выполнен-ных на наружной поверхности корпуса и взаимодейству-ющей с ней внутренней поверхности цанги

Состоит: 1.Переводник, 2.Удлинитель, 3.Корпус, 4.Захват цанговый, 5.Кольцо резиновое, 6.Наконечник

Освобождающиеся Типа ТВ. (рис.16) А-Б) В сборе без центрирующего приспособления Г) С центрирующим приспособлением ( воронкой) Состоит:

Рис.14

Рис.15

Рис.16

49  

1.Переводник, 2.Плашка, 3.Стержень,4.Клин, 5.Плашкодержатель, 6.Наонечник, 7.Переводник специальный, 8.Направление с вырезом, 9.Направление, 10.Воронка

Освобождающаяся Типа ТВОП. (рис.17). Предназначена для извлечения целиком или по частям колонны насосно-компрессорных труб, оставшихся в скважине после аварии. (обрыва или падения) Состоит: 1. Заглушка, 2.Переводник, 3.Ствол, 4.Плашки, 5.Пружина, 6.Плашкодержатель, 7.Наконечник, 8.Винт Освобождающаяся. Типа ТВО. Состоит: 1. Резьба зам-

ковая, 2.Переводник, 3.Шпонка, 4.Цанга, 5.Втулка, 6.Корпус, 7.Конус, 8. Кольцо, 9. Наконечник, 10.Заглушка распорная. Типа ПВР. Предназначена для захвата за внутреннюю поверхность аварийных НКТ диаметром 89мм. и из-влечения их целиком путем расхаживания в пределах грузоподъемности труболовки или по частям путем развинчивания без осевой нагрузки. А) С муфтой и замковой резьбой (рис.18) Б) С резь-бой НКТ (рис. 18) Состоит: 1. Корпус, 2.Кольцо расцепное. 3.Втулка ло-

вильная. 4.Наконечник, 5.Кулачки. Спиральная Типа ТВС (рис. 19) Предназначена для захвата и извлечения бурильных об-садных труб и НКТ диаметром 60-102, 140, 127мм Состоит: 1.Корпус, 2.Втулка захватная, 3.Кольцо упорное 4.Наконечник

Механические осво-бождающиеся

а) Типа ТВМ исполнение 1 б) Типа ТВМ ис-полнение 2 в) Типа ТВМ1 (рис. 20) Состоит: 1.Корпус, 2,8. Фиксаторы, 3.Стержень, 4.Ниппель, 5.Плашкодержатель, 6.Плашка, 7.Нижний стержень, 8.Пружина, 9.Поводок, 10.Стержень с зубьями. Регламент на ловильные работы труболовками

1. Спустить инструмент в скважину и зафиксировать его вес. 2. Нащупать "голову" колонны оборванных труб при с разгрузке не

более 20 - 30 кН.

Рис.17

Рис.18

Рис.19

Рис.20

50  

3. После ввода труболовки натянуть инструмент сверх собственного веса на 20-30 кН. Если захват оборванных труб не произошел, приподнять инструмент на 1,5 – 2 м и опустить с вращением в оборванные трубы, раз-грузить на 20-30 кН

4. После захвата труб труболовкой расходить и поднять оборванный инструмент. При возможности работы проводить с промывкой скважины. Труборезы.

Труборезы внутренние (рис. 21) предназначены для отрезание в сква-жине части колонн бурильных, обсадных труб и НКТ с последующим из-влечением.

Внутренний труборез типа РВ. Состоит: 1.Корпус, 2.Резцы, 3.Устройство клиновое, 4.Подшиник, 5.Пружина, 6.Плашки заякореваю-щего узла, 7.Плашки фрикциона, 8.Наконечник

Труборез наружный типа РН (рис.22) Состоит: 1.Переводник, 2.Корпус, 3.Фиксатор, 4.Подшипник,

5.Пружина, 6.Штивт срезной, 7.Резцы, 8. Воронка направляющая. Устройство вырезающие конструкции

Назначение – вырезания (удаление) участков обсадной колонны в скважине для забуривание нового ствола, вскрытие вышележащего про-дуктивного горизонта, обрезки поврежденных участков труб, выполнения изоляционных работ и т.д.

а) Типа УВ (рис.23) б) Типа УВУ (рис.23) Состоит: 1.Центратор, 2.Толкатель, 3.Резец, 4.Поршень

Фрезеры. (рис. 24). Назначение.

Рис. 21

Рис.22

Рис.23

51  

Фрезерование металлических предметов на забое скважины Фрезерование верхней части оборванных труб для облегчения захвата

ловильным инструментом. Фрезерование смятых колонн обсадных труб. Извлечение.

Рис.24

А) Тип 1Ф Плоская фреза Б) Тип 3Ф Плоская с направляющей воронкой В) Тип 6Ф Зубчатая фреза Г) Тип 8Ф Вогнутая фреза Д) Тип 9Ф Плоская фреза с направляющей воронкой, выполненной в

форме кольцевого фрезера

Фрезеры конусные (рис.25) а) Типа 5Ф б) Типа 10Ф

Фрезы торцевые. (рис. 26). Предназначена для сня-тия неровностей и кусочков металла с внутренней поверхности трубных колонн, очистки «окна» в об-садной колонне, образования фаски по внутреннему диаметру труб.

Рис.25

Рис.26

52  

а) Типа 11Ф с плоской поверхностью б) Типа 11Ф с зубчатой поверхностью в) Типа 12Ф с волнистой поверхностью г) Типа 13Ф с конической поверхностью

Регламент на ведение работ с фрезерами o Спустить инструмент на глубину 1-3 м выше фрезеруемого предмета. o Восстановить циркуляцию бурового раствора, зафиксировать его давление

и вес инструмента. o При 20 об/мин медленно опустить инструмент до удаляемого предмета

(места повреждения колонны труб). o При постепенном увеличении частоты вращения инструмента до 100-150

об/мин и осевой нагрузки до 60 кН произвести фрезерование. Во избежание прихвата через 0,2-0,3 м проходки приподнимать инстру-мент на длину ведущей трубы.

Регламент на ловильные работы с магнитным фрезером 1.Спустить магнитный фрезер на 0,3-0,5 м выше извлекаемого предмета. 2.Восстановить циркуляцию бурового раствора. Промыть скважину. 3.Разгрузить фрезер на 10-20 кН, повернуть инструмент ротором на 15-20 об. 4.Остановить циркуляцию, приподнять инструмент на 2-3 м. 5.Повторить работы по п.3 без промывки. 6.Поднять инструмент из скважины.

Магнитные ловители предназначены для извлечения из скважин мелких

металлических предметов обладающих ферромагнитными свойствами.

Магнитный ловитель типа МЛ. (рис. 27) Состоит: 1.Переводник, 2.Корпус, 3.Магнитная вставка,

4.Воронка короткая, 5.Воронка удленненая, 6.Воронка фрезерующая.

Магнитный струйный металлоуловитель типа МСМ Инструмент для ликвидации прихватов

Устройства для ликвидации прихватов предназначены для создания ударных нагрузок, как вверх так и вниз для рас-хаживания прихваченного снаряда.

Рис.27

Рис. 28

53  

Механический ударник типа УМ. (рис. 28). Состоит: 1.Хвостовик, 2.Корпус, 3.Шток. Гидравлический ударный механизм (рис. 29)

а) Типа ГУМ б) Типа ГУМД Состоит: 1,2.Места соударения при срабатывании

вверх и вниз, 3.Корпус, 4.Шпиндель, 5.Дроссель, 6.Звено разрывное Усилитель гидроударника типа УГ (рис. 30) предназна-чен для повышения эффективности работы гидравличе-

ских ударников. Состоит: 1. Пере-водник соединительный. 2. Шток. 3. Корпус. 4. Уплотнение шевронное. 5. Хвостовик штока. Продавочная пробка для тампонажной смеси типа ППСТ.(рис. 31) Предназначена для постепенной продавки тампо-нажной смеси с использованием специальной разбу-риваемой пробки.

1.Переводник 2.Шток 3. Шпонка 4.Толкатель

5.Седло 6.пробка 7.Кольцо пружинное 8.Замок 9.Резиновый уплотнительный элемент 10. Проставка 11.Наконечник

Сепараторы тампонажные (рис. 32). Типа СТР. Пред-назначен для проведения изоляци-онных работ в глубоких скважинах, когда опасно оставлять бурильную колонну без вращения и осевого пе-ремещения из-за опасности прихвата. Его применяют при ликвидации поглощений бурового раствора спосо-бом намыва наполнителей в зону трещиноватых или крупнопористых парод . Он позволяет повысить концен-трацию наполнителей в нагнетаемом в скважину раство-ре до 40 % и более.

