Методические указания к выполнению практических занятий по дисциплине "Осложнения и аварии" для студентов специальности 090800 Тюмень, 2001

Вид материала

Методические указания

Содержание 6. Газонефтепроявления 6.1. Определение максимально возможной длины бурильной колонны, поднятой без долива бурового раствора. 6.2. Оценка вида нефтеводогазопроявления и определение исходных данных для расчета глушения скважины. Контрольное задание 6.3 Изучение оборудования для предупреждения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

Подобный материал:

• Методические указания для студентов по выполнению практических занятий по дисциплине, 1393.58kb.
• Методические указания квыполнению курсовой работы по дисциплине «Разрушение горных, 944.39kb.
• Методические указания к проведению практических занятий по курсу «Архитектура гражданских, 272.14kb.
• Методические указания к выполнению дипломного проекта для студентов специальности 090800, 358.54kb.
• Методические указания и задания для практических занятий по дисциплине «Международные, 307.46kb.
• Методические указания и задания для практических занятий по дисциплине «Международные, 328.43kb.
• Методические указания к выполнению практических работ по дисциплине "Организация предпринимательской, 669.56kb.
• Стратегическое планирование и прогнозирование Учебно-методический комплекс для студентов, 823.99kb.
• Методические указания к выполнению практических занятий по курсу "Мониторинг и контроль, 263.92kb.
• Методические указания по самостоятельной подготовке к практическим занятиям и выполнению, 426.22kb.

6. Газонефтепроявления

6.1. Определение максимально возможной длины бурильной колонны, поднятой без долива бурового раствора.

Снижение уровня бурового раствора в стволе скважины при подъеме инструмента вызывает уменьшение давления столба раствора на пласт. Создается ситуация, при которой в ствол скважины могут происходить проявления нефти, газа или воды. Практика буровых работ в Западной Сибири показывает, что недолив бурового раствора является одной из главных причин газонефтепроявлений и последующего их перехода в выбросы и открытые фонтаны. Для предотвращения проявлений скважину необходимо доливать буровым раствором. Длину бурильной колонны l, поднятой без долива бурового раствора, рекомендуется определять по следующей форме [16]:

(18)

где: d_c - диаметр ствола скважины в верхней части, м;

d_н - наружный диаметр бурильной колонны, м;

d_в - внутренний диаметр бурильной колонны, м;

к_з - коэффициент, учитывающий увеличение объема колонны за счет бурильных замков; рекомендуется принимать к_з = 1,05;

h - максимально возможная величина снижение уровня бурового раствора в скважине, м.

Фишер В.А. предлагает определить h, как

(19)

где: h₀ - глубина залегания пласта с наибольшим из всех вскрытых скважиной пластов градиентом пластового давления, м;

Р_пл - пластовое (поровое) давление этого пласта, МПа;

 - плотность бурового раствора, кг/м³;

g - ускорение силы тяжести, м/с²;

к_р - коэффициент резерва плотности бурового раствора.


Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях рекомендуют выбирать к_р так:

- при глубине скважин до 1200 м 1,10-1,15;

- при глубине до 2500 м 1,05-1,10;

- для глубин более 2500 м 1,04-1,07.

Полученную величину допустимого снижения уровня h необходимо сравнить с длиной кондуктора; так как чаще всего уровень бурового раствора не должен быть ниже башмака обсадной колонны.

Задавшись длиной свечи бурильной колонны l_cв, определяют число свечей (n), подъем которых возможен без долива:



Контрольное задание. Определить число свечей бурильной колонны, поднимаемой из скважины, без долива бурового раствора. Исходные данные в табл.18.


Таблица 18

	Последняя цифра номера студенческого билета
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1. Глубина скважины, м	3800	2700	3500	2500	2800	4000	3200	2750	3600	3200
2. Глубина спуска кондуктора 42610, м	500	300	500	300	450	500	500	450	500	500
3. Глубина залегания пласта с наибольшим градиентом пластового давления, м	3700	2650	3400	2400	2750	3900	3000	2700	3500	3100
4. Величина пластового давления, МПа	73	29	69	31	35	77	57	35	69	57
5. Плотность бурового раствора, кг/м3	2000	1130	1850	1320	1350	1880	1930	1310	1800	1870
6. Наружный диаметр бурильных труб, м	0,129	0,114	0,147	0,114	0,129	0,147	0,129	0,114	0,147	0,129
7. Внутренний диаметр бурильных труб, м	0,107	0,096	0,125	0,096	0,107	0,125	0,107	0,096	0,125	0,107
8. Средняя длина свечи, м	25	25	25	25	25	25	25	25	25	25

6.2. Оценка вида нефтеводогазопроявления и определение исходных данных для расчета глушения скважины.

При первых признаках флюидопроявления все работы в скважине прекращается, насосы останавливают и выясняют причины перелива раствора из скважины. В случае продолжения движения раствора из ствола скважины, делается вывод о том, что в ствол скважины поступил флюид. Устье скважины герметизируют на 5-10 минут - закрывают превентор универсальный и задвижки на выкидных линиях. Операция по стабилизации давления в скважине предназначена для наблюдения за изменением давления в бурильной колонне (манометр на стояке) и в межтрубном пространстве (манометр на выкидной линии превенторов).

Для определения основных параметров глушения скважины фиксируем в буровом журнале следующие данные:

_н - плотность бурового раствора в момент проявления, кг/м³;

Р_из.тр. - избыточное давление в бурильных трубах, МПа;

Р_из.ок - избыточное давление в обсадной колонне, МПа;

Q₁ - расход бурового раствора при бурении скважины, л/с;

Р₁ - давление на стояке при бурении, МПа;

V₀ - объем проявления (увеличение количества раствора в приемной емкости), м³;

Определяем давление проявляющего пласта Р_пл. по формуле:

(20)

где: g - ускорение свободного падения, м/с²;

Н - предполагаемая глубина залегания проявляющего пласта, м;

Рассчитываем плотность флюида, проявившегося в скважину

(21)

где: - высота столба флюида в затрубном пространстве при объеме одного метра затрубного пространства в зоне поступления флюида q₀.

Определяем вид нефтегазоводопроявления. При _фл = 1080  1200 кг/м³ в скважину поступила вода, в случае _фл < 360 кг/м³ - газ. Если _фл =360  1080 кг/м³ в ствол скважины произошло поступление нефти с газом или нефти и воды с газом.

Расчитываем плотность утяжеленного бурового раствора, необходимого для глушения скважины.

где: к_р - коэффициент безопасности, принимаемый равным 1,10-1,15 - для скважин глубиной 1200 м, 1,05-1,10- для скважин 2500 м, 1,04-1,07 - для более глубоких скважин.

Необходимую величину доутяжеления раствора можно определить по номограмме (рис.17). Для этого находим точку пересечения двух прямых - горизонтальной, соответствующей глубине скважины (глубине залегания пролегающего пласта) Н и вертикальной прямой, соответствующей давлению в бурильных трубах Р_из.тр.

Точка пересечения будет на одной из наклонных прямых, указывающих на какую величину необходимо увеличить плотность бурового раствора (г/см³).

Контрольное задание.

Определить вид нефтегазоводопроявления, расчитать плотность утяжеленного бурового раствора, необходимого для глушения пласта. Условия возникновения проявления принять по таблице 18 (работа 6.1). Недостающие данные принять самостоятельно. Полученные данные по плотности раствора сравнить с результатами, определенными по номограмме (рис.17).

Рис.17.

6.3 Изучение оборудования для предупреждения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

Нефтяные и газовые месторождения Тюменской области имеют ряд особенностей способствующих возникновению открытых фонтанов: небольшая глубина (800-1300 метров) одного из основных продуктивных пластов - сеноманского яруса большой мощности и с хорошими коллекторскими свойствами пород, повсеместное распространение в северной части региона мощных толщ многолетнемерзлых пород, склонных к потере устойчивости при растеплении, наличие в геологических разрезах ниже 2000 м. пластов с аномальным - высоким давлением. Целью настоящей работы является ознакомление студентов со следующими видами оборудования:

I - противовыбросовое оборудование : плащевые, универсальные, вращающиеся превенторы, задвижки с ручным и гидравлическим управлением, основной и вспомогательный пульты управления превенторами и задвижками манифольда, шаровые краны;

II - новое противовыбросовое оборудование применяющееся для предотвращения выбросов и открытых фонтанов: превентор универсальный для спуско-подъема труб с ЭЦН под давлением, пакер устьевой, клапан отсекательный забойный, установка для спуска труб под давлением, головки герметизирующие, превентор кабельный.

III - новое оборудование для ликвидации фонтанов: устройство для наведения запорной арматуры на устье фонтанирующей скважины НГ-50 и с поворотом вокруг горизонтальной оси, пережим гидравлический, труборезка гидравлическая резцовая, приспособление для прострела отверстия и установки пальцев в трубе.

Предполагается, что студенты, прослушавшие курс лекций «Монтаж, ремонт и эксплуатация бурового оборудования» знают устройство и принцип действия превенторов и других механизмов, включенных в раздел I -противовыбросовое оборудование.

Поэтому основное внимание должно быть обращено на условие и технологию применения противовыбросового оборудования. С этой целью необходимо использовать источники [I, глава XXI; 2, глава 4 §§ 3,4,5,6,7.8,9,10,11].

Оборудование, предусмотренное для изучения в разделах II и III, следует изучать по альбомам [10].

Контрольное задание.

1. Составить альбом механизмов и устройств, изученных студентами (в виде схем и рисунков). Конкретный выбор устройств определяется преподавателем.

2. Ответить на контрольные вопросы.

2.1. Проведение каких операций должно обеспечить противовыбросовое оборудование?

2.2. Каково устройство плашечного превентора с гидравлическим управлением и его назначение?

2.3. Поясните назначение устройства универсального превентора ПУ1-230х35.

2.4. Для чего предназначен манифольд противовыбросового оборудования?

2.5. Назовите назначение и устройства манифольда МППК-80х70.

2.6. Можно ли закрыть задвижку с гидроуправлением ручным способом?

2.7. Назовите назначение и устройство системы гидравлического управления превентора ГУП-100 Бр-2.

2.8. Можно ли открыть универсальный превентор с основного пульта ГУП-100 Бр-2?

2.9. Каков порядок управления превенторами и задвижками с помощью гидравлического управления СН6И-76?

2.10. Каковы назначения устройства и принцип работы шаровых кранов типа КШ и КЩ?

2.11. Назовите правила монтажа противовыбросового оборудования.

2.12. Какова линия глушения и дросселирования для нефтяных, газовых скважин?

2.13. На какое давление опрессовывается превенторная установка после монтажа на устье скважины?

2.14. Перечислите обязанность буровой вахты по проверке противовыбросового оборудования перед началом смены?

2.15. Какой порядок профилактического осмотра противовыбросового оборудования буровым мастером?

2.16. Что вы понимаете под выражением «противовыбросовое оборудование находится в оперативной готовности»?

Литература

1. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. - М.: Недра, 1988, 501 с.
   
2. Блохин О.А., Иогансен К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов. - М.: Недра, 1991. - 142 с.
   
3. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. Т.1. - М.: Недра, 1985. - 414 с.
   
4. Войтенко В.С. Прикладная геомеханика в бурении. - М.: Недра, 1990. - 252 с.
   
5. Временная инструкция по ликвидации поглощений при бурении глубоких скважин в Восточной Сибири и Якутии. - Иркутск: ВостСибНИИГГиМС, 1983.
   
6. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. - М.: ВНИИБТ.
   
7. Инструкция по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин. - М.: Недра, 1970. - 24 с.
   
8. Инструкция по освобождению прихваченного бурильного инструмента торпедированием. - Л.: Недра, 1976. - 67 с.
   
9. Иогансен К.В. Спутник буровика. Справочник - М.: Недра, 1990. - 303 с.
   
10. Маньковский А.В. и др. Рекомендации по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов (альбом). - Тюмень, 1988. - 360 с.
    
11. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. - М.: Недра, 1988. - 360 с.
    
12. Самотой А.К. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. - М.: Недра, 1979. - 182 с.
    
13. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1988. - 360 с.
    
14. Семенов Н.Я., Кагарманов Н.Ф., Поляков В.Н. Временное руководство по оценке размеров поглощающих каналов и выбору способов изоляции. - Уфа, БашНИПИнефть, 1977. - 278 с.
    
15. Фридляндер Л.Я. и др. Прострелочно-взрывная аппаратура. Справочник. - М.: Недра, 1990. - 278 с.
    
16. Фишер В.А. Гидравлические расчеты с использованием ЭВМ при бурении скважин в условиях Западной Сибири. - Тюмень: ТГУ, 1990. - 100 с.
    
17. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. - М: Недра, 1988. - 200 с.
    
18. Элияшевский И.В. и др. Типовые задачи и расчеты в бурении. - М.: Недра, 1982. - 296 с.
    
19. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении. Справочное пособие. - М.: Недра, 1991. - 334 с.
    

Содержание



Методические указания по курсу "Технология бурения нефтяных и газовых скважин" студентам специальности 0908 "Бурение нефтяных и газовых скважин".


Автор: к.т.н., доцент кафедры бурения Абатуров В.Г.


Подписано к печати Объем 4,6 п. л.

Формат 60/90 1/16 Заказ

Тираж Бесплатно


Электрография кафедры "Бурение нефтяных и газовых скважин"

Компьютерная верстка "Лаборатория информационных технологий" ИНиГ

Институт нефти и газа ТюмГНГУ, 2003

625039, Тюмень, 50-лет Октября, 38