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
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 295
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1. Геологическая характеристика месторождения
1.4 Характеристика коллекторских и гидродинамических свойств продуктивных горизонтов
1.5 Зоны возможных геологических осложнений
2. Разработка конструкции скважины и конструкции забоя
2.1 Построение графика совмещённых условий бурения по производственной скважине
2.2 Определение диаметров обсадных колонн и глубины их установки
2.3 Определение высоты подъёма цементного раствора в затрубном пространстве
2.4 Обоснование конструкции забоя
3. Разработка технологии предупреждения осложнений по скважине №36
4. Технология и техника предупреждения и ликвидации аварий
4.1 Прихват эксплуатационной колонны на глубине 950 м
4.2 Определение верхней границы прихвата инструмента по упругому удлинению его свободной части
4.3 Определение верхней границы прихвата с применением специальной аппаратуры
4.6 Гидроимпульсный способ ликвидации прихватов
4.7 Ликвидация прихватов с помощью взрыва
5. Применяемое противовыбросовое оборудование
ями [2].
Для уточненного определения верхней границы прихвата применяются прихватоопределители (ПО) и индикаторы места прихвата (ИМП). Общий вид прихватоопределителя показан на рис.4. Прихватоопределитель состоит из электромагнита 2, помещенного в герметичный корпус 3 из немагнитного материала. Электромагнит изолируется от внешней среды головкой 1и днищем 4, которые являются одновременно верхним и нижним полюсами электромагнита. В головке размещаются свечный ввод и узел закрепления каротажного кабеля. Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов размагничиваться при деформации предварительно намагниченных участков труб.
В предполагаемую зону прихвата спускается прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб (производится первый контрольный замер). Затем в предполагаемой зоне прихвата на трубах ставят магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на расстоянии 10 м, причем на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15-20 см. Во время второго контрольного замера записывается кривая магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Места установки магнитных меток фиксируются четкими аномалиями, меньшими аномалиями фиксируются также замки и муфты труб.
После расхаживания прихваченной колонны с нагрузками, близкими к весу колонны труб в скважине, а также проворачивания ее на определенное безопасное число оборотов магнитные метки в результате деформации металла труб выше зоны прихвата "стираются". После проведения третьего контрольного замера определяют участок, где магнитные метки сохранились, и судят о расположении верхней границы прихвата колонны.
Более точное и быстрое определение верхней границы
прихвата производят с помощью индикатора места прихвата (ИМП) конструкции АзНИИбурнефти, отличающегося повышенной точностью и возможностью определять верхнюю границу прихвата не только в бурильных трубах, но и также в обсадных колоннах и в УБТ.
Датчик ИМП спускается в трубы на одножильном кабеле, при включении питания он своим многополюсным электромагнитом притягивается к поверхности трубы, соприкасаясь с ней плоской гранью, чем обеспечивается его устойчивое положение во время измерения.
При приложении к свободной части труб нагрузок (растяжения, сжатия или кручения) датчик ИМП показывает изменение деформации металла труб. Естественно, ниже верхней границы прихвата, где отсутствует деформация труб, сигналы на поверхность не поступают.
Пятью-шестью замерами можно определить зону расположения верхней границы прихвата (с точностью до 10-15 м) [4].
Для ликвидации прихватов широко применяются жидкостные ванны с применением в качестве рабочих агентов нефти, воды, кислот, щелочей, а также их комбинаций. Однако наиболее эффективны нефтяные ванны с использованием ПАВ, например с дисольваном.
Нефтяную ванну устанавливают при прилипании бурильных колонн или прихвате их сальником, а иногда для ликвидации обвалов. Эффективность нефтяных ванн резко повышается при добавлении в нефть ПАВ: до 2 % сульфонола, до 1 % дисульфона или 0,5—2 % дисольвана к объему закачиваемого количества нефти. Поверхностно-активные вещества ослабляют силы сцепления между частицами глины, утяжелителя и породы.
Исследованиями было установлено, что для нефтяных ванн желательно применять легкую нефть с содержанием значительного количества нефтяных кислот, масляных и тяжелых фракций. Меньший эффект дает закачка легкой нефти с небольшим количеством этих кислот и фракций, а также использование для нефтяных ванн тяжелых нефтей. Неодинаковое действие нефтей объясняется различными их свойствами. Легкая нефть, как менее вязкая, легко проникает между частицами глины и снижает связь между ними.
Нефтяная ванна дает хороший эффект при полной замене в зоне прихвата глинистого раствора на нефть.
Для успешного применения нефтяной ванны необходимо устанавливать ее своевременно, т. е. не более чем через 3—5 ч после возникновения прихвата, правильно определить место прихвата и количество нефти для ванны, а также правильно провести ее закачивание.
Продолжительность первой нефтяной ванны не должна превышать 24 ч. При установке второй ванны продолжительность увеличивается.
Если повторная ванна не дает результатов, то иногда переходят к сплошной промывке нефтью в течение 2—3 ч, а при отрицательных результатах — в течение 5—6 ч.
Установка нефтяных ванн сопряжена с возможностью возникновения пожара, для предупреждения его проводят тщательную работу по подготовке всего оборудования для безопасных работ, обращая особое внимание на устранение очагов пожара под полом буровой, в зоне ствола скважины и в лебедке. Под ведущей трубой обязательно должен быть установлен обратный клапан, при этом категорически запрещается отвинчивать квадрат с обратным клапаном. Бурильная колонна должна быть раз выше обратного клапана.
При прихвате бурильной колонны в крепких, твердых и средней твердости породах, когда нефтяная ванна не дала положительных результатов, следует освобождать бурильную колонну методом перетока жидкости
Сущность этого метода заключается в следующем. В скважину закачивают расчетное количество нефти с 2 % ПАВ с учетом создания перепада давления между затрубным и трубным пространствами 5— 6 МПа. Затем с максимальной скоростью в емкости цементировочных агрегатов отбирают из скважины 5—10 м жидкости. При этом в затрубное пространство непрерывно доливают промывочную жидкость. Одновременно расхаживают колонну и пытаются ее провернуть. Закачивание и отбор жидкости повторяют несколько раз, причем процесс должен быть непрерывным во избежание выпадения твердых частиц и поглощения промывочной жидкости. Если при отборе жидкости начнет падать напор струи, то немедленно начинают закачивать жидкость обратно в бурильную колонну. При освобождении прихваченной колонны жидкость из нее удаляют обратной циркуляцией.
При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у
вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности - приниматься меры по ее устранению.
При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.
Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 50°С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины.
4.3 Определение верхней границы прихвата с применением специальной аппаратуры
Для уточненного определения верхней границы прихвата применяются прихватоопределители (ПО) и индикаторы места прихвата (ИМП). Общий вид прихватоопределителя показан на рис.4. Прихватоопределитель состоит из электромагнита 2, помещенного в герметичный корпус 3 из немагнитного материала. Электромагнит изолируется от внешней среды головкой 1и днищем 4, которые являются одновременно верхним и нижним полюсами электромагнита. В головке размещаются свечный ввод и узел закрепления каротажного кабеля. Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов размагничиваться при деформации предварительно намагниченных участков труб.
В предполагаемую зону прихвата спускается прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб (производится первый контрольный замер). Затем в предполагаемой зоне прихвата на трубах ставят магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на расстоянии 10 м, причем на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15-20 см. Во время второго контрольного замера записывается кривая магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Места установки магнитных меток фиксируются четкими аномалиями, меньшими аномалиями фиксируются также замки и муфты труб.После расхаживания прихваченной колонны с нагрузками, близкими к весу колонны труб в скважине, а также проворачивания ее на определенное безопасное число оборотов магнитные метки в результате деформации металла труб выше зоны прихвата "стираются". После проведения третьего контрольного замера определяют участок, где магнитные метки сохранились, и судят о расположении верхней границы прихвата колонны.
Более точное и быстрое определение верхней границы
прихвата производят с помощью индикатора места прихвата (ИМП) конструкции АзНИИбурнефти, отличающегося повышенной точностью и возможностью определять верхнюю границу прихвата не только в бурильных трубах, но и также в обсадных колоннах и в УБТ.
Датчик ИМП спускается в трубы на одножильном кабеле, при включении питания он своим многополюсным электромагнитом притягивается к поверхности трубы, соприкасаясь с ней плоской гранью, чем обеспечивается его устойчивое положение во время измерения.
При приложении к свободной части труб нагрузок (растяжения, сжатия или кручения) датчик ИМП показывает изменение деформации металла труб. Естественно, ниже верхней границы прихвата, где отсутствует деформация труб, сигналы на поверхность не поступают.
Пятью-шестью замерами можно определить зону расположения верхней границы прихвата (с точностью до 10-15 м) [4].
4.4 Применение нефтяных ванн
Для ликвидации прихватов широко применяются жидкостные ванны с применением в качестве рабочих агентов нефти, воды, кислот, щелочей, а также их комбинаций. Однако наиболее эффективны нефтяные ванны с использованием ПАВ, например с дисольваном.
Нефтяную ванну устанавливают при прилипании бурильных колонн или прихвате их сальником, а иногда для ликвидации обвалов. Эффективность нефтяных ванн резко повышается при добавлении в нефть ПАВ: до 2 % сульфонола, до 1 % дисульфона или 0,5—2 % дисольвана к объему закачиваемого количества нефти. Поверхностно-активные вещества ослабляют силы сцепления между частицами глины, утяжелителя и породы.
Исследованиями было установлено, что для нефтяных ванн желательно применять легкую нефть с содержанием значительного количества нефтяных кислот, масляных и тяжелых фракций. Меньший эффект дает закачка легкой нефти с небольшим количеством этих кислот и фракций, а также использование для нефтяных ванн тяжелых нефтей. Неодинаковое действие нефтей объясняется различными их свойствами. Легкая нефть, как менее вязкая, легко проникает между частицами глины и снижает связь между ними.
Нефтяная ванна дает хороший эффект при полной замене в зоне прихвата глинистого раствора на нефть.
Для успешного применения нефтяной ванны необходимо устанавливать ее своевременно, т. е. не более чем через 3—5 ч после возникновения прихвата, правильно определить место прихвата и количество нефти для ванны, а также правильно провести ее закачивание.
Продолжительность первой нефтяной ванны не должна превышать 24 ч. При установке второй ванны продолжительность увеличивается.
Если повторная ванна не дает результатов, то иногда переходят к сплошной промывке нефтью в течение 2—3 ч, а при отрицательных результатах — в течение 5—6 ч.
Установка нефтяных ванн сопряжена с возможностью возникновения пожара, для предупреждения его проводят тщательную работу по подготовке всего оборудования для безопасных работ, обращая особое внимание на устранение очагов пожара под полом буровой, в зоне ствола скважины и в лебедке. Под ведущей трубой обязательно должен быть установлен обратный клапан, при этом категорически запрещается отвинчивать квадрат с обратным клапаном. Бурильная колонна должна быть раз выше обратного клапана.
При прихвате бурильной колонны в крепких, твердых и средней твердости породах, когда нефтяная ванна не дала положительных результатов, следует освобождать бурильную колонну методом перетока жидкости
Сущность этого метода заключается в следующем. В скважину закачивают расчетное количество нефти с 2 % ПАВ с учетом создания перепада давления между затрубным и трубным пространствами 5— 6 МПа. Затем с максимальной скоростью в емкости цементировочных агрегатов отбирают из скважины 5—10 м жидкости. При этом в затрубное пространство непрерывно доливают промывочную жидкость. Одновременно расхаживают колонну и пытаются ее провернуть. Закачивание и отбор жидкости повторяют несколько раз, причем процесс должен быть непрерывным во избежание выпадения твердых частиц и поглощения промывочной жидкости. Если при отборе жидкости начнет падать напор струи, то немедленно начинают закачивать жидкость обратно в бурильную колонну. При освобождении прихваченной колонны жидкость из нее удаляют обратной циркуляцией.
При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у
вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности - приниматься меры по ее устранению.
При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.
Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 50°С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины.