«2 1. Информация из ФГОС, относящаяся к дисциплине 1.1. Вид деятельности выпускника Дисциплина охватывает круг вопросов относящихся в соответствии с направлением подготовки: 131000 - Нефтегазовое дело к следующим видам ...»

2

1. Информация из ФГОС, относящаяся к дисциплине

1.1. Вид деятельности выпускника

Дисциплина охватывает круг вопросов относящихся в соответствии с направлением подготовки: 131000 - «Нефтегазовое дело» к следующим видам

профессиональной деятельности:

производственно-технологическая;

организационно-управленческая.

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 являются: технологии бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин; буровые установки, технические средства и породоразрушающий инструмент для обеспечения 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 нефтегазовых скважин (ПТД), - эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование для сооружения скважины (ПТД), - планировать, организовывать и управлять работой первичных производственных подразделений предприятий осуществляющих бурение скважин (ОУД), - анализировать деятельность работой первичных производственных подразделений предприятий осуществляющих бурение скважин (ОУД), - документировать процессы планирования, организации и управления работой первичных производственных подразделений предприятий осуществляющих бурение скважин (ОУД), - анализировать информацию по технологическим процессам и техническим устройствам в области бурения скважин (ЭИД), - проводить регламентированными методиками экспериментальные исследования технологических процессов и технических устройств в области бурения скважин (ЭИД), - выполнять статистическую обработку результатов экспериментов, составлять отчтную документацию (ЭИД), - собирать и представлять по установленной форме исходные данные для разработки проектной документации на бурение скважин (ПД) - выполнять с помощью прикладных программных продуктов расчты по проектированию бурения скважин (ПД), - составлять в соответствии с установленными требованиями типовые проектные, технологические и рабочие документы (ПД), - участвовать в составлении проектных решений по управлению качеством (ПД).

1.3. Перечень компетенций Освоение программы настоящей дисциплины позволит сформировать у обучающегося следующие компетенции:

Общекультурные компетенции ОК-9 – стремиться к саморазвитию, повышению своей квалификации и мастерства.

Профессиональные компетенции применять процессный подход в практической деятельности, сочетать теорию и практику (ПК-6);

осуществлять и корректировать технологические процессы при строительстве, ремонте и эксплуатации скважин различного назначения и профиля ствола на суше и на море, транспорте и хранении углеводородного сырья (ПК-7);

эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при строительстве, ремонте, реконструкции и восстановлении нефтяных и газовых скважин, добыче нефти и газа, сборе и подготовке скважинной продукции, транспорте и хранении углеводородного сырья (ПК-8) оценивать риски и определять меры по обеспечению безопасности технологических процессов в нефтегазовом производстве (ПК-9);

организовать работу первичных производственных подразделений, осуществляющих бурение скважин, добычу нефти и газа, промысловый контроль и регулирование извлечения углеводородов, трубопроводный транспорт нети и газа, подземное хранение газа, хранение и сбыт нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов для достижения поставленной цели – (ПК-12).

использовать стандартные программные средства при проектировании (ПК-23).

В результате освоения дисциплины студент должен.

Знать:

основные законы и положения дисциплины: «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин»;

основные гидродинамические процессы и процессы тепломассообмена в системе «пласт-скважина»;

систему обеспечения безопасности горно-геологических характеристик разреза и технических условий бурения скважин с точки зрения предупреждения осложнений и аварий;

нормативно-техническую документацию на осложнения и аварии, место последних в балансе календарного времени строительства скважины;

виды осложнений и аварий при различных технологических операциях в процессе бурения скважин;

документацию на осложнения и аварии, место последних в балансе календарного времени строительства скважины;

горно-геологические характеристики разреза и технические условия осложнений и аварий;

основные методы и принципиальные технологические схемы и технические устройства для прогнозирования, распознавания, предупреждения и ликвидации осложнений и аварий.

причины возникновения осложнений и аварии;

их признаки;

способы предупреждения;

методы ликвидации;

инструмент для ликвидации аварий и технологию его использования;

виды оборудования и техники применяемой для предупреждения и ликвидации осложнений и аварий при бурении нефтяных и газовых скважин;

перспективы и методы совершенствования и развития технологии, бурового оборудования и инструмента, в практике бурения скважин на нефть и газ для предупреждения и ликвидации осложнений и аварий.

Уметь:

выбирать правильную методику и приемы предупреждения на ранней стадии возникновения осложнений и аварий, квалифицированно провести расчеты при ликвидации осложнений и аварий (ПК-7);

использовать технологический регламент промывки и крепления скважин в зависимости от физико-механических свойств горных пород для обеспечения безаварийной проводки скважины (ПК-22);

использовать ЭВМ для производства технических расчетов, связанных с предупреждением и ликвидацией различных видов осложнений и аварий;

обрабатывать статистическую информацию, получаемую при проводке скважин (ПК-5);

решать технологические задачи по выбору лучшего алгоритма для распознавания, предупреждения и ликвидации осложнений и аварий исходя из имеющихся сил и средств (ПК-6);

составлять проекты работ по борьбе с осложнениями и авариями при сохранении экологии окружающей среды и недр и при обеспечении безопасных условий труда (ПК-9, ПК-10, ПК-24);

производить технические расчеты, связанные с предупреждением и ликвидацией различных видов осложнений и аварий и использовать для этих целей ЭВМ (ПК-19, ПК-23);

составить план ликвидации аварии (ПК-20);

классифицировать: способы бурения, системы разработки и нефтегазовые системы, а также пользоваться ЭВМ (ПК-23).

Владеть:

основными приемами технической эксплуатации и обслуживания бурового оборудования применяемого при предупреждении и ликвидации осложнений и аварий в процессе проводки нефтегазовых скважин;

теоретическими и экспериментальными методами исследований с целью освоения новых перспективных технологий предупреждения и ликвидации осложнений и аварий.

Иметь представление:

о перспективах и методов совершенствования и развития технологии, бурового оборудования и инструмента в практике бурения скважин на нефть и газ для предупреждения и ликвидации осложнений и аварий.

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 газонефтеводопроявлений, противовыбросовое оборудование, также ознакомление 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 скважин; основные понятия о технике и технологии применяемой для предупреждения и ликвидации осложнений и аварий.

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

Знания и умения, приобретаемые студентами после освоения содержания дисциплины, будут использоваться в: дисциплинах:«Технология бурения нефтяных и газовых скважин», «Буровые технологические жидкости», проектировании, разработке и применения на практике безаварийной технологии бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Таблица 1 - Структура дисциплины 5.1. Перечень основные разделов и тем дисциплины.

Введение Раздел 1. Давления в скважине и околоствольном пространстве.

1.1. Горное (геостатическое) давление 1.2. Пластовое (поровое) давление 1.3. Гидростатическое давление 1.4. Давление гидроразрыва 1.5. Давление страгивания (инициирования течения) 1.6. Динамическое давление 1.7. Гидродинамическое давление 1.8. Дифференциальное давление 1.9. Давление поглощения 1.10. Забойное давление Раздел 2. Газоводонефтепроявления.

2.1. Механизмы поступления флюидов пласта в ствол скважины.

2.2. Свойства пластовых флюидов, обусловливающие характер развития газонефтеводопроявлений и степень фонтаноопасности 2.3. Основные свойства газов 2.4. Факторы, обусловливающие возникновение и развитие газонефтеводопроявлений 2.5. Категории скважин по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений 2.6. Признаки газонефтеводопроявлений 2.7. Предупреждение газонефтеводопроявлений 2.8. Контроль давлений и ликвидация проявлений 2.9. Действия буровой бригады при проявлениях 2.10. Оборудование устья скважины Раздел 3 Поглощения.

3.1. Характеристика каналов фильтрации бурового раствора 3.2. Исследование проницаемых пластов 3.3. Методы предупреждения и ликвидации поглощений Раздел 4. Гидраты компонентов природных газов.

4.1. Образование гидратов в скважинах 4.2. Предупреждение и борьба с гидратообразованием Раздел 5. Осложнения, определяющие прихваты бурильного инструмента 5.1. Заклинивание в желобных выработках 5.2. Осложнения, связанные с разбуриванием хемогенных пород 5.3. Сальникообразование 5.4. Прихват под действием перепада давлений 5.5. Обвалы горных пород 5.6. Набухание глинистых пород 5.7. Зоны с аномально высоким пластовым давлением 5.8. Нарушение технологического режима бурения скважины 5.9. Некачественное цементирование скважины.

5.10. Особенности бурения скважин в условиях сероводородной Раздел 6. Осложнения при бурении скважин в многолетнемрзлых породах.

6.1. Виды осложнений 6.2. Предупреждение и борьба с осложнениями в ММП Раздел 7. Конструкция скважин 7.1. График совмещенных условий бурения 7.2. Гидравлическая программа промывки скважины 8.1. Причины возникновения аварий 8.2. Методы ликвидации аварий 5.2. Краткое содержание теоретической части разделов и тем дисциплины 1. Давления в скважине и околоствольном пространстве 1.1. Горное (геостатическое) давление. Горное давление Ргор это давление, создаваемое весом вышележащих горных пород. Оно может быть определеР Н но из выражения: гор Мпа, где Н - глубина залегания пласта, м; пор пор средневзвешенный удельный вес горных пород вышележащих горизонтов, г/см3.

1.2. 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 замкнутых продуктивных пластах, т.е. в пластах, не имеющих гидродинамической связи с окружающими породами, пластовое давление может стать больше или меньше первоначального нормального. В результате оно становиться аномально высоким (АВПД) или аномально низким (АНПД). Степень этой аномальности оценивается коэффициентом Ка, равным отношению фактического пластового давления к нормальному, т.е. Ка - коэффициент аномальности пластового давления, где: Рпл - пластовое давление, Па;

в - плотность слабо засолнной воды ( в = 1040 кг/м );

zпл - глубина залегания пласта, м;

Существование аномальных давлений требует одновременного присутствия: непроницаемой перегородки, образующей «стенку сосуда, работающего под давлением» и не допускающего сообщения флюидов с атмосферой, и избыточные давления.

Наличие непроницаемой перегородки связано с геологическими процессами (осадконакопление, диагенез и тектоника). Герметичность перегородки 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 разнообразны. Они действуют зачастую одновременно и связаны с физико-химическими процессами. Основными из них являются:

Присутствие углеводородов. Давление пластовой воды в залежи может быть нормальным на контакте вода/углеводороды. Напротив, у кровли пласта наблюдается избыточное давление вследствие различия в плотности между углеводородами и пластовыми водами. Это избыточное давление может быть значительным в случае газовой залежи. Избыточное давление углеводородов пропорционально разности плотностей пластовой воды и углеводородов и высоте h столба углеводородов. р = h ( воды - углевод) / 10,2.

Увеличение плотности флюида будет тем выше, чем ближе к поверхности 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. Геостатическое давление постепенно увеличивается внутри отложений в ходе их опускания. Рыхлый осадок превращается в породу под действием давления, температуры и ионообмена между породой и циркулирующими флюидами. Этот процесс называется диагенезом. Если, напротив, флюиды вытесняются с трудом или остаются на месте, уплотнение не может проходить нормально. Увеличение геостатического давления вызовет увеличение давления вмещаемых флюидов. Объем породы и пор практически не изменится. Порода окажется недоуплотненной.

Недоуплотнение обычно рассматривается как основная причина возникновения аномальных давлений. Это явление касается, главным образом, глин, так как они относятся к сжимаемым и малопроницаемым породам, содержащим значительное количество воды в момент осадконакопления.

Минералогические превращения глин в процессе диагенеза. Минералогические превращения, освобождающие значительные количества воды, могут происходить в процессе диагенеза некоторых глин. Смектиты и стратитекстуры превращаются в иллит под совместным действием температуры, ионообмена и, в меньшей мере, давления. Количество выделяемой воды составляет порядка 15Эта вода изменяет давление в порах, если она не имеет возможности свободно покинуть глину.

Термическое расширение воды. Температура внутри отложений увеличивается 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 измениться, 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 раствора с различной концентрацией ионов разделены полупроницаемой мембраной. Такая мембрана отличается селективной проницаемость: она пропускает воду, но не ионы. Происходит циркуляция воды от менее концентрированного 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, поровое 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 значительное количество воды и вызывая уменьшение объема породы. Выделенная при этом вода ведет к возникновению некоторых аномальных давлений.

Обратное превращение, сводящееся к регидратации ангидрита для образования 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 породу, способную течь с образованием соляных куполов. Подъем соли к поверхности 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 отложения были замкнутыми Гидродинамизм. Явления гидродинамизма и любые другие перемещения флюидов вызывают перепады давления, которые нарушают нормальный гидростатический режим давлений. В малопроницаемых породах перепады давления могут быть огромными, несмотря на незначительность расхода. Гидродинамизм, в отличие от других механизмов, создающих давление, не обязательно нуждается в наличии непроницаемых перегородок.

1.3. Гидростатическое давление. На жидкость, находящуюся в равновесии, действуют внешние силы, пропорциональные массе жидкости (это силы тяжести и силы инерции); поверхностные силы, обусловленные атмосферным 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 формуле:

,где P - необходимое превышение давления над пластовым.

При проведении работ, не допускается снижение плотности БР. На глубоких скважинах и скважинах с высокими температурными градиентами плотность БР меняется в зависимости от температуры и давления. Правила безопасности допускает колебание плотности не более 0,02 г/см3.

1.4. Давление гидроразрыва. Это давление, при котором нарушается целостность горной породы в стенках скважины за счт разрушения скелетной решетки пласта и возникновения сети макро- и микротрещин, вызывающих 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 открытого ствола будет башмак последней колонны.

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

Первое условие имеет вид:

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 Пуассона 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:

где - содержание жидкости в шламожидкостном потоке без учета относительных скоростей; РГ - давление гидроразрыва (поглощения) пласта, потери давления при движении БР в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па; ш- плотность шлама, кг/м2LП - глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м;, ммеханическая скорость бурения, м/с; dс _- диаметр скважины, м; Q- расход промывочной жидкости, м3/с.

1.5. Давление страгивания (инициирования течения). Для того чтобы началась циркуляция БР, необходимо создать некоторое избыточное давление, которое называется давлением страгивания Рстр. Его величина может быть определена по формуле:

L - глубина спуска бурильных труб, м;

dr - гидравлический диаметр, м d r d c d H.

1.6. Динамическое давление. В процессе спуска инструмента под долотом создается избыточное давление - репрессия, а при подъеме - разряжение - 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 динамическим Рд, может быть найдена как сумма давления страгивания и составляющей, зависящей от скорости движения труб:

1.7. Гидродинамическое давление. Гидродинамическое давление это давление, которое надо приложить к некоторому объму жидкости для его перемещения по системе трубопроводов от одного сечения системы до другого. В бурении это давление создатся буровыми насосами и прилагается к БР для прокачки его по системе: трубопроводы наземной обвязки - бурильные трубы - УБТ - долото - затрубное кольцевое пространство. Величина гидродинамического давления максимальна в начальном сечении системы, в нашем случае это выкид бурового насоса. В конечном сечении системы (выкид в жлоб) гидродинамическое давление имеет нулевое значение.

1.8. Дифференциальное давление. Разница между давлением в скважине в процессе бурения и пластовым давлением называется дифференциальным давлением Р.

Р=Ргс+Ргд-Рпл.

1.9. Давление поглощения. В процессе бурения при определенном соотношении давлений в скважине Рс и пласте возможно поглощение БР. В ряде случаев поглощение происходит, если Рс = Рпл. Однако чаще для поглощения необходим некоторый перепад давления Рn, т.е. должно выполнятся условие Рс = Рпл Сумма Рпл+Рn = 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.

1.10. 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 давлению, 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.

Чтобы не допускать при подъме труб повышенного эффекта поршневания, необходимо перед подъмом выровнять вязкость раствора и СНС и не производить подъм на повышенной скорости.

Если невозможно снизить до нормы вязкость и СНС подъм должен производиться на пониженной скорости.

Долив при подъме труб должен осуществляться своевременно. Возникший при подъме труб сифон должен быть ликвидирован. При невозможности ликвидации (забито долото) подъм должен производиться на минимальной скорости и с постояннымдоливом.

При подъме труб с повышенным поршневанием (при подъме наблюдается перелив на устье) подъм 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 е 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 давление в бурильных трубах Pиз.т. и колонне Pиз.к. Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе Pr.c.

Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.

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 вытесняет БР из скважины и беспрепятственно изливается на дневную поверхность. 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.

2.1. Механизмы поступления флюидов пласта в ствол скважины. Поступление 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 поступает в БР, смешивается с ним или растворяется в нем.

Поступление флюидов из пласта в ствол скважины в результате действия 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 контракционных эффектов, происходящих в буровом и цементном растворах. Контракция это уменьшение суммарного объема системы «твердое вещество - 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).

2.2. Свойства пластовых флюидов, обусловливающие характер развития ГНВП и степень фонтаноопасности.

Тип флюида. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважин или разрабатываться с использованием эксплуатационных скважин, подразделяются на следующие типы: природные газы; газоконденсаты, нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так в комбинированном, смешанном в различных пропорциях.

Тем не менее, по совокупности характерных признаков и физикохимических свойств, пластовые флюиды, которые представляют угрозу с позиций возникновения и развития проявлений, по степени убывания фонтаноопасности классифицируются следующим образом:

природные газы (метан, бутан, пропан, N2, CO2, H2S, Не);

нефтегазоконденсаты;

газированные пластовые воды;

минерализованные воды и рапа.

Агрегатное состояние. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном (природные газы и газоконденсаты) и жидком (нефтегазоконденсаты, нефть, нефтегазоконденсаты, минерализованные воды и рапа).

2.3. Основные свойства газов. Для неглубоких скважин с низким температурным градиентом (ниже 3-4°С на 100 м) применяется закон Бойля - Мариотта. Р V = const. -произведение давления, под которым находится газ, на его объем - есть величина постоянная. При изменении давления 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 одновременным расширением и вытеснением ее из скважины;

способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.

2.4. Факторы, обуславливающие возникновение и развитие ГНВП.

Геологические факторы. Пластовое давление. С позиций фонтаноопасности пластовое давление является движущей силой проявления или открытого фонтана. По своей физической сущности пластовое давление - это давление, оказываемое пластовыми флюидами на вмещающие их гидравлически 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 пластовым давлением и АНПД (например, при падении статического уровня бурового раствора в скважине).

Пористость. Величина коэффициента полной пористости у различных пород колеблется в весьма широких пределах. Большие пределы изменения пористости одних и тех же пород обусловлены влиянием на эту величину 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 пласта в скважину и непосредственно по пласту. Параметром, определяющим последнюю, является проницаемость. Проницаемость - важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т.е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при определенном перепаде 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 возникновения 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 содержащимися в выбуренной породе флюидами, при этом происходит изменение плотности бурового раствора и его свойств;

увеличение гидродинамической составляющей забойного давления изза необходимости обеспечения энергией работы породоразрушающего инструмента (особенно при турбинном бурении) и очистки забоя скважины.

Технологические факторы. Технологические причины относятся к человеческому 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;

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

плохого контроля за техническим состоянием и неправильная эксплуатация 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 прихватов;

спуска колонны труб без заполнения их промывочной жидкостью; разрушение обратного клапана, снижение уровня в результате заполнения труб;

создания зон несовместимости при недоспуске промежуточных колонн или кондуктора;

длительных простоев скважины без промывки (седиментация, контракция);

некачественного цементирование обсадных колонн;

неправильного глушение скважины перед ремонтом.

2.5. Категории скважин по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений Первая категория:

газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3;

нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков;

нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;

нефтяные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %;

нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %.

Вторая категория:

нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10 % и газовый фактор более 100 м 3/м3, но менее м3/м3;

нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %.

Третья категория:

нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического и газовый фактор менее 100 м3/м3;

нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %.

2.6. Признаки ГНВП.

Прямые признаки:

Увеличение уровня промывочной жидкости в примной мкости.

Усиление потока выходящей из скважины промывочной жидкости.

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.

2.7. 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 шарового крана;

учебные тревоги раз в месяц;

на скважине должен быть обеспечен запас жидкости с соответствующей плотностью в количестве не менее 2-х объемов скважины.

контроль за циркуляцией раствора (расход на устье, уровень в приемных емкостях);

при снижении плотности раствора необходимо довести ее до указанной в ГТН;

выравнивание параметров раствора перед подъемом инструмента;

снижение скорости спуско-подъемных операций;

долив скважины при подъеме инструмента, если объем долива сокращается, 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 опускаться 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, запрещается оставлять устье скважин незагерметизированным;

при обнаружении признаков газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.

2.8. Контроль давлений и ликвидация проявлений. Если принятых мер для предупреждения проявления оказалось недостаточно и оно все же началось необходимо уточнить пластовое давление, местонахождение проявляющего пласта, наличие тектонически нарушенных зон, давление гидроразрыва вскрытых пластов, характер изоляции и параметры поглощающих пластов.

2.9. 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 определяется дополнительная величина плотности его для уравновешивания пластового давления.

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

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

2.10. Оборудование устья скважины.

Под устьевым оборудованием понимается комплекс оборудования, предназначенный для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении проявления в процессе бурения, капитального 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, универсальные и вращающиеся.

Превенторы плашечные предназначены для герметизации устья скважины при ГНВП и открытых фонтанах, возникающих при строительстве или ремонте скважин. При этом, если в скважине находятся трубы, то герметизация обеспечивается с использованием трубных плашек, а при отсутствии труб в скважине герметизация осуществляется глухими плашками.

В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (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 превенторе. Выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 Мпа.

Обвязка превенторов – манифольд (рис.1) - предназначена для управления давлением в скважине при ГНВП путем воздействия на пласт закачкой 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 закачки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости линия глушения используется для слива газированного бурового раствора в камеру-дегазатор циркуляционной системы буровой установки.

Линия дросселирования слу- Рис.1. Манифольд МПО6-80х70:

жит для слива бурового раствора и отбора флюидов из скважины с про- 1.-Обратный клапан, 2тиводавлением на пласт, а также для Буровой дроссель с гидропризакачки в скважину жидкости с по- водом, 3- Датчик давления, 4мощью цементировочных агрегатов. Манометр, 5- Буферный резервуар, 6- Задвижка с ручным Дроссели (штуцеры) имеют ручное или гидравлическое дистанс ручным приводом, 8- Крестоционное управление и служат для вина, 9- Задвижка с гидроприсоздания противодавления на пласт водом В линиях глушения и дросселирования применяются высококачественные бесшовные трубы. Фланцевые соРис. 2 - Комбинированный единения манифольда уплотняются металлическими кольцевыми прокладками.

ПВО монтируется на устьевой крестовине колонной головки.

При несоответствии диаметров крестовины и превентора между ними устанавливается переводной фланец. Превенторы. Плашечные превенторы (рис.

2) обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, подвеску колонны труб на плашки (рис. 3) и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давления.

значительно проще.

вид плашек показан на рис.3. а универсальная; бтрубная для обсадных труб; в-трубная для бурильных труб; г-для двух рядов труб.

Рис. 4 - Универсальный гидравлический превентор типа для повышения надежности герметизации устья при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении-сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (ведущую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами.

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

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

Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением корпуса 3, кольцевого плунжера 5 и кольцевого резино-металлического сферического уплотнителя. Уплотнитель (рис.5) имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двутаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного 2 и распорным кольцом 4.

Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры, изолированные друг от друга манжетами плунжера. При подаче рабочей 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 действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в скважине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отверстие. Верхняя камера служит для открытия превентора. При нагнетании в нее масла плунжер движется вниз, вытесняя жидкость из нижней фасками под углом 18°; расхаживать и проворачивать колонны; многократно открывать и закрывать превентор.

универсальным превентором может осуществляться либо с помощью ручного плунжерного насоса, либо с помощью насоса с электроприводом. Время закрытия универсального превентоРис. 6. Вращающийся превентор ра гидроприводом 10с.

ся превентор (рис.6) применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при вращении 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 бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газообразным агентом, опробовать пласты в процессе газопроявлений, регулировать дифференциальное давления в системе «скважина-пласт», а также осуществлять вскрытие продуктивных пластов на «равновесии и с депрессией». Основной элемент вращающегося превентора - уплотнитель 2, позвляющий протаскивать инструмент через его отверстие. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части, прикреплен к стволу 4 при помощи байонетного соединения и болтов. От проворачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола. В патроне 7 превентора на двух радиальных 5 и одном упорном 6 подшипниках качения смонтирован ствол 4.

Манжетные уплотнения 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, которая открывается под давлением масла, подаваемого ручным насосом через штуцер вместо разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.

Вращающийся ствол герметизируется с неподвижным корпусом системой резиновых манжетных уплотнений, предотвращающих проникновение Рис. 7. Корпус колонной гообеспечить монтаж подвесок и превенторов.

спуска монтаж может осуществляться только с помощью отрезания обсадной трубы и сварки резьбовой части или специально отведенного под сварку корпуса колонной головки. 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 цилиндрическим 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 пространства.

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 круглой опорной плитой.

Использование последнего типа повышает устойчивость корпуса колонной головки и обеспечивает лучшее распределение нагрузок на дно шахты при условии, что предусмотрена более глубокая шахта с последующим бетонированием пространства между дном шахты и опорной плитой. Обычно при этом добавляется цементируемый каркас.

Колонная головка предназначена для подвешивания и обвязки между собой 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 механизированной эксплуатации скважины. Секции колонной головки устанавливаются на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом секциями колонной головки возможна только по мере их спуска и цементирования.

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 колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500…550 кг.

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

Колонная головка обеспечивает надежное и герметичное соединение устья обсадной колонны с ранее спущенными колоннами; контроль за давлением 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 смазок в межпакерную полость систему уплотнения;

возможность монтажа стволовой части противовыбросового оборудоo вания с последующей опрессовкой противовыбросового оборудования (манифольда);

контроль и разрядку, при необходимости, давления в межколонных пространствах на устье;

проведение цементирования скважины после очередного спуска обсадo ной колонны (технической или эксплуатационной).

Конструкция колонной головки должна отвечать следующим требованиям:

надежность герметизации межтрубных пространств;

контроль за давлением в межтрубном пространстве;

быстрое и надежное закрепление обсадных колонн;

универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной головке обсадных колонн различных комбинаций;

предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного износа при работе бурильным инструментом;

возможность вертикального перемещения обсадных колонн при высоких температурах в скважине;

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, - трх, - четырх, - пяти колонную конструкцию. Шифр колонной головки содержит следующую информацию. Например: ОКК3 - 35 - 140245324426;

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 данном случае - верхнее 35 Мпа, нижнее тоже Мпа; 140245324426 диаметры обвязываемых колонн, мм (кондуктор 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 нижний 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 задвижки под давлением. Количество колонных головок зависит от конструкции скважины. Между собой колонные головки крепятся при помощи 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.

3.1. Характеристика каналов фильтрации бурового раствора Поглощением называется гидродинамическое взаимодействие в системе скважина - пласт, сопровождающееся поступлением бурового или тампонажного раствора из скважины в пласт с интенсивностью, осложняющей дальнейшую проводку скважины. Это уход значительных объемов бурового раствора в пласт.

Поглощение может произойти на любой глубине и во время выполнения любой операции. Исследование проницаемых пластов проводят для определения параметров и характеристик поглощающих объектов:

o границы (толщины) зоны поглощения;

o пластового давления;

o интенсивности поглощения;

o взаимодействия пластов, направление внутрискважинных перетоков;

o тип коллектора, размер и форму каналов;

o местоположения и размеров сужений и каверн в скважине;

o возможности других осложнений и их интервалов (обвалы, проявления);

o прочности и давления гидроразрыва пород;

o При бурении скважин вскрываются пласты, сложенные горными породами с различными пористостью, проницаемостью и дренированностью, в том числе гранулярные (например, песчаники), трещинные и кавернозные (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 цементированию колонн.

3.2. Исследование проницаемых пластов Исследования проводят для определения параметров и характеристик поглощающих объектов:

1) границы (толщины) зоны поглощения;

2) пластовое давление;

3) интенсивность поглощения;

4) взаимодействие пластов, направление внутрискважинных перетоков;

5) типы коллектора, размеры и форма каналов;

6) местоположение и размеры сужений и каверн в скважине;

7) возможность других осложнений и их интервалов (обвалы, проявления);

8) прочность и давление гидроразрыва пород;

9) подготовленность ствола скважины к переходу на промывку другим раствором и к цементированию колонн.

Данные исследований используют для выбора методов и средств борьбы с поглощениями, расчета режимов прмывки и крепления при наличии в разрезе отложений, склонных к поглощениям.

Для исследования поглощений применяют различные методы: наблюдение за состоянием циркуляции БР, изучение изменения механической скорости бурения во времени (механический каротаж), отбор и анализ керна и шлама, фотографирование стенок скважин, наблюдение за стенками скважин с помощью скважинной телеметрии, промыслово-геофизические и гидродинамические исследования. С целью детального изучения поглощающих пластов проводят комплексные исследования.

3.3. Методы предупреждения и ликвидации поглощений Предупреждение поглощений обеспечивается минимальным избыточным давлением на поглощающий пласт и предотвращением резких колебаний давления в скважине. Это достигается за счет:

снижения плотности раствора, в том числе использования аэрированных растворов и пен;

уменьшения расхода (скорости восходящего потока) раствора;

ограничения скорости СПО;

расхаживания инструмента перед пуском насосов и плавного восстановления циркуляции;

подбора соответствующей компоновки низа колонны бурильных труб (КНБК);

предотвращения образование сальников.

4.1. Образование гидратов в скважинах Гидраты газов представляют собой твердые соединения, в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами 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/см (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, состоянием воды, внешними давлениями и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния. Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. 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 гидратообразованием 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 рабочей температуры (осушка газов);

ввод в газовый поток различных веществ (спирты, электролиты), понижающих температуру гидратообразования тепловое воздействие на пласт.

4.2. Предупреждение и борьба с гидратообразованием К основным методам предупреждения и борьбы с гидратообразованием относятся:

1. Понижение давление ниже давления гидратообразования при заданной температуре.

2. Поддержание температуры газового потока выше температуры гидратообразования при заданном давлении.

3. Понижение точки росы паров воды в газовом потоке ниже рабочей температуры (осушка газов).

4. Ввод в газовый поток различных веществ (спирты, электролиты), понижающих температуру гидратообразования.

5. Тепловое воздействие на пласт.

5. Осложнения, определяющие прихваты бурильного инструмента Под прихватом бурильной колонны понимается невозможность подъема е из скважины при технически допустимых натяжениях или сжатии.

5.1. 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 скважины, а глубина его доходит до нескольких десятков сантиметров. Особенно интенсивно желоба образуется в верхней части сильно искривленных скважин, в мягких породах при роторном способе бурения. Вес бурильной колонны под сильно искривленным участком ствола создает боковое усилие со стороны труб на стенку скважины, в результате чего в этом месте вырабатывается желоб небольшого диаметра, через который трудно проходит инструмент 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 соответствующего 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.

5.2. Осложнения, связанные с разбуриванием хемогенных пород. Соленосные 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 приствольной зоне под воздействием горного давления наблюдаются пластические деформации (течение солей), а при наличии хрупких непрочных пород возможны обрушения, обвалы, образование каверн. Наряду с естественными процессами дестабилизации стенок скважин наблюдается и искусственная дестабилизация под воздействием промывочных жидкостей: 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 должна быть равна средневзвешенной плотности вышележащих горных пород, что исключит течение солей.

К вскрытым соленосным отложениям в большинстве случаев приурочены интервалы интенсивного кавернообразования. Причиной образования каверн являются растворимость и размыв солей.

Растворимость солей можно уменьшить путем:

• применения нерастворимых сред буровых растворов на нефтяной основе и гидрофобных эмульсий;

• подавления растворимости одной соли другой в соответствии с закономерностями солевого равновесия;

• перенасыщения буровых растворов солью (избыток соли в твердой фазе 5–10%) для исключения возможности растворения пластовой соли в призабойной зоне при более высокой температуре.

С целью уменьшения сужения ствола при разбуривании бишофита необходимо:

1. Соблюдать равенство скоростей пластического течения и растворения этой соли, которое достигается за счет смены типа и изменения плотности БР.

2. Использовать способ бурения скважины «опережающим стволом».

3. 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 раствором, который бертся из запасных мкостей, с целью снижения забойной температуры.

5.3. Сальникообразование. Сальники представляют собой смесь вязкой глинистой массы с частицами выбуренной породы, отложенной на колонне бурильных труб, особенно в местах изменения наружного диаметра над долотом, над забойным двигателем, над УБТ, у переводников, замков, калибраторов, 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 диаметрах элементов бурильной колонны; нарушение герметичности колонны; кавернозность и наличие ступенчатого ствола.

5.4. Прихват под действием перепада давлений. Дифференциальное давление (перепад между гидростатическим и пластовым) прижимает колонну к стенке скважины. Прихват возможен при наличии в разрезе хорошо проницаемых пород с проницаемостью до 600 - 800 миллидарси. Возможные породы:

песчаник, трещиноватый известняк, алевролиты.

Другими условиями возникновения дифференциального прихвата являются образование липкой фильтрационной корки на стенке скважины, возникновение механической прижимающей силы в виде нормальной составляющей веса труб в наклонно направленных скважинах и в искривленных участках ствола вертикальных скважин, оставление бурильной колонны без движения на какоето время. Существенно влияние продолжительности контакта, проницаемости 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 прихват.

5.5. Осыпи, обвалы - происходят при прохождении уплотннных глин, аргиллитов, глинистых сланцев. В результате смачивания буровым раствором и его фильтратом снижается предел прочности глинистых пород, и происходит осыпание или обрушение в скважину. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Горное давление при этом значительно превышает давление со стороны столба БР.

Основная причина обвалообразований - недостаточная прочность горных пород при их обнажении. В естественных условиях залегания горные породы находятся под действием вертикального ргв п gz и бокового давлений (горное давление). Здесь п средняя плотность вышележащих пород, k 1 - коэффициент бокового распора.

5.6. 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 абсорбции глиной воды и ингибитора ее диспергирования. Они выполняют целый ряд функций: структурообразователя (а при малой концентрации - разжижителя), флокулянта, понизителя водоотдачи и фильтрации, стабилизатора, гидрофобизатора бурильной колонны и другие.

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

5.8. Нарушение технологического режима бурения скважины Оседания шлама и утяжелителя. Не допускается оставлять инструмент в скважине без промывки. Для предупреждения флокуляции необходимо поддерживать структурно-механические свойства БР на уровне проектных требований.

Износ породоразрушающего инструмента. В результате абразивного износа долота его диаметр уменьшается и вместе с ним фактический диаметр скважины, что приводит к возникновению препятствий при спуске нового долота.

Сложная геометрия ствола скважины. В скважинах, которые пробурены с помощью гибкой КНБК, получившаяся траектория может быть труднопроходимой для негибкого инструмента. Спуск негибкого инструмента в такую скважину без предварительного расширения может привести к прихвату бурильных труб.

Попадание металлических обломков в ствол скважины. Металлические обломки попадают в скважину (рис. 5.13) либо с поверхности, либо при поломке колонны. Обломки легко двигаются вниз по скважине, пока не наткнутся на препятствие (УБТ, стабилизаторы, долото), тогда они застревают между препятствием и стенкой ствола.

5.9. Некачественное цементирование скважины.

Анализ осложнений показывает, что около 38% скважин содержит обводненную продукцию; 29% осложнений связано с поглощением тампонажного раствора и, как следствие, недоподъемом цементного раствора; на межпластовые перетоки приходится около 15–25%, флюидопроявления 5% и 5 13% связано с недоспуском колонны.

1. Недоподъем тампонажного раствора.

2. Межпластовые перетоки.

3. Флюидопроявления.

4. Недоспуск колонн.

5. Низкая адгезия тампонажного камня.

6. Недолговечность тампонажного камня.

Предупреждение аварий из-за неудачного цементирования. Предупреждение перечисленных аварий обеспечивается целым рядом мероприятий как предшествующих цементированию обсадных колонн, так и осуществляемых непосредственно в процессе его проведения.

5.10. Особенности бурения скважин в условиях сероводородной агрессии.

Сероводород очень опасен для человека. При концентрации даже 1 мг/л возможна смерть от паралича дыхательного центра. Сероводород легко воспламеняется, а в смеси с воздухом взрывается. Температура воспламенения – 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 жсткие требования по технике безопасности. В условиях сероводородной агрессии могут возникнуть следующие осложнения:

Разрушение бурильных, обсадных труб и устьевого оборудования в результате коррозионного растрескивания.

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

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

При бурении скважин в условиях сероводородной агрессии необходимо использовать:

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

Бурильные, обсадные трубы и устьевое оборудование использовать из специальных сталей, стойких к наличию сероводорода.

Водородный показатель кислотности бурового раствора рН поддерживать более 9.

В раствор добавлять ингибиторы коррозии, способные связывать серу в соединения, трудно растворимые в воде.

6. Осложнения при бурении скважин в многолетнемерзлых породах 6.1. Виды осложнений Мрзлыми породами называются такие породы, которые имеют нулевую или отрицательную температуру, и в которых хотя бы часть воды замрзла.

Многолетнемрзлые породы (ММП) - это породы, находящиеся в мрзлом состоянии в течение многих лет. В верхней части геологического разреза многих северных районов страны залегает толща многолетнемрзлых пород; мощность этой толщи иногда достигает 500м и более. В состав е могут входить как хорошо связанные прочные породы (известняки, песчаники и т.п.), так и породы несвязанные (пески, галечники и т.п.), единственным цементирующим материалом для которых является лд.

При бурении в толще ММП пород возникают следующие осложнения:

Интенсивное кавернообразование (Кк>1,5) в интервалах залегания ММП и низкотемпературных талых пород (НТП), осыпи, обвалы пород, приводящие к прихвату, слому бурильного инструмента; размыв, провалы фундамента под буровой установкой в результате протаивания мрзлых пород, прилегающих к поверхности.

Протаивание, размыв за направлением, кондуктором, проникновение БР в затрубное пространство в том числе соседних близкорасположенных скважин при бурении с поглощением БР с частичной или полной потерей его циркуляции в стволе, грифонообразовании.

Недопуск обсадных колонн до проектной глубины, неподъм цемента за направлением, кондуктором, разгерметизация резьбовых соединений, смятие обсадных колонн, насосно-компрессорных труб в случае обратного 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 мрзлых 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 совместного физико-химического воздействия и эрозии на стенки скважины сцементированные льдом песчано-глинистые отложения разрушаются и легко размываются потоком БР. Это приводит к интенсивному кавернообразованию 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 давление повышается на 13,43 МПа. Следовательно, чем ниже температура ММП, тем большие усилия действуют на колонну обсадных труб при обратном промерзании пород. Это может привести к смятию и поломке колонн.

6.2. Предупреждение и борьба с осложнениями в ММП Бурение в ММП возможно с использованием в качестве очистного агента:

бурового раствора с отрицательной температурой;

охлажденного воздуха, аэрированных жидкостей, пен;

бурового раствора с положительной температурой, но с применением специальных технологий.

Наиболее благоприятны с точки зрения недопущения разрушения ММП пены, воздух, эмульсии и растворы на нефтяной основе. Такого рода БР незначительно отфильтровывают жидкость в поры породы, нейтральны по отношению ко льду, обладают пониженной теплоемкостью.

Аэрированные жидкости и пены имеют ряд существенных преимуществ как промывочные агенты. При их применении гидростатическое давление в скважине мало, что приводит к возрастанию механической скорости бурения, повышает износостойкость долот. Введение в газожидкостную смесь ПАВ ПАА, КМЦ, гипана, сульфонола, глинопорошка, смазывающих, противоморозных, ингибирующих добавок позволяет получить буровые растворы с требуемыми свойствами и регулировать их в широких пределах. При замерзании аэрированных растворов и пен в кольцевом и межколонном пространствах разрушения колонн обсадных труб не происходит, так как растворы сохраняют ячеистую структуру, а примерзший буровой инструмент достаточно легко извлекается из скважины. При цементировании пена легко вытесняется из заколонного пространства, что повышает качество крепления скважин.

Раздел 7. Конструкция скважин 7.1. График совмещенных условий бурения 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 ko и соответствующие значения относительной плотности бурового раствора, рассчитанные по формуле р=кзка где А, - коэффициент запаса, определяющий величину репрессии на пласт.

Значения коэффициента запаса к3 задаются в следующих пределах.

Интервал, м....... kx Г.

Репрессия на пласт, МПа 1,5 2,5 3, При этом, как видим, ограничивается максимально допустимая величина репрессии на пласт.

Совмещенный график давлений и выделенные интервалы с несовместимыми условиями приведены на рис. 1 Как следует из анализа ситуации, представленной на рис. 1, на глубине 300 м скважина превышает индекс давления поглощения в вышележащем 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 эксплуатационной колонны, которая спускается в продуктивный пласт, скважина должна быть оборудована еще направлением, кондуктором и промежуточной колонной.

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

7.2. Гидравлическая программа промывки скважины Современная технология бурения скважин предполагает систематическое использование циркулирующих промывочных агентов для транспортирования разрушенной горной породы на дневную поверхность, обеспечения необходимого противодавления на проходимые скважиной горные породы, подачи энергии к долоту и забойному двигателю, ликвидации пластовых флюидопроявлений, а также для задавливания открыто фонтанирующих скважин и т.д.

определение расхода бурового раствора, обеспечивающего вынос шлама горных пород;

определение плотности бурового раствора по стволу скважины;

расчт производительности и давления бурового насоса, их количества, диаметра втулок;

нахождение критической плотности бурового раствора, при которой возможен гидроразрыв пласта.

определение потерь давления внутри бурильных труб, в наземной обвязке, в турбобуре, в кольцевом пространстве за ТБПВ, в долоте.

выявление возможности гидромониторного эффекта и определение числа и диаметра промывочных отверстий.

построение графика распределения потерь давления в циркуляционной системе.

Чтобы правильно выбрать технологические характеристики гидравлического оборудования и определить для каждого конкретного случая необходимые параметры циркуляционного потока в скважине для безаварийной ее проводки или ликвидации аварии, необходимо рассмотреть основы теории и расчетные зависимости применительно к гидродинамическим процессам в бурящихся скважинах.

Гидравлическая программа является основной частью проектного режима проводки скважины.

8.1 Причины возникновения аварий Аварии в скважинах происходят почти со всеми видами труб и колонн, инструментами, приборами и т.д. Они на сегодня часты в цикле строительства скважины. Для удобства анализа, разработки мер предупреждения, и ликвидации аварий все они разделены на виды.

Вид аварий - это характерные, много раз повторяющиеся, схожие между 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 забойными двигателями; падение в скважину посторонних предметов; прочие аварии.

Аварии с элементами колонны бурильных труб - оставление в скважине элементов колонны бурильных труб (ведущих, бурильных и утяжеленных труб, переводников, муфт, замков, центраторов, амортизаторов, калибраторов) из-за поломок по телу на гладком участке или в зоне замковой резьбы или по сварному шву; вследствие срыва по резьбовому соединению, а также в результате падения в скважину названных выше элементов, 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 подвижности 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 скважин 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 головки, расширителя, а также их элементов и частей. Аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки - аварии со спускаемыми, спущенными и зацементированными колоннами либо с их частями, вызванные разъединением по резьбовым соединениям, обрывом по сварному шву и телу трубы, 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 цементным раствором колонны бурильных труб, на которых спускалась секция 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 затрубном 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 - падение 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 помощью 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, шаблонов, торпед, перфораторов и других устройств, применяемых при исследовании скважин и вспомогательных работах), открытые нефтяные и газовые фонтаны;

падение и разрушение вышек, морских оснований, падение элементов талевой системы (кроноблок, крюкоблок); взрывы и пожары на буровых, приводящие к выходу из строя оборудования и остановке бурения.

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 ликвидации первоначально возникшей аварии. Такой же порядок учета распространяется 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, происшедшие при испытании скважин.

При креплении скважин обсадными колоннами встречаются следующие 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, недостаточно продуманном плане работ по спуску колонны или его невыполнении. Причины других случаев прихвата обсадных колонн подобны причинам прихватов бурильных колонн.

8.2. Методы ликвидации аварий Прежде чем приступить к ликвидации аварии, необходимо тщательно проанализировать ее на основе современного состояния техники ловильных 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. Одновременно, не прекращая основных работ и не оставляй своего поста, бурильщик должен уведомить мастера, а при отсутствии его - руководство пред приятия об аварии, Работы по ликвидации аварии ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера предприятия. Если на буровой присутствует несколько руководящих работников, то ответственным является старший по должности, через которого мастеру передаются указания по ликвидации аварии.

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 ключами.

Длина спускаемой бурильной колонны с ловильным инструментом должна подбираться с таким расчетом, чтобы ловильный инструмент крепился ротором причем в плашках превентора обязательно должна находиться бурильная труба, а в роторе - ведущая.

При подъеме ловильного инструмента с извлекаемыми трубами или с извлекаемым предметом развинчивание замковых соединений необходимо выполнять без вращения подвешенной на роторе колонны ключами АКБ, машинными ключами, с последующим развинчиванием вручную.

5.3. Краткое описание практических занятий.

1 Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска.

2 Расчт расхода промывочной жидкости.

3 Расчт перепада давления в местных сопротивлениях циркуляционной системы.

4 Гидравлический расчт циркуляционной системы.

5 Исследование поглощающих горизонтов.

6 Тампонирующее устройство для ликвидации зон поглощений.

7 Установление границ прихвата и прихватоопасной ситуации.

8 Расчт установки нефтяных и кислотных ванн.

9 Аварийный инструмент.

10 Изучение типовых аварийных технологических операций.

11 Анализ фактически произошедших аварий.

12 Составление рапорта об авариях.

5.3.2. Методические указания по выполнению заданий на практических занятиях Практические занятия предусматривают выполнение студентами под руководством преподавателя заданий по расчету гидравлической программы скважины для безаварийной е проходки, расчтов элементов аварийного инструмента, его устройства и принцип действия. Главной целью практических занятий является знакомство с теоретическими положениями курса, приобретение и формирование навыков и умения при обосновании мероприятий по предупреждению осложнений, а также выборе способов и механизма его осуществления при ликвидации аварий для условий бурения скважин на нефть и газ.

Для проведения формирования задания практических занятий студентам необходимо в период проведения производственной практики собрать следующий материал:

геологическая, стратиграфическая, обзорная карты района;

геологический разрез по скважине;

геофизические и гидрогеологические исследования;

физико-механические свойства горных пород (тврдость по шкале буримости и Шрейнера, трещиноватость, кавернозность, пластичность, абразивность, пористость, сплошность, плотность);

давления в скважине (горное, поровое, пластовое, гидроразрыва пород, поглощения);

температура пород;

тип коллектора его конструкция, первичное и вторичное вскрытие;

способ бурения, конструкция скважины; применяемый породоразрушающий инструмент, режимы бурения по интервалам пород;

буровые и тампонажные растворы;

КНБК; обсадные колонны и цементирование; применяемое оборудование; технико-экономические показатели; мероприятия по охране окружающей среды;

испытание скважин.

Снять копии имеющихся на месторождении геологических графических материалов; чертежи и эскизы технических устройств, аварийного инструмента;

примеры расчета бурильных и обсадных колонн; график совмещенных давлений; параметры и состав буровых растворов и тампонажных смесей по интервалам бурения; характеристика применяемых хим. реагентов; способы обработки и утилизации.

Обзор и анализ применяемой техники и технологии для повышения производительности процесса бурения и снижения себестоимости работ.

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

Задание на каждое практическое занятие определяется по материалам, собранным студентом в период производственной практики.

1. проведение входного контроля подготовленности к занятию (проверка краткого конспекта с теоретическими сведениями по теме занятия);

2. Уточнить задание по теме практического занятия.

3. Выполнить необходимые расчты.

4. Оформить результаты расчетов и сделать выводы.

5. Представить оформленные материалы преподавателю.

Проведение входного контроля подготовленности к занятию (проверка краткого конспекта с теоретическими сведениями по теме занятия);

Задание на выполнение подготовки к практическому занятию. Перед занятием студент должен подготовить: предварительную заготовку протокола занятия, который содержит: основные расчетные зависимости, координатную сетку графиков, расчетные таблицы и т.п.; краткий конспект теоретической информации по теме каждого занятия: Кроме того, студент должен быть готовым к письменному блиц-опросу или тестированию по теме занятия.

Требования к отчетным материалам Состав отчетных материалов

№ ПЗ ВЫПОЛНЕНИЕ ОТЧЁТОВ ПО ПРАКТИЧЕСКИМ ЗАНЯТИЯМ

глоссарий решение задач тесты рефераты презентации контент Выполнение отчтов по практическим занятиям.

Предполагается к каждому из первых 9 занятий сделать глоссарий по теме работы.

Горное давление (formation breakdown pressure) – напряжения, возникающие в массиве горных пород, вблизи стенок скважин в результате действия гравитационных и тектонических сил. Горное давление формируется давлением вышележащих пород, тектоническим давлением и давлением пластовых вод.

Поровое давление (casing) – давление флюида в глинистых непроницаемых породах.

Пластовое давление (pressure) – давление пластового флюида на вмещающие породы в пластах-коллекторах, имеющих внутреннюю гидродинамическую связь по площади и разрезу. Оно характеризует ресурсы нефтегазового пласта.

Геостатическое давление – давление выше залегающих горных пород.

Гидростатическое давление (bottom-hole pressure) – давление в скважине, создаваемое столбом бурового раствора, не зависящее от диаметра ствола скважины и пространственного расположения скважин (наклонно-направленные, горизонтальные). Величина гидростатического давления обусловлена двумя величинами: глубиной скважины, плотностью промывочной жидкости Давление гидроразрыва пласта (pore pressure annular in-tube bay) – это давление, при котором нарушается целостность горной породы в стенках скважины и происходит разрушение скелетной рештки пласта, возникает сеть микротрещин, начинается интенсивное поглощение жидкости, находящейся в скважине.

Величина давления гидроразрыва обычно составляет 70– 110% величины геостатического.

Динамическое давление. В процессе спуска инструмента под долотом создатся избыточное давление – репрессия, а при подъме – разряжение – 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 динамическим, может быть найдена как сумма давления страгивания и составляющей, зависящей от скорости движения труб:

Гидродинамическое давление – это давление, которое надо приложить к некоторому объму жидкости для его перемещения по системе трубопроводов от одного сечения системы до другого. В бурении это давление создатся буровыми насосами и прилагается к БР для прокачки его по системе: трубопроводы наземной обвязки – бурильные трубы – УБТ – долото – затрубное кольцевое пространство.

Давление насыщения – это давление, при котором начинается выделение газа, растворнного в нефти.

Эффективное давление (напряжение) –разность между горным и пластовым (поровым) давлением.

Дифференциальное давление – разность забойного давления и пластового (порового).

Забойное давление – общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях.

Депрессия – это избыточное давление, создаваемое в процессе подъма инструмента под долотом.

Решение расчтных задач предусмотрено для работ №1 – 5, 7, 8.: «Пример гидравлического расчета промывки скважины». В практическом занятии на примере студенты обучаются проведению гидравлического расчта промывки скважины. В отчте по практическому занятию студент производит конкретный гидравлический расчт по производственным данным, собранным на производственной практике.

Решение расчтных задач предусмотрено для работ: №7 "Установление границ прихвата и прихватоопасной ситуации" и №8 "Расчт установки нефтяных и кислотных ванн" Для этого студент задатся исходными данными, например: длина свободной части колонны; Е - модуль упругости металла труб (модуль Юнга); F - площадь поперечного сечения трубы и т.д. и рассчитывает- L - длину свободной части колонны и объем нефти (воды, кислоты) для противоприхватной ванны.

В отчте по практическим занятию №4: «Гидравлический расчт циркуляционной системы» студент на конкретном примере строит график распределения давления в циркуляционной системе, т.е. выполняет графическое решение задачи.

По практическим занятиям: №3 "Расчт перепада давления в местных сопротивлениях циркуляционной системы", №5 "Исследование поглощающих горизонтов", №6 "Тампонирующее устройство для ликвидации зон поглощений", №7 "Установление границ прихвата и прихватоопасной ситуации", №8 "Расчт установки нефтяных и кислотных ванн", №9 " Аварийный инструмент" студент выполняет реферат по теме занятий в виде презентаций и составляет тесты.

В отчте по практическому занятию №9 "Аварийный инструмент"студент приводит рисунки аварийного инструмента, т.е. выполняет графическое решение задачи и представляет контент, который выполняет с выделением ключевых слов и использованием гиперссылок.

По практическим занятиям: №10 "Изучение типовых аварийных технологических операций", № 11 "Анализ фактически произошедших аварий", №12 "Составление рапорта об авариях" студент на основании фактических материалов излагает конкретную схему или технологические операции по предотвращению и ликвидации осложнения и аварии в виде реферата и презентации.