ПМ. 02 Обслуживание и эксплуатация бурового оборудования с 20 октября 2022г по 23 ноября 2022г в объёме 180 часов. На предприятии ооо пк домен
 Скачать 61.29 Kb.
|
|
ВВЕДЕНИЕ Я, Симановский Даниил Евгеньевич, проходил производственную (по профилю специальности) практику по специальности 21.02.02 Бурение нефтяных и газовых скважин по: ПМ.02 «Обслуживание и эксплуатация бурового оборудования» с 20 октября 2022г. по 23 ноября 2022г в объёме 180 часов. На предприятии ООО «ПК ДОМЕН» В ходе практики по ПМ.02 я должен освоить профессиональные компетенции: ПК 2.1. Производить выбор бурового оборудования в соответствии с геолого-техническими условиями проводки скважин. ПК 2.2. Производить техническое обслуживание бурового оборудования, готовить буровое оборудование к транспортировке. ПК 2.3. Проводить проверку работы контрольно-измерительных приборов, автоматов, предохранительных устройств, противовыбросового оборудования. ПК 2.4. Осуществлять оперативный контроль за техническим состоянием наземного и подземного бурового оборудования. ПК 2.5. Оформлять технологическую и техническую документацию по обслуживанию и эксплуатации бурового оборудования. Иметь практический опыт: выбора бурового оборудования в соответствии с геолого-техническими условиями проводки скважин; проверки работы контрольно-измерительных приборов, автоматов, предохранительных устройств, противовыбросового оборудования; оформления технологической и технической документации по обслуживанию и эксплуатации бурового оборудования; контроля рациональной эксплуатации оборудования; подготовки бурового оборудования к транспортировке; контроля технического состояния наземного и подземного бурового оборудования; уметь: определять физические свойства жидкости; выполнять гидравлические расчеты трубопроводов; выбирать инструмент и механизмы для проведения спускоподъемных операций; проводить технико-экономическое сравнение вариантов технологического процесса; осуществлять подбор и обслуживание оборудования и инструмента, используемых при строительстве скважин, обеспечивать надежность его работы; профилактический осмотр оборудования; создавать условия для охраны недр и окружающей среды при монтаже и эксплуатации бурового оборудования; знать: основные физические свойства жидкости; общие законы и уравнения гидростатики и гидродинамики, методы расчета гидравлических сопротивлений движущейся жидкости; методы и правила монтажа, принцип работы и эксплуатации бурового оборудования и инструмента; все виды осложнений и аварий бурового оборудования и меры их предотвращений; системы управления буровыми установками; оборудование для приготовления и очистки буровых растворов, для цементирования скважин, противовыбросовое; методы и средства выполнения технических расчетов; показатели надежности бурового оборудования Сведения о предприятии. Компания ООО «ПК ДОМЕН» (ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КОМПАНИЯ ДОМЕН) 6501088695 зарегистрирована 20 декабря 2002, находится по адресу 693021, Сахалинская область, г. Южно-Сахалинск, ул. Комарова, 1. Руководителем компании является Директор Широков Николай Владимирович. По данным выписки ЕГРЮЛ на дату 31 декабря 2021 учредителем является 1 физическое лицо, основным видом деятельности является работы геолого-разведочные, геофизические и геохимические в области изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы, также указаны 11 дополнительных видов В исторических сведениях доступны 6 записей, с 26 мая 2016 г., последнее изменение датировано 25 апреля 2019 г. 1. Обеспечение устойчивости стенок скважины при бурении Сохранение устойчивости стенок скважины Сохранение устойчивости стенок скважины - непременное условие нормального процесса бурения. Причина обрушения стенок - действие горного давления. Смачивание горных пород рыхлого комплекса в процессе бурения с промывкой резко уменьшает прочность стенок скважины и, следовательно, их устойчивость. Чем дальше распространяется зона смачивания, тем интенсивнее идет процесс разрушения стенок. Этот процесс усиливается вследствие размывающего действия промывочной жидкости, наличия в ней веществ, способствующих разрушению горных пород. Нежелательное изменение свойств пород устраняется подбором рецептуры промывочной жидкости. В частности, в нее вводят компоненты, придающие ей крепящие свойства. Кроме того, ряд промывочных жидкостей содержит твердую фазу, которая, отлагаясь при фильтрации в порах и тонких трещинах, образует малопроницаемую для жидкой фазы корку. Такая корка, обладая определенной механической прочностью, связывает слабосцементированные частицы горных пород, замедляет или полностью останавливает процесс дальнейшего распространения