типа СТ 190 Предназначен для повышения концен-трации наполнителей в тампонажной смеси на основе глинистых растворов при намыве наполнителей в зону поглощения. Он позволяет экономить не менее 30%

Рис.30

Рис.31

Рис.32

Рис.29

54  

бурового раствора, резко повышает закупоривающую способность тампонажной смеси и рекомендуется для ликвидации поглощений при глубине скважины до 1500 метров, при условиях, исключающих опасность прихвата. Сепаратор тампонажной типа СТР (рис. 33) Схема обвязки: 1.Ведущая бурильная труба

2.Переводник ведущей трубы 3.Корпус сепаратора 4.Фильтр 5.Шнек 6. Отвод трубный сепаратора 7. Упорный подшипник 8.Выход облегченного раствора 9. Отверстие выходное 10. Загущенный раствор 11.Ротор 12. Штанга квадратная короткая 13. Переводник 14. Бурильная колонна 15. Входящий раствор с наполните-

лем 16. Отверстие входное

6.5. Содержание курсового проекта: 6.5.1. Задание на курсовой проект.

Исходными данными для разработки курсового проекта являются: задание на курсовое проектирование (таблицы 1, 2) - [4] материалы производственной практики геолого-технический наряд по скважине действующие нормативные материалы (ГОСТы, технические усло-вия, ведомственные нормали и т.д.) обобщенный опыт, применяемый на месторождении для предупре-ждения осложнений процесса бурения нефтяных и газовых скважин. применяемый аварийный инструмент используемые схемы ликвидации аварий и применяемое оборудова-ние

Курсовой проект по дисциплине «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин» состоит из трёх разделов:

1. Построение графика совмещённых давлений по производ-ственной скважине.

2. Расчёт гидравлической программы по действующей скважине. 3. Разработка технологии и техники предупреждения и ликвида-

ции осложнений и аварий в соответствии с заданием по табл. 1 и 2.

6.5.2. Состав проекта.

Рис.33

55  

В первой части курсового проекта необходимо построить график совмещенных давлений по стволу скважины на основании пластового, гидростатического, коэффициента анамальности, давлениям: поглощения и гидроразрыва пласта. По результатам расчета определить оптимальную плотность бурового раствора и по результатам выявить области несовме-стимых условий бурения и определить глубины спуска обсадных колонн.

Во второй части курсового проекта необходимо: определить расход бурового раствора, обеспечивающего вынос шлама горных пород; определить плотность бурового раствора по стволу скважины; произвести выбор и расчёт турбобура; произвести расчёт производительности и давления бурового насоса, их количества, диаметра втулок; определить потери давления внутри бурильных труб, в наземной обвязке, в турбобуре, в кольцевом пространстве за ТБПВ, в долоте. выявить возможности гидромониторного эффекта и определить число и диаметра промывочных отверстий. построить графика распределения потерь давления в циркуляцион-ной системе.

Третий этап курсового проектирования: разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации осложнений и аварий при бурении нефтя-ных и газовых скважин.

В табл. 1 и 2 [4] приведено 24 варианта заданий. В соответствии с по-рядковым номером в списке группы студент производит разработку кон-кретных мероприятий по предупреждению осложнений и ликвидации ава-рий. Этот раздел необходимо сделать на основе полученных знаний при изучении дисциплины, анализа современной литературы по специально-сти, анализа и обработки фактического материала, собранного во время прохождения производственной практики по предупреждению и ликвида-ции осложнений и аварий на месторождении.

Пример задания: Глубина скважины-2500м, конечный диаметр буре-ния, мм-190. Характер осложнения, интервал: 1. ММП, 0-400м; 2. погло-щения 600-100м (интенсивность Q=3л/с). Возможные аварии: затяжки, прихваты 2000-2100м., обрывы КБТ, 2000-2100м.

6.5.3. Содержание курсового проекта

Раздел 1. Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глу-бин их спуска

Запроектированная конструкция скважины должна обеспечить: долго-вечность скважины как технического сооружения; надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность жидких и газообразных по-лезных ископаемых; возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения серьезных осложнений.

Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства

56  

скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возмож-ное упрощение и облегчение конструкции скважины с учетом имеющегося опыта. Если буровые работы в данном районе ранее не проводились и име-ются сомнения в достоверности представленного геологического разреза, то в конструкции первой скважины может быть предусмотрена резервная ко-лонна на случай возникновения непредвиденной ситуации.

При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы (катастрофических поглощений, высокопластичных глин, соле-носные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми счита-ются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент анамальности пластового давления ka) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения) невозможно проходить откры-тым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникнове-ния осложнений в виде перетоков.

Для разделения разреза на интервалы с несовместимыми условиями строится совмещенный график давлений, на котором по интервалам глубин откладываются известные значения коэффициента анамальности пластового давления ka, индекса давления поглощения koи соответствующие значения от-носительной плотности бурового раствора, рассчитанные по формуле р=кзка где А, - коэффициент запаса, определяющий величину репрессии на пласт.

Значения коэффициента запаса к3задаются в соответствии с правилами безопасности. При этом, ограничивается максимально допустимая величина репрессии на пласт.

Совмещенный график давлений и выделенные интервалы с несовмести-мыми условиями приведены на рис. 34. Как следует из анализа ситуации, на глубине 300 м скважина превышает индекс давления поглощения в выше-лежащем пропластке. Поэтому на этой глубине следует провести границу интервалов с несовместимыми условиями и для их разобщения спустить кондуктор. Рассуждая подобным образом, мы приходим к выводу, что с глубины 2100 м необходимо резко повысить плотность бурового раствора от 1,22-1,23 до 1,63-1,64. Поэтому вышележащий интервал должен быть изолирован промежуточной колонной. Таким образом, с учетом эксплуата-ционной колонны, которая спускается в продуктивный пласт, скважина должна быть оборудована еще направлением, кондуктором и промежуточной колонной.

После определения требуемого количества обсадных колонн необходи-мо уточнить глубину спуска каждой колонны. Если ниже спущенной колон-ны будут вскрываться пласты с АВПД, глубина спуска уточняется с таким расчетом, чтобы были перекрыты интервалы слабых пород, в которых воз-можен гидроразрыв после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины. Возникновение по-вышенного давления в скважине в случае притока пластового флюида можно проиллюстрировать на следующем примере.

57  

Пример. И с х о д н ы е д а н н ы е . Пусть на глубине z2 = 2300м вскрывается газоносный пласт с коэффициентом аномальности пласто-вого давления кл= 1,5. Необходимо определить максимальное давление на стенки открытого ствола на глубине z2= 2200 м, которое может воз-никнуть в процессе вымывания газовой пачки при герметизированном устье, а также рассчитать допустимое давление на устье, если на глу-бине 2200 м индекс давления поглощения горной породы ka= 2,1. Р ешени е . 1. Пластовое давление в газоносном пласте Ры= *Ag*i = 1,51000-9,8 2300 = 33,8 МПа. 2. Необходимая плотность раствора для вскрытия газоносного пластаРбР = АЛр.= 1,11,51000= 1650 кг/м3. 3.Гидростатическое давление бурового раствора на глубине 2200 мРг. =P6.TgZi= 1650-9,8 2200 = 35,6 МПа. 4. Гидростатическое давление га глубине 2200 м после перемещения га-зовойпачки к устьюКп = Pt.m. +Р=45 35-6+ 33,8 69,4 МПа. 5. Давление гидроразрыва пород на глубине 2200 мРгр.= p,gzj = 2,1-1000-9,8-2200 = 45,3 МПа.

Как видим, давление гидроразрыва 45,3 МПа значительно ниже того, которое может возникнуть при закрытом устье, и велика опасность гидроразрыва пород и интенсивного поглощения. Чтобы избежать осложнения, надо либо предусмотреть изоляцию интервала ск„ = 2,1 до вскрытия газоносного пласта, либо рассчитать допустимое давление на пласт и уровень допустимого давления на устье при вымывании газовой пачки.

Рис. 34. График совмещённых условий бурения

58  

6. Допустимое давление на глубине 2200 м во избежание гидрораз-рыва породР = 45,3 : 1,05 = 43,1 МПа. 7. Допустимое давление на устье скважины при вымывании газовой пачки Wy = Р.п г2оо - Р = 43,1 - 35,6 = 7,5 МПа.

Если же в процессе вымывания газовой пачки давление в открытом стволе превысит допустимое и может возникнуть опасность гидроразрыва пород, то указанный интервал должен быть перекрыт обсадной колонной до вскрытия продуктивного пласта.

Подобными расчетами возможных изменений давления в скважине в результате их сопоставления с допустимыми с точки зрения гидроразрыва или потери устойчивости породы в стенках скважины определяется необхо-димость перекрытия обсадной колонной того или иного интервала. В любом случае глубина спуска обсадной колонны устанавливается с таким расче-том, чтобы ее башмак находился в устойчивых прочных малопроницаемых породах.

Раздел 2. Гидравлический расчет циркуляционной системы Современная технология бурения скважин предполагает системати-

ческое использование циркулирующих промывочных агентов для транс-портирования разрушенной горной породы на дневную поверхность, обес-печения необходимого противодавления на проходимые скважиной гор-ные породы, подачи энергии к долоту и забойному двигателю, ликвидации пластовых флюидопроявлений, а также для задавливания открыто фонта-нирующих скважин и т.д.

Чтобы правильно выбрать технологические характеристики гидрав-лического оборудования и определить для каждого конкретного случая не-обходимые параметры циркуляционного потока в скважине для безава-рийной ее проводки или ликвидации аварии, необходимо рассмотреть ос-новы теории и расчетные зависимости применительно к гидродинамиче-ским процессам в бурящихся скважинах.

По окончании расчета строится график распределения потерь давления в циркуляционной системе.

Таблица 2. Исходные данные для расчёта гидравлической про-граммы

Исходные данные

Показатели Параметры

Глубина бурения скважины L., м   2600 

Глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом-пластового давления Lk, м

2570 

Пластовое давление а пласте с максимальным градиентом пласто-вого давления рпл, МПа  

27 

Глубина залегания подошвы пласта с минимальным градиентом 2400 

59  

гидроразрыва (поглощения) Lп, м  

Давление гидроразрыва (поглощения) рr, МПa  45 

Плотность разбуриваемых пород р, кг/м3   2310 

Механическая скорость бурении м, м/с   0.017 

Момент турбобура, необходимый для разрушения породы, Мр, Н м.  1520 

Минимальная скорость подъема жидкости в затрубном пространстве.

Обеспечивающая вынос шлама, к , м/с  

0,85 

Реологические свойства жидкости:  

динамическое напряжение сдвига τ0, Па   17 

пластическая вязкость η, Па-с   0.029 

Тип бурового насоса   ТРМ – 195Т 

Число буровых насосов   I 

Диаметр скважиныdс, м   0.2159 

Элементы бурильной колонны  

УБТ:   

длина l.   94,5 

наружный диаметр dH, м   0.1714 

внутренний диаметр dв, м   0,0714 

ТБПВ:   

длина l, м   2491 

наружный диаметр dн, м   0,127 

внутренний диаметр dВ, м   0.1116 

наружный диаметр замкового соединения dм, м   0,162 

Элементы наземной обвязки  

Условный размер стояка, мм 140 

Диаметр проходного сечения, мм;  

бурового рукава 76 

60  

Вертлюга   75 

ведущей трубы   100 

1 . Поскольку применяется турбинный способ бурения, примем в

формуле 2

4 CdaQ

коэффициента равным 0,65 м/с. Исходя из условий вса-

сывания, коэффициент наполнения т возьмем равным 0,9. 2. Определяем расход промывочной жидкости из условия выноса

шламапри минимальном наружном диаметре труб бурильной колонны dн=0,127ми заданной скорости подъема жидкости в затрубном про-

странстве vк= 0,85 м/с по формуле КHc ddQ 22

4

4

14.3Q (0,21592-

0,1272) 0,85-=0,02 м3/с. 3 .Определяем расход промывочной жидкости из условия очистки забоя

скважины смdaQ c /01829.02159.04

14.365,0

4322

4. По наибольшему значению Q=0,02м3/с выбираем диаметр втулок буро-вых насосов. Принимаем диаметр втулок 140мм и определяем подачу од-ного насоса (n=1)при коэффициенте наполнения m=0,9 по форму-ле ./02448,00272,09,00,1 3 смnmQQ H Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, полученных выше. Тогда минимальная скорость жидкости в кольцевом канале за ТБПВ

./023,1127,02159,014,3

02448,0442222

смdd

Q

Hcкп

5. Определим плотность промывочной жидкости, исходя из условия созда-ния противодавления, препятствующего притоку в скважину пластового флюида, по формуле

36

/1200251081,9

102706,1 мкг

gLк

рRр пл

366

/67,12382251081,9

105,31027мкг

gLкрпл

. В дальнейших расчетах примем

р= 1200кг/м3. 6. Выбираем турбобур типа ТРМ - 195Т, который при работе на воде плот-ностью рс=1000кг/м3 имеет тормозной момент МТН=2700 Н*М при номи-нальном расходе QTH=0,028м3/си передаче давления МПаТН 9.2 . Длина турбобура lТ=14,37м, наружный диаметрdT=0,195м. Проверяем дает ли выбранный турбобур при расходе Qкрутящий момент, необходимый для разрушения породы по соотношению

mHQ

QММ

THcТНТ

2.2476028,01000

02448,012002700

2

2

2

2

Полученный момент МТ превышает заданный, необходимый для разруше-ния породы Мр= 1450 Н м более чем на 40 %. Следовательно мы можем использовать этот турбобур и втулки диаметром 140мм насоса ТРМ - 195Т.

61  

7.Определяем критическую плотность промывочной жидкости, при кото-рой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагаю-щих разбуриваемый интервал, по форму-

ле .975,002448,02159,0017,0

4

14,302448,0

422

Qcd

Q

M

Отсюда легко найти со-

держание шлама в промывочной жидкости:-φ=1-0,975=0,025. Для определения величины Σ кп вычисляем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабо-го пласта. Определяем критическое значения числа Рейнольдса промывоч-ной жидкости Reкр, при котором происходит переход от структурного ре-жима к турбулентному для течения в кольцевом канале:

За ТБПВ 78.10557

029,0

17127,02159,012203,72100Re

58,0

2

2

кр

За УБТ 9.5927

029,0

17171,02159,012003,72100Re

58,0

2

2

кр

За турбобуром 8.3676

029,0

17195,02159,012003,72100Re

58,0

2

2

кр

Вычисляем действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле за ТБПВ

3.3790029,0127,02159,014,3

120002448.04Re

кп

за УБТ 859.3309

029,0174,02159,014,3

120002448,04Re

кп

за турбобуром 7.3141

029,0195,02159,014,3

120002448,04Re

кп

Так как получены значения кркп ReRe ,то движение жидкости везде в коль-

цевом канале происходит при ламинарном режиме. Определим числа Сен-Венана по формуле За ТБПВ

50029,002448,04

127,02159,0127,02159,01714,3 2

кпS

За УБП 8.12

02448,0029,04

174,02159,0174,02159,01714,3 2

кпS

За турбобуром 076.5

029,002448,04

195,02159,0195,02159,01714,3 2

кпS

По кривой определяем параметр β : для течения жидкости в кольцевом ка-нале за ТБПВ β кп = 0,66; за УБТ=0,48 ; за турбобуром =0,34 Рассчитываем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБПВ до глубины слабого пласта по формуле

МПакп 8127,02159,066,0

2400174

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве определяем по формуле. Согласно исходным данным ,lТ=12м,dм=0,170м,

;068,0023,112001162,02159,0

127,02159,0

12

2400 2

2

22

22

МПамк

62  

На участке за УБТ .8,0174,02159,048,0

5,9417422

МПаКП

За турбобуром .334,0195,02159,034,0

37,14174МПаКП

Суммируя значение ,КП получим Σ ( ,КП ) необходимую для вычисле-ния ρ криз условия .2,98,08334,0068,0 МПаКП Определяем ρ

крпо формуле ./1500

240081,9975,0

240081,92310975,01102,91045 366

мкгкр

Так как полученное значение ρ крбольше принятого ρ=1200кг/м3,то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется. 8. Вычисляем потери давления внутри бурильных труб. Для этого опреде-ляем значение критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по

формуле:в ТБПВ 7.13110029.0

171116.012003.72100Re

58.0

2

2

кр

в УБТ 7.8658027.0

170714.012003.72100Re

58.0

2

2

кр

Вычислим действительные числа Рейнольдса жидкости в трубах и в замко-вых соединениях, составляющих бурильную колонну

в ТБПВ 7.16562027.00107.014.3

0279.012204Re

Т

в УБТ 8.18072027.0075.014.3

0279.012204Re

Т

В бурильной колонне везде действительные числа ТRe > крRe , следователь-

но, потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха. Рассчиты-ваем значение коэффициентов гидравлического сопротивления в ТБПВ

0315.07.16562

100

0714.0

10346.11.0

25.04

у УБТ 027.018073

100

0714.0

10346.11.0

25.04

Вычислим потери давления внутри ТБПВ и УБТ бурильной колонны у

УБТ в ТБПВ МПаТ 00367.01116.014.3

249102448.0120080315.0

52

2

в УБТ МПаТ 011.00714.014.3

5.9402448.012008027.0

52

2

Местными потерями давления в приваренных концах ТБПВ пренебрегаем. 9. Вычислим потери давления в наземной обвязке, определив значение ко-

эффициентов МПа

МКММшМс

25.002448.01200104.09.02.11.1

;104.0;109.0;102.1;101.125

0

45454545

10. Определим перепад давления в турбобуре

МПаТ 9.0028.01000

02448.01200107.2

2

26

63  

11. Потери давления в кольцевом пространстве за ТБПВ ранее определены для участка длиной 2400 Пересчитаем это значение на полную длину

ТБПВ =2491 МПаКПКП 5.9

2400

2491108

2350

2600 5

МПаМКМК 07.0

2400

249110068,0

2400

2491 6

12.перепаддавления МПаgLбудет шГГ 7,0260081,912002310975,01)()1(

13. Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением потерь давления в долоте

МПаД 11107.007.05.99.026.000367.0011.0334.08.0 6

14. Рассчитаем резерв давления на долоте при :8,0b

Нр b - Д =0,8 22,7-11 106=7,16МПа

15. Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислим ско-рость течения жидкости в насадках долота при

=0.95: смД /77.1031200

1016.7295.0

6

Так как смД / 80 и перепад давления МПаКРД 12< , то бурение дан-

ного интервала возможно с использованием гидромониторных долот. 16. Приняв смД / 80 , вычислим перепад давления в долоте

МПаД 25,495,02

8012002

2

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит МПа25.1525.411

17. По графику определим утечку Qу в зависимости от полученного значе-ния 25,4 Д МПа: Qу=0,003 Убеждаемся, что раз-

ность c/0,02148м0,003-0,02448Qу-Q 3 удовлетворяет условиям выноса шлама и очистки забоя, поскольку 0,02148>0,018. 18. находим площадь промывочных отверстий

3000268,080

003,002448,0М

Д

УQQФ

Выбираем три насадки внутренним диаметром 12мм 19. Определяем дополнительные данные, необходимые для построения графика давления. Вычисляем гидростатическое давление раствора без шлама МПас

6106.30260081,91200 Рассчитываем гидростатическое давление с учетом шлама

МПас 3.31260081,92310975,011200975,0 .

20. Строим график распределения давления в циркулярной системе.

64  

7. Контрольно-измерительные материалы и оценочные средства для текущего контроля успеваемости, промежуточной аттестации по итогам освоения дисциплины. 7.1. Методическое обеспечение дисциплины: типовые проекты, лекции по курсу в электронном виде в системе мультимедиа (программа Microsoft Office Power Point), основная литература по курсу в электронном виде, плакаты и схемы аварийного инструмента, технологические регламенты и инструкции по предупреждению аварий и брака при бурении нефтяных и газовых скважин. 7.2. Информационно-библиотечное обеспечение.

Литература: Основная:

1. Заливин В.Г. «Технологические основы причин возникновения, пре-дупреждения и ликвидации осложнений при строительстве НГС»: учеб.пособие. -Электронный вариант.-256 с.

2. Заливин В.Г. Методические рекомендации по выполнению практиче-ских занятий по дисциплине «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». Электронный вариант.

3. Заливин В.Г. Методические указания по самостоятельной работе сту-дентов по дисциплине «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». Электронный вариант.

4. Заливин В.Г. Учебное пособие по курсовому проектированию по дис-циплине «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». Электронный вариант.

Дополнительная: 1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. - Осложнения и ава-

рии при бурении нефтяных и газовых скважин. Учебник для вузов.-М., Недра, 2000.

2. Басарыгин Ю.М. , Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнении и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ.пособие: в 6 т. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 399 с.

3. Нифонтов Ю.А., Клещенко И.И. Ремонт нефтяных и газовых скважин. Часть 1,2. Санкт-Петербург, 2005.

4. Пустовойтенко И.П. - Предупреждение и ликвидация аварий в буре-нии.-М., Недра, 1988.

Ресурсы сети Интернет:

http://ogbooks.narod.ru/001.html Книги по нефтегазовому делу. http://biblioteka.cc/-Электронная библиотека.

7.3.Применяемые образовательные технологии: