Файл: Методические указания по организации внеаудиторной самостоятельной работы студентов По теме Газонефтеводопроявления.pdf

13
Самостоятельная работа 3 - 9
Подготовка к выполнению практической работы 1 - 7
1 Определение давления бурового раствора на забой
2 Определение плотности разгазированного бурового раствора при выходе его из скважины
3 Определение относительного давления в системе скважина-пласт
4 Определение плотности бурового раствора для предупреждения выброса
5 Определение снижения давления на пласт
6 Обоснование типа противовыбросового оборудования.
7 Отработка действий буровой бригады при ГНВП.
Формируемые компетенции: ПК 1.1, ПК 1.3 ОК1,ОК2, ОК3, ОК4, ОК8.
Цель самостоятельной работы: повторение пройденного материала по теме
«ГНВП» для успешного выполнения практической работы на занятии.
Рекомендуемые источники: (2) стр.192-249
Задание: повторить тему и ознакомиться с методическими указаниями по выполнению практической работы.
Инструкция по выполнению самостоятельной работы:
Подготовка к практической работе
При подготовке к практической работе рекомендуется придерживаться следующего плана:
 Прочитать название работы и выясните смысл всех непонятных слов.
 Прочитать описание работы от начала до конца. Задача первого прочтения состоит в том, чтобы выяснить, какова цель, содержание и этапы проведения практической работы.
 Прочитать по учебнику материал, относящийся к данной работе.
Разобрать основные положения и правила. Найти ответы на контрольные вопросы, приведенные в конце описания работы (если они имеются).
 Рассмотреть по учебнику устройство и принцип работы приборов, которые будут использоваться в работе.
 Рассмотреть в описании практической работы принципиальную схему эксперимента и таблицу, в которую будут заноситься результаты работы.
 Продумать, какой окончательный результат и вывод должен быть получен в данной практической работе.
Практическая работа 1 Определение давления бурового раствора на
забой
Пример практической работы:

14
Определить гидростатическое давление бурового раствора на забой, если глубина скважины Н = 3000 м, плотность бурового раствора
= 1,25 г/см , статическое напряжение сдвига раствора или 30 кН/
, диаметр скважины
= 200 мм.
Решение. Гидростатическое давление бурового раствора на забой скважины определяют по формуле
(1) где = давление на свободной поверхности бурового раствора (в кольцевом пространстве на устье скважины). Это давление возникает в том случае, если буровой раствор выходит из скважины через герметизирующее приспособление или при задавке скважины с закрытым полностью или частично превентором. В нашем случае буровой раствор свободно выходит из скважины, т.е. = 0;
- давление, которое может возникнуть на забое при проявлении структурных свойств бурового раствора.
Если давление на забое начинает медленно возрастать в результате слабого притока жидкости в скважину, то до начала движение раствора величину необходимо брать со знаком плюс. Если происходит медленное отфильтровывание воды в нижней части скважины при неизменном положении уровня в скважине, то величину необходимо брать со знаком минус. Если скважина заполнена водой, то
= 0.
Величину определяют по формуле:
Н/м = 1,8 МПа.
Принимая в нашем примере величину со знаком плюс, получаем
МПа.
Таким образом, в статическом состоянии давление на забой скважины в результате пластических свойств раствора отклоняется от гидростатического на 1,8 МПа. Если раствор долгое время находился в состоянии покоя, в силу тиксотропных свойств и других причин статическое напряжение сдвига раствора может возрасти в 3-5 раз. При этом также возрастет и
. Это всегда следует учитывать при

15 определении начального давления на выкиде насосов в процессе продавки бурового раствора, который долгое время находился в покое.
П р и м е ч а н и е. На практике величиной пренебрегают, тогда гидростатическое давление бурового раствора на забой
, (2) а если устье скважины свободно открыто, то = 0 и
. (3)

16 5
1800 300 4,5 29 1,15 19 6
1850 290 6,5 30 1,16 20 7
1600 300 5
25 1,11 15 8
1650 290 5,5 26 1,12 16 9
1700 300 6
27 1,13 17 10 1750 290 4
28 1,14 18 11 1800 300 4,5 29 1,15 19 12 1850 290 6,5 30 1,16 20
Пористость породы b=25 %; коэффициент растворимости газа в нефти ά =
0,9для всех вариантов. Диаметр бурильных труб D =0,140 м; внутренний диаметр бурильных труб d= 0,120 м, объем раствора в желобах и приемной емкости Vж.е.=30 м
3.
Задача 1.
ПРИМЕР :Найти плотность разгазированного бурового раствора при выходе его из скважины диаметром ,D
скв
= 0,3 м если в неѐ прокачивают Q = 40 дм
3
/с бурового раствора плотностью ρ
б.р
= 1,6 г/см
3
, средняя механическая скорость проходки Vм = 8 м/ч, ожидаемое пластовое давление Р
пл
=
17
МПа, пористость породы b=25 %; коэффициент растворимости газа в нефти ά
= 0,9.
Решение: Количество газа, поступающего в буровой раствор из пласта в течение 1 часа, определяется по формуле
Vг = π D
2
скв
/4 * Vм* b/100* ά* Р
пл
*10 (1)
Подставляя данные из условия задачи получаем
Vг = 3,14 * 0,3 2
/4 * 8* 25/100* 0,9* 17,0
*10 = 21,6 м
3
/ч
Плотность разгазированного бурового раствора при выходе его из скважины находим по формуле
ρ
рб.р.
= 3,6 *Q* ρ
б.р
/3,6 *Q + Vг (2)
ρ
рб.р.
= 3,6 *40* 1,6/3,6 *40 + 21,6 = 1,4г/см
3
Задача 2
ПРИМЕР: Определить время разгазирования бурового раствора в скважине глубиной Н = 1800м, диаметром D
скв
= 0,3 м при скорости проходки 5 м/ч, плотность раствора ρ
б.р
= 1,3 г/см
3
, подача насоса Q= 26 дм
3
/с, пластовое давление 20 МПа
РЕШЕНИЕ:
Количество газа , поступающего в скважину в течение 1 часа работы долота,
Vг = π D
2
скв
/4 * Vм* b/100* ά* Р
пл
*10 = 3,14 * 0,3 2
/4 * 5* 25/100* 0,9* 20,0
*10 =15,7 м
3
/ч
Плотность разгазированного бурового раствора после выхода его из скважины
ρ
рб.р.
= 3,6 *Q* ρ
б.р
/3,6 *Q + Vг= 3,6 *26* 1,3/3,6 *26 + 15,7=1.11 г/см
3

17
Время разгазирования раствора
Т=[ Vж.е.+ π/4*( D
2
скв
- D
2
+ d
2
)/Н]* (ρ
б.р
– ρ рбр
)/ Vг * ρ
рб.р.
( 2)
Т= [ 30+3,14/4 * ( 0,3 2
– 0,14 2
+0,12 2
)* 1800]* ( 1,3-1,09)/ 17,6*1,09 =1,64 ч
Практическая работа 3 Определение относительного давления в системе
скважина-пласт
Под относительным давлением понимается отношение давления в пласте к гидростатическому давлению столба воды в скважине
P
отн
= p
пл /
p
г.ст.
Гидростатическое давление воды на забой p
б.р
(МПа) - давление столба воды на забой на глубине H, определяется по формуле:
P
г.ст.
=p
в gH
Практическая работа 4
Определение плотности бурового раствора для предупреждения
выброса
№ вар Диаметр скважины, мм
Диаметр бурильных труб, мм плотность
БР до вскрытия проявляющего пласта, г/ см
3
Динамическое напряжение сдвига,
Н/см
2
Минимальный запас плотности бурового раствора ,г/ см
3 1
295,3 140 1,11 0. 0015 0,051 2
244,9 127 1,12 0. 001 0.046 3
295,3 140 1,13 0. 0015 0,051 4
244,9 127 1,14 0. 001 0.046 5
295,3 140 1,15 0. 0015 0,051 6
244,9 127 1,16 0. 001 0.046 7
295,3 140 1,11 0. 0015 0,051 8
244,9 127 1,12 0. 001 0.046 9
295,3 140 1,13 0. 0015 0,051 10 244,9 127 1,14 0. 001 0.046 11 295,3 140 1,15 0. 0015 0,051 12 244,9 127 1,16 0. 001 0.046

18
Пример. Определить плотность бурового раствора для предупреждения проявлений при следующих условиях. Диаметр скважины 269,9мм, диаметр бурильных труб 147 мм, плотность бурового раствора до вскрытия проявляющего пласта 1,3 г/ см
3
, динамическое напряжение сдвига 0,001
Н/см
2
Решение: Для указанных условий величина максимального запаса плотности бурового раствора равна 0,044 г/ см
3
( И.В. Элияшевский , таблица
77 стр. 162). Плотность бурового раствора определяем по формуле
ρ = ρ
исх
+ 2 ρ
зап
=1.3+2*0, 044= 1,39 г/ см
3
Вывод: Для предупреждения проявлений при данных условиях плотность бурового раствора должна быть не менее 1,39 г/ см
3
Практическая работа 5 Определение снижения давления на пласт
1.Цель работы
Приобретение практических навыков расчета снижения давления на пласт
2.Обеспечивающие средства
2.1.Методические указания
3. Задание
3.1.Определить снижение давления на пласт
( исходные данные).
3.2.Ответить на контрольные вопросы
4. Требования к отчету
4.1. Номер работы
4.2. Расчеты
4.3. Ответы на контрольные вопросы
5.Технология выполнения
Исходные данные для решения задачи
№ варианта
Глубина скважины, м
Плотность бурового раствора, г/ см2
Длина УБТ
(lу), м
1 2000 1,24 100 2
2200 1,25 110 3
2300 1,26 120 4
2400 1.27 130 5
2400 1,28 140 6
2500 1,29 150

19 7
2000 1,30 160 8
2200 1,31 170 9
2300 1,32 180 10 2400 1,33 190 11 2400 1,34 200 12 2500 1,35 210
Дополнительные данные для всех вариантов: УБТ- диаметром 203 мм, вес 1 м УБТ ( g у
) -1920 Н ; бурильные трубы - 146 мм, вес 1 м БТ ( g) -314 Н .плотность материала бурильных труб ρ= 7,85г/см
3
; кондуктор диаметром 324, толщина стенки кондуктора 10мм.
Пример: Определить снижение давления на пласт , если бурильная колонна поднята с глубины Н = 2000м без подкачивания бурового раствора
,плотностью (ρ
б.р
) 1,35 г/см
3.
Бурильная колонна состоит из УБТ диаметром
203 мм длиной (l у
) 100м , бурильные трубы диаметром 146 мм.
Решение : Определяем вес поднятой из скважины колонны
G = g у
*
l у
+ g* L
L – длина бурильных труб ( Н - l у
), м
G = 1920
*
100
+ 314*1900 = 788000= 0,78 МН
Рассчитываем объем колонны
Vк = G/ ρ = 78,8/7,85 = 10м
3
Понижение уровня бурового раствора в скважине определяется по формуле l= Vк/F,
Где F-площадь внутреннего сечения кондуктора
F= π* d
2
/4= 3.14*0,303 2
/4 = 0.072 м
2
d – внутренний диаметр кондуктора ( 342 мм – 2*10 мм = 303мм = 0,303 м)
Тогда l= 10/0,072 = 138,9 м – понижение уровня бурового раствора в скважине.
Снижение давления на забой ∆ ρ= ρ
1
– ρ
2
, где ρ
1 и ρ
2
– гидростатическое давление на забой перед подъемом колонны и в конце подъема
ρ
1
=
ρ
б.р
* Н/ 100= 1,35*2000/100 = 27,0 МПа
ρ
2
=
ρ
б.р
*( Н- l )/ 100 = 1,35* ( 2000-138,9)/100 = 25.12 МПа
∆ ρ= 27,0 – 25,12 = 1,88МПа
Для стабилизации давления на забой необходимо на буровой иметь емкость с раствором, поступающим самотеком в скважину. Емкость должна быть не менее 10м
3
, так как объем колонны равен 10 м
3
Контрольные вопросы
1. Какие виды осложнений при бурении скважин наиболее часто встречаются.

20 2. Назовите основные признаки и причины поглощения бурового раствора.
3. При каких обстоятельствах могут возникнуть ГНВП
Практическая работа 6 Обоснование типа противовыбросового
оборудования
1.Цель работы
Приобретение практических навыков выбора ПВО
2.Обеспечивающие средства
2.1.Методические указания
2.2. Вадецкий Ю.В. «Бурение нефтяных и газовых скважин» стр – 192-193
3. Задание
3.1.Изучить методику выбора ПВО
3.2. Выбрать схему ПВО согласно данным
3.3. Ответить на контрольные вопросы
4. Требования к отчету
4.1. Номер работы
4.2. Схемы ПВО
4.3. Ответы на контрольные вопросы
Технология выполнения
Выбор типа ПВО и колонной головки должен осуществляться в соответствии с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03) пункт 2.7.6.Монтаж ПВО следует осуществлять согласно типовой схеме, выполненной в соответствии с ГОСТ
13862.
На кондуктор, промежуточные колонны , ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений . а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ связанных со вскрытым продуктивным пластом устанавливается ПВО. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации скважины при ликвидации открытого фонтана.
Превенторная установка, манифольд ( линии дросселирования и глушения) , система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем,