При каком способе ликвидации гнвп не требуется заполнения листа карты глушения скважины
ИНСТРУКЦИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН
В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
РАЗРАБОТАНА специалистами Госгортехнадзора России Ю.А.Дадоновым, В.И.Ефименко, Ассоциации буровых подрядчиков Е.А.Чеблаковым, В.А.Глебовым, АО «Росшельф» А.Г.Шеломенцевым, И.М.Сидоренко, Т.И.Ильвовым
В разработке Инструкции принимали участие ТОО «Коми-Куэст», ОАО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», ЗАО «Оренбургбурнефть», АО «Прикаспийбурнефть», ООО «Компания Полярное Сияние», ОАО «Нефтяная компания «ЮКОС», ЗАО «Нобель Ойл»
Ответственные разработчики: Е.А.Иванов, Ю.А.Дадонов, А.А.Шестаков, В.И.Ефименко, А.Б.Доценко, И.Е.Журавлев, Ю.Ф.Карабанов
УТВЕРЖДЕНА постановлением Госгортехнадзора России от 31.12.98 N 80
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящая Инструкция распространяется на предприятия и организации всех видов деятельности (производственная, проектная, научно-исследовательская, конструкторская и т.д.) и форм собственности, включая иностранные, действующие на территории Российской Федерации и осуществляющие разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений.
1.2. Основными целями настоящей Инструкции являются предупреждение газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, повышение безопасности и противоаварийной устойчивости объектов нефтегазодобывающей промышленности.
1.3. При выполнении работ, связанных с ликвидацией газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, следует руководствоваться Инструкцией по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов на объектах нефтяной отрасли, утвержденной Госгортехнадзором России и Минтопэнерго России 22.06.95 г., и нормативными документами, регламентирующими выбор стандартных методов и порядок ликвидации газонефтеводопроявлений в конкретных ситуациях.
1.4. На основании требований настоящей Инструкции, других нормативных документов предприятия разрабатывают необходимую техническую документацию по обеспечению предупреждения возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов в конкретных условиях с учетом специфики проводимых работ.
1.5. Предприятия и организации должны разрабатывать и реализовывать систему оперативного производственного контроля по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов по всему циклу работ, связанных со строительством и эксплуатацией скважины.
1.6. В соответствии с Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности основных производственных объектов» предприятия и организации нефтегазодобывающей промышленности обязаны заключать с профессиональными противофонтанными службами договоры на обслуживание или создавать (в случаях, предусмотренных законодательством) собственные профессиональные аварийно-спасательные службы (формирования).
Предприятия и организации могут создавать нештатные аварийно-спасательные формирования из числа своих работников.
1.7. Объем и номенклатура профессиональных услуг по профилактике газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов устанавливаются договором, заключенным между предприятием (организацией) и профессиональной противофонтанной службой (формированием).
1.8. Требования и положения настоящей Инструкции вступают в силу с момента введения ее в действие.
С вводом ее в действие Инструкция по организации и проведению профилактической работы по предупреждению возникновения открытого фонтанирования скважин на предприятиях нефтяной промышленности, утвержденная Госгортехнадзором России 22.06.95 г. и Минтопэнерго России 01.07.95 г., утрачивает силу.
2. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
И СПОСОБЫ ИХ РАННЕГО ОБНАРУЖЕНИЯ. СТАДИИ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ
(ЛИНИИ ЗАЩИТЫ ОТ ОТКРЫТОГО ВЫБРОСА)
2.1. Причины возникновения газонефтеводопроявлений
2.1.2. Возникновение и развитие газонефтеводопроявлений из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба раствора в стволе скважины может явиться следствием:
ошибок в прогнозировании пластовых давлений или определении проектной плотности бурового раствора;
тектонических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;
ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений;
недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;
использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;
снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;
снижения гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;
снижения плотности бурового раствора при его химической обработке;
снижения гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;
уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;
снижения забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и реологических параметров бурового раствора;
разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;
разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска;
нарушения целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;
некачественного крепления технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.
2.2. Причины возникновения открытых фонтанов
2.2.1. Несоответствие конструкции скважины фактическим горно-геологическим условиям.
2.2.2. Несоответствие прочностных характеристик установленного противовыбросового оборудования фактическим давлениям, возникающим в процессе ликвидации газонефтеводопроявлений.
2.2.3. Низкое качество монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдение установленных условий его эксплуатации.
2.2.4. Отступления от проектной конструкции скважины, нарушение технических условий свинчивания обсадных труб (недопуск колонн до проектных отметок, негерметичность резьбовых соединений и т.п.).
2.2.5. Несоответствие размера плашек превентора диаметру спускаемых (поднимаемых) труб. Срыв плашек превентора при расхаживании колонны труб.
2.2.6. Недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтеводопроявлений.
2.2.7. Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений.
2.2.8. Снижение прочности обсадной колонны в результате ее износа при спуско-подъемных операциях.
2.2.9. Недостаточная обученность производственного персонала, несоответствие его квалификации характеру проводимых работ и принимаемых решений.
2.2.10. Низкая трудовая и производственная дисциплина.
2.2.11. Некачественное цементирование обсадных колонн.
2.2.12. Отсутствие в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана.
2.3. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений
Признаки возникновения и развития газонефтеводопроявлений:
несоответствие количества закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения;
увеличение объема (уровня) раствора в приемных емкостях при бурении или проведении спуско-подъемных операций;
повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора;
несоответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемой (вытесняемой) в скважину (из скважины) жидкости;
повышение газосодержания в промывочной жидкости;
снижение плотности бурового раствора;
поступление жидкости из скважины при неработающих насосах;
резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения;
изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы;
увеличение вращающего момента на роторе;
снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.
2.4. Стадии контроля скважины (линии защиты от открытого выброса)
2.4.1. Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
2.4.2. Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации прямых и косвенных признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.
2.4.3. Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты:
3. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
3.1. К работам на скважинах с возможным газонефтеводопроявлением допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении» в специализированных учебных центрах (комбинатах), оснащенных специальными тренажерами и имеющих соответствующую лицензию Госгортехнадзора России. Переподготовка этих кадров проводится через три года. При необходимости сроки переподготовки должны быть сокращены.
3.2. Программы подготовки бурильщиков и специалистов по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении» должны включать разделы по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации газонефтеводопроявлений (способ двухстадийного глушения скважины, метод ожидания утяжеления и др.). Программы обучения должны быть согласованы с органами Госгортехнадзора России.
3.3. Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах (комбинатах) должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.
3.4. Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
3.5. На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:
При каком способе ликвидации гнвп не требуется заполнения листа карты глушения скважины
1.Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин и плотности бурового раствора 1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Давление циркуляции бурового раствора той же плотности при подаче насоса 60 ход./мин будет равно
Выберите один ответ.
+4,16 МПа
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
2 Природный газ в основном состоит из :
Выберите один ответ.
+метана и небольшого количества тяжелых углеводородов.
углекислого газа и небольшого количества легких углеводородов
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
3.Фонтан – это:
Выберите один ответ.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
проявление пластового флюида вне устья скважины
поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
+постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
4 Наименьшие давления, возникающие в скважине наблюдаются при глушении способом
Выберите один ответ.
непрерывного глушения
+ожидания и утяжеления
бурильщика
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
5 При … режиме всплытия газа его скорость наибольшая
Выберите один ответ.
+снарядном
кольцевом
пузырьковом
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
6 В отечественной практике бурения при ГНВП обычно применяется
Выберите один ответ.
«жесткое закрытие» скважины
+«мягкое закрытие» скважины
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
7 Статическое давление в бурильной колонне, зарегистрированное при нахождении долота на забое скважины, используют для:
Выберите один ответ.
всего вышеперечисленного
начального давления циркуляции
градиента притока
+увеличения плотности бурового раствора с целью уравновешивания пластового давления
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
8 Об успешном глушении скважины свидетельствует
Выберите один ответ.
+Рбт = Ркп = 0
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
9 Глушение проводится в две стадии способом
Выберите один ответ.
ожидания и утяжеления
10
Баллов: 2
При вымыве газовой пачки вверх по стволу скважины объем бурового раствора в наземном резервуаре:
Выберите один ответ.
останется неизменным
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
11
Баллов: 2
Постоянное давление в период вымыва пластового флюида способом бурильщика поддерживается в
Выберите один ответ.
+бурильных трубах и кольцевом пространстве
кольцевом пространстве
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
12
Баллов: 2
В зарубежной практике бурения при ГНВП обычно применяется способ глушения скважин
Выберите один ответ.
двухстадийный растянутый во времени
+ожидания и утяжеления
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
13
Баллов: 2
Поглощение бурового раствора при глушении скважины можно обнаружить, наблюдая за
Выберите один ответ.
нагрузкой на крюке.
+уровнем бурового раствора в приемной емкости
потоком бурового раствора.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
14
Баллов: 2
Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин и плотности бурового раствора 1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Если плотность бурового раствора увеличится до 1370 кг/м3, то давление циркуляции при той же производительности насо-са, будет равно
Выберите один ответ.
5,26 МПа
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
15
Баллов: 2
В скважине производится вымывание пачки газа. Давление в кольцевом пространстве начнет снижаться при
Выберите один ответ.
полном заполнении бурильной колонны жидкостью г
21 Во время подъема бурового инструмента оказалось, что долили бурового раствора в скважину меньше чем следовало. Тогда нужно
Выберите один ответ.
Осуществить подъем оставшихся в скважине бурильных труб.
+Проверить на излив, если его нет, то продолжить подъем.
Загерметизировать скважину и произвести промывку
Проверить скважину на излив, если его нет постараться спустить бурильную колонну до забоя и вымыть поступившую пачку газа.
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
22 В зарубежной практике бурения при ГНВП обычно применяется
Выберите один ответ.
+«мягкое закрытие» скважины
«жесткое закрытие» скважины
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
23 «Жесткое закрытие» скважины при ГНВП применяется
Выберите один ответ.
изначально при бурении управляе-мый дроссель на линии дросселиро-вания открыт. Главная боковая за-движка (на крестовине ПВО) закры-ты. Задвижки линии дросселирова-ния открыты.
1. Остановить вращение долота (вы-ключить ротор).
2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась глад-кая часть трубы.
3. Выключить насос (насосы).
4. Открыть главную боковую за-движку на крестовине ПВО
5. Закрыть превентор (обычно уни-версальный) и задвижку прямого сброса. Оповестить старшее долж-ностное уполномоченное Лицо.
6. Плавно закрыть дроссель.
7. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольце-вом пространстве скважины
+изначально при бурении управляе-мый дроссель и главная боковая за-движка (на крестовине ПВО) закры-ты. Задвижки линии дросселирова-ния открыты. Обратный клапан ус-тановлен в БК.
1. Остановить вращение долота (вы-ключить ротор).
2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась гладкая часть трубы.
3. Выключить насос (насосы) и про-верить на истечение. Оповестить старшее должностное уполномочен-ное Лицо.
4. Закрыть превентор (обычно уни-версальный).
5. Открыть главную боковую за-движку (на крестовине.)
6. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольце-вом пространстве скважины.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
24 При вымыве газовой пачки через дроссельную линию объем бурового раствора в наземном резервуаре:
Выберите один ответ.
+останется неизменным
увеличится
уменьшится
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
25 В отечественной практике бурения при ГНВП обычно применяется способ глушения скважин
Выберите один ответ.
+двухстадийный
ожидания и утяжеления
непрерывного глушения
двухстадийный растянутый во времени
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
26 Для перекрытия внутреннего пространства бурильных труб при ГНВП применяется следующее оборудование:
Выберите один ответ.
дроссель
+шаровой кран
универсальный превентор
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
27
Баллов: 2
Наиболее высокие давления в скважине наблюдаются при глушении способом
Выберите один ответ.
непрерывного глушения
ожидания и утяжеления
+бурильщика
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
28
Баллов: 2
Пластовым давлением называется
Выберите один ответ.
проявление пластового флюида вне устья скважины.
давление, при котором происходит разрыв горных пород.
+давление, оказываемое флюидами, содержащимися в горной породе.
давление, оказываемое горными породами.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
29
Баллов: 2
Манометр на стояке через 15 мин после закрытия скважины при ГНВП показывает
Выберите один ответ.
пластовое давление
гидростатическое давление
гидродинамическое давление в бурильных трубах
+избыточное давление в бурильных трубах
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
30
Баллов: 2
Подача насоса при глушении скважины должна
Выберите один ответ.
+составлять 0,4 – 0,5 от подачи насоса при бурении
быть равна подаче насоса при бурении
составлять 1,4 – 1,5 от подачи насоса при бурении
Верно
Бал
16 Выброс пластового флюида – это:
Выберите один ответ.
+апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
проявление пластового флюида вне устья скважины.
постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
17 Конечное давление циркуляции определяется по формуле
Выберите один ответ.
+Pкон. = Рнач.• ( pгл/рнач) + S
Pкон. = Рпрок. • ( pгл/рнач) + S
Pкон. =Ризб. труб • ( pгл/рнач) + S
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
18 Противовыбросовая программа – это
Выберите один ответ.
документ, разрешающий выполнять ликвидацию фонтана в скважине.
+комплекс специальных мероприятий, выполнение которых позволяет избежать возникновения фонтанов в скважине.
инструктаж по технике безопасности персонала, работающего на буровой.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
19 К возникновению ГНВП не может привести:
Выберите один ответ.
отрицательное влияние гидродинамического эффекта
+постоянное поддержание заданного уровня жидкости в скважине
бурение скважин при удельном весе БПЖ ниже проектного
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
20 После герметизации устья показания манометров необходимо снять через
Выберите один ответ.
30 мин.
+10 мин
1 мин
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
#помощьстудентам #тесты #тиу #тюмгу #курсовые #курсовая #тестынаотлично #эдукон
30 Подача насоса при глушении скважины должна
Выберите один ответ.
+составлять 0,4 – 0,5 от подачи насоса при бурении
быть равна подаче насоса при бурении
составлять 1,4 – 1,5 от подачи насоса при бурении
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
31 Явными (прямыми) признаками ГНВП при бурении являются:
Выберите один ответ.
уменьшение плотности глинистого шлама;
снижение давления на выкиде буровых насосов;
увеличение веса на крюке.
резкое кратное увеличение механической скорости бурения;
игольчатая форма шлама;
увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора.
наличие признаков пластового флюида в выходящем из скважины буровом растворе;
повышение расхода (скорости) выходящего потока БПЖ из скважины при не-изменной подаче буровых насосов;
+увеличение объема (уровня) БПЖ в приемной емкости
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
32 Назначение противовыбросового оборудования устья скважины:
Выберите один ответ.
+герметизация устья скважины, для управления притоком пластового флюида в скважину путем создания дополнительного противодавления на устье.
обвязка обсадных колонн, герметизация межколонных пространств и контроль давления в них.
для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью контроля и регулирования режима эксплуатации.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
34 Падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на пласт:
Выберите один ответ.
в бурильной колонне
+ в затрубном пространстве
в промывочных насадках долота
в наземном оборудовании
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
35 Грифон – это:
Выберите один ответ.
поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
+ проявление пластового флюида вне устья скважины
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
36 Газо,-нефте,-водопроявление – это:
Выберите один ответ.
проявление пластового флюида вне устья скважины.
постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
+поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
38 Если при вымыве выброса циркуляцией подача насоса увеличивается, а давление в бурильной колонне поддерживается постоянным путем регулирования штуцера, то забойное давление:
Выберите один ответ.
+ уменьшится
увеличится
останется неизменным
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
39 Причина возникновения ГНВП:
Выберите один ответ.
+превышение пластового давления над забойным давлением.
превышение забойного давления гидростатического давления.
превышение гидростатического давления над пластовым давлением.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
Заполнения листа глушения. Метод ожидания и утяжеления
Цель: изучить методику заполнения листа глушения для наземного (поверхностного) ПВО при ликвидации ГНВП методом ожидания и утяжеления.
Задание: на основе исходных данных, пердсвтавленных в таблице 5, заполнить лист глушения.
Краткие теоретические сведения:
Метод ожидания и утяжеления промывочной жидкости предусматривает оставление скважины в режиме фонтанирования через штуцер до тех пор, пока не будет подготовлено достаточное количество промывочной жидкости с нужной плотностью для глушения скважины. После глушения проводят один цикл циркуляции промывочной жидкости.
Технологически метод ожидания и утяжеления сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования давлений в скважине при своем осуществлении и оперативной оценки складывающейся ситуации, так как всплывающий газ при отсутствии циркуляции вызывает нарастание давления в обсадной колонне. Метод эффективен при наличии на буровой высокопроизводительных устройств по приготовлению и утяжелению бурового раствора или запаса утяжеленного раствора.
Этот способ обеспечивает минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении бурового раствора — и наиболее низкие давления в колонне при глушении. Вследствие этого данный способ наиболее безопасный, но в то же время и наиболее сложный для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.
Таблица 13 – Исходные данные
| № Варианта | Плотность БР кг/д | Глубина по стволу | Глубина установки башмака ОК по стволу |
| 1. | 1,096 | 2356 | 1756 |
| 2. | 1,180 | 2459 | 1795 |
| 3. | 1,181 | 2467 | 1800 |
| 4. | 1,182 | 2475 | 1841 |
| 5. | 1,183 | 2333 | 1732 |
| 6. | 1,090 | 2659 | 1756 |
| 7. | 1,091 | 2367 | 1795 |
| 8. | 1,092 | 2456 | 1800 |
| 9. | 1,093 | 2555 | 1841 |
| 10. | 1,203 | 2678 | 1732 |
| 11. | 1,280 | 2784 | 1756 |
| 12. | 1,281 | 2715 | 1795 |
| 13. | 1,204 | 2154 | 1800 |
| 14. | 1,205 | 2365 | 1841 |
| 15. | 1,206 | 2487 | 1732 |
| 16. | 1,220 | 2157 | 1756 |
| 17. | 1,245 | 2228 | 1795 |
| 18. | 1,244 | 2654 | 1800 |
| 19. | 1,265 | 2684 | 1841 |
| 20. | 1,106 | 2364 | 1732 |
| 21. | 1,189 | 2458 | 1756 |
| 22. | 1,136 | 2444 | 1795 |
| 23. | 1,200 | 2111 | 1800 |
| 24. | 1,201 | 2333 | 1841 |
| 25. | 1,264 | 2647 | 1732 |
Таблица 14 – Общие данные
Методика выполнения работы:
1) Заполняем в листе глушения данные по скважине на текущий момент:
· плотность применяемого бурового раствора;
· глубина установки башмака ОК по стволу и по вертикали ;
· глубина скважины по стволу и по вертикали.
Также заполняем данные:
· данные о подаче насосов, скорости прокачки и давлении прокачки, а также объём поверхностной обвязки (J).
· Данные о притоке (давление в трубах (SIDPP), давление в затрубном пространстве (SICP), приток)
2) рассчитываем данные о прочности пород:
· Давление на устье при испытании пород на приёмистость (А):
А= Градиент гидроразрыва башмака× глубина установки башмака ОК по вертикали
· Плотность бурового раствора при испытании пород под башмаком колонны (В):
B = Градиент гидроразрыва башмака× 10.2
· Максимально допустимая плотность бурового раствора (С):
3) Если дано давление на устье при испытании пород на приёмистость и плотность бурового раствора при испытании пород под башмаком колонны, то максимально допустимая плотность бурового раствора рассчитывается по формуле:
· Начальное максимальное допустимое давление на устье в КП (MAASP):
Рассчитываем данные предварительной регистрации объёма:
· Внутренний объём БТ = Длина БТ × Удельный объём БТ,
Длинна БТ= Длина всей колонны – длина ТБТ – длина УБТ
· Внутренний объём ТБТ = Длина ТБТ × Удельный объём ТБТ
· Внутренний объём УБТ = Длина УБТ × Удельный объём УБТ
· Объём бурильной колонны (D):
D= Внутренний объём БТ + Внутренний объём ТБТ + Внутренний объём УБТ
· Число ходов насоса (Е) = Объём
· Время прокачки = Число ходов насоса
· Объём КП в откр. ств. с УБТ=Длина УБТ × Удельн. объем между УБТ и откр.ств.скв.
· Объём КП в открытом стволе (F):
F= Объём КП в откр. ств. с УБТ + Объём КП в откр. ств. с ТБТ/БТ
· Объём КП в обсадной колоне с БТ (G):
G = Глубина башм. × Удельный объем между БТ и ОК
· Общий объём кольцевого пространства (H):
· Общий объём промывочной жидкости в скважине (I):
· Общий объём циркулирующей промывочной жидкости (T):
4) Рассчитываем параметры глушения:
· Плотность р-ра глушения (KMD):
KMD= Плотность применяемого бур. р-ра +
· Начальное давление циркуляции (ICP): ICP = Давление прокачки + SIDPP
· Конечное давление циркуляции (FCP):
· Стравливаемое давление (К): К = ICP – FCP
· Падение давления на 100 ходов = (К×100)/Е
5) Заполняем таблицу с величиной шага 100 ходов. В начале таблицы записывается начальное давление циркуляции, ходы начинаются с 0. В конце таблицы записывается кол-во ходов необходимых для прокачки р-ра глушения до долота, а также конечное давление циркуляции.
6) Начертите график (внизу) падения давления циркуляции в БК от начального
давления циркуляции до конечного давления циркуляции по мере прокачивания раствора глушения от устья до долота. Держите давление в затрубе постоянным пока выводите насос на режим глушения. После вывода насоса на режим тушения, поддерживайте давление в трубах равным начальному давлению циркуляции и обнулите счетчик ходов насоса, прокачав наземные линии. Далее поддерживайте давление в трубах согласно графику падения давления циркуляции.
После того, как раствор глушения будет прокачен до долота, поддерживайте постоянным давление в трубах, равным конечному давлению циркуляции. Затем поддерживайте это давление пока раствор не будет прокачен.
Удельный внутренний объем БТ рассчитывается по формуле:
Удельный внутренний объем ТБТ рассчитывается по формуле:
Удельный внутренний объем УБТ рассчитывается по формуле:
Удельный объем между БТ и ОК рассчитывается по формуле:
Удельный объем между ТБТ/БТ и открытым стволом скважины рассчитывается по формуле:
Удельный объем между УБТ и открытым стволом скважины скважины рассчитывается по формуле:
Отчет должен оформляться по каждому практическому заданию титульным листом и содержать следующие разделы:
3) Теоретическая часть:
4) Методика выполнения работы;
6) Расчет основных числовых характеристик, определяемых темой
7) Практического занятия;
8) Анализ результатов исследований и выводы;
10) Список литературы
Глоссарий
Горное давление (formation breakdown pressure) – напряжения, возникающие в массиве горных пород, вблизи стенок скважин в результате действия гравитационных и тектонических сил. Горное давление формируется давлением вышележащих пород, тектоническим давлением и давлением пластовых вод.
Поровое давление (casing) – давление флюида в глинистых непроницае-мых породах.
Пластовое давление (pressure) – давление пластового флюида на вмещающие породы в пластах-коллекторах, имеющих внутреннюю гидродинамическую связь по площади и разрезу. Оно характеризует ресурсы нефтегазового пласта.
Геостатическое давление – давление выше залегающих горных пород.
Гидростатическое давление (bottom-hole pressure) – давление в скважине, создаваемое столбом бурового раствора, не зависящее от диаметра ствола скважины и пространственного расположения скважин (наклонно-направленные, горизонтальные). Величина гидростатического давления обусловлена двумя величинами: глубиной скважины, плотностью промывочной жидкости
Давление гидроразрыва пласта (pore pressure annular in-tube bay) – это давление, при котором нарушается целостность горной породы в стенках скважины и происходит разрушение скелетной решётки пласта, возникает сеть микротрещин, начинается интенсивное поглощение жидкости, находящейся в скважине. Величина давления гидроразрыва обычно составляет 70– 110% величины геостатического.
Гидродинамическое давление – это давление, которое надо приложить к некоторому объёму жидкости для его перемещения по системе трубопроводов от одного сечения системы до другого. В бурении это давление создаётся буровыми насосами и прилагается к БР для прокачки его по системе: трубопроводы наземной обвязки – бурильные трубы – УБТ – долото – затрубное кольцевое пространство.
Давление насыщения – это давление, при котором начинается выделение газа, растворённого в нефти.
Эффективное давление (напряжение) – разность между горным и пластовым (поровым) давлением.
Дифференциальное давление – разность забойного давления и пластового (порового).
Забойное давление – общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях.
Депрессия – это избыточное давление, создаваемое в процессе подъёма инструмента под долотом.
Основная учебная литература
Дополнительная учебная и справочная литература
5. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении: Справочное пособие Москва Недра, 1991г.