смоченной зоны вокруг ствола скважины Сохранению устойчивости стенок скважины способствует гидростатическое давление промывочной жидкости. Однако с его ростом увеличивается интенсивность проникновения промывочной жидкости в горные породы, падает механическая скорость бурения. В этих условиях еще более повышается изолирующая и закрепляющая роль фильтрационной корки. Большее значение гидростатическое давление промывочной жидкости приобретает при бурении трещиноватых пород, а также пород и минералов, обладающих свойством медленно выдавливаться в скважину под действием горного давления (например, соли: галит, карналлит и др.). Создание достаточно высокого гидростатического давления позволит сохранить устойчивость стенок скважины в таких условиях. Создание гидростатического равновесия в системе "ствол скважины - пласт" скважина бурение жидкость промывочный В процессе бурения скважина и вскрытый пласт образуют систему пласт - скважина. Промывочная жидкость давит на стенки скважины. Жидкости или газ, находящиеся в пласте, также давят на стенки скважины, но со стороны пласта. Поскольку жидкости соприкасаются друг с другом через каналы фильтрации, пронизывающие стенки скважины, пласт и скважина представляют собой сообщающиеся сосуды. Если в процессе бурения давление в скважине больше пластового, будет наблюдаться уход промывочной жидкости в пласт - поглощение. Это приводит к возникновению различного рода осложнениям в процессе бурения: -снижается уровень жидкости в скважине, что может вызвать обвалы стенок, -теряется дорогостоящая промывочная жидкость; -осложняется контроль за процессом промывки; -загрязняются подземные воды. Если пластовое давление больше гидростатического давления промывочной жидкости, возникает водопроявление - жидкость из скважины поступает на поверхность. Это также приводит к нежелательным последствиям: загрязняется прилегающая к скважине территория, резко ухудшается качество промывочной жидкости, что вызывает обрушение (или пучение) стенок скважин. В процессе бурения давление жидкости в скважине изменяется: к гидростатическому добавляется давление, величина которого зависит от выполняемых в скважине технологических операций. Поэтому возможны условия, когда при бурении поглощение периодически перемежается с водопроявлением, что также отрицательно сказывается на функциях промывочной жидкости. Обеспечение равенства давлений в системе пласт - скважина в процессе бурения позволит избежать нежелательных осложнений при вскрытии проницаемых горных пород. Сохранение проницаемости продуктивных горизонтов Эта функция промывочной жидкости важна при бурении скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. В таких скважинах обязательно проводятся исследования по оценке запасов и возможных дебитов скважин. Часть скважин может впоследствии использоваться в качестве эксплуатационных. Так как в процессе фильтрации промывочных жидкостей на поверхности горных пород и в устьевых частях пор и трещин откладывается корка из частиц твердой фазы, продуктивность пласта в прискважинной зоне уменьшается. Это приводит к снижению дебита скважин, искажению подсчетов запасов, неправильной оценке проницаемости горных пород. Причем уменьшение проницаемости прискважинной зоны может оказаться необратимым. Во избежание отрицательного воздействия жидкости на продуктивный пласт корка должна легко разрушаться, а твердые частицы вымываться из каналов фильтрации. Кроме того, снижение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта возможно вследствие действия фильтрата бурового раствора на глинистый цемент пород коллекторов. Такие условия наиболее характерны для условий работы ЮКОС. Для предотвращения возможных осложнений необходимо использовать промывочную жидкость не отфильтровывающую дисперсионную среду в горные породы слагающие стенки скважины. Это достигается подбором вида твердой фазы промывочной жидкости и введением специальных компонентов. Перенос энергии от насосов к забойным механизмам Для эффективной работы забойных механизмов (турбобуров, гидроударников, винтовых двигателей) требуется определенная энергия, которая переносится от бурового насоса, установленного на поверхности, к забою скважины. Количество этой энергии определяется техническими характеристиками забойных механизмов и условиями бурения. Энергия, затрачиваемая на привод бурового насоса, расходуется, кроме того, на преодоление гидравлических сопротивлений при циркуляции промывочной жидкости в скважине. Технические возможности насосов ограничены, поэтому количество подведенной к забойному двигателю энергии будет зависеть от потерь напора при циркуляции промывочной жидкости. Потери зависят при прочих равных условиях от подачи насоса и реологических свойств жидкости. Так как на подачу насоса влияют геологические условия бурения и расход жидкости, требуемый для устойчивой работы забойного механизма в нужном режиме, главным регулирующим фактором энергетических затрат остаются реологические свойства промывочной жидкости. Поэтому при использовании забойных механизмов стремятся максимально уменьшать реологические параметры промывочных жидкостей, учитывая при этом и другие их функции. Обеспечение проведения геофизических исследований При бурении скважин и по достижении проектной глубины обязательно проводится комплекс геофизических исследований, позволяющих уточнить геологический разрез и измерить ряд важных характеристик пласта. Эффективность таких исследований зависит от качества промывочной жидкости. Так, при повышенных реологических параметрах геофизические приборы могут зависать в скважине, в то время как бурильный инструмент опускается свободно. В отдельных случаях параметры промывочных жидкостей влияют и на показания приборов. Все эти обстоятельства должны учитываться при выборе качества промывочной жидкости. Предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа Коррозия бурильного инструмента и оборудования вызывается в основном действием солей, а также кислорода воздуха, растворенных в промывочной жидкости. Реже коррозия происходит под действием сероводорода, поступающего в промывочную жидкость из горных пород. Абразивный износ вызывается твердыми частицами, попадающими в промывочную жидкость либо при приготовлении" либо в процессе бурения. Совместное действие абразивного износа и коррозии усиливает процесс разрушения металла, приводит к преждевременному выходу из строя инструмента и оборудования, поломкам и авариям. Поэтому при выборе промывочной жидкости необходимо учитывать ее коррозионную и абразивную активность. Коррозионную активность снижают введением специальных добавок - ингибиторов коррозии. Для уменьшения абразивного износа промывочные жидкости следует регулярно очищать на поверхности от твердых абразивных частиц. Закупоривание каналов с целью снижения поглощения бурового раствора и водопритоков. Буровой раствор должен обладать закупоривающими свойствами. Это достигается введением измельченных веществ- наполнителей. Отлагаясь в сужениях трещин, частицы наполнителя создают каркас, на котором осаждается твердая фаза, формируя изоляционные тампоны. Постепенно такие тампоны смыкаются, образуя в поглощающем пласте вокруг скважины водонепроницаемую завесу. Частицы наполнителя должны равномерно распределяться в жидкости, поэтому необходимо, чтобы жидкость обладала определенной структурой, препятствующей осаждению наполнителя. Размеры частиц наполнителя и его концентрация не должны существенно ухудшать работу буровых насосов. Предотвращение газо-, нефте-, водо проявлений Газ, нефть, или вода, с которой сталкиваются в проницаемых породах, пронизанных буровым долотом обычно предотвращается от течения (фонтанирования) в отверстие давлением, проявленным столбом промывочной жидкости. Количество этого гидростатического давления зависит в значительной степени от плотности промывочной жидкости и высоты столба жидкости. Давление в стволе скважины также зависит до некоторой степени от давления от ударной нагрузки, вызванных циркулирующей глинистым раствором и движением бурильной трубы. Давление от ударной нагрузки, по очереди, связаны с пластической вязкостью, пределом текучести, и предельным статическим напряжением сдвига глинистого раствора. Снижение коэффициента трения Один из наиболее прогрессивных методов снижения коэффициента трения является введение в них специальных органических или комбинированных добавок, в результате чего образуется эмульсия, обладающая смазочными свойствами. Такие промывочные жидкости обеспечивают ряд дополнительных положительных эффектов: увеличение механической скорости, повышение стойкости бурильных труб, снижение затрат мощности на вращение колонны бурильных труб, снижение потерь напора при циркуляции. Сохранение заданных технологических характеристик В процессе бурения раствор как можно более длительное время должен сохранять предусмотренные проектом технологические свойства. В противном случае он перестанет выполнять необходимые функции, что может привести, с одной стороны, к возникновению осложнений и аварий, а с другой, к необходимости дополнительной его обработки химическими реагентами, что вызывает увеличение стоимости буровых работ. Экологическая чистота При бурении наклонно-направленных скважин буровой раствор может попадать в водоносные горизонты, в русло рек и разливаться по поверхности в прирусловой зоне. По этой причине (несмотря на мероприятия по предупреждению этих явлений) раствор не должен оказывать губительное влияние на окружающую среду - должен быть экологически безопасным. Для этой цели буровой раствор должен изготавливаться из нетоксичных материалов, не способных создавать ядовитые соединения. Токсичность материалов и их соединений должна контролироваться на этапе проектирования. Экономическая эффективность При условии выполнения буровым раствором всех вышеперечисленных функций он должен иметь минимально возможную стоимость. Это обеспечивается оптимальным подбором рецептуры приготовления бурового раствора и применением наиболее дешевых материалов для его производства (без ущерба качеству). Таким образом оптимальный процесс промывки скважин обеспечивается правильным сочетанием вида бурового раствора, режима промывки (подачи насоса) и организационных мер по поддержанию и регулированию свойств раствора в процессе бурения. Только такое сочетание позволит эффективно реализовать технологические функции процесса промывки. В зависимости от геологического разреза и физико-механических свойств горных пород конкретного района работ одни функции промывочной жидкости являются главными, другие - второстепенными. Необходимый комплекс функций процесса промывки предъявляет к промывочному агенту требования, для удовлетворения которых он должен иметь определенные свойства. Эти свойства обусловливают вид промывочной жидкости. Современные методы обеспечения устойчивости стенок скважины На этапах бурения и заканчивания главными задачами являются прогнозирование устойчивости ствола скважины в процессе строительства и сохранения целостности в процессе ее эксплуатации. Решению первой задачи в последнее время уделяется повышенное внимание, особенно на месторождениях на поздней стадии эксплуатации. Изменение напряжения и перегрузка, вызванные уплотнением пласта-коллектора в процессе эксплуатации, предъявляют особые технические требования, например, необходимость прогнозирования изменения давления гидроразрыва и его влияния на устойчивость ствола скважины. Выполнение этих требований часто влечет за собой высокие затраты на оборудование и затраты, связанные с увеличением продолжительности строительства скважины. В последнее время разведка на нефть и газ все более концентрируется на сложных объектах и больших глубинах. Соответственно, бурение становится все дороже, а осложнения при бурении - все более нежелательными. Чтобы снизить риск таких осложнений, требуются более определенные и точные предсказания целого ряда условий, параметров, свойств при планировании скважин, т.е. для обоснования геометрии ствола скважины, конструкции ее обсадки и режима бурения, включая регулирование плотности бурового раствора. Важнейшими показателями механических свойств являются деформативные прочностные характеристики. Многочисленными исследованиями грунтов установлен целый ряд характерных особенностей их поведения, практически не наблюдаемых при изучении свойств других, например, конструкционных (металл, дерево, бетон) материалов. Результаты, объективно получаемые при исследовании грунтов в приборах, могут быть представлены в различной форме. Как известно, решения задач механики грунтов строятся на использовании тех или иных счетных моделей грунтовой среды. При этом всегда неизбежной является схематизация свойств реального грунта, зависящая от выбранной расчетно-теоретической модели. Кроме того, необходимо увязывать форму представления результатов экспериментальных исследований, применяемое оборудование и требования, предъявляемые расчетной моделью к реализуемым ею характеристикам грунта. Например, при проектировании оснований фундаментов при ограничении средних давлений условием p≤ R удовлетворительные результаты дает использование модели линейно-деформируемой среды. Поскольку реализация этой модели связана с определением только 2х характеристик - модуля деформации Е и коэффициента Пуассона ν (практически ограничиваются определением модуля Е), достаточным и оправданным является проведение в этом случае компрессионных или штамповых испытаний грунта. Проявляемое в настоящее время настойчивое стремление существенно повысить средние давления (p>R) на грунты диктует переход к более сложным расчетным моделям. Многочисленные геодинамические и геомеханические явления, связанные с освоением недр, а именно с добычей полезных ископаемых, разработкой месторождений, строительством подземных сооружений, закачкой отходов производства в глубокие поглощающие горизонты, заставляют рассматривать эти факторы как неотъемлемую характеристику техногенного воздействия на недра. Помимо экологических и технологических опасностей, которые приносят данные явления, они становятся в отдельных случаях фактором социально-экономической напряженности региона освоения недр . Вместе с тем из опыта разработки месторождений твердых полезных ископаемых, строительства подземных сооружений хорошо известно, что познание геодинамических и геомеханических факторов, умелое управление ими и даже их использование могут значительно повысить экономичность освоения недр . Общепризнанно, что наиболее существенным видом техногенного воздействия на недра является добыча нефти и газа . Разработка нефтяных и газовых месторождений и связанные с ней изменения пластового давления, различные виды воздействия на залежь для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи нарушают природное напряженно-деформированное состояние недр, создавая предпосылки для возникновения сильных и даже катастрофических природно-техногенных явлений, которые приводят к деформациям горного массива и земной поверхности, повреждениям и авариям систем и объектов обустройства, а также скважин и коммуникаций. Безусловно, сильные и катастрофические геодинамические и геомеханические события природно-техногенного характера на разрабатываемых месторождениях и других природно-технических системах и объектах нефтегазового комплекса представляют явление сравнительно редкое, опасность которого не стоит преувеличивать. Прогнозирование этих событий и снижение масштабов их последствий являются актуальной проблемой, поскольку их возникновение может иметь катастрофические последствия для предприятий и природной среды . Другой чрезвычайно важный аспект геомеханического поведения горных пород при освоении недр связан с их использованием для повышения эффективности добычи нефти и газа. Устойчивость скважин тесно связана с геомеханическими характеристиками массива, его структурными особенностями и его исходным напряженным состоянием. Деформации и оседания земной поверхности обнаруживаются чаще всего по достижении ими определенных опасных значений, а также по нарушениям подземных и поверхностных инженерных объектов, когда уже необходимо затратить значительные средства на восстановление поврежденных объектов. Начальные стадии этих процессов можно обнаружить только на основе специального маркшейдерско-геодезического мониторинга. Существующий опыт исследования и прогнозирования просадок земной поверхности свидетельствует о том, что сильные их проявления возможны в случае : - наличия аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и разработки продуктивных объектов без поддержания пластового давления; - низких прочностных и деформационных характеристик резервуара; - наличия высокой пористости пород-коллекторов (до 30÷40%); - относительно небольшой глубины разрабатываемых залежей (до 2000 м); - значительной суммарной мощности продуктивных отложений. Для большей части месторождений скорость просадки составляет небольшие значения - 1-2 см в год, а накопленные значения просадок не превышают десятков сантиметров. Однако зафиксированный диапазон оседаний поверхности при разработке углеводородов весьма велик - наблюдаются оседания от нескольких миллиметров до нескольких метров, и в связи с этим обстоятельством маркшейдерско-геодезический мониторинг и прогноз деформационных процессов при разработке месторождений углеводородов являются обязательной нормой цивилизованной эксплуатации природных ресурсов . При извлечении углеводородного сырья или воды известны многочисленные случаи сейсмических явлений. Механизмов данных явлений может быть несколько: выделение техногенной сейсмической энергии связано с высвобождением основной сейсмической энергии находящегося поблизости сейсмически активного региона (очага); диффузия напряжений, возбуждающих сейсмические события; локальная реакция типа гидроразрыва на закачивание жидкости; восстановление равновесия регионального масштаба, связанное с перемещением жидкости, активизация тектонически активных зон и нарушений. Среди специалистов существуют разные мнения о возможности прогноза природных землетрясений, и эти мнения меняются со временем. Иногда преобладает крайний пессимизм, иногда - крайний оптимизм. Однако совершенно определенно можно сказать, что к началу XXI столетия ученые не решили эту фундаментальную для человечества проблему. Еще сложнее обстоит дело с прогнозом техногенных землетрясений, которые пока еще представляют единичные явления, появившиеся в последние 30 лет. Еще не выяснен механизм этих явлений, условия их возникновения, зависимость от природных и технологических факторов . По всей вероятности, в обозримом будущем можно будет лишь ответить на вопросы: возможны ли техногенные сейсмические явления при разбуривании конкретного месторождения, и если да, то какой силы и какой из механизмов присутствует при наведении такой сейсмоактивности. Однако познав механизм данных явлений, можно проектировать превентивные меры, снижающие негативность их проявлений. В процессе эксплуатации добывающих скважин, в результате образования воронки депрессии в прискважинной зоне пласта наблюдается значительное снижение пластового давления . По мере работы добывающих скважин происходит расширение воронки депрессии, которая может охватывать значительные по площади участки залежи. В результате этого пласт, особенно в прискважинной зоне, начинает испытывать дополнительную вертикальную нагрузку, приводящую к деформации полого пространства. При этом происходит как упругое, так и пластическое уменьшение емкостных и фильтрационных свойств пород. Наличие необратимой деформации коллекторов обнаружено на многих месторождениях мира, где в процессе их разработки наблюдалось значительное снижение, пластового давления. При этом было выявлено, что значения необратимой деформации коллекторов определяются не только значением падения пластового давления, но также палеоглубиной залегания пласта, литологическим типом пород и длительностью воздействия дополнительных нагрузок на продуктивные отложения. На примере месторождения Западной Сибири установлено, что необратимая деформация коллекторов приводит не только к замедлению темпов отбора нефти, но и снижению нефтеотдачи пластов. Проявление необратимой деформации коллекторов на месторождениях Западной Сибири, по мнению специалистов, привело к потере десятков миллионов тонн, извлекаемых запасов нефти. Особую чувствительность к действующим нагрузкам испытывают коллекторы трещинного и трещинно-порового типов, которыми представлены глубокозалегающие продуктивные объекты. Для них характерно сравнительно быстрое и равномерное снижение пластового давления при использовании редкой сетки разведочных скважин, непредсказуемая динамика обводненности скважин, существенно неравномерная продуктивность скважин. Все эти явления связаны с механическими особенностями поведения под нагрузкой трещиноватых пород-коллекторов. К сожалению, на современном этапе проектирования вскрытия и разработки продуктивных объектов трещинно-поровых и даже чисто поровых коллекторов особенности их поведения под нагрузкой учитываются весьма слабо. Особенности учета деформирования пористых консолидированных и тем более деформируемых трещиноватых сред практически не учитываются в гидродинамическом моделировании и создания технологических схем разработки месторождений. Устойчивость скважин при их строительстве и в процессе последующей эксплуатации - традиционная проблема механики горных пород. Точные аналитические решения механики горных пород не потеряли своей актуальности, но с появлением численных методов стали вытесняться из инженерной практики . При большом разнообразии строения и свойств горных пород, которые пересекает ствол скважины в процессе ее проходки, последующего крепления и работы чрезвычайно трудно разработать модель, которая могла бы описать напряженно-деформированное состояние вскрытых разновидностей горных пород и использовать ее в качестве основы проекта. Такая модель должна быть достаточно простой, чтобы разработанные на ее основе методы исследований устойчивости и разрушения горных пород можно было применять с уверенностью без чрезмерных затрат труда. В связи с этим одно из центральных мест в механике горных пород при разработке месторождений углеводородов занимает создание модели деформирования горного массива. Создание модели деформирования горного массива применительно к разработке углеводородов является более сложной проблемой, чем решение аналогичной проблемы при разработке твердых полезных ископаемых, строительстве подземных сооружений или возведении высотных плотин. В данном случае исследователь если и проникает в недра Земли, то это проникновение определяется всего лишь диаметром скважины. Все остальные возможности познания массива пород (геофизические и др.) несут косвенную, требующую умелой интерпретации, информацию. Дополнительные сложности вносят эффекты консолидации массива при его вскрытии и извлечении флюида, термические напряжения, а также чаще всего полная неопределенность с исходным полем напряжений. Знание исходного тензора напряжений, его ориентации и величины имеет фундаментальное значение в нефтяной промышленности, так как этот параметр влияет на многие аспекты разведки и разработки углеводородов. Достаточно отметить, что трещина гидроразрыва пласта (ГРП) растет в направлении наибольшего сжатия, следовательно, зная направление максимального главного напряжения, и тем более его значение, можно гораздо более эффективно проектировать и выполнять ГРП. Овализация ствола скважины, ее разрушение являются также следствием действия высоких анизотропных напряжений. Явления разрушения призабойной зоны, или пескопроявления, наносящие большой ущерб оборудованию нефте- и газопромыслов, также являются следствием действия природного поля напряжений, при этом, естественно, накладываются эффекты консолидации коллекторов, слабость их прочностных свойств. Изучение физико-механических и компрессионных свойств продуктивных объектов - чрезвычайно сложный раздел механики горных пород. Как учесть при определении геомеханических параметров продуктивных объектов на образцах керна, добываемого из скважин на глубинах 4 км и более, многочисленные эффекты, связанные с разгрузкой образца от действующих высоких, чаще всего анизотропных напряжений, анизотропию свойств самого образца, влияние высоких температур, насыщенность пористой среды и целый ряд еще не менее значимых проблем? В связи с этим параметрическое обеспечение самых оригинальных численных моделей деформирования горного массива чаще всего становится непреодолимой преградой при практической реализации этих моделей. В этих условиях исследователь вынужден использовать порой наиболее простые модели и подбирать входящие в них коэффициенты на основе эмпирических знаний. Таким образом, одной из причин возникновения обвалов и гидроразрывов в процессе строительства скважин является исходное поле напряжений горной породы. Оно связано с неравномерными распределениями в пространстве скоростей тектонических движений и деформаций земной коры. Анализ работ по определению условий устойчивости стенок скважины, в частности возникновения обвалообразований и гидроразрывов, показал перспективность дальнейших исследований в этом направлении. В свою очередь это ведет к необходимости экспериментального определения механических свойств горной породы. Также следует отметить, что определение направления максимального горизонтального напряжения на сегодняшний день осуществляется только путем проведения дополнительных геофизических исследований. Такой подход требует дополнительного вложения значительных средств. Следовательно, появляется необходимость в более дешевом и простом способе определения направления главного напряжения. 1.3 Мероприятия по предотвращению проявления неустойчивости стенок скважины Для предупреждения осыпания горных пород необходимо следующее. Соблюдать технологию бурения, установленную ГТН, не допускать чрезмерной осевой нагрузки с целью уменьшения воздействия режущих и изогнутых частей бурового снаряда на устойчивость пород. Применять промывочные жидкости с плотностью, обеспечивающей закрепление малосвязных, слоистых и агрегатированных пород, разрушающихся и выпадающих в скважину в условиях их физико-химического воздействия с жидкостью. Контролировать параметры промывочной жидкости с периодичностью, указанной для предупреждения кавернообразования. Проводить кавернометрию в сроки, обусловленные ГТН. Своевременно и правильно использовать результаты измерений для корректировки режимно-технологических параметров и свойств промывочной жидкости. Закреплять зоны слабосвязных, слоистых и агрегатированных пород. Слабые осыпи обычно трудно зафиксировать простым наблюдением. В этом случае о их наличии свидетельствует кавернометрический материал/Сильные осыпи регистрируются визуально и по приборам {каверномерами и профилемерами). В этом случае о их наличии свидетельствуют интенсивный рост вязкости и содержание кусков породы в промывочной жидкости; Основные меры по ликвидации осложнения: переход на другой тип (вид) промывочного агента с параметрами, обеспечивающими более надежное закрепление слабосвязных, слоистых и агрегатированных пород; Для предупреждения обвалов (обваливание, обрушение) стенок скважины необходимо следующее. 1- Перед вскрытием зон обвалов применять промывочные жидкос-туи с минимальной водоотдачей и рациональной плотностью, обеспечивающих устойчивость стенок скважины и, следовательно, предупреждение катастрофических потерь промывочного агента 2. Бурить скважины в обваливающихся породах малым диаметром, если это предусмотрено ГТН и не влияет на качественное и достоверноеизучение месторождения. Способы ликвидации неустойчивости стенок скважины: Первоочередными мероприятиями по ликвидации неустойчивости ствола являются повышения плотности бурового раствора и снижения его водоотдачи. Плотность рекомендуется повышать постепенно, ступенчато с постоянным контролем за состоянием стенок скважин. В раствор необходимо водить ингибиторы, лучшим из которых является хлористый калий. Ионы калия обволакивают глинистые частицы, препятствуя их дальнейшей диспергации. Ингибирующими свойствами обладают также хлористый натрий, алюминокалиевые квасцы, гипс, хлористый кальций, нитрилотриметифосфоновая кислота, кремнийорганическая жидкость, но в меньшей степени. Если эти мероприятия не дают результата, то используют специальные способы упрочения горных пород. К их числу относятся: цементация; смолизация; битумизация; силикатизация; электрохимическая обработка пород; термообработка; замораживание. Цементация наиболее эффективна в трещиноватых скальных и песчано‑гравилистых породах. Цементный раствор закачивается через трубы с обязательной установкой пакера над зоной цементации для продавливания смеси в трещины под давлением до 20 МПа. Ширина трещин должна быть не менее 0,1 мм, в противном случае цемент отфильтровывается. Битумизация может быть использована в двух вариантах – горячая и холодная. Горячая битумизация осуществляется так же, как и при ликвидации поглощения бурового раствора. При холодной в качестве бурового раствора используют битумные эмульсии с добавлением глины, цемента. Битум проникает в трещины, поры, стабилизирует породы и образует эластичную тонкую пленку на стенках скважины. Битум устойчив к пластовым водам любого типа и минерализации. Наиболее эффективна битумизация в карбонатных породах там, где в обменном комплексе присутствует кальций. Силикатизация наиболее эффективна в упрочении песков. При двухслойной силикатизации в породу поочередно нагнетается силикат натрия (Na2 Si O3) и раствор хлористого калция (Ca Cl2). При их взаимодействии образуется гель, скрепляющий породу. Заключение В ходе производственной практики по ПМ 02 «Обслуживание и эксплуатация бурового оборудования», я освоил следующие профессиональные компетенции: ПК 2.1. Производить выбор бурового оборудования в соответствии с геолого-техническими условиями проводки скважин. ПК 2.2. Производить техническое обслуживание бурового оборудования, готовить буровое оборудование к транспортировке. ПК 2.3. Проводить проверку работы контрольно-измерительных приборов, автоматов, предохранительных устройств, противовыбросового оборудования. ПК 2.4. Осуществлять оперативный контроль за техническим состоянием наземного и подземного бурового оборудования. ПК 2.5. Оформлять технологическую и техническую документацию по обслуживанию и эксплуатации бурового оборудования. Имею практический опыт в: проводке глубоких и сверхглубоких скважин в различных горно-геологических условиях; контроле параметров буровых и тампонажных растворов; контроле технологических процессов бурения; предотвращении и ликвидации осложнений и аварийных ситуаций; подготовке скважин к ремонту; осуществлении подземного ремонта скважин; умею: выбирать буровое оборудование в соответствии с геолого-техническими условиями проводки скважин; проверять работу контрольно-измерительных приборов, автоматов, предохранительных устройств, противовыбросового оборудования; оформлять технологическую и техническую документацию по обслуживанию и эксплуатации бурового оборудования; контролировать рациональную эксплуатацию оборудования; подготавливать буровое оборудование к транспортировке; контролировать техническое состояние наземного и подземного бурового оборудования; Литература 1. Алимжанов А.М. Неосесимметричное упругопластическое состояние вокруг скважины при разупрочняющем действии бурового раствора // Материалы межд. конф. «Геодинамика и напряженное состояние земных недр». Новосибирск - Академгородок, 4-7 октября 2016. - С. 184-189. 2. Баклашов И.В., Геомеханика. Том I. Основы геомеханики / Баклашов И.В. // - М.: Издательство Московского государственного горного университета, 2013. - 280 с. 3. Карев В.И., Коваленко Ю.Ф., Устинов К.Б. Математическое и физическое моделирование разрушения горных пород в окрестности наклонно-направленных нефтяных и газовых скважин с учетом анизотропии упругих и прочностных свойств пород // Тезисы докл. на IX Всероссийском съезде по теоретической и прикладной механике. Нижний Новгород. 2018. 4. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Влияние добычи нефти в упругом режиме на изменение НДС горного массива. Часть 1. Анализ инструментальных наблюдений. Модель деформирования нефтяного коллектора под нагрузкой // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. - 2019. - № 5. - С.71-80. 5. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Численная модель для расчета сдвижений горных пород при добыче нефти. - В кн.: Проблемы механики горных пород. - Санкт-Петербург. - 2015. - С.193-198. 6. Кашников Ю.А., Якушина Е.М., Ашихмин С.Г. Деформирование скального массива по системам трещин // Известия ВУЗов. Горный журнал. - 2017. - № 3. - С.75-80.  |