Файл: Курсовая работа Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин.rtf
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 92
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Третья группа - факторы, связанные с поведением пласта (нефтегазоводопроявлениями).
Одновременное возникновение первой и второй групп факторов является минимальным пропускным сочетанием, т.е. набором факторов (предпосылок) одновременное возникновение которых достаточно для появления головного события (аварии).
Следовательно, вероятность возникновения открытого фонтана описывается следующим выражением:
,-
Рфонтана - вероятность возникновения открытого фонтана; Ротказ оборуд. - вероятность отказа оборудования; РНГП - вероятность нефтегазопроявлений.
Каждая из рассмотренных групп факторов может быть далее детализирована на факторы, являющиеся причинами их появления.
Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений
1. На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, утвержденный главным инженером бурового предприятия и согласованный с органами Госгортехнадзора.
2. С членами буровой бригады провести дополнительный инструктаж по первоочередным действиям членов бригады при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии с росписью в журнале инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.
. При бурении производить постоянный контроль за количеством закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, за уровнем бурового раствора в приемных емкостях, за изменением давления на насосах и на стояке в буровой при прочих равных условиях бурения, кроме того, необходимо учитывать технологические факторы процесса бурения - резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения, увеличение вращательного момента на роторе.
. Производить замер плотности бурового раствора не реже одного раза в час, остальные параметры замерять 3-4 раза в смену с записью в журнале по глинистым растворам.
. При спускоподъемных операциях контролировать соответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемого (вытесняемого) в скважину (из скважины) бурового раствора. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, должны соответствовать требованиям проекта.
. Следить за уровнем столба бурового раствора в скважине при технологических остановках и длительных простоях.
. При всех отклонениях в процессе нормального бурения, перечисленных выше, остановить углубление скважины (спускоподъем бурильной колонны) поднять бурильную колонну от забоя на длину квадратной штанги, загерметизировать устье и приступить к ликвидации осложнений согласно плана
8. При бурении скважин с возможностью возникновения ГНВП руководствоваться РД 08-254-98 «Инструкцией по предупреждению газонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности» и ПБ 08-624-03 «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
Мероприятия по обвалам и осыпям глинистых пород, разжижению и сужению ствола скважины.
Важнейшим фактором предотвращения обвалов пород и кавернообразования является правильный выбор промывочной жидкости и ее состава.
Вывод
Исходя из данных геолого-технического наряда по скважине № 256 Южно-Ягунского месторождения, проведены анализ и оценка технологического риска при бурении данной скважины, выявлены зоны риска и его степени, а также предложены и обоснованы мероприятия по снижению технологических рисков. Эти риски будут существенны главным образом при бурении интервалов с неустойчивыми и высокопроницаемыми породами, а также при грубых отклонениях от режима бурения скважины и оптимального процесса её заканчивания.
.
Труболовки, назначение, устройство. Технология применения
К ловильному инструменту относятся труболовки (овершоты) наружные и внутренние, ловители различного типа, колокола и метчики, магнитные ловители, удочки и извлекатели.
Труболовки наружные (овершоты) предназначены для захвата за наружную цилиндрическую поверхность и последующего извлечения элементов колонн бурильных, обсадных и насосно-компрессорных при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах. Захват осуществляется путем заклинивания выдвижных плашек между внутренней или наружной поверхностью захватываемой трубы и стержнем или корпусом труболовки.
По типу захвата труб труболовки подразделяются на две группы: внутренние (для захвата за внутреннюю поверхность) и наружные (для захвата за наружную поверхность трубы или муфты). Внутренние труболовки подразделяются на неосвобождающиеся и освобождающиеся (при необходимости освобождение инструмента от захваченных труб в скважине производится после захвата и фиксации плашек в сомкнутом положении).
Наружные труболовки подразделяются на труболовки освобождающиеся различного типа, которые отличаются друг от друга конструкцией механизма захвата и освобождения.
Б скважинах с небольшим зазором между эксплуатационной колонной и колонной ловимых труб применяют труболовки без центрирующих приспособлений, а в скважинах со значительными зазорами - с центрирующими приспособлениями (направлением с вырезом или направлением своронкой - для внутренних труболовок или только с воронкой - для наружных).
Труболовки без центрирующего приспособления присоединяются к бурильной колонне при помощи обычного переводника, с центрирующим приспособлением - посредством специального переводника.
Центральное отверстие во внутренних труболовках служит для промывки аварийных концов труб.
Внутренние и наружные освобождающиеся труболовки исполнения 1 и со спиральным захватным устройством состоят из механизма захвата и освобождения, а внутренние неосвобождающиеся - только из механизма захвата.
Механизм захвата внутренних освобождающихся труболовок по конструкции аналогичен механизму захвата внутренних неосвобождающихся труболовок; его изготавливают в двух исполнениях - одноплашечном и шестиплашечном.
Рис. 1. Ловитель труб наружного захвата типа ЛТН конструкции ЗАО завод «ИЗМЕРОН»: а) - со спиральным захватом; б) - с цанговым захватом
Ловители труб и труболовки наружные выпускаются типов ЛТН, ОБ, ОК, ОБТ, ОКТ, ТЛ1, ТМО, ТМОм, ТН, ТНОС, ТНС.
Ловители труб типа ЛТН (рис.1) предназначены для захвата и удержания труб за наружную поверхность и извлечения их из скважины. Конструкция ловителей обеспечивает освобождение от аварийного объекта при невозможности его извлечения, а также циркуляцию промывочной жидкости при проведении аварийных работ. Ловители выпускаются с правой и левой присоединительной резьбой.
Ловители состоят из трех основных частей: переводника, корпуса и воронки. В зависимости от размера захватываемого объекта в ловитель может быть вставлен один из двух комплектов захватов: либо спиральный захват со вставкой, либо цанговый захват с калибрующим фрезером. Причем фрезер может быть заменен вставкой. Стандартный цанговый захват предназначен для захвата длинных гладких труб. Цанговые захваты типа МШ имеют в верхней части внутренний кольцевой бурт и предназначены для захвата муфт и замков. Общие виды спирального и цангового захватов приведены на рис. 2 и 3.
Рис. 3. Цанговый захват для ловителей типа ЛТН
Каждый захват работает только со вставкой или фрезером (для цанговых захватов) своего типоразмера, а диапазон захватываемых ими диаметров составляет 3 мм. Захваты выпускаются с шагом 1,5 мм.
Для уплотнения захватываемого объекта могут быть использованы как нижние уплотнения, устанавливаемые во фрезер или вставку цангового захвата, так и верхние уплотнения, которые используются со спиральным захватом и устанавливаются над ним в корпусе ловителя. Все уплотнения используются только с захватом своего типоразмера. Ловители могут комплектоваться режущим направлением, режущей воронкой, удлинителем.
Выпускаются варианты ловителей проходные (с индексом П в условном обозначении) и непроходные. Комплектация ловителей определяется при заказе.
Изготовитель: ЗАО завод « ИЗМЕРОН».
Рис. 4. Труболовки типов ОВ и ОВТ
Труболовки типов ОВ и ОВТ (рис. 4, а. 6) состоят из корпуса 2, направляющей воронки 5, переводника 1 и набора сменных элементов, включающих ряд спиральных 3 и цанговых 6 захватов, и направляющих втулок, соответственно спирального 4 и цангового 7 захватов.
При извлечении колонн, верхняя часть которых (голова) имеет максимальный для применяемого типоразмера труболовки диаметр, используются спиральные захваты, в остальных случаях цанговые.
Цанговые захваты могут применяться с фрезерующими направляющими, позволяющими производить очистку захватываемого объекта от заусенцев и различных отложений. Процесс захвата осуществляется труболовкой за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на внутренней поверхности корпуса и взаимодействующей с ней наружной поверхности цангового или спирального захватов.
При необходимости герметизации соединения труболовки с извлекаемой трубой предусмотрена возможность установки уплотнительных манжетных пакеров: типа «А» - при использовании спирального захвата или типа «Р» и кольца - при использовании цангового захвата. Типоразмеры фрезерующей направляющей и пакеров должны соответствовать типоразмеру применяемого захвата.
Труболовки дополнительно могут комплектоваться:
· удлинителями, устанавливаемыми между корпусом и переводником для захвата аварийной колонны значительно ниже верхнего торца;
· направляющими воронками увеличенного диаметра, применяемыми при ловильных работах в скважинах или колоннах, внутренний диаметр которых значительно больше наружного диаметра труболовки (овершота).
Изготовитель: ЗАО « Сиб. Трейд. Сервис».
Труболовки типов OK и ОКТ состоят (рис. 5) из корпуса 4, переводника 1, направляющей втулки 2 и набора сменных цанговых захватов 3 с различными диаметрами внутренней ловильной поверхности. Корпус труболовки выполнен таким образом, чтобы цанговый захват располагался как можно ближе к нижнему торцу, обеспечивая возможность извлечения элементов колонн с коротким участком, пригодным для захвата. Процесс захвата осуществляется труболовками за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на внутренней поверхности корпуса и взаимодействующей с ней наружной поверхности цангового захвата.
Изготовитель: ЗАО « Сиб. Трейд. Сервис».
Труболовка наружная типа ТЛ1 (рис. 6) состоит из корпуса 4, воронки направляющей 5, втулки 2, цанги 3 и переводника 1. Труболовка изготавливается с правой и левой присоединительными резьбами.
Труболовка ТЛ1 предназначена для ловли насосно-компрессорных труб диаметром 60, 73 и 69 мм, забойных двигателей Д-85 и Д1-68 с помощью наборасменных цанг с проходом от 32 до 95 мм. Допускаемая осевая нагрузка - 500 кН. Максимальный диаметр корпуса - 122 мм, длина - 630 мм Масса труболовки - 26,8 кг.
Отличительная особенность данного инструмента - отсутствие необходимости его поворота при захвате ловимого объекта за счет оригинальной конструкции направляющей цанги.
Изготовитель: АО « Ижнефтемаш» .
Труболовки наружные механические освобождающиеся ITMO-89-116) и модифицированные (ТМОм-89-116) предназначены для захвата за муфту или высадку и подъема целиком или по частям колонны насосно-компрессорных труб диаметром 60,3 или 73 мм.
Изготовитель: НПП « Азимут».
Труболовка наружная типа ТН (рис. 7) предназначена для захвата и удержания насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 -GO с условными диаметрами 33, 48, 60, 73 и 89 мм за тело трубы в эксплуатационных колоннах диаметром 146 и 168 мм.
Труболовки внутренние предназначены для захвата за внутреннюю поверхность и последующего извлечения трубчатых элементов колонн бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах.