Реферат: Методические указания к выполнению практических занятий по дисциплине "Осложнения и аварии" для студентов специальности 090800 Тюмень, 2001
Министерство образования российской федерации
государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
к выполнению практических занятий
по дисциплине "Осложнения и аварии"
для студентов специальности 090800
Тюмень, 2001
Утверждено редакционно-издательским советом Тюменского государственного нефтегазового университета
Автор: к.т.н., доцент кафедры бурения Абатуров В.Г.
© Тюменский государственный нефтегазовый университет
2001
1. Введение
Осложнения и аварии приводят к значительному ухудшению технико-экономических показателей на буровых работах. Так по данным Тюменьгеологии за 1976-1989 г.г. в экспедициях произошло 1389 аварий, убытки от которых составили 73 млн. руб. Списано по техническим причинам 275 глубоких скважин с общей стоимостью более 250 млн. рублей. Условные потерн проходки от аварий определены в 1 млн. метров. Анализ показывает, что осложнения в бурении нередко способствуют возникновению аварий, поэтому предупреждение и ликвидация осложнений весьма актуально.
Работа 2 посвящена важной теме "Определение зон совместимых условий бурения", которая является определяющим звеном в проектировании буровой скважины. Работы 3.1 и 3.2 закрепляют знания студентов, изучающих такое осложнение, как поглощение буровых растворов. Студенты получает возможность изучить метод оценки размеров каналов поглощения, что является одним из основных факторов, с помощью которых определяется метод ликвидации поглощения, на основе полученных данных по размеру каналов поглощения выбираются инертные наполнители (работа 3.2).
Темы работ 4.1, 4.2 относятся к разделу "Аварии с элементами бурильной колонны". Студенты учатся определять глубину обрыва бурильной колонны с помощью показаний индикатора веса, изучают ловильный и вспомогательный инструмент для ликвидации аварий. Прихваты бурильных и обсадных колонн являются наиболее распространенным видом аварий. Предупреждению и ликвидации прихватов посвящены работы раздела 5. При первых признаках прихватов бурильных колонн приступают к расхаживанию колонны и отбивке прихвата ротором. Определение допустимых усилий при расхаживании и допустимого угла (числа оборотов) при закручивании неприхваченной части колонны посвящены соответственно работы 5.1 и 5.2.
В работе 5.3. студенты овладевают умением определять верхнюю границу прихвата бурильной колонны по упругому удлинению ее свободной части, что важно для расчетов установки жидкостных ванн. Выбору вида жидкостной ванны и ее расчету посвящена работа 5.4. Студенты изучают также ударные механизмы, применяемые для ликвидации прихватов из-за заклинивания колонны
(работа 5.5).
В практике работ находит применение ликвидация прихватов колонн "встряхиванием".
Изучение этого метода проводится с определением числа рядов (ниток) детонирующего шнура (работа 5.6). Студенты изучают также расчет числа рядов торпеды из детонирующего шнура, необходимых для ослабления резьбовых соединений при развинчивании бурильной колонны (работа 5.7). Как правило, если ни один из известных методов ликвидации прихвата колонны не приносит успеха, приступают к обрыву колонны над местом прихвата с помощью торпеды. Выбор заряда помогает сделать студенту работа 5.8.
На предотвращение возникновения открытых фонтанов направлены расчеты в работах 6.1 и 6.2. Снижение уровня бурового раствора в стволе скважины приводит к уменьшению давления столба раствора на пласт. Нередко это вызывает нефтегазопроявления. Недолив бурового раствора является одной из главных причин открытых фонтанов. Целью работы 6.1 является научить студента определению максимально возможной длины бурильной колонны, поднятой без долива бурового раствора.
Работа 6.2 посвящена оценке вида нефтегазопроявления и определению исходных данных для расчета глушения скважины.
В работе 6.3 изучается оборудование для предупреждения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.
^ 2. Определение зон совместимых условий бурения
Выделение в геологическом разрезе зон с совместимыми условиями бурения является главным этапом в проектировании буровой скважины. Зоны с несовместимыми условиями бурения считаются таковыми в случае, если при выходе из зоны I в зону II в последней возникнут или поглощения бурового раствора или проявления неустойчивости горных пород или нефтеводогазопроявления. Для предотвращения осложнения необходимо изменение плотности промывочной жидкости, для того, чтобы продолжать бурение в зоне II с буровым раствором с измененной плотностью и не допустить осложнений в зоне I, ее необходимо изолировать от других зон спуском обсадной колонны и ее цементированием. Граница раздела зон I и II является глубиной установки башмака обсадной колонны.
Выделение зон с совместимыми условиями бурения производится построением совмещенного графика давлений пластового и гидроразрыва пород в координатах глубина - эквивалент градиента давлений. Для определения эквивалента градиентов давлений необходимо величину давления разделить на давление столба пресной воды такой же высоты.
Пример. Используя исходные данные по литологической характеристике разреза, осложнениям (рис.1), величинам пластовых давлений и давлений гидроразрыва пластов (давления поглощения раствора) (табл. 1) построить совмещенный график давлений, определив зоны несовместимых условии бурения, плотность бурового раствора и глубины спуска обсадных колонн [18].
Таблица 1.
Глубина, м
Пластовое
давление, МПа
Давление гидроразрыва (давление поглощения), МПа
Глубина, м
Пластовое давление. МПа
Давление гидроразрыва (давление поглощения), МПа
200
-
4,0
3500
33,0
59,5 (45,5)
600
6,0
11,0
4000
40,0
80,0
1000
-
20,0
4250
-
71,0 (60,0)
1300
13.0
23,5 (18,0)
4500
49,5
105,0
1625
17,0
30,8
4800
72,0
110,0
2100
24,0
40,0
5250
78,0
125,0
3000
36,5
57,0
5550
82,5
122,0 (112,0)
Определение зон несовместимых условий бурения производится в следующем порядке. Выделение интервалов геологического разреза по пластовым давлениям. По нашим данным в разрезе 8 интервалов (табл. 2).
Таблица 2.
Номер интервала
1
2
3
4
5
6
7
8
Интервал по глубине, м
0-1300
1300-1750
1750-2700
2700-3490
3490-3550
3550-4300
4300-4620
4620-5500
Пластовое давление, МПа
6,0-13,0
17,0
24,0
36,5
33,0
40,0
49,5
72,0-82,5
Определяем значение эквивалентов градиентов пластовых давлений для каждого интервала по формуле Рпл = 0,01 Н, где Н - глубина.
Интервал 1 - 13,0/(0,01 1300) = 1,0.
Соответственно для интервалов 2-8 получаем: 1,04; 1,14; 1,22; 0,94; 1,0; 1,1; 1,49. По этим данным строится график изменения эквивалентов градиентов пластовых давлений по глубине. Параллельно этим графикам, касательно к крайним точкам графика проводим линии АВ, СД, ЕГ. Эти линии являются граничными по пластовым условиям для определения интервалов. Так кривая АВ определяет совместимость по пластовым давлениям интервалов 1-4, кривая СД - интервалов 5-7, кривая EF - интервала 8. Выделяем интервалы разреза по давлению гидроразрыва (табл. 3).
Таблица 3.
Номер интервала
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Интервал по глубине, м
0-375
375-740
740-1250
1250-1370
1370-3410
3410-3550
3550-4250
4250-4350
4350-5550
5550-
5600
Давление
гидрораз-рыва, МПа
4,0
11,0
20,0
23,5 (18,0)
17,0-57,0
59,5 (45,5)
80,0
71,0 (60,0)
110-122
122
(112)
Рассчитываем значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрыва пластов (поглощений бурового раствора) для каждого интервала. Для интервала 9 эквивалент гидроразрыва равен 4,0 / (0,01 200) = 2,0. Аналогичным образом определяем значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрыва для интервалов 10-18. Они, соответственно, равны:
Р
ис. 1.
