Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин

1. Информация из ФГОС, относящаяся к дисциплине
1.1. Вид деятельности выпускника
Дисциплина охватывает круг вопросов относящиеся в соответствии с направлением подготовки: 131000 - «Нефтегазовое дело» к следующим видам профессиональной деятельности:

научно-исследовательская;

производственно-технологическая;

организационно-управленческая,

проектная.
Нефтегазовое дело - область науки и материального производства,
включающая совокупность средств и методов человеческой деятельности,
направленных на комплексное освоение недр Земли с целью добычи
нефти, природного газа и газового конденсата.
Объектами профессиональной деятельности выпускников являются:
технологии бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин; буровые установки, технические средства и породоразрушающий инструмент для обеспечение всех этапов их строительства, аппараты и средства
для извлечения углеводородов.
1.2. Задачи профессиональной деятельности выпускника.
Выпускник по профилю: - «Бурение нефтяных и газовых скважин»,
подготовлен к решению следующих профессиональных задач:
- осуществлять технологические процессы строительства нефтегазовых скважин (ПТД),
- эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование для
сооружения скважины (ПТД),
- планировать, организовывать и управлять работой первичных производственных подразделений предприятий осуществляющих бурение скважин (ОУД),
- анализировать деятельность работой первичных производственных
подразделений предприятий осуществляющих бурение скважин (ОУД),
- документировать процессы планирования, организации и управления
работой первичных производственных подразделений предприятий осуществляющих бурение скважин (ОУД),
- анализировать информацию по технологическим процессам и техническим устройствам в области бурения скважин (ЭИД),
- проводить регламентированными методиками экспериментальные
исследования технологических процессов и технических устройств в области бурения скважин (ЭИД),
- выполнять статистическую обработку результатов экспериментов,
составлять отчётную документацию (ЭИД),
- собирать и представлять по установленной форме исходные данные
для разработки проектной документации на бурение скважин (ПД)
- выполнять с помощью прикладных программных продуктов расчёты
по проектированию бурения скважин (ПД),
3 - составлять в соответствии с установленными требованиями типовые
проектные, технологические и рабочие документы (ПД),
- участвовать в составлении проектных решений по управлению качеством (ПД).
1.3. Перечень умений и знаний.
В результате освоения дисциплины студент должен.
Уметь:
 выбирать правильную методику и приемы предупреждения на ранней
стадии возникновения осложнений и аварий, квалифицированно провести
расчеты при ликвидации осложнений и аварий (ОК-9, ПК-12, ПК-13, ПК14, ПК-15, ПК-17, ПК-18);
 обрабатывать статистическую информацию, получаемую при проводке скважин;
 решать технологические задачи по выбору лучшего алгоритма для
распознавания, предупреждения и ликвидации осложнений и аварий исходя из имеющихся сил и средств;
 составлять проекты работ по борьбе с осложнениями и авариями при
сохранении экологии окружающей среды и недр и при обеспечении безопасных условий труда;
 профессионально выполнять основные операции при бурении в
осложненных и аварийных условиях;
 разрабатывать технологический регламент промывки и крепления
скважин в зависимости от физико-механических свойств горных пород для
обеспечения безаварийной проводки скважины;
 производить технические расчеты, связанные с предупреждением и
ликвидацией различных видов осложнений и аварий и использовать для
этих целей ЭВМ (ПК-1, ПК-4, ПК-17);
 составить план ликвидации аварии;
 классифицировать: способы бурения, системы разработки и нефтегазовые системы, а также пользоваться ЭВМ.
Знать:
o виды осложнений и аварий при различных технологических операциях в процессе бурения скважин (ОК-1, ПК-13, ПК-7,);
o документацию на осложнения и аварии, место последних в балансе
календарного времени строительства скважины;
o основы тепломассообмена и гидродинамических процессов в системе «пласт-скважина»;
o горно-геологические характеристики разреза и технические условия
осложнений и аварий;
o методы и принципиальные технологические схемы и технические
устройства для прогнозирования, распознавания, предупреждения и ликвидации осложнений и аварий.
o причины возникновения осложнений и аварии;
o их признаки;
o способы предупреждения;
4 методы ликвидации;
o инструмент для ликвидации аварий и технологию его использования,
o - виды оборудования и техники применяемой для предупреждения и
ликвидации осложнений и аварий при бурении нефтяных и газовых скважин (ОК-7, ПК-4, ПК-7, ПК-17, ПК-18).
Иметь представление:
• о перспективах и методах совершенствования и развития технологии, бурового оборудования и инструмента, в практике бурения скважин
на нефть и газ для предупреждения и ликвидации осложнений и аварий.
Владеть:
´ основными приемами технической эксплуатации и обслуживания
бурового оборудования применяемого при предупреждении и ликвидации
осложнений и аварий в процессе проводки нефтегазовых скважин (ПК-7,
ПК-8, ПК-9, ПК-10, ПК-12);
´ теоретическими и экспериментальными методами исследований с
целью освоения новых перспективных технологий предупреждения и ликвидации осложнений и аварий (ОК-9, ПК-17, ПК-18, ПК-20, ПК-22).
o
2. Цели и задачи освоения содержания дисциплины
Целью преподавания дисциплины является получение студентами
теоретических знаний: об осложнениях и авариях при бурении нефтяных и
газовых скважин, основные виды осложнений и аварий, предупреждение
осложнений при бурении скважин, способы ликвидации поглощений и газонефтеводопроявлений, противовыбросовое оборудование, также ознакомление с осложнениями связанными с нарушениями целостности стенок
скважины, распространенностью и характеристикой ММП, понятие об
аварии, основные виды аварий и их ликвидация, ловильный инструмент,
применяемый при ликвидации аварий.
В процессе изучения дисциплины студенты должны приобрести
общие представления по предупреждению и ликвидации возможных
осложнений и аварий при строительстве нефтяных и газовых скважин;основные понятия о технике и технологии применяемой для предупреждения и ликвидации осложнений и аварий.
3. Место дисциплины в структуре ООП
Дисциплина относится к вариативной части профессионального
цикла. Для изучения курса требуется знание дисциплин: основы нефтегазопромыслового дела, прикладная физическая и коллоидная химия в бурении, буровые технологические жидкости, технология бурения нефтяных и
газовых скважин.
В свою очередь, данный курс, помимо самостоятельного значения,
является предшествующей или совместной дисциплиной для следующих
курсов: информационные технологии в бурении, технология и техника методов повышения нефтеотдачи, заканчивание скважин, автоматизация
производственных процессов в бурении.
5 Знания и умения, приобретаемые студентами после освоения содержания дисциплины, будут использоваться в: проектировании, разработке и применения на практике безаварийной технологии бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.
4. Компетенции обучающегося, формируемые после освоения дисциплины (результаты освоения дисциплины)
Процесс изучения дисциплины направлен на формирование следующих компетенций:
Выпускник должен обладать следующими общекультурными компетенциями (ОК):
Способность:
- обобщать, анализировать, воспринимать информацию, ставить цели и
выбирать пути их достижения (ОК-1);
- проявлять инициативу, находить организационно-управленческие решения и нести за них ответственность (ОК-6);
- использовать нормативные правовые документы в своей деятельности
(ОК-7);
- стремиться к саморазвитию, повышению своей квалификации и мастерства (ОК-9).
Выпускник должен обладать следующими профессиональными компетенциями (ПК):
Общепрофессиональные способности:
•
самостоятельно приобретать новые знания, используя современные образовательные и информационные технологии (ПК-1);
•
использовать основные законы естественнонаучных дисциплин в профессиональной деятельности, применять методы математического анализа
и моделирования, теоретического и экспериментального исследования
(ПК-2);
•
владеть основными методами, способами и средствами получения,
хранения, переработки информации, работать с компьютером как средством управления информацией (ПК-4);
•
составлять и оформлять научно-техническую и служебную документацию (ПК-5).
Производственно-технологическая деятельность (ПТД)
Способность:
o
применять процессный подход в практической деятельности, сочетать
теорию и практику (ПК-6);
o
осуществлять и корректировать технологические процессы при предупреждении осложнений и ликвидации авариий (ПК-7);
o
эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при строительстве и ремонте нефтяных и газовых скважин
(ПК-8);
o
оценивать риски и определять меры по обеспечению безопасности технологических процессов при бурении нефтяных и газовых скважин (ПК-9);
6 применять в практической деятельности принципы рационального использования природных ресурсов и защиты окружающей среды (ПК-10);
o
обоснованно применять методы метрологии и стандартизации (ПК- 11).
• Организационно-управленческая деятельность (ОУД)
Способность:

организовать работу первичных производственных подразделений,
осуществляющих бурение скважин для безаварийного сооружения ствола
скважины (ПК-12);

использовать организационно-правовые основы управленческой и
предпринимательской деятельности (ПК-16).
Экспериментально-исследовательская деятельность (ЭИД)
Способность:
ː
изучать и анализировать отечественную и зарубежную научнотехническую информацию по направлению исследований в области безаварийного бурения скважин (ПК-17);
ː
промыслового контроля и регулирования давлений в скважине и
околоствольном пространстве (ПК-17);
ː
планировать и проводить необходимые эксперименты и обрабатывать их с использованием прикладных программных продуктов, интерпретировать результаты и делать выводы (ПК-18);
ː
использовать физико-математический аппарат для решения расчетно-аналитических задач, возникающих в ходе профессиональной деятельности (ПК-19);
ː
выбирать и применять соответствующие методы моделирования
физических и химических явлений по разработке технологических регламентов безаварийного бурения скважины (ПК-20).
Проектная деятельность (ПД)
Способность:

осуществлять сбор данных для выполнения работ по проектированию безаварийного бурения скважин (ПК-21);

использовать стандартные программные средства при проектировании планов ликвидации аварий (ПК-23);

составлять в соответствии с установленными требованиями типовые
проектные технологические и рабочие документы (ПК-24).
Научная деятельность (НД)
Способность:

оценивать перспективы и возможности использования достижений
научно-технического прогресса в инновационном развитии отрасли, безаварийной технологии сооружения скважины, предлагать способы их реализации.
o
7 5. Основная структура дисциплины.
Таблица 1 - Структура дисциплины
Вид учебной работы
Всего часов
Общая трудоемкость дисциплины
Аудиторные занятия
Лекции
Практические занятия
Самостоятельная работа
Вид итогового контроля
Семестр
7
108
51
17
34
57
КП, зачёт
6. Содержание дисциплины
6.1. Перечень основные разделов и тем дисциплины.
Осложнения: давления в скважине и околоствольном пространстве,
газоводонефтепроявления, поглощения, предупреждение и борьба с гидратами компонентов природных газов, осложнения, определяющие прихваты
бурильного инструмента, осложнения при бурении скважин в многолетнемёрзлых породах. Аварии: аварии и их причины, методы ликвидации аварий.
6.2. Краткое содержание теоретической части разделов и тем
дисциплины I. Давления в скважине и околоствольном пространстве.
Горное (геостатическое) давление .Горное давление Ргор это давление, создаваемое весом вышележащих горных пород. Оно может быть
определено из выражения: Ргор  0,01 пор Н Мпа, где Н - глубина залегания
пласта, м;  пор - средневзвешенный удельный вес горных пород вышележащих горизонтов, г/см3.
Пластовое (поровое) давление. Пластовое давление определяется
как давление флюидов, содержащихся в пласте - коллекторе.
При возрастании температуры поровое давление возрастает, так как
коэффициент температурного расширения жидкостей, а тем более газов, во
много раз больше, чем твердых тел. В результате этих процессов в замкнутых продуктивных пластах, т.е. в пластах, не имеющих гидродинамической связи с окружающими породами, пластовое давление может стать
больше или меньше первоначального нормального. В результате оно становиться аномально высоким (АВПД) или аномально низким
(АНПД).Степень этой аномальности оценивается коэффициентом Ка, равным отношению фактического пластового давления к нормальному, т.е. Ка
- коэффициент аномальности пластового давления, К а 
где: Рпл - пластовое давление, Па;
8 р пл
 в  g  z пл
в - плотность слабо засолённой воды (в = 1040 кг/м3);
zпл - глубина залегания пласта, м;
Существование аномальных давлений требует одновременного присутствия: непроницаемой перегородки, образующей «стенку сосуда, работающего под давлением» и не допускающего сообщения флюидов с атмосферой, и избыточные давления.
Наличие непроницаемой перегородки связано с геологическими процессами (осадконакопление, диагенез и тектоника). Герметичность перегородки понятие относительное. Она зависит от породы, а также от флюидов
в ловушках (одна порода может быть относительно непроницаемой для
нефти и проницаемой для газа).
В существовании избыточных давлений важную роль играет время.
Вызывающие избыточные давления причины многочисленны и разнообразны. Они действуют зачастую одновременно и связаны с физикохимическими процессами. Основными из них являются:
Присутствие углеводородов. Давление пластовой воды в залежи может быть нормальным на контакте вода/углеводороды. Напротив, у кровли
пласта наблюдается избыточное давление вследствие различия в плотности между углеводородами и пластовыми водами. Это избыточное давление может быть значительным в случае газовой залежи. Избыточное давление углеводородов пропорционально разности плотностей пластовой воды и углеводородов и высоте h столба углеводородов. р = h  (воды - углевод) / 10,2.
Увеличение плотности флюида будет тем выше, чем ближе к поверхности будет пласт и чем значительнее высота газонасыщенной зоны.
Оседание представляет собой постепенное опускание недр. В ходе
оседания отложения осаждаются на дне моря в периодическом режиме,
при этом более поздние отложения покрывают более древние. Геостатическое давление постепенно увеличивается внутри отложений в ходе их
опускания. Рыхлый осадок превращается в породу под действием давления, температуры и ионообмена между породой и циркулирующими флюидами. Этот процесс называется диагенезом. Если, напротив, флюиды вытесняются с трудом или остаются на месте, уплотнение не может проходить нормально. Увеличение геостатического давления вызовет увеличение давления вмещаемых флюидов. Объем породы и пор практически не
изменится. Порода окажется недоуплотненной.
Недоуплотнение обычно рассматривается как основная причина возникновения аномальных давлений. Это явление касается, главным образом, глин, так как они относятся к сжимаемым и малопроницаемым породам, содержащим значительное количество воды в момент осадконакопления.
Минералогические превращения глин в процессе диагенеза. Минералогические превращения, освобождающие значительные количества воды,
могут происходить в процессе диагенеза некоторых глин. Смектиты и
стратитекстуры превращаются в иллит под совместным действием темпе9 ратуры, ионообмена и, в меньшей мере, давления. Количество выделяемой
воды составляет порядка 15-20%. Эта вода изменяет давление в порах, если она не имеет возможности свободно покинуть глину.
Термическое расширение воды. Температура внутри отложений увеличивается вместе с глубиной и ведет к увеличению объема воды в порах
пород. В системе с хорошим дренажом это увеличение рассеивается.
Напротив, если система полностью замкнута, объем воды не может измениться, и возникнет повышение порового давления. Повышение давления
может быть очень значительным. Эффект возникает только при условии,
что порода замкнута герметичной непроницаемой перегородкой. Осмос.
Осмос представляет собой феномен, который возникает, когда два раствора с различной концентрацией ионов разделены полупроницаемой мембраной. Такая мембрана отличается селективной проницаемость: она пропускает воду, но не ионы. Происходит циркуляция воды от менее концентрированного раствора к более концентрированному. В камере с более
концентрированным раствором давление повышается, а в камере с менее
концентрированным понижается.
Пласт глины может вести себя подобно полупроницаемой мембране.
В случае, например, замкнутой глинами залежи с высоким содержанием
солей возможна миграция в ее направлении, повышающая, тем самым, поровое давление.
Диагенез сульфатов. Сульфат кальция существует в природе в двух
формах: гипс, гидратированная форма, ангидрит, безводная форма. При
температуре около 40оС гипс превращается в ангидрит, выделяя значительное количество воды и вызывая уменьшение объема породы. Выделенная при этом вода ведет к возникновению некоторых аномальных давлений.
Обратное превращение, сводящееся к регидратации ангидрита для образования гипса, возможно, когда ангидрит оказывается в контакте с водой
при невысокой температуре. Реакция вызывает увеличение объема породы,
которое представляется в некоторых случаях причиной возникновения
аномальных давлений.
Образование соляных куполов. Соль представляет пластичную породу, способную течь с образованием соляных куполов. Подъем соли к поверхности может вызывать аномальные давления в вышерасположенных
образованиях и по бокам купола.
Тектоника. Тектонические явления могут вызвать изменения порового
давления, создавая тем самым в одних условиях избыточные давления, а в
других ликвидируя их. Их существование требует, чтобы поднятые отложения были замкнутыми
Гидродинамизм. Явления гидродинамизма и любые другие перемещения флюидов вызывают перепады давления, которые нарушают “нормальный” гидростатический режим давлений. В малопроницаемых породах перепады давления могут быть огромными, несмотря на незначительность расхода. Гидродинамизм, в отличие от других механизмов, создаю10 щих давление, не обязательно нуждается в наличии непроницаемых перегородок.
Гидростатическое давление. На жидкость, находящуюся в равновесии, действуют внешние силы, пропорциональные массе жидкости (это силы тяжести и силы инерции); поверхностные силы, обусловленные атмосферным давлением и избыточным давлением. Под действием этих сил в
жидкости возникает гидростатическое давление.
Для предотвращения поступление пластового флюида в скважину
гидростатическое давление должно быть больше пластового. Необходимая
плотность БР при известном пластовом давлении определяется по формуле:

Pпл  P
,где P - необходимое превышение давления над пластоgH
вым.
При проведении работ, не допускается снижение плотности БР. На
глубоких скважинах и скважинах с высокими температурными градиентами плотность БР меняется в зависимости от температуры и давления. Правила безопасности допускает колебание плотности не более 0,02 г/см3.
Давление гидроразрыва. Это давление, при котором нарушается целостность горной породы в стенках скважины за счёт разрушения скелетной решетки пласта и возникновения сети макро- и микротрещин, вызывающих увеличение проницаемости и интенсивное поглощение жидкости,
находящейся в скважине (рис.3).
Давление гидроразрыва будет разным, в зависимости от азимута и
наклона скважины. Величина давления гидроразрыва обычно составляет
70 - 110% величины геостатического. Поскольку геостатический градиент
увеличивается вместе с глубиной, градиент гидроразрыва также должен
увеличиваться с глубиной. Таким образом, наиболее уязвимая точка открытого ствола будет башмак последней колонны.
Плотность БР, применяемого при разбуривании заданного интервала,
следует определять, исходя из следующих двух условий создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и
газов; предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов.
 k р р пл р пл  р р 
,
 где  - плотность
gL
gL
к
к


Первое условие имеет вид.   min
БР, кг/м; Рпл - пластовое давление, Па; g - ускорение свободного падения,
м/с2; Lк - глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом
пластового давления; м; kр- коэффициент резерва,  - коэффициент Пуассона для горной породы.
Рассчитанную  необходимо проверить на соответствие второму
условию, из которого следует, что давление БР в затрубном пространстве
против каждого пласта должно быть меньше давления, необходимого для
гидроразрыва данного пласта. Второе условие записывается следующим
образом:
11 
p Г   р КП   1    Ш gL П
gL П
где  
Q

4
- содержание жидко-
мd  Q
2
c
сти в шламожидкостном потоке без учета относительных скоростей; РГ давление гидроразрыва (поглощения) пласта,  р КП  потери давления
при движении БР в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па; ш- плотность шлама, кг/м2LП глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м; , м- механическая скорость бурения, м/с; dс _- диаметр скважины, м; Q- расход
промывочной жидкости, м3/с.
Давление страгивания (инициирования течения). Для того чтобы
началась циркуляция БР, необходимо создать некоторое избыточное давление, которое называется давлением страгивания Рстр. Его величина может быть определена по формуле:
р  4L / d Г где  - предельное СНС, Па;
L - глубина спуска бурильных труб, м;
dr - гидравлический диаметр, м d r  d c  d H .
Динамическое давление. В процессе спуска инструмента под долотом создается избыточное давление - репрессия, а при подъеме - разряжение - депрессия, так как скважину и движущийся в ней инструмент можно
рассматривать как цилиндр и поршень. Поэтому этот процесс называется
«поршневанием». Абсолютная величина этого давления, называемого динамическим Рд, может быть найдена как сумма давления страгивания и составляющей, зависящей от скорости движения труб:
Гидродинамическое давление. 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. Величина гидродинамического давления максимальна в начальном сечении
системы, в нашем случае это выкид бурового насоса. В конечном сечении
системы (выкид в жёлоб) гидродинамическое давление имеет нулевое значение.
Дифференциальное давление. Разница между давлением в скважине
в процессе бурения и пластовым давлением называется дифференциальным давлением ΔР.
ΔР=Ргс+Ргд-Рпл.
Давление поглощения. В процессе бурения при определенном соотношении давлений в скважине Рс и пласте возможно поглощение БР. В ряде случаев поглощение происходит, если Рс = Рпл.Однако чаще для поглощения необходим некоторый перепад давления ΔРn, т.е. должно выполнятся условие Рс = Рпл + ΔРn
12 Сумма Рпл+ΔРn = Рn и являются давлением поглощения.).
Индексом давления поглощения называют отношение давления Рп на
стенки скважины, при котором возникает поглощение БР, к давлению
столба воды высотой от рассматриваемого объекта до устья.
Pп
Kn 
 в  q  z пл
Забойное давление. Рзаб - есть общее давление на забое скважины
(или под долотом) в любых условиях. Рзаб = Рr+Pr.ск+Риз.
Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:
- в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;
- при ГНВП, когда скважина закрыта Рзаб=Рпл.
Основным условием начала ГНВП является превышение пластового
давления вскрытого горизонта над забойным давлениемPпл.> P заб.
Выводы:
 Чтобы не допускать при подъёме труб повышенного эффекта
поршневания, необходимо перед подъёмом выровнять вязкость раствора и
СНС и не производить подъём на повышенной скорости.
 Если невозможно снизить до нормы вязкость и СНС подъём должен производиться на пониженной скорости.
 Долив при подъёме труб должен осуществляться своевременно.
Возникший при подъёме труб сифон должен быть ликвидирован. При невозможности ликвидации (забито долото) подъём должен производиться
на минимальной скорости и с постояннымдоливом.
 При подъёме труб с повышенным поршневанием (при подъёме
наблюдается перелив на устье) подъём должен производится с промывкой,
вращением труб ротором и выбросом их на мостки через шурф.
 Чтобы при спуске труб Pзаб не снизилось ниже Pпл и не возникло
ГНВП скорость спуска должна быть ограничена.
Седиментация - осаждение частиц из промывочной жидкости при
остановке её движения.
Контракция - смачивание поверхности вводимых в промывочную
жидкость частиц (барита, бентонитовой глины, цемента и др.).
Фильтрация - уход воды из промывочной жидкости в горизонт через
корку глинистового раствора.
Для глинистых растворов нормальной структуры ∆Pст= (0,02  0,05) Pг
для цементных растворов ∆P может быть значительно больше.
Избыточное давление. Избыточное давление (противодавление) есть
давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему,
определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками.
Избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах Pиз.т. и колонне Pиз.к. Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе Pr.c.
13 Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.
Градиент величин. Физический смысл понятия градиента заключается в изменении интересующей нас величины за каждый метр проходки.
II. Газонефтеводопроявления
Под ГНВП, как физическим явлением, понимается перенос пластовых
флюидов из пород, слагающих разрез, в БР, заполняющий пространство
скважины. Открытый фонтан это последняя стадия развития ГНВП, когда
пластовый флюид, поступающий из проявляющего пласта, полностью вытесняет БР из скважины и беспрепятственно изливается на дневную поверхность. Пластовые жидкости и газы могут поступать в скважину только
из проницаемых пород, насыщенных соответствующим флюидом.
Основная причина газонефтеводопроявлений (ГНВП) - превышение
пластового давления над давлением в скважине.
Механизмы поступления флюидов пласта в ствол скважины. Поступление флюида с выбуренной породой. При механическом углублении
скважины в зоне залегания флюидосодержащей породы в результате ее
разрушения происходит освобождение флюида, содержащегося до этого в
пористом пространстве породы. Выделившийся из породы флюид поступает в БР, смешивается с ним или растворяется в нем.
Поступление флюидов из пласта в ствол скважины в результате действия капиллярных сил. При соприкосновении двух несмешивающихся
жидкостей в узком канале - капилляре (от латинского «капилля» - волос)
возникает искривление границы их раздела - менисков.
Поступление флюидов в ствол скважины вследствие действия контракционных эффектов, происходящих в буровом и цементном растворах.
Контракция - это уменьшение суммарного объема системы «твердое вещество - жидкость» (гетерогенная система), при смешивании входящих в нее
веществ. Явление контракции в водной среде присуще многим телам, в
том числе глинам и частицам цемента.
Поступление флюида из пласта вследствие седиментации бурового
раствора. Седиментация бурового раствора - это процесс оседания твердых
частиц, диспергированных в нем под воздействием гравитационного поля
(силы тяжести).
Свойства пластовых флюидов, обусловливающие характер развития ГНВП и степень фонтаноопасности.
Тип флюида. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважин или разрабатываться с использованием эксплуатационных скважин, подразделяются на следующие типы: природные газы; газоконденсаты, нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые
воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут
встречаться как в чистом виде, так в комбинированном, смешанном в различных пропорциях.
14 Тем не менее, по совокупности характерных признаков и физикохимических свойств, пластовые флюиды, которые представляют угрозу с
позиций возникновения и развития проявлений, по степени убывания фонтаноопасности классифицируются следующим образом:

природные газы (метан, бутан, пропан, N2, CO2, H2S, Не);

газоконденсаты;

нефтегазоконденсаты;

нефть;

газированные пластовые воды;

минерализованные воды и рапа.
Агрегатное состояние. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном (природные газы и газоконденсаты) и жидком (нефтегазоконденсаты, нефть, нефтегазоконденсаты, минерализованные воды и рапа).
Основные свойства газов. Для неглубоких скважин с низким температурным градиентом (ниже 3-4°С на 100м) применяется закон Бойля Мариотта. Р × V = const. -произведение давления, под которым находится газ, на его объем - есть величина постоянная. При изменении давления на газовую пачку в скважине, ее объем пропорционально изменяется.
Во сколько раз уменьшится давление - во столько же раз увеличится объем
газа.
В случае если устье скважины закрыто и происходит всплытие газа, то
объем его практически не меняется, и согласно закону Бойля-Мариотта
давление сохраняется неизменным. Следовательно, давление на устье
может стать равным пластовому, что может привести к разрушению
ПВО или обсадной колонны. По этой причине нельзя держать скважину
закрытой длительное время.
Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:
◊ способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и
образовывать газовые пачки;
◊ способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины;
◊ способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной