- •Введение
- •Лабораторная работа №1 Изучение причин возникновения осложнений на тренажере-имитаторе бурения амт-2хх
- •Методическое обоснование задачи
- •Установка отвинченной свечи на подсвечник
- •Поднятие клиньев ротора
- •Ошибки управления и их устранения
- •Лабораторная работа №2 Методика контроля скважины при спо
- •Возможные аварийные ситуации и осложнения Проявление
- •Поглощение
- •Обрыв талевого каната
- •Обрыв бурильных труб
- •Лабораторная работа №3 Выбросы
- •3.1 Методы ликвидации выбросов
- •Метод бурильщика
- •Метод ожидания и утяжеления
- •Непрерывный метод
- •3.2. Метод бурильщика.
- •3.3. Имитация выбросов.
- •3.3.1. Герметизация скважины.
- •Циркуляционная система - открыть задвижку разделяющую емкости 1 и 2
- •Манифольд - открыть задвижку стояка
- •Штуцерный коллектор - открыть входную задвижку штуцерной
- •Превентора - закрыть универсальный превентор
- •3.3.2. Расчет параметров процесса.
- •3.3.3. Включение циркуляции.
- •3.3.4.Приготовление раствора новой плотности.
- •Закачивание утяжеленного раствора.
- •3.3.6.Герметизация скважины.
- •3.4. Контроль и ликвидация выбросов.
- •3.4.1. Первый этап.
- •3.4.2. Второй этап.
- •3.4.3. Третий этап.
- •34.4.Четвертый этап.
- •3.4.5. Пятый этап.
- •3.4.6.Шестой этап.
- •3.4.7.Седьмой этап.
- •3.5. Фатальные ошибки утк Ликвидация Выброса.
- •3.6. Возможные аварийные ситуации и осложнения.
- •Лабораторная работа №4 Цементирование
- •4.1.Методика цементирования.
- •4.1.1.Установка начальных значений.
- •4.1.2.Расчет параметров.
- •4.1.3.Заканчивание буферного раствора.
- •4.1.4.Закачивание цементного раствора.
- •4.1.5. Закачивание продавочной жидкости.
- •Гидроразрыв пласта
- •Разрыв обсадной колонны
- •4.2. Контроль и управление цементированием.
- •Лабораторная работа №5 Факторы, влияющие на качество крепления скважин
- •Действие температур
- •Расположение продуктивного пласта
- •Технико-технологические факторы
- •Кривизна и перегибы ствола
- •Вращение и расхаживание колонны
- •Характеристика контакта цементного камня с колонной
- •Качество формируемого цементного камня
- •Буферные жидкости
- •Технологические параметры цементирования
- •Технологическая оснастка
- •Особенности крепления горизонтальных скважин
- •Лабораторная работа №6 Ликвидация аварий Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами
- •Ликвидация аварий с турбобурами
- •Аварии с обсадными трубами
- •Организация работ при аварии
- •Лабораторная работа №7 Изучение конструкции и технология применения ловильных инструментов
- •Практическое занятие №1 Основные распознаваемые осложнения. Объёмный метод глушения
- •Объёмный метод глушения
- •Действия
- •Практическое занятие №2 Определение скорости подъёма газа
- •Практическое занятие №3 Задавливавие скважины «в лоб»
- •Практическое занятие №4 Метод ожидания и утяжеления для глушения наклонно-направленных скважин
- •Отличие метода ожидания и утяжеления для глушения наклонно-направленных скважин от вертикальных скважин
- •Захваченный газ
- •Практическое занятие №5 Проявления во время спо. 5.1. Статистика
- •5.2. Рекомендации
- •5.3. Необходимые расчёты для поддержания скважины заполненной раствором
- •Практическое занятие №6 Свабирование и помпаж
- •5.5. Примеры расчётов при спо
- •Практическое занятие №7 Спуск колонны труб в скважину под давлением
- •7.1. Минимальная длина спущенных труб, при которой невозможен дальнейший спуск колонны труб в скважину под давлением
- •Пример инструкции для бурильщика
- •Контрольные вопросы
- •Задания для выполнения контрольных работ
- •Литература
- •Содержание
- •Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин
3.4.1. Первый этап.