Таблица 4
Номер варианта
0
1
2
3
4
Глубина скважины, м
лито-логия
ослож-нения
лито-логия
ослож-нения
лито-логия
ослож-нения
лито-логия
ослож-нения
лито-логия
ослож-нения
-500
0-400м пески, глины
осыпи
0-130м пески, глины
обвалы
0-220м пески, глины
0-420м пески, глины
0-230м пески, алевролиты, глины
400-700м глины
130-500 м пески, глины, алевролиты
220- 990м глины, алевролито-вые
420-1265м глины опоко-видные
230-850м глины, песча-ники, алевролиты
800-850м поглощения
700-900м песчаники
поглощения
500-900 м глины
990-1170м пески, песча-ники, глины
поглощения
850-1150м пески, алевролиты, глины
-1000
900-1500 м, алевролиты, алевриты
поглощения
900-1100м песча-ники
поглощения
1170-1670 м, песча-ники, алевролиты, глины
1265-1700м песча-ники, алевролиты, глины
1265-1300м поглощения
1150-1400 м, песча-ники, пески
-1500
1500-1700 м, песчаники
поглощения
1100-1750 м, глины
1670-1800 м, песча-ники
1700-2060 м, песча-ники
1400-1450 м, аргиллиты
-2000
1700-3000 м, глины
1750-2000 м, песча-ники
поглощения
1800-2140 м, аргил-литы, алевролиты
2060-2560 м, песча-ники, глины
2060-2100 м, поглощения
1450-2000 м, песча-ники
1800-2000 м, поглощения
2000-2700 м, глины
2140-2540 м, песча-ники, алевролиты
2560-2850 м, аргиллиты
Продолжение табл.4
-2500
2700-3000 м, песча-ники
2540-2900 м, аргил-литы, песча-нники, алевролиты
2540-2650 м, газопроявления
2850-3100 м, песча-ники, аргил-литы
газоп-роявления
-3000
3000-3500 м, песча-ники, алевролиты
3000-3100 м, поглощения
3000-3200 м, алевролиты, песча-ники
нефте-газоп-роявления
2000-3400 м, известняки, мерге-ли
-3500
3500- 3900 м, глины, алевролиты
3400-3700 м, песча-ники, известняки, доломиты
нефте-прояв-ления
-4000
продолжение табл. 4.
Номер варианта
5
6
7
8
9
Глубина скважины, м
лито-логия
ослож-нения
лито-логия
ослож-нения
лито-логия
ослож-нения
лито-логия
ослож-нения
лито-логия
ослож-нения
-500
0-200м пески, глины
0-400м пески, глины
0-120м пески, глины
0-600м пески, глины
0-400м глины
200-600м опоки, песча-ники, глины
400-900м, глины, алевролиты
130- 900м песча-ники, глины, алевролиты
600-700м, песча-ники
поглощения
400-1000м пески, глины
600-1200м глины, алевролиты песча-ники
900-1100 м глины
900-1030м песча-ники
поглощения
700-1000м, глины
Продолжение табл.4
-1000
1200-1300 м, глины
поглощения
1100-1350м песча-ники
поглощения
1030-1670 м, аргил-литы песча-ники
1000-1400м, глины, мерге-ли
1000-1800 м, песча-ники
900-1000м, поглощения
1300-1600 м, песча-ники, алевро-литы
1350-1650 м, глины
-1500
1600-2000 м, туфо-песча-ники
1650-1850 м, песча-ники, алевро-литы, глины
поглощения
1630-3000 м, песча-ники, аргил-литы, алевролиты
2000-2200 м, поглощения
1400-2500м, извест-няки, песча-ники
1800-2000м, песча-ники
-2000
2000-2500м, доло-миты, глины
2000-2100м, поглощения
1850-2500м, глины
2000-2200м, глины
-2500
2500-3600м, извест-няки
2500-2900м, аргил-литы
2200-2700 м, песча-ники
поглощения
-3000
3400-3500м, газоп-роявле-ния
2900-3800м аргиллиты, алевролиты
3000-3100м, аргил-литы, биту-мин
2900-3200м, мерге-ли
2700-3200м, глины
3100-3350м, известняки
поглощения
3200-3500 м, известняки
-3500
3500- 3900 м, глины, алевролиты
3500-3800м, нефте-газо-прояв-ления
3350-3900м, глини-сто-карбо-натные поро-ды
3500-3600м, песчаники
газо-прояв-ления
3400-3600 м, глины
-4000
3600-3800 м, извест-няки
3600-3800м, песча-ники
нефте-прояв-ления
Таблица 5
глуби на, м
0
1
2
3
4
пластовое давление, МПа
давление гидро-
разрыва, МПа
пластовое
давление, МПа
давление гидро-
разрыва, МПа
пластовое давление, МПа
давление гидро-разрыва, МПа
Пластовое
давление, МПа
давление гидро разрыва, МПа
пластовое
давление, МПа
давление гидро разрыва, МПа
300м
6,0
-500
5,0
5,5
10,0
5,0
10,0
5,5
11,0
5,0
11,0
700м
12,0
900м
990м
800м.
-1000
10,0
10,0
16(14)
11,0
17(15)
13(11)
11,0
1265м
10,0
-1500
16,0
27,0
17,0
1750м
-18,0
1670м
21(16)
(20,0)
-29,0
28(22)
16,0
28,0
17,0
28,8
(25,0)
1800м
-19,0
1800м
-29,0
-2000
2100м
2060м
(25,0)
-25,0
40,0
24,0
41,0
23,0
-35,0
(30,0)
24,0
-2500
48,0
27,0
47,0
52,0
60,0
26,0
48,0
2850м
27,0
47,0
-63,0
2900м
-3000
36,0
57,0
62,0
72,0
36,0
60,0
3100м
36,0
55,0
(42,0)
-59
3400м
3400м
-39,0
-75
-3500
33,0
59,0
3700м
80,0
-61,0
3900м
3900м
-4000
40,0
81,0
45,0
продолжение таблицы 5
глубина, м
5
6
7
8
9
пластовое давление, МПа
давление гидро-
разрыва, МПа
пластовое давление, МПа
давление гидро-
разрыва, МПа
пластовое давление, МПа
давление гидро-
разрыва, МПа
пластовое давление, МПа
давление гидро-
разрыва, МПа
пластовое давление, МПа
давление гидро-
разрыва, МПа
200м
4,0
-500
5,5
5,0
10,0
5,0
10,5
5,5
11,0
5,0
10,5
600м
11(10)
-1000
10,0
17,0
11,0
1100м
11,0
900м
12,5
9,5
900м
(12,0)
-18
17(14)
16
(15)
(13)
-1500
15,5
27,0
17,0
1650м
18,0
29,0
16,5
17,0
28,0
-28
(24)
1800м
-19
-2000
25,0
35,0
34,0
25,0
35,0
23,5
34(30)
23,0
2200м
(30,0)
(30)
33
(29)
-2500
27,0
48,0
29,5
49,0
52,0
60
26,5
50,0
31,0
49,0
-3000
35,0
60
34,0
58,0
36,0
34,5
59,0
35,0
60,0
3100м
57
(42)
3400м
-3500
-75
82,0
76,0
62,0
40,0
45,0
81,0
72,0
3600м
83,0
3900м
-41,0
80,0
-4000
Эти значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрыва и давлений поглощения бурового раствора наносим на график (кривые 9-18).
Пунктиром показаны давления, при которых возникают поглощения раствора. Параллельно оси ординат строим линии KM, RN, ОР, которые проводим касательно к крайним точкам кривой эквивалентов градиентов давлений поглощений бурового раствора. Эти линии определяют граничные условия по давлениям гидроразрыва.
Таким образом, нами получены зоны АВКМ, СДRN, EFPO, условия бурения в которых совместимы. Определение этих зон позволило н^ 3. Поглощение буровых и тампонажных растворов 3.1. Оценка размеров каналов поглощения бурового раствора по фракционному составу шлама (методика ВолгоградНИПИнефть).
Цель исследования - определение размеров каналов поглощающего пласта по анализу фракционного состава шлама, выносимого из скважины при бурении до и во время поглощения. Методика основывается на предположении, что размеры каналов поглощения пропорциональны, размерам частиц шлама, которые уносятся в пласт.
Предполагается, что в каналы поглощения попадают частицы шлама, диаметр которых в 2-3 раза меньше поперечных размеров каналов.
Для оценки размеров частиц поглощаемого шлама необходимо отобрать 2-3 пробы шлама до вскрытия поглощающего пласта, во время его бурения и после поглощения. Отбор шлама производится в середине рейса. При отборе каждой пробы ситовый шламоотборник 5-10 раз устанавливают в желобе непосредственно около устья скважины. Через 30 с шламоотборник извлекается. Пробу шлама промывают, просушивают и взвешивают. При отборе проб необходима корректировка их привязки к глубине с учетом времени транспорта шлама от забоя к устью. Из каждой подготовленной пробы делаются навески по
1 кг. Отобранный шлам подвергают ситовому анализу на установке, состоящей из набора сит с размерами отверстий 10, 7, 5, 3, 2, 1 и 0,5 мм. Каждая навеска просеивается через набор сит в течение 3 минут. Сравнивают результаты анализа шлама, отобранного до вскрытия зоны поглощения, во время поглощения и после поглощения. Цель сравнения - определение размера фракции, содержание которой уменьшилось на максимальную величину. По этим данным ориентировочно определяет размеры каналов поглощающего пласта. Учитывается, что если поглощающий канал представлен коллектором трещиноватого типа, то диаметр частиц поглощаемого шлама ориентировочно в 2 раза меньше размера трещин. В остальных случаях соотношение размеров частиц шлама и канала принимается равным 1/3.
В случае полной потери шлама в поглощающих каналах размер их засчитывается по величине ячеек сита, через который проходит 90% пробы шлама, отбираемого до вскрытия поглощающего пласта.
Данные по ситовому анализу шлама сводятся в таблицу, форма которой приведена в примере. По этим данным определяется среднее значение для каждой фракции.
Пример [4]. Определение размеров каналов поглощения проводилось на скв. 59 Валанжинской площади. Были отобраны три пробы шлама: до поглощения с глубины 2100 - 2106 м, во время поглощения с глубины 2106 - 2108 м и после проведения изоляционных работ с глубины 2220 - 2240 м.
После проведения лабораторных исследований и определения средних значений для каждой фракции шлама, результаты ситового анализа шлама выглядели следующим образом (табл.6).
Таблица 6.
Время отбора
Среднее значение фракций, %
0,25
0,5
1
2
3
5
7
10
До поглощения
Во время поглощения
После поглощения
27,35 51,05
32,75
8,85
3,43
8,82
13,17 5,22
13,15
15,15 7,34
14,75
15,15 11,60
10,95
6,50 6,97
5,95
6,15 9,47
4,50
5,00 5,5
2,50
В
идно, что пробы, отобранные во время поглощения, состоят из фракций со средним размером 3 мм и более. Таким образом, унесены в пласт частицы шлама размером 2 мм и менее. Следовательно, величина раскрытия поглощающих каналов равна 4 6 мм.
Рис. 2 Гистограмма распределения фракций шлама
Контрольное задание. Определить размеры каналов поглощения по изучению фракционного состава шлама.
Таблица 7
Время отбора
шлама
Средние значения фракций, %
Номер
варианта
0,25
0,5
1
2
3
5
7
10
До
поглощения
32,5
5
6
18
19
6
7,5
6
1
31
9
12
15
15
8
5
5
2
31
9
12
15
16
8
5
5
3
6
5
4
17
22
23
9
4
4
30
20
24
10
6
5
5
-
5
32
6
6
17
20
6
7
6
6
16
6
5
16
23
22
8
4
7
30
8
12
16
15
8
6
5
8
29
10
10
16
15
9
5
6
9
31
6
6
17
21
7
6
6
10
Во время
поглощения
23
3
1,5
9
18,5
10
13
22
1
26
8
10
6
16
11
11
12
2
35
8
7
7
8
9
11
14
3
5
4
3
14
11
13
20
22
4
20
15
12
4
12
22
15
-
5
10
5
5
9
20
23
18
16
6
4
3
3
13
12
14
21
30
7
24
8
9
6
17
12
11
13
8
33
8
6
7
9
8
12
15
9
10
4
4
10
21
22
19
10
10
Построить гистограммы распределения фракций шлама до и после вскрытия зоны поглощения и определить размеры трещин (каналов) поглощения.
^ 3.2. Выбор наполнителей для предупреждения и ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов.
Для устранения поглощений буровых и тампонажных растворов в них вводят некоторое количество специальных волокнистых, пластинчатых (чешуйчатых) и зернистых (гранулированных) материалов, называемых инертными наполнителями. За рубежом добавки наполнителей в буровой раствор в 90% случаев поглощений дают положительный эффект. Намывом наполнителей изолируются 75% поглощений в Татарии, на месторождениях которой проблема ухода растворов в поглощающие пласты возникает на каждой буровой скважине. В объединении "Башнефть" с помощью наполнителей полностью изолируют 60% всех зон поглощений, а в 40% интенсивность поглощения снижается или эффекта нет.
Правильный выбор наполнителей имеет решающее значение для эффективности ликвидации поглощения. В случае если фракционный состав наполнителя и диаметр его частиц не соответствуют размеру и форме поглощающих каналов, ликвидировать поглощение или снизить его интенсивность нередко не удается. Наполнитель в виде пробок накапливается у входа в поглощающие каналы (диаметр частиц больше необходимых размеров) или наблюдается полный уход наполнителя с раствором в поглощающие каналы (диаметр частиц наполнителя меньших размеров).
Практика работ показала, что применение наполнителя зернистой (гранулярной) формы дает эффект прекращения поглощения в случае, если ширина канала не превышает удвоенного диаметра зерна (гранулы). Диаметр круглых каналов не должен превышать 3-х диаметров зерен (гранул).
Рис.3. Средний эквивалентный размер каналов dэ, мм.
Таблица 7.
Наполнители
Фракционный состав, мм, (%)
Концентрация, %
Размер закупориваемых трещин
Волокнистые
Кордное волокно
Пакля строительная
0,5-1,0(14)
1,0-1,5(16)
1,5-3(8)
3-5(18)
5-7(14)
7-10(24)
10-6
волокна
до 50 мм
до 6
2
5-6
8-10
^ Отходы текстильной промышленности
Асбест волокнистый
Сено
2-3
10-15
0,5-6
волокна до 10мм
волокна до 18 мм
2
3,4
2,85
2-2,5
1,3
2.7
Пенька
^ Пластинчатые (чешуйчатые)
Целлофан
(толщина 0,025-0,03 мм)
Слюда-чешуйка
(толщина 0,03-0,3 мм)
1,5-3(21)
3-5 (43)
5-7(18)
7-10(4)
0,5-1 (35)
1-1.5(21)
1,6-3(7)
3-5(27)
0,5
2,5-3
4
2-2,5
Продолжение табл.7
Зернистые (гранулированные)
Резиновая крошка
Речной песок
Опилки древесные
Коже - горох
Керамика
НДР
5-7(8)
7-10 (2)
0,6-1 (1)
1-1,6 (27)
1,5-8 (26)
3-5 (45)
5-7 (1)
0,1-1
волокна
2-2,5
до 8 мм
0,5-1 (1)
1-1,5 (5)
2.5-3 (7)
3-5 (26)
5-7 (21)
7-10 (36)
10-5
0,5-2,5
3-10
2,5
20-50
10
2,85
0,5
1-1,5
2
до 30
3-5
3
1,5-2
2
2,7
2
4
3
до 20-26
до 5
В практике для выбора размеров частиц наполнителя используют материалы таблицы 8 (5), а так же методику, разработанную в институте БашНИПИнефть [14] и представленную в виде графика рис.3.
Рассмотрим пример практического использования графика. Допустим, в результате изучения фракционного состава бурового шлама при поглощении или при обработке индикаторных диаграмм установлено, что средний размер каналов поглощающего пласта равен 6,510-3 м (точка Е).
Из точки Е проводим вертикальную линию до пересечения с наклонными линиями в точках А, В, С, а на оси ординат находим соответствующие им значения среднего размера наполнителя dн = 3,3 мм, максимальное значение диаметра частиц наполнителя dн .mах = 4,5 мм и минимальное значение размера
dн min = 2,5 мм. Концентрация данной фракции наполнителя Ск определяется
(ЕДМ) в 3,4% (точка М). При этом на графике видно, что частицы этого размера наполнителя (2,5-4,5 мм) перекрывают поглощающие каналы размером от 4,7 до 9мм (отрезок ав). В случае если поглощающий пласт имеет каналы меньшего размера, то в состав наполнителя включают фракцию с частицами меньшего размера. Таким же образом определяется число фракций (n) и суммарное содержание фракций наполнителя Ск.
Наполнители при борьбе с поглощениями используют как добавки к буровым и тампонажным растворам, или в виде намыва в зону поглощения в ходе особой операции.
При добавках наполнителей к буровым растворам в процессе проходки можно не получить требуемого эффекта. В этом случае переходят на добавки наполнителя более крупной формации, вводя наполнитель во время рейса.
Суммарная концентрация наполнителей может повлиять на изменение способа бурения. В случае если концентрация наполнителя при турбинном способе бурения не дает желаемого эффекта, то переходят на роторный способ проходки с увеличением концентрации наполнителя в растворе, последнее производится вводом добавок в раствор во время рейса.
При турбинном способе бурения рекомендуется применять добавки в буровой раствор не более 0,5% по весу от объема раствора, а при роторном не более 5%. Оптимальные добавки наполнителей в буровые растворы приведены в таблице 8 [5].
Таблица 8.
Наполнитель, мм
Количество, % вес
турбинное
роторное
Целлофан (до 7-12)
Кожа-«горох» (до 8-10)
Кордное волокно
Слюда-чешуйка (до 7-10)
Керамзит (до 5)
Резиновая крошка
Опилки древесные
0,1-1,0
0,1-0,5
0,1-0,2
0,1-2,0
1,0-3,0
0,5-7,0
0,2-5,0
2,6-7,0
0,5-5,0
0,5-5,0
0,5.5,0
Контрольное задание. Выбрать наполнители для ликвидации поглощения во время бурения. Размеры поглощающих каналов определяется по результатам выполнения работы 3.1. Выбор произвести по таблице 8 и графику 3, сравнив результаты. В зависимости от полученной концентрации наполнителя в буровом растворе принять решение о дальнейшем способе проходки поглощающего пласта.
^ 4. Аварии с бурильной колонной 4.1. Определение глубины обрыва бурильной колонны по гидравлическому индикатору веса (ГИВ).
Оперативное определение глубины поломки бурильных труб с помощью показаний по ГИВ производится по формуле
(1)
где: l, Q -длина и вес оборванной части бурильной колонны, м;
q - масса одного метра бурильных труб, кг;
м, б.р - плотность металла труб и бурового раствора, кг/м3;
Плотность стали равна 7850 кг/м3,
Алюминиевого сплава Д16-Т - 2780 кг/м3.
Для определения веса оборванной части бурильной колонны Q фиксируют вес колонны по ГИВ во время бурения и после обрыва определяются соответствующие им усилия на одном конце талевого каната (табл.9), рассчитывается цена 1-го деления ГИВ n и определяется уменьшение веса бурильной колонны Q при числе рабочих струн m.
(2)
где: - уменьшение веса бурильной колонны в делениях ГИВ.
Таблица 9.
Паспортные данные трансформатора давления
Показатели прибора
Усилие на один конец талевого каната, кН
10
5,0
15
15,4
30
26,3
40
39,0
Продолжение табл.9
50
50,5
60
65,4
70
81,7
80
99,1
90
117,4
100
136,8
Пример. Определить глубину обрыва бурильной колонны труб. Условия бурения: глубина скважины 2800 м; диаметр бурильных труб с толщиной стенки 11 мм - 140 мм. В момент бурения вес бурильной колонны по ГИВ составлял 80 делений; при поломке показания ГИВ составили 72 деления; плотность бурового раствора 1300кг/м3. Оснастка талевой системы 45.
Решение. При обрыве колонны ее вес уменьшился на 80-72 = 8 делений. Согласно паспортным данным 80-ти делениям ГИВ соответствует усилие натяжения каната 99,1 кН, а 70 делениям - 81,7кН. Таким образом, цена одного деления индикатора веса в этом интервале равна
Уменьшение веса бурильной колонны Q, соответствующее 8-и делениям, при числе рабочих струн 8 (при оснастке 45) равно: .
Рассчитаем, какой длине бурильной колонны соответствует вес 111,36 кН.
где: q = 39,5 кг - масса 1 метра 140 мм бурильных труб;
Рб.р, Рм, - соответственно плотность бурового раствора и стали бурильных труб. И так, обрыв бурильных труб произошел на глубине 2800 - 338=2462 м.
^ Контрольное задание. Определить глубину поломки бурильной колонны. Условия, при которых произошла авария, приведены в таблице 10.
Таблица 10
Условия обрыва
Единица
измерения
Номер варианта, последняя цифра студенческого билета
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
2
еще рефераты
Еще работы по разное
Реферат по разное
Методические рекомендации по подготовке и защите курсовых работ для студентов по специальности 030301 «Психология»
17 Сентября 2013
Реферат по разное
Методические рекомендации по развитию биологической компетентности старшеклассника через индивидуальные профильные маршруты в условиях многопрофильной сельской школы с. 19
17 Сентября 2013
Реферат по разное
Методические рекомендации к посещению музея изобразительных искусств им. А. С. Пушкина
17 Сентября 2013
Реферат по разное
Правительства Российской Федерации по ее реализации в. 2006 году направляем методические рекомендации
17 Сентября 2013