Файл: Курсового проекта Методы глушения пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин 013. 00. 00пз.docx

Таблица 3.1.12 – Компонентный состав для бурения под техническую колонну

Название	Описание	Выполняемые функции
Barabuf/MgO		Регулятор рН
CAUSTIC SODA	Каустическая сода	Регулятор рН
N-Drill ht plus		Загуститель, регулятор вязкости
HYPERMER А70	Полимер	Регулятор взякости, понизитель водоотдачи
NaCl	Соль	Искусственная минерализация раствора
KCl	Калий хлористый	Стабилизатор
FILTER-CHEK	Крахмал	Обеспечение сохранения воды в смеси

Таблица 3.1.13 – Рекомендации по ликвидации осложнений

Осложнения	Рекомендации по контролю и предотвращению
Поглощение раствора	- снижение производительности буровых насосов - обработка раствора кольматантами по циклу через КНБК - установка кольматационных пачек в зону поглощения с задавкой в пласт(жидкий пакер) - ограничение скоростей СПО для предотвращения эффектов свабирования/поршневания.
Осыпи и обвалы стенок скважины, кавернообразование	- Для недопущения данного осложнения необходимо поддержвать плотность раствора и концентрации ингибиторов набухания глин согласно програмным значениям и осуществлять контроль за доливом при СПО.
Размывы пород	- Минерализация бурового раствора, использование спец состава на полимерной основе
Дифференциальные прихваты	- Не допускать длительных (более 5минут) простоев КНБК без движения. Производить постоянную обработку бурового раствора СаСО3 при бурении интервалов проницаемых пропластков

---

Интервал бурения 1884-1911 метров (бурение под хвостовик Ø114 мм). Тип раствора: биополимерный.

Данный тип промывочной жидкости является относительно недорогим, обладает высоким коэффициентом тиксотропии для предотвращения обвала стенок скважин в неустойчивых отложениях, хорошей выносящей способностью. Рекомендуемые параметры раствора указаны в таблице 3.1.14.
Таблица 3.1.14 - Параметры БР для бурения под хвостовик

Параметры	Ед.изм.	Рекомендуемый диапазон
		мин.	макс.
Плотность	кг/м³	1040	1060
Условная вязкость (по Марша)	с/кварта	30	55
Пластическая вязкость	мПа*с	10	15
ДНС	дПа	85	120
СНС (10сек/10мин)	дПа	34	60
Водоотдача	мл/30 мин	4	5
рН	-	8	9
Содержание CaCO3	мг/л		80
Содержание смазки	%		4
Жесткость общая	мг/л		800
Толщина фильтрационной корки	мм		1
Содержание Cа2+	мг/л		200
Коэффициент трения корки		0,25	0,3
ВНСС	сПЗ		30000

---

Таблица 3.1.15 – Компонентный состав БР для бурения под хвостовик

Название	Описание	Выполняемые функции
PAC LE	Полианионная целлюлоза	Регулятор взякости, понизитель водоотдачи
BARACARB 50	Мраморная крошка	Кольматант
CAUSTIC SODA	Каустическая сода	Регулятор рН
N-Drill ht plus		Загуститель, регулятор вязкости
DEXTRID LT	Модифицированный крахмал	Понизитель фильтрации
BARAZAN D	Биополимер	Структурообразователь
Defoamer		Анти пенообразователь
BDF-612	Лубрикант	Смазывающая добавка
SODA ASH	Кальцинированная сода	Регулятор жесткости воды
SODIUM BICARBONATE	Натрий двууглекислый	Осаждение ионов Ca и Mg
BARAMINE	Смесь ПАВ	Противоприхватная добавка

Рекомендации по предотвращению и ликвидации осложнений при бурении интервала представлены в таблице 3.1.16.
Таблица 3.1.16 – Рекомендации по ликвидации осложнений

Осложнения	Рекомендации по контролю и предотвращению
Поглощение бурового раствора	- контроль СПО во время бурения - снижение производительности буровых насосов - обработка раствора кольматантами по циклу через КНБК - установка кольматационных пачек в зону поглощения с задавкой в пласт

---

4. Технология и техника предупреждения и ликвидации аварий

4.1 Прихват эксплуатационной колонны на глубине 950 м

Под прихватом бурильной колонны понимается невозможность подъема её из скважины при технически допустимых натяжениях или сжатии. Предельные нагрузки лимитируются прочностью материала бурильных труб или других наиболее слабых элементов колонны, подъемного оборудования, талевой оснастки и вышки [1].

Прихват - сложный вид аварии, которая не происходит мгновенно. Прихват требует анализа обстоятельств аварии, изучения состояния ствола, показателей и особенностей работы бурильной колонны в период аварии.

Особенно подробно надо изучать наличие зон осыпей, обвалов, нефте-, водо- ,газопроявлений, сужений ствола, расположения неустойчивых пластов и уступов; состояние бурильной колонны, продолжительность ее работы, время и качество проведения профилактических проверок; состояние циркуляции, изменение подачи насосов и давления прокачиваемой промывочной жидкости.

При возникновении прихвата основная задача старшего по смене — принять первоочередные меры по предотвращению усложнения аварии и уведомить техническое руководство предприятия о случившемся.

Определяя вид прихвата и тактику его ликвидации, необходимо знать верхнюю границу прихвата. Ее можно определить специальными исследованиями, которые проводят сразу же после возникновения прихвата (определение верхней границы прихвата).

Существующие способы ликвидации прихватов классифицируются по четырем группам: 1- установка ванны; 2- механическое, гидромеханическое и другие виды импульсных воздействий; 3- обуривание труб; 4 - установка моста и забуривание нового ствола.

4.2 Определение верхней границы прихвата инструмента по упругому удлинению его свободной части

Верхняя граница прихвата колонны труб, одноразмерной по наружному диаметру и толщине стенок, определяется из зависимости
(5)

где L-

---

длина свободной части колонны, м;

Е - модуль упругости металла труб, Па;

F- площадь поперечного сечения трубы, м²;

Р₂– Р₁= Р - разница между силами растяжения, прикладываемыми к колонне сверх ее веса;

∆l- упругое удлинение колонны труб под действием силы P;

1,05 - коэффициент, учитывающий жесткость замковых соединений труб.

Удлинение колонны и растягивающие нагрузки определяют следующим образом.

К колонне труб прикладывается нагрузка Р₁, которая должна превышать на пять делений показание индикатора веса, соответствующее полному весу колонны бурильных труб до прихвата (с учетом сил сопротивления). На ведущей трубе делается отметка против неподвижной плоскости стола ротора. Затем производится натяжение, превышающее первоначальное на пять делений, после чего нагрузка сразу же снижается до значения Р₁,и на ведущей трубе делается вторая отметка. Разница между полученными отметками при одном и том же натяжении мертвого конца каната объясняется потерями на трение в системе талевого механизма.

Расстояние между полученными отметками делится пополам, что и является верхней отметкой для отсчета.

Затем к колонне прикладывается нагрузка Р₂, которая по индикатору веса превышает Р₁на 10-20 делений, и на ведущей трубе делается отметка. Нагрузка Р₂должна быть такой, чтобы деформации от нее в элементах бурильной колонны не превышали предела текучести. Затем делается повторная натяжка на пять делений больше Р₂, которая сразу же снижается до Р₂, после чего на ведущей трубе ставится вторая отметка. Расстояние между дву-мя отметками делится пополам, и полученная черта считается нижней отметкой для отсчета.

С максимально возможной точностью измеряется расстояние между верхней и нижней отметками для отсчета, что и является искомым значением удлинения колонны ∆l.

Растягивающие нагрузки Р₁и Р₂определяются по паспортным данным индикатора веса в соответствии с его показани

---