Установка начальных значений производится аналогично п. 3.3.1., но должна предшествовать старту задачи. Дополнительно, необходимо привести органы управления пульта бурильщика в следующее положение:
-
выключить привод лебедки;
-
ручной тормоз зажать максимальным усилием;
-
выключить привод РПДЭ;
-
выключить привод ротора;
-
отвести ключ от скважины;
-
переключить вращение ключа в нейтральное положение;
-
закрыть элеватор;
-
выключить доливной насос.
3.4.2. Второй этап.
Расчет УТЗ параметров ликвидации выброса УТЗ рассчитывает следующие параметры:
-
заданное давление на забой – Рзад., кг/см2;
-
заданная плотность на утяжеленного раствора – ρзад., кг/м2;
-
заданное давление нагнетания – Рн.зад., кг/см2.
3.4.3. Третий этап.
Этот этап состоит из трех подэтапов: герметизации устья скважины, стабилизации давлений на входе (Рн.зкр) и на выходе (Ре.зкр) в закрытой скважине, а также расчет обучаемым следующих характеристик управления процессом глушения скважины:
-
объема флюида (Vфл.),
-
пластового давления (Рпл),
-
забойного давления (Рзаб),
-
плотности поступившего флюида (ρфл), заданного давления на забой (Рзад.),
-
заданной плотности утяжеленного раствора (ρзад),
-
заданного давления нагнетания (Рн.зад) и заданного давления на выходе по формулам (3.1 – 3.16),
-
определение типа флюида (газ или жидкость).
Включить циркуляцию. Через одну минуту после установки правильных значений на пультах и постах проверяется условие наличия циркуляции – одновременное выполнение следующих неравенств:
Qн > 0 (3.24)
Fш > 0
где: Qн – расход бурового раствора на входе скважины, л/с,
Fш – суммарная площадь сечения штуцеров, м2.
Если условие не выполняется, то распознается ошибка «ФЛЮИД НЕ ВЫМЫВАЕТСЯ». Если условие выполняется, то начинается этап вымывания флюида из КП скважины раствором старой плотности.
34.4.Четвертый этап.
Первый цикл циркуляции – вымывание флюида из КП скважины с поддержанием давления нагнетания в диапазоне:
Рн.зад – 5 < Рн < Рн.зад + 5 (3.25)
Регулировка давления осуществляется дросселем. Если условие (3.25) не выполняется, то регистрируется ошибка «НЕТ ЗАДАННОГО ДАВЛЕНИЯ».
Первый цикл циркуляции продолжается до тех пор, пока весь флюид не будет вымыт из КП скважины. В процессе истечения флюида через штуцер (при условии что флюид – газ) возможно сильное падение давления на выходе, которое очень трудно регулировать. В этом случае рекомендуется полностью закрыть штуцер и подождать пока давление на выходе возрастет, а давление на входе войдет в заданный диапазон. После чего можно снова открыть штуцер и продолжить вымывание флюида.
После полного вымывания флюида осуществляется переход к следующему этапу путем герметизации скважины.
3.4.5. Пятый этап.
После герметизации устья на четвертом этапе выполненной плотностью (ρзад). Давления на входе и на выходе в закрытой скважине должны быть примерно равны первоначальному давлению на входе в закрытой скважине. Приготовление утяжеленного раствора описано в пункте 3.2. Границы корректности по плотности приведены в условии (3.18). Если в течении двух минут после герметизации устья условие (3.18) не будет выполнено, регистрируется ошибка «РАСТВОР НЕ ГОТОВ».
После выполнения условия (3.18) проверяется наличие циркуляции (3.24). Если (3.24) в течении одной минуты не выполняется, то регистрируется ошибка «НОВЫЙ РАСТВОР НЕ ЗАКАЧИВАЕТСЯ».
В процессе закачки утяжеленного раствора осуществляется контроль за давлением нагнетания в соответствии с условием (3.25). Давление регулируется дросселем. Если условие (3.25) не выполняется, то регистрируется ошибка «НЕТ ЗАДАННОГО ДАВЛЕНИЯ».
Заданное давление нагнетания рекомендуется поддерживать следующим образом:
Пока вся колонна бурильных труб не будет заполнена утяжеленным раствором, поддерживать на выходе постоянное давление, равное заданному.
Когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота, рассчитать заданное давление нагнетания с учетом новой плотности по формуле (3.8) и в процессе закачки поддерживать его постоянным в соответствии с условием (3.25) до тех пор, пока утяжеленный буровой раствор не появится на устье.
После появления утяжеленного бурового раствора на устье скважины ее герметизируют.