Пояснювальна записка

КУРСОВА РОБОТА

з дисципліни Ускладнення та аварії в бурінні ________________________

Тема: Вибір заходів із запобігання та способів боротьби з ускладненнями, які

виникають при бурінні свердловини №15 на Лудинській

площі Стрийського ВБР

ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА

КР.НБ. – 40.00.000ПЗ ___

Студент групи НБ – 07 – 2 Саварин П.Я.

(група) (підпис) (розшифрування підпису)

Допускається до захисту

Керівник курсової роботи

Юрич А. Р. __

(посада) (підпис) (дата) (розшифрування підпису)

2011

(рік)

Змн.

Лист

№ документа

Підпис

Дата

Арк.

Розробив

Саварин

Перевірив

Юрич

Рецензент

Н. Контр.

Затвердив .

Вибір заходів із запобігання та способів боротьби з ускладненнями, які виникають при бурінні свердловини №15 на Лудинській площі Стрийського ВБР  

Літ.

Аркушів

ІФТУНГ НБ – 07 – 2

Зміст

	Вступ……………………………………………………………………
1.	Загальні відомості про свердловину…………………………………
2.	Характеристика бурових розчинів, які застосовувались при бурінні свердловини…………………………………………………..
3.	Характеристика ускладнень при бурінні свердловини……………..
4.	Обвалювання та осипання стінок свердловини……………………...
5.	Прихоплення бурильної колони………………………………………
6.	Поглинання бурового розчину………………………………………..
7.	Газонафтоводопроявлення…………………………………………….
8.	Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища…………..
	Перелік рекомендованих джерел……………………………………..

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

Вступ

На сьогодні в Україні відомі 273 газових, газоконденсатних і нафтових родовищ, з яких майже 200 перебувають у стані розробки або дослідно-промислової експлуатації. На териториї України існує три нафтогазоносних регіони: Карпатський, Дніпровсько-Донецький і Причорноморсько-Кримський.

Дана робота призначена для геолого-економічного обгрунтування доцільності постановки глибокого буріння, метою якого є пошуки нових покладів та оцінка газонафтоносності розкритого розрізу в карпатій-протерозойському комплексах порід в межах локальних пошукових об’єктів Лудинської площі та оцінка їх промислового значення.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

Таблиця 1- Загальні відомості про район проведення бурових робіт.

№	Назва одиниці виміру	Одиниця виміру	Значення, назва, величина
	Назва площі	-	Лудинська
	Адміністративне розташування
	- Область	-	Волинська
	- Район	-	Володимир - Волинський
	Середньорічна температура повітря	⁰С	+7
	Максимальна літня температура	⁰С	+35
	Мінімальна зимова температура	⁰С	-20
	Середньорічна кількість опадів	мм	550-660
	Максимальна глибина промерзання грунту	м	0,4
	Азимут переважного напрямку вітру	Градус
	Максимальна швидкість вітру	м/с
	Відомості про будівельний майданчик: - рельєф місцевості	-	Рівнинний
	- стан гранту	-	незаболочений
	- товщина снігового покриття	см
	- товщина родючого шару	см	0,3
	- характер рослинного покрову	-	рілля
	Характер під’їзної дороги:
	- протяжність	км	1,0
	- характер покриття	-	Гравійне
	- висота насипу	см
	Відведені в тимчасове користування:
	- земельна ділянка	га	1,7
	- дороги	км	1,0
	Джерело водопостачання	-	Водяна свердловина
	Джерело енергопостачання		ДВЗ
	Засоби зв’язку		Радіозв’язок
	Допустиме навантаження на грунт (дані з перед проектних досліджень НВП “Геотест”	Кгс/см^2	До 2,0

В цілому, район робіт, за рахунок існуючої інфраструктури, сприятливий для успішного виконання наміченого обсягу бурових робіт.

Змн.  

Арк.  

№ докум.  

ППідпис

Дата

Арк.  

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ  

1 Загальні відомості про свердловину.

Свердловина № 57 Залужанської площі від Стрийського ВБР призначення експлуатаційна. Проектна глибина 2650 м.

Таблицях1.1 - Коротка характеристика стратиграфії та літології геологічного розрізу свердловини.

Назва, індекс	Літологічний склад пopід	Глибина підошви, м	Кут падіння пласта, град	Категорія мiцноcтi пopід	Коефіцієнт каверноз-ності, КV
Антропоген Q	глини, суглинки, галька		0-3	м'які	1,2
Неоген Міоцен Карпатій Стебницька свита	Глини з рідкими пропластками пісковиків та алевролітів		10-70	середні	1,1
Нижньосарматський під ярус Нижньодашавська підсвіта N1sm1ds1 НД-5 НД-6 НД-7 НД-8 НД-9 НД-10	Глини з пропластками пісковиків та алевролітів		3-5	середні	1,1

Змн.  

Арк.  

№ докум.  

ППідпис

Дата

Арк.  

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ  

Таблиця 1.2 - Характеристика продуктивних горизонтів і флюїдів.

Індекс страти- графіч­ного горизон­ту	Індекс про- дуктивного горизонту	глибина залягання, м	колекторські властивості	характеристика флюїду	пластовий тиск МПа	Абсолютно вільний дебіт, газу тис. м^3/доб нафти м^3/доб
Покрівлі	підош­ви	тип колектору, назва породи	ефек­тивна потуж­ність, м	пори­стість, %	про­ник­ність мкм^2 х10 ^-3	карбо­натність,%	Вид флюїду	густина газу по повіт­рю	в'яз­кість нафти МПас	наявність агресивних компонентів, %	пок­рівлі	підошви
		густина нафти кг/м^3	рухо- мість нафти мкм^2МГЇас	со2	сірки
1.
D2	-			теригенний пісковик	-	5-8	0,1	-	газ	0,59	-	0,47	0,02	15,0	15,5	10-100
S				карбонатно-теригенний вапняк,пісковик	-	6-7	0,2	60-80	газ	0,59	-	0,47	0,02	21,8	22,2	10-100
S				карбонатно-теригенний вапняк, пісковик	-	6-7	0,2	60-80	газ	0,59	-	0,47	0,02	23,0	23,3	10-100
S				карбонатно-теригенний вапняк, пісковик	-	6-7	0,2	60-80	газ	0,59	-	0,47	0,02	23,8	24,2	10-100
О-Є	-			теригенний пісковик	-	5-7	0,2	-	газ	0,59	-	0,47	0,02	25,5	26,4	10-100
Є	-			теригенний пісковик	-	5-8	0,2		газ	0,59	-	0,47	0,02	27,5	28,0	10-100
Є	-			теригенний пісковик	-	5-9	0,2	-	газ	0,59	-	0,47	0,02	28,5	29,0	10-100
Є	-			теригенний пісковик	-	5-9	0,2	-	газ	0,59	-	0,47	0,02	29,9	30,4	10-100

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

Таблиця 1.3 - Водоносність геологічного розрізу

№ п / п	Стратиграфія	Глибина підошви стратиграф. горизонту	Водоносність
Тип води	Мінералізація, г/л	Дебіт, м^3/добу
	Q		прісна	-	незнач.
	К		ХК	0,3-0,5	1-2
	C		ХК	1-32	1-3
	D3fm		ХК	15-98	1-5
	D3fn		ХК	15-98	1-5
	D2		ХК	120-185	1-5
	D1		ХК	120-185	1-5
	S		ХК	58,5-115	1-9
	O		ХК	65-115	-
	Є		ХК	65-147	0,85-9,5
	PR		ХК	65-147	-

Тип води: ХК- хлоридно - кальцієвий

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

426мм 324мм 245мм 146мм

393.7мм+РШ550

50м

393.7мм

400м

295.3мм

1700м

215.9мм

3150м

Рисунок 1.1 Конструкція свердловини

Змн.  

Арк.  

№ докум.  

ППідпис

Дата

Арк.  

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ  

Таблиця 1.4 – Конструкція свердловини

№ п/п	Назва колон	Інтервал спуску, м	Діаметр колон, мм	Діаметр долота для буріння під колону мм	ДСТ на труби	Тип різьби	Тип цементу	Інтервал підйому цемент­ного розчину, м	Густина цемент­ного розчину кг/м3
	Кондуктор	0-50			632-80	трик.	ПЦТ ДО-50	50-0
	Проміжна	0-400		393,7	632-80	ОТТМ	ПЦТ ДО-50	400-0
	Проміжна	0-2000		295,3	632-80	ОТТГ	ПЦТ ДО-100	1700-0
	Експлуатац.	0-3250	168/146	215,9	632-80	ОТТГ	ПЦТ ДО-100 ПЦТ ДО-50	3150-1600 1600-0	1850 1850

Таблиця 1.5 - Обґрунтування вибраної конструкції

Назва колони	Діаметр, мм	Глибина спуску м	Призначення обсадних колон
Кондуктор			Для перекриття нестійких верхніх порід
Проміжна			Для перекриття водоносних горизонтів крейдяної системи
Проміжна			Для створення безпечних умов буріння під експлуатаційну колону
Експлуатаційна	168/146		Для вторинного розкриття продуктивних горизонтів, їх випробу­вання і подальшої експлуатації

Змн.  

Арк.  

№ докум.  

ППідпис

Дата

Арк.  

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ  

2. Характеристика бурових розчинів

Таблиця 2.1 - Характеристика бурових розчинів, які застосовувались при бурінні свердловини

Інтервал, м	Тип бурового розчину	Хімічні реагенти, обважнювачі, рецептура хімічної обробки	Параметри бурових розчинів	Характеристика ускладнень при бурінні свердловини	Вади розчину
ρ, кг/м^3	Т, с	θ1/θ10, дПа	Ф30, см^3/30хв.	К, мм	П, %	рН
0-50	Глинистий	Глинопорошок, Графіт, Сода кальци- нована.		60-80		5-8	1,5	-	7,0	Осипання, обвали стінок свердловини	Основним недоліком є велика фільтрація
50-400	Глинистий	Глинопорошок, Графіт, Сода кальци- нована.		60-80		5-8	1,5	1-2	7,0	осипання.обвали стінок водопрояви поглинання бур. р-ну
400-1700	Гіпсокалієвий	Глинопорошок бентонітовий, КОН, КМЦ, КССБ, KCL, CaSO4•2H2O, Лубрикат, CaCo3.		4-6		4-6	1,5		8-10	поглинання бур. р-ну, прихоплювання бур. інструменту нафтогазопрояви осипання стінок, водо прояви.	- негативно впливають на проникність продуктивних горизонтів -утворюють на стінках проникних горизонтів товсту та рихлу кірку - має великі пептизуючі властивості
1700-3150	Гіпсокалієвий	Глинопорошок бентонітовий КОН, КМЦ, КССБ, KCL,CaSO4•2H2O, Лубрикат, CaCo3.		4-6		4-6	1,5		8-10	поглинання бур. р-ну, незначні водогазопрояви, осипання стінок сверд­ловини.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

3. Характеристика ускладнень при бурінні свердловин.

Таблиця 3.1 - Відомості про ускладнення, які виникають при буріння свердловини №57 Залужанській площі;

Інтервал буріння, м	Характеристика ускладнення	Основні ознаки виникнення ускладнення	Причини виникнення ускладнення
0-50 70-120 150-160 180-250 310-320 340-510 550-570 580-600 700-820 910-1010 1200-1700 1770-2170 2270-2470 2550-2600	Осипання та обвалювання стінок свердловини	- збільшується на віброситах кількість породи вибуреної породи. - збільшення кіль-кості та розмірів шламу, розмірів каверн. Затяжки інструменту.	- наявність в розрізі свердловини тектонічно порушених порід, - велика фільтрація бурового розчину - проникнення фільтра-ту у стінки свердлови-ни, ерозія стінок свердловини, вібрація труб бурильної колони. - Проникнення фільтрату у стінки свердловини, ерозія стінок свердловини, вібрація труб бурильної колони.
0-20 2200-2270 2480-2550 2560-2570 2330-2370	Поглинання бурового розчину	- Зменшується об’єм розчину в приймальних ємкостях - кількість розчину яка виходить з свердловини менша ніж кількість розчину яку закачують -тиск на нагнітальній лінії зменшується, -винос шламу зменшується. - змінюються параметри бурового розчину особливо тоді коли вище поглинаючого горизонту газоносний горизонт.	-Великі тріщини або пористість в результаті чого частина розчину проникає у пласт, -основна причина Ргідр.˃Рпогл. - наявність у розрізі свердловини пластів з аномально низьким пластовим тиском. - гідравлічний тиск у свердловині значно перевищує тиск поглинання.
2090-2280 2380-2560 2580-2600	прихоплювання бурильного інструменту	- відсутній рух колони. -відсутня або часткова циркуляція.	- значний перепад між гідростатичним (гідродинамічним) і пластовим тиском -наявність у розрізі пластів з низьким пластовим тиском, виликою тріщуватістю та пористістю.
1990-2040 2200-2270 2330-2370 2400-2440 2460-2510 2530-2560 2580-2600	Газопроявлення	- зміна витрати бурового розчину; - зміна тиску в нагнітальній лінії насосів. -збільшення рівня бурового розчину в приймальних ємностях	- зменшення гідродинамічного тиску; - падіння рівня розчину в свердловині; -зменшення проти тиску на пласт.
530-600 750-800 1100-1170 1870-1950 2250-2300 2360-2410	Жолобоутворен- ня	Затяжки при СПО	-різка зміна зенітного або азимутального кутів -велика кількість спо -наявність мяких або середніх порід в містях різкого перегину ствола.
1710-1770 610-630 830-910 1100-1200	Каверноутворен-ня	Затяжки при СПО	-наявність порід схильних до каверно утворення

Інтервал буріння, м	Характеристика ускладнення	Основні ознаки виникнення ускладнення	Причини виникнення ускладнення
530-600 750-800 1100-1170 1870-1970 2250-2300 2360-2410	Викривлення ствола свердловини	Затяжки і посадки при СПО	-шаруваатість гірських порід і чергування їх по твердості. -недотримання режимних параметрів буріння.
60-70 140-150 270-300 700-730 820-920 1700-1780 1800-1870	Водопрояви	- змінюються об’єму розчину в приймальних ємностях -зменшення густини розчину	-надходження флюїду з вибуреною породою -зменшення густини бурового розчину менше вказаного в ГТН
0-20	Звуження ствола свердловини	- Затяжки і посадки при СПО -погіршення циркуляції -збільшення тиску на стояку	-великі значення водовіддачі. -товста глиниста кірка.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

Таблиця 3.1 – Закінчення.

Частоту виникнення ускладнень у відсотках визначаємо, скориставшись формулою:

, (3.1)

де Ч_ускл - частота виникнення ускладнень, %;

- довжина першого, другого, п -го інтервалів відповідно, де виникають ускладнення конкретного типу, м;

L – довжина свердловини, м.

Виходячи з формули (3.1) вирахуємо частоту виникнення ускладнень:

- осипання та обвалювання стінок свердловини:

- поглинання бурового розчину:

- газонафтоводопроявлення:

- прихоплювання бурильного інструменту:

Результати обчислень зводимо у таблицю 3.2.

Таблиця 3.2 – Частота виникнення ускладнень при бурінні свердловини

№ п/п	Назва ускладнення	Відсоток виникнення ускладнення
	Осипання та обвалювання стінок свердловини
	Поглинання бурового розчину
	Газонафтоводопроявлення
	Прихоплювання бурильного інструменту

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

4.Обвалювання та осипання стінок свердловини.

Для того щоб запобігти цьому ускладненню необхідно вжити такі заходи:

1 У процесі буріння свердловини зменшити фільтрацію бурового розчину до мінімальних значень (3-5 см³/30 хв), шляхом введення 5% водного розчину КМЦ [9].

2 Збільшити густину бурового розчину під час буріння ускладнених зон до максимальних значень, (в інтервалі 1080-1430м збільшити густину до1200кг/м³,а в інтервалі 1550-2010 до 1200кг/м³ [3].

3 Не допускати вібрації бурильної колони, під дією якої можуть руйнуватися стінки свердловини. Для усунення вібрації треба зменшити швидкість обертання колони, навантаження на долото і встановити амортизатор над долотом.

4 Обмежити швидкість спуску і підйому бурильної колони до 0,5 м/с, особливо у зонах ускладнень, що дасть змогу звести до мінімуму гідравлічні удари на стінки свердловини.

5 Не допускати різкої зміни траєкторії осі свердловини.

6 Збільшити швидкість буріння і якомога швидше спускати обсадні

колони

На сьогоднішній час відсутній універсальний ефективний спосіб боротьби з обвалюваннями та осипаннями стінок свердловини, тому можна застосовувати рідинні ванни з підвищеними адгезійними та інгібуючими властивостями.

Для ліквідації ускладнення вибираю силікатно–калієву ванну яка має такі переваги:

- підвищує стійкість свердловини за рахунок присутності N₂SiO₃ і іонів калію

До недоліку можна віднести те, що в неї не великий термін дії порівняно з часом встановлення.

Склад і рецептура ванни для приготування 1 м³ силікатно-калієвої ванни:

1. Н₂О – решта.

2. KCl–70÷100 кг;

3. N₂ SiO₃ – 80÷100 кг;

Порядок приготування. В воді розчиняють спочатку хлор калієвий розчин, потім вводять рідке скло, інтенсивно перемішують потім вводять крохмаль у вигляді 10% водного розчину.

Після приготування параметри розчину повинні бути такі:

Т- 20 ÷ 25 с

ρ- 1120 ÷ 1130 кг/м³

θ_{10 хв.} – 5 ÷ 7 ДПа.

Ф ≤ 5 см³ за30 хвилин

Перед підйомом бурильної колони у бурильні труби закачують розрахунковий об'єм рідинної ванни і за допомогою бурового розчину протискують її у зону порушення порід і втримують протягом 5-24 годин. У результаті взаємодії клеючої рідини та інгібітора зі стінками свердловини зменшується інтенсивність обвалювання.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

У процесі спорудження свердловини в інтервалі 2010-2550м відбулося обвалювання та осипання стінок свердловини. Конструкція бурильної колони така: діаметр бурильних труб 140 мм, товщина стінки 10 мм, діаметр ОБТ 165 мм, довжина ОБТ 100 м, внутрішній діаметр ОБТ 71 мм. Глибина свердловини 3150 м, пластовий тиск на вибої 31,9 МПа, густина бурового розчину 1100 кг/м³. Ліквідацію ускладнення проводимо силікатно-калієвою ванною густина

якої 1120 кг/м³, усереднений діаметр ствола долота 0,2159 м. Лінійний коефіцієнт кавернометрії 1,1.

Необхідний об'єм рідинної ванни визначають, враховуючи, що вона повинна перекривати ускладнену зону на 100 м зверху і знизу.

D_д – діаметр долота, м;

D_бк – зовнішній діаметр бурильної колони, м;

d_бк – внутрішній діаметр бурильної колони, м;

h – висота стовпа ванни від вибою до верхньої межі ускладненої зони, м;

h₁ – висота підйому ванни над інтервалом ускладненої зони, м.

h₂ – висота стовпа ванни в бурильній колоні, м.

Рисунок 4.1 - Схема для розрахунку рідинної ванни за умови.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

1. Для розрахунку технології встановлення ванни проведемо попередньо підготовчі розрахунки площ поперечного перерізу затрубного та трубного просторів відповідно до розрахункової схеми, наведеної на рисунку 4.1 [7].

Обчислюємо площі поперечного перерізу заколонного простору за бурильними трубами та всередині бурильних труб.

(4.1)

(4.2)

м².

Обчислюємо об’єми трубного та за трубного просторів бурильних труб за формулами:

, (4.3)

м³.

(4.4)

м³.

2.Об’єм рідинної ванни обчислюють за такою формулою:

, (4.5)

3. Обчислюємо об'єм притискувальної рідини на момент завершення потискування ванни в ускладнений інтервал:

, (4.6)

4. Час закачування ванни у заданий інтервал обчислюємо, попередньо визначивши кінцевий тиск виконання операції двома агрегатами:

(4.7)

МПа.

(4.8)

МПа.

Р_к =0,14+7,9=8,04 МПа.

За характеристикою агрегату ЦА-320М вибираємо передачу, на якій будемо виконувати закачування та вимивання ванни, відповідно до умови:

Р_і>Р_к.

Отже, відповідно до характеристики агрегата при діаметрі втулок цементувального насоса 100 мм Р_IV =9 МПа> Р_гд =8,04 МПа, тому закачування та вимивання ванни виконуємо на ІV передачі, продуктивність цементувального насоса на цій передачі становить 8,6 дм³/с, а на найнижчій (ІІ) – 2,5 дм³/с.

Отже, час закачування ванни дорівнює:

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

, (4.9)

де п – кількість одночасно включених агрегатів;

q_І – продуктивність роботи цементувального агрегату на найнижчій передачі, м³/с.

q_і – продуктивність роботи цементувального агрегату на і-й передачі, для якої зберігається нерівність Р_ца ⁿ ≥Р_ρ+Р_г, м³/с;

с ≈ 1год.30 хв.

5 Обчислюємо час вимивання ванни зі свердловини, визначивши час підйому ванни до устя, а потім час повного вимивання її зі свердловини.

Для визначення часу попередньо обчислюємо об'єм свердловини та об'єм металу бурильної колони:

Об'єм свердловини

, (4.10)

м³;

Об'єм металу бурильної колони

, (4.11)

м³.

Після витримки ванни у заданому інтервалі протягом часу, визначеного планом робіт, її вимивають до устя.

Час підйому ванни до устя:

, (4.12)

де q_і – продуктивність роботи цементувального агрегата на і-й швидкості, м³/с;

с ≈ 46,9 хв.

Час вимивання ванни зі свердловини:

(4.13)

с ≈ 1год17 хв.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

Таблиця 4.1 - Результати розрахунку встановлення ванни

№	Параметр розрахунку	Результат розрахунку
	Об’єм рідинної ванни	24,35 м^3
	Об'єм притискувальної рідини	52,06 м^3
	Час закачування	1год.30 хв
	Час підйому ванни до устя	46,9 хв
	Час вимивання ванни зі свердловини	1год17 хв

Встановлення ванни проводиться цементувальним агрегатом ЦА-320М діаметри втулок цементувального насоса 100 мм Р_IV =9 МПа, закачування та вимивання ванни виконуємо на ІV передачі, продуктивність цементувального насоса на цій передачі становить 8,6 дм³/с, а на найнижчій (ІІ) – 2,5 дм³/с.

Матеріали для приготування 24.35 м³ силікатно-калієвої ванни [6]:

1. Н₂О – решта.

2. KCl – 1704 кг;

3. N₂ SiO₃ – 1948 кг;

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

5. Прихоплення бурильної колони

Прихоплення колони труб є одним із найбільш важких ускладнень, які виникають у процесі буріння свердловини. Зі збільшенням глибини свердловини кількість і складність прихоплень бурильної колони зростають.

Для попередження прихоплення необхідно вжити такі заходи [3]:

1. Зменшити фільтрацію бурового розчину (до 2 - 4 см³/30хв, тобто ввести КМЦ [0,5- 1,5 кг на 1 м³]), внаслідок чого зменшиться товщина глинистої кірки на стінках свердловини;

2. Налагодити ефективне очищення бурового розчину від вибуреної породи;

3. Покращити мастильні властивості бурового розчину (додати Лабрикол з розрахунку 80 л на 1 м³);

4. Призупинити спуск бурильної колони при виникненні посадки; колону труб підняти на 15-20 м, проробити небезпе­чну ділянку з навантаженням 20-30 кН і тільки тоді продов­жити спуск колони;

5. Включити в КНБК протиприхоплюючі опори (центратори, стабілі-

затори тощо), квадратні ОБТ, вивідні перевідники та ОБТ зі спіральними канавками;

6. Здійснювати буріння з застосуванням ексцентричного перевідника, встановленого над долотом (зменшує викривлення свердловини);

7. Обмежити швидкість спуску або підйому бурильної колони;

8. Зменшуємо рН (до7%) розчину введенням водного розчину HCl.

9. Не залишати бурильну колону без руху більше 5-10 хв. У випадку вимушеної зупинки необхідно підіймати-опускати бурильну колону або прокручувати її ротором. Якщо і це неможливо то розгрузити її на вибій свердловини.

10. При бурінні в цьому інтервалі на ОБТ встановити центрувальні пристрої у кількості 5 шт.

Необхідно слідкувати за періодичністю проробки пробуреного інтервалу.

Для ліквідації прихватів ефективно використовується гідравлічний ударний механізм (ГУМ) [4].

Призначений ГУМ для ліквідації прихоплень бурильних і обсадних колон труб, випробувачів пластів та ін. шляхом нанесення ударів, направлених знизу вверх або зверху вниз залежно від конструкції механізму. ГУМ (рисунок 5.1) складається з шпинделя 1, перевідників 2 і 7, циліндра 3, який має дві камери різного січення, бойка 4, поршня 5 і штока 6. Вся система ГУМа герметизована і всередині заповнена оливою.

Для роботи з ГУМом від’єднують неприхвачену частину колони від прихваченої за допомогою ловильного інструменту, а якщо верх колони, що витягується, закінчується замковою різьбою нижнього перевідника 7, то ГУМ з’єднують з аварійною колоною. Вільному закріпленню замкової різьби нижнього перевідника з замковою різьбою аварійної колони сприяє наявність шліцевої пари у перевідника 2 і шпинделя 1. Потім натягують бурильну колону з зусиллям, більшим за її вагу на 200-800 кН. Спочатку швидкість шпинделя з поршнем буде невелика, так як він рухається догори за рахунок перетоку оливи з верхньої

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

порожнини (більшої) в нижню (меншу) через 3 послідовні отвори. Пройшовши 213 мм поршень попадає в циліндр 3 з повздовжніми пазами. При цьому площа січення для проходження оливи з більшої порожнини в меншу збільшується в більше ніж 200 разів. Олива вільно, майже без тиску, перетікає вниз, шпиндель 1, затягуючийся стискуючимися трубами, миттєво пере -

міщується вверх і бойком 4 б’є по нижньому торці шліцевого перевідника 2. Цей удар передається прихваченому інструменту через корпус циліндра 3 і перевідник 7.

Для повторного удару переганяють оливу з нижньої (меншої) порожнини циліндра в верхню, для чого на шпиндель дають осьове навантаження 10-20 кН, направлене вниз. ГУМ готовий для повторного використання. Для виконання ударів, направлених вниз, ГУМ розбирають, циліндр 3 разом з поршнем 5 повертають на 180^◦ і знову збирають.

1-шпиндель; 2-перевідник;3-циліндр;4-бойок;5-поршень;

6-шток;7-нижній перевідник

Рисунок 5.1- Гідравлічний ударний механізм (ГУМ)

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

6.Поглинання бурового розчину.

Поглинання, це частковий або повний відхід бурового розчину в проникний пласт і одночасно в декілька пластів при промивці свердловини.

Для попередження поглинань необхідно:

1. Зменшити густину бурового розчину в межах допустимих значень, тобто прийняти мінімальне значення густини бурового розчину.

2. При розбурюванні верхніх інтервалів (Н<1700) потрібно збільшити в’язкість і статичне напруження зсуву в 1,3-1,5 раза порівнянні із проектними. При (Н>1700) при відновленні циркуляції проводити попереднє прокручення БК, Розходження БК що дасть можливість зруйнувати структуру розчину.

У випадку виникнення поглинань бурового розчину доцільно ввести волокнистий наповнювач (деревна стружка). Оптимальна домішка 50 кг/м³.

Щоб домішка дала кращий ефект застосуємо гідромеханічний спосіб кольматації, пристрій для його здійснення (ОГМ), розроблений у ВНИИБТ, приведено на рисунку 6.1. У корпусі 2 укріпленідротяні щітки 4 іцентруючі вставки 3. У нижній частині встановлена під кутом до осі насадка 5 дл я змиву рихлої частини кірки і зменшення передумов до утворення сальника. У верхній частині ОГМ під прямим кутом до осі встановлена основна насадка. Видно, що екран утворюється при попередньому багатократному видаленні кірки фільтрації із стінок свердловини струменем гідромонітора і щітками 4.ОГМ встановлюють над долотом і застосовують в процесі буріння

При встановленні ОГМ компоновка буде наступна:

ОГМ встановлюють над долотом з насадками, після ОГМ встановлюють проміжні центратори. Бурильну колону слід обертати ротором на нижчій швидкості.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

Рисунок 6.1- Пристрій ОГМ для закупорювання проникних порід

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

7.Газонафтопрояви (ГНВП ).

Найбільш небезпечним флюїдопроявом при бурінні свердловин є прояв газу тому, що газ володіє великою проникністю, низькою густиною і може призвести до відкритого фонтанування. Ліквідація фонтану призводить до витрати великої кількості матеріальних цінностей, руйнування бурового обладнання і інструменту, забруднення навколишнього середовища, втрат великої кількості цінної сировини, а інколи родовища в цілому [8]; [5].

Особливо значні негативні наслідки нерегульованого відкритого фонтанування при наявності у складі флюїду отруйних та агресивних компонентів, наприклад, сірководню.

Заходи із запобігання ГНВП.

У зв’язку з цим запобігання флюїдопроявів є дуже важливою технологічною задачею.

1 Герметизувати устя свердловини превенторами, регулярно стежити за їх справністю, перевіряти надійність системи керування ними і своєчасно ліквідовувати виявлені дефекти. Схеми обв’язки устя свердловини наведено у рисунку 7.1.

Рисунок 8.1 Схема обв’язки устя свердловини

Ця схема включає плашковий превентор 1, засувку з гідравлічним керуванням 2, гирлову хрестовину З, манометр із запірним та розрядним пристроями і розділювачем середовищ 5, кільцевий превентор 4, регульований дросель з ручним керуванням 6, засувку з ручним керуванням 7, відбійник 8, допоміжний пульт 9, станцію гідроприводу з основним пультом керування 10 та зворотний клапан 11.

2 Систематично контролювати параметри бурового розчину, який виходить зі свердловини (густину і вміст газу через кожних 15 хв.). Під час розкриття горизонтів з аномально високим пластовим тиском необхідно здійснювати безперервний контроль вказаних параметрів і вносити корективу в їх зміни.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

3 Реологічні параметри бурового розчину та добовий відстій звести до мінімально можливих значень, що дозволить краще відділяти газ із розчину.

4 Ретельно дегазовувати буровий розчин, який виходить із свердловини для дегазації розчину використовується двокамерний вакуумний дегазатор

(рисунок 8.2);

1-зливний клапан;2-приймальний капан;3-збірники дегазованої рідини;4-поплавкові регулятори рівня;5-клапан-розрядник;6-ресивер;7-регулятор вакуума.

Рисунок 8.2—Схема двокамерного вакуумного дегазатора.

за високої концентрації газу у розчині доцільно призупинити поглиблення свердловини і у процесі циркуляції розчину дообважнити його або замінити свіжим з підвищеною густиною.

5 На буровій мати запас бурового розчину необхідної якості для розкриття газоносного горизонту у кількості, яка дорівнює двом-трьом об’ємам свердловини.

6 Під час підйому бурильної колони доливати у свердловину буровий розчин з таким розрахунком, щоб його рівень був на усті свердловини.

7 У нижній частині бурильної колони встановити зворотний клапан або під вертлюгом – кульовий кран високого тиску.

8 Не допускати тривалих простоїв свердловини без промивання, своєчасне промивання дозволить виділити газ, що поступає внаслідок дифузії тощо.

9 У схему циркуляційної системи включити рівнемір, витратомір та інші прилади та пристрої.

10 Провести відповідні навчання з членами бурової бригади для запобігання ГНВП, розподілити їх обов’язки на випадок початку ГНВП.

Якщо викид перейшов у відкрите фонтанування, то до роботи з ліквідації аварії приступають спеціалізовані протифонтанні служби.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

КР.НБ – 40.00.000 ПЗ

8. Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища.

Всі роботи по будівництву свердловини необхідно виконувати у повній відповідності з вимогами “Будівельних норм і правил”, “Правил безпеки в нафтогазовидобувній промисловості”, “Правил пожежної безпеки в нафтовій промисловості”.

Безпеку праці та навколишнього середовища можна забезпечити лише за допомогою цілого комплексу заходів. Звертаємо увагу лише на основні з них.

1 Всі вузли бурової установки та іншого обладнання, які будуть працювати під тиском, необхідно опресовувати тиском, що у півтора рази перевищує максимальний очікуваний тиск.

2 В період експлуатації буровий майстер і механік повинні перевіряти стан бурового обладнання не рідше одного разу за два місяці, а також перед спуском обсадної колони, перед початком і після закінчення ловильних робіт тощо.

3 Всі члени бурової бригади, які беруть участь в бурінні свердловин, повинні бути навчені безпечних методів роботи за своїми професіями до початку роботи. Особливу увагу при цьому необхідно звернути на техніку безпеки, протипожежну безпеку.

4 Бурова бригада повинна бути ознайомлена з основними заходами з запобігання ускладнення, які можуть виникнути при бурінні проектної свердловини.

5 При можливих ГНВП на свердловині повинно бути встановлено противикидне обладнання. Схема обв’язки, кількість і типи превенторів повинні бути погоджені з місцевим органом Держтехнагляду. Управління превенторами повинно бути дистанційне, механізоване та дублюватися ручним.

Дата добавления: 2015-08-10