Осложнения при бурении задачи. Контрольная работа дисциплина осложнения и аварии в бурении нефтяных скважин
 Скачать 0.63 Mb.
|
|
Министерство науки и высшего образования РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Пермский национальный исследовательский политехнический университет Горно-нефтяной факультет Кафедра Нефтегазовые технологии КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА Дисциплина: «ОСЛОЖНЕНИЯ И АВАРИИ В БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН» (3 теоретических вопроса и 12 практических заданий) Выполнил: студент гр. ******* ФИО Проверил: доцент кафедры НГТ Мелехин Александр Александрович Пермь 2022 г. СОДЕРЖАНИЕ
ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Вопрос №1 Каверны. Условия образования. Методы обнаружения. Негативное влияние каверн на процесс бурения и цементирование обсадных колонн. Методы ликвидации каверн и профилактики кавернообразования. Каверна – участок ствола скважины, имеющий диаметр, превышающий номинальный диаметр ствола скважины на определенном интервале. Условием образования каверн является вскрытие слабосвязанных пород, подверженных эрозионному размыву и поверхностному осыпанию ввиду незначительных сил сцепления между частицами и физико-химических процессов, происходящих при контакте ствола с буровым раствором. Степень устойчивости горных пород в стенках скважины можно оценивать коэффициентом кавернообразования, предложенного К.Ф. Паусом:  где К – коэффициент кавернообразования; Vф и Vт – соответственно фактический и теоретический объёмы скважины; dскв и dд – соответственно диаметры ствола скважины и породоразрушающего инструмента. Породы считаются устойчивыми, если К = 1, временно устойчивыми при 1 < K < 3 и неустойчивыми, если K > 3. При K < 1 имеет место сужение ствола скважины, например при бурении пучащихся глин. Для определения фактического диаметра скважины применяют специальные приборы-каверномеры и профилемеры, с помощью которых записывают кривую, характеризующую профиль ствола скважин, которая называется кавернограммой. Определение фактического диаметра скважины позволит выявить участки нахождения каверн в стволе скважины. На основании полученной диаграммы можно получить фактический профиль ствола скважины перед спуском обсадных колонн, точно определить объём скважины и кольцевого пространства, высоту подъёма тампонажного раствора, глубину установки муфты ступенчатого цементирования (МСЦ), центраторов, скребков. Наличие каверн в стволе скважины значительно осложняет процесс строительства скважины по следующим причинам: затрудняется вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как в интервале каверны падает скорость восходящего потока бурового раствора; возможен слом бурильного инструмента при попадании в каверну наклонно направленного ствола скважины; большая кавернозность ствола скважины затрудняет точное определение объёма кольцевого пространства и требует повышенного расхода тампонажного раствора; значительная по размерам каверна 35-50см диаметром может стать местом хранения посторонних предметов, упавших сверху или пришедших с забоя скважины, с последующим их выпадением в открытый ствол и заклинкой бурильной или обсадной колонны; при креплении обсадных колонн в интервале каверн не происходит полного замещения бурового раствора тампонажным раствором, что значительно снижает качество цементного камня, а в некоторых случаях приводит к его полному отсутствию. Профилактика кавернообразования осуществляется за счет выбора типа и плотности бурового раствора. Для сохранения размеров стволов скважины, сложенных слабоувлажненными глинистыми породами, близкими к номинальным размерам долот, наиболее целесообразно применение в качестве буровых растворов газообразных агентов с низкой влажностью, а также растворов на нефтяной основе или нефтеэмульсионных растворов второго рода. Для обеспечения устойчивости глинистых пород при использовании буровых растворов на водной основе необходимо, чтобы в случае невысокой водоотдачи фильтрат её обусловливал минимальные значения давления, степени и скорости набухания, структурно-адсорбционных деформаций и максимальные значения предельного напряжения сдвига и периода набухания. В определенной мере такими свойствами обладают известковые, гипсовые, высококальциевые, малосиликатные буровые растворы. При вскрытии среднеувлажненных глинистых отложений с применением газообразных агентов устойчивость стенок скважины будет невысокой. В результате развития структурно-адсорбционных деформаций во времени прочность сцепления частиц глинистых пород уменьшится. Механические воздействия бурильного инструмента могут способствовать осыпанию таких пород. При использовании растворов на нефтяной основе указанные процессы также будут протекать, но в меньшей мере, если отложения представлены коллоидными глинами, так как на них оказывает противодавление столб бурового раствора. Если же такие отложения представлены сланцевыми глинистыми породами, то устойчивость их будет значительно меньшей. Для сохранения устойчивости стенок скважины, сложенных среднеувлажненными аргиллитами, целесообразнее применять буровые растворы, обладающие крепящим действием и имеющие невысокую водоотдачу. В результате диффузии добавки (CaS04-2H20, СаСl2, водорастворимые силикаты и т.д.) или их ионы проникают в глинистые породы, увеличивая сцепления частиц и снижая значение структурно-адсорбционных деформаций. Если глинистые породы разреза скважины представлены сильноувлажненными аргиллитами, то после их вскрытия возникают интенсивные осыпи и обвалы. Для борьбы с осложнениями процесса бурения в сильноувлажненных коллоидальных глинах наибольший эффект могут дать утяжеленные буровые растворы с низкой водоотдачей, с содержанием в фильтрате химического вещества, которые способствуют увеличению предельного напряжения сдвига, уменьшению структурно-адсорбционных деформаций и стабилизации объема набухшей породы. К таким системам относятся гипсовые, малосиликатные буровые растворы и др. При этом не следует повышать скорость бурения, а в наиболее сложных случаях необходимо остановить процесс бурения до завершения течения физико-химических процессов в системе буровой раствор – приствольная зона пласта. Обязательным условием является снижение до минимума колебания давления, в частности, при спускоподъёмных операциях. Для борьбы с осложнениями процесса бурения в сильноувлажненных глинистых сланцах и аргиллитах обязательным условием является применение буровых растворов, обладающих крепящим действием, с минимальной водоотдачей. Утяжеление буровых растворов в этих условиях не предотвращает кавернообразования. Одним из перспективных методов борьбы с кавернообразованием может явиться установка силикатных ванн с низкой водоотдачей. Силикатные ванны, как химический метод закрепления потенциально неустойчивых глинистых пород различной степени увлажненности, можно устанавливать при использовании буровых растворов, как на водной, так и на неводной основе. Во избежание кавернообразований соли разбуривают с использованием соленасыщенных растворов. В зависимости от пластовых давлений, мощности и состава соленосных пород бурят с применением рассола, глинистого соленасыщенного раствора, не обработанного реагентами-понизителями фильтрации, и соленасыщенного глинистого раствора, стабилизированного реагентами. Специфика осложнений при сооружении скважин в криолитозоне обусловлена высокой чувствительностью многолетнемерзлых пород к нарушению теплового режима. По этому, обязательным является применение рецептур промывочных жидкостей, соответствующих этим особенностям. Иначе это может привести к деградации мерзлоты и разрушению стенок скважин. Если кавернообразование достигло больших размеров, что образовались пустоты и необходимо предпринять меры для предупреждения серьезных осложнений и аварий в скважине. Для оперативного восстановления целостности её ствола используют быстросхватывающуюся тампонажную смесь, доставляемую тампонажным устройством. По окончании схватывания БСС и образования в каверне тампонажного камня устройство извлекают из скважины, после чего возобновляют процесс её бурения. Также в местах укрепления неустойчивой и кавернозной части ствола скважины пользуются установкой цементного моста. Выбор мероприятий по предупреждению и ликвидации осложнений основывается на прогнозной и оперативной исходной информации. Оценка условий возникновения осложнений и выбор мероприятий по их предупреждению должны производиться только на комплексной информационной основе. Вопрос №2 Условия работы бурильной колонны (БК) в скважине. Виды нагрузок которые испытывает БК при работе в скважине. Эпюры нагрузок. Виды аварий с БК. Бурильная колонна находится в условиях сложного напряженного состояния. Причем, различные её участки одновременно подвергаются действию различных нагрузок, вызывающих следующие напряжения: а также осевые (растяжение и сжатие): радиальные, обусловленные избыточным внутренним или наружным давлением; напряжения, обусловленные изгибающими усилиями; касательные напряжения, вызываемые крутящим моментом; сминающие от действия клинового захвата; динамические напряжения, вызываемые трудно учитываемыми динамическими нагрузками, вызываемыми большим количеством причин; Условие достаточной прочности труб в рассматриваемом сечении на участке, подверженном растягивающим нагрузкам , определяется из выражения:  где σн – сумма всех нормальных напряжений направленных вдоль оси трубы; τ – касательные напряжения; σдоп – допустимое напряжение для данного сечения трубы, определяется с учетом запаса прочности. Напряжения, вызванные осевыми нагрузками в бурильных трубах при циркуляции без опоры на забой Растягивающие усилия, возникающие под воздействием собственного веса бурильной колонны составленной из одного типоразмера труб и перепада давления в ГЗД и долоте: Fрz=q (L– z) · Kр+G · Р0 ∙ S0 = q· ((L – z) + G) ∙ Кр + Р0 S0 где Fрz– растягивающее усилие, обусловленное массой бурильной колонны, расположенной ниже сечения z; m – приведенная масса 1 м труб с учетом высадок, муфт и замков (приводится в справочниках); q – приведенный вес 1м труб с учетом высадки и замков; L – полная длина колонны бурильных труб; Кρ– коэффициент облегчения в растворе,  ; z – глубина рассматриваемого сечения, ρжи ρмплотность промывочной жидкости и плотность металла соответственно; Р0 – перепад давления на ГЗД и долоте; G –вес КНБК; S0 – площадь поперечного сечения канала трубы в сечении z. Нормальное осевое напряжение σн.zв сечении z , определяется из выражения:  где S – площадь поперечного сечения металла трубы в сечении z. Допустимая длина колонны бурильных данной группы прочности и типоразмера бурильных труб Lдоп зависит только от прочностных характеристик материала из которого они изготовлены, растягивающего усилия в рассматриваемом сечении и не зависит от их площади сечения.  где Кзп–коэффициент запаса прочности на растяжение. При бурении вертикальных скважин имеет значение 1,4 для роторного бурения и 1,3 для турбинного. При бурении наклонных скважин, интенсивность набора или спада кривизны которых составляет 40 или более на 100м при роторном бурении принимается 1,45; при бурении забойными двигателями 1,35. Кρ –коэффициент облегчения в буровом растворе: kд –коэффициент динамичности 1,15; q – вес 1 погонного метра труб;   Эпюры осевых усилий и моментов в бурильной колонне Виды аварий с бурильной колонной К авариям с элементами бурильной колонны относятся: поломка ведущей трубы и УБТ; поломка по телу бурильной трубы, ее сварному шву, ее резьбовой части; поломка элементов бурильной колонны (переводника, калибратора, центратора, расширителя и т.д.). Причиной аварии с бурильной колонной и ее элементами является усталость металла, которая возникает главным образом под действием следующих основных переменных нагрузок: колебаний бурильной колонны, изгиба, крутильных ударов, растяжения, сжатия. Усталость металла ускоряют следующие факторы: дефекты материала труб (структурная неоднородность металла и расслоение), конструктивные дефекты, резкие переходы в сечении, царапины, острые надрезы, являющиеся очагами концентраций напряжений; применение безупорного соединения трубы с замком и муфтой; некачественная сборка бурильных труб (несоосность резьбовых соединений и труб), неудовлетворительное крепление замков, неправильный выбор натяга резьбы; использование в работе элементов бурильной колонны с повышенным износом и скрытыми дефектами; механические повреждения клиньями ПКР, ключами, породой, посторонними предметами в скважине; коррозионное повреждение элементов бурильной колонны (кислотная сероводородная, полиминеральная агрессия); превышение крутящего момента при свинчивании резьбовых соединений; создание осевой нагрузки на долото частью веса бурильной колонны; несоответствие соотношения диаметров долота, УБТ, забойных двигателей и диаметра бурильных труб; несоответствие типа долота крепости разбуриваемых пород; работа бурильной колонны в скважинах, имеющих большие каверны, особенно при роторном бурении; возникновение резонанса при совпадении частоты колебаний бурильной колонны от пульсаций давления на выкиде насосов с частотой собственных колебаний колонны; применение труб несоответствующего класса при бурении на данной глубине; эксцентричность вышки, ротора по отношению к оси скважины; резкие посадки при спуске; неблагоприятные геологические условия бурения – частое переслаивание пород, различных по крепости, большие углы падения пластов; нарушение запроектированных режимов бурения. Указанные причины вызывают поломку ведущих труб по телу и восьминиточной резьбе, бурильных труб по утолщенному концу и телу с переменной толщиной и по конусной части бурильных замков, УБТ по телу и присоединительной резьбе. |