Файл: Курсовая работа Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин.rtf
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 91
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Рис . 7- Труболовка наружная типа ТН.
Отечественной промышленностью выпускаются внутренние освобождающиеся труболовки под шифрами Т, ТБ, ЛТБ, ЛТБ-УБТ, ТЕМ, ТБО, ТБОП, ТБР, ТБС, ТН, ТО, ТП, ВТ и ВТК.
Труболовки типов Т, ТВ и ЛТВ изображены на рис. 8, 9 и 10. Труболовка типа Т состоит из корпуса 3, цангового захвата 4, наконечника 6 и расцепного кольца 5. Корпус труболовки выполняется в двух вариантах исполнения: гладкий (выполняется с удлинителем 2 и переводником 1), выполненный заодно с переводником, с уплотнением и центратором и с уплотнением, центратором и переводником. Кроме того, выпускаются ловители труб типа ЛТБУ для труб диаметром 60, 73 и 89 мм. Процесс захвата труболовкой осуществляется за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на наружной поверхности корпуса, и взаимодействующей с ней внутренней поверхности цанги.
Рис. 8. Труболовка внутренняя осво¬бождающаяся типа Т конструкции ЗАО « Сиб. Трейд. Сервис» : 1 - переводник; 2 - удлинитель; 3 - корпус; 4 - захват цанговый; 5 - кольцо расцепное; 6 - наконечник
Рис. 9. Труболовки внутренние освобождающиеся типа ТВ конструкции ОАО « ВНИИТнефть»: а, 6 - в сборе без центрирующего приспособления; в - в сборе с центрирующим приспособле¬нием (направление с вырезом); г - в сборе с центрирующим приспособлением (направление с воронкой); 1 - переводник; 2 - стержень; 3 - плашка; 4 - клин; 5 - плашкодержатель; 6 - наконечник; 7 - переводник специальный; 8 - направление с вырезом; 9 - направление; 10 - воронка
Рис. 10. Ловители труб внутреннего захвата типа ЛТВ ЗАО завод «ИЗМЕ-РОН»: а - с переводником; 6 - проходной; в - проходной с уплотнением и центратором; г - с уплотнением, центратором и пере-водником
Изготовитель: ЗАО завод «ИЗМЕРОН».
Труболовки внутренние механические освобождающиеся типов ТВМ и ТВМ1 (рис. 11), предназначены для захвата труб за внутренние поверхности при подъеме. Труболовка изготавливается в двух вариантах: исполнение 1 - упирающаяся в торец захватываемой колонны; исполнение 2 - заводимая внутрь захватываемой колонны на глубину без ограничении. Труболовки изготавливают с левыми резьбами. С их помощью можно извлекать колон- ны труб как целиком, так н по частям, предварительно отвинчивая. По заказу потребителя труболовки исполнения 1 могут быть изготовлены с правыми резьбами.
Механизм захвата - шестиплашечный. состоит из плашек, стержня и наконечника. В труболовках типа ТВМ 60-1 механизм захвата - одноплашечный, состоит из стержня с гребенчатой насечкой, плашки и клина. Механизм освобождения состоит из тормозного башмака, ниппеля, фиксатора, корпуса и плашкодержателя, обеспечивающего синхронное перемещение плашек по наклонным плоскостям, а также удержание плашек в крайнем верхнем или сомкнутом (при освобождении) положении. В труболовке типа ТВМ 60-1 функцию плашкодержателя выполняет поводок, ввинчиваемый в верхний торец плашки и после освобождения удерживающий плашку в сомкнутом положении.
Конструкция труболовок обеспечивает их освобождение от захваченной трубы внутри скважины с фиксацией плашек в сомкнутом положении механическим устройством.
Рис. 11. Труболовки внутренние механические освобождающиеся:
а - типа ТВМ, исполнение 1; 6 - типа ТВМ, исполнение 2; в - типа ТВМ1; 1 - корпус; 2, 8 - фиксаторы; 3 - стержень; 4 - ниппель; 5 - плашкодержатель; 6 - плашка; 7 - нижний стержень; 9 - пружины пластинчатые; 10 - поводок; 11 - стержень с зубьями
Изготовители:
ОАО « Хадыженскин машиностроительный завод» .
ОАО « Нефтекамский завод НиГМаш» .
Нефтекамский ЗБИ,
ЗАО завод «ИЗМЕРОН» - типа ТВМ1.
Труболовка внутренняя освобождающаяся типа ТВО (рис. 12) предназначены для извлечения целиком или по частям оставшейся в скважине трубы обсадной колонны в результате аварии (обрыва, падения и т.п.).
Труболовка состоит из корпуса 6, переводника 2 с присоединительной замковой резьбой 1, наконечника 9, конуса 7, цанги 4, втулки 5, кольца 8, заглушки 10 и шпонки 3.
Климатическое исполнение труболовки - ХЛ по ГОСТ 15150 - 69.
Климатический район эксплуатации - I2 по ГОСТ 16350 - 80.
Срок службы по числу захватов, циклов, не менее: труболовки - 36, цанги - 9.
Рис. 12. Труболовка внутренняя освобождающаяся типа ТВО конструкции Воронежского механического завода:
- резьба замковая; 2 - переводник; 3 - шпонка; 4 - цанга; 5 - втулка; 6 - корпус; 7 - конус; 8 - кольцо; 9 - наконечник; 10 - заглушка
Расчёт глушения скважины
Дана следующая информация:
Глубина скважины D = 168 мм по вертикали 4080 м
Глубина установки башмака ОК D = 245мм по вертикали 2870 м
Плотность раствора 1,44 кг/л
Градиент гидроразрыва башмака 0,1993 бар/м
Давление при пониженной подаче насоса при 30 ход/мин 34 бар
Производительность насоса 21,3 литров/ход
Объём наземных линий 2691 литров
Удельный внутренний объём 3758 м - Удельный внутренний объём БТ 9.3 л/м
м - Удельный внутренний объём ТБТ 4.6 л/м
м - Удельный внутренний объём УБТ 4 л/м
Удельный объём между БТ и ОК 24,4 л/м
Удельный объём между ТБТ/БТ и открытым стволом скважины 24 л/м
Удельный объём между УБТ и открытым стволом скважины 15,3 л/м
Данные после закрытия скважины
Давление в трубах после закрытия скважины(SIDPP) 39 бар
Давление в затрубе после закрытия скважины(SICP) 49 бар
Объём притока 1570 литров
Методика решения
) Заполняем в листе глушения данные по скважине на текущий момент:
плотность применяемого бурового раствора;
диаметр башмака;
глубина установки башмака ОК по стволу и по вертикали;
диаметр скважины;
глубина скважины по стволу и по вертикали.
Также заполняем:
данные о подаче насосов, скорости прокачки и давлении прокачки, а также объём поверхностной обвязки (J).
данные о притоке (давление в трубах(SIDPP), давление в затрубном пространстве (SICP), приток)
) Рассчитываем данные о прочности пород:
Давление на устье при испытании пород на приёмистость (А):
А = Градиент гидроразрыва башмака× глубина установки башмака ОК по вертикали,
А = 0,1993∙2870 = 572 бар
Плотность бурового раствора при испытании пород под башмаком колонны (В):
= Градиент гидроразрыва башмака × 10.2,
В = 0,1993∙10,2 = 2,03 кг/л
Максимально допустимая плотность бурового раствора (С):
C = В +
,
Начальное максимальное допустимое давление на устье в КП (MAASP):
= ((С) - Плотность применяемого бур. р-ра) × Верт. Гл. баш.× 0,0981,
= (4,06 - 2,03) ∙2870 ∙ 0,0981 = 571,5 бар.
3) Рассчитываем данные предварительной регистрации объёма:
Внутренний объём БТ = Длина БТ × Удельный объём БТ = 3758∙9,3= 34949,4 л,
Длина БТ = Длина всей колонны - длина ТБТ - длина УБТ = 4080 - 183 - 152 = 3745 м.
Внутренний объём ТБТ = Длина ТБТ × Удельный объём ТБТ = 183∙4,6 = 841,8 л.
Внутренний объём УБТ = Длина УБТ × Удельный объём УБТ = 152∙4 = 608 л.
Объём бурильной колонны (D):
= Внутренний объём БТ + Внутренний объём ТБТ + Внутренний объём УБТ = 34949,4 + 841,8 + 608 = 36399,2 л.
Число ходов насоса (Е) =
= 1709.Время прокачки =
Объём КП в откр.ств. с УБТ = Длина УБТ × Удельн. объем между УБТ и откр.ств.скв. = 152∙15,3 = 2325 л.
Объём КП в откр.ств. с ТБТ/БТ = (Глубина скв.- Глубина башм. - Длина УБТ) × Удельный объем между ТБТ/БТ и откр.ств.скв. = (4080 - 2870 - 152)∙24 = 25392 л.
Объём КП в открытом стволе (F):
= Объём КП в откр.ств. с УБТ + Объём КП в откр.ств. с ТБТ/БТ = 2325 + 25392 = 27717 л.
Объём КП в обсадной колоне с БТ (G):
= Глубина башм. × Удельный объём между БТ и ОК = 2870∙24,4 = 70028 л.
Общий объём кольцевого пространства (H):
= F + G = 27717 + 70028 = 97745 л.
Общий объём промывочной жидкости в скважине (I):
= D + H = 36399,2 + 97745 = 134144,2 л.
Общий объём циркулирующей промывочной жидкости (T):
Т = I + J = 134144,2 + 2691 = 136835,2 л.
4) Рассчитываем параметры глушения:
Плотность р-ра глушения (KMD):
KMD = Плотность применяемого бур. р-ра +
= 1,44 + 
Начальное давление циркуляции (ICP):
= Давление прокачки + SIDPP = 120 + 39 = 159 бар.
Конечное давление циркуляции (FCP):
=
× Давление прокачки = 
Стравливаемое давление (К):
К = ICP - FCP = 159 - 130 = 29 бар.
Падение давления на 100 ходов =
=
) Заполняем таблицу с величиной шага 100 ходов. В начале таблицы записываем начальное давление циркуляции, ходы начинаются с 0.В конце таблицы - кол-во ходов, необходимых для прокачки р-ра глушения до долота, а также конечное давление циркуляции.
) Чертим график (внизу) падения давления циркуляции в БК от начального давления циркуляции до конечного давления циркуляции по мере прокачивания раствора глушения от устья до долота. Держим давление в затрубе постоянным, пока выводим насос на режим глушения. После вывода насоса на режим тушения поддерживаем давление в трубах равным начальному давлению циркуляции и обнуляем счётчик ходов насоса, прокачав наземные линии. Далее поддерживаем давление в трубах согласно графику падения давления циркуляции. После того как раствор глушения будет прокачан до долота, поддерживаем постоянным давление в трубах равным конечному давлению циркуляции. Затем поддерживаем это давление, пока раствор не будет прокачан до устья.
Библиографический список
1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин, М.: Недра, 2000г., 677 с.
2. Аварии при бурении скважин и их ликвидация: Учеб.пособ./А.М. Изосимов; Самар. гос. техн. ун-т/ Самара, 2006. 96 с.
. Осложнения при бурении скважин: Учеб. пособ. /Э.А. Айзуппе; Самар. гос. техн. ун-т. Самара, 2007. 70 с.
4. Методика определения степени риска при проектировании и строительстве нефтяных и газовых скважин, утв. нач. управления по надзору в нефтяной и газовой промышленности Ю.A. Дадоновым 26.12.96. - М., 1996. - 19 с.
. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03., М. Госгортехнадзор России. 2003 г.
. Середа Н.Г., Соловьёв Е.М. «Бурение нефтяных и газовых скважин.» М. Недра, 1988. 360 с.
. В.И.Кудинов., Основы нефтегазопромыслового дела, М-И., 2008.
8. Иогансен К.В. Спутник буровика: справочник - М.: Недра, 1990. - 303 с.
9. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. «Справочник по промывке скважин.» М. Недра, 1984. 320с
. Даниелян Б.3., Сметанникова Т.М. Эффективность поискового бурения на юго-западном борту Бузулукской впадины // Геология нефти и газа.-1988.-№ б, - С. 29-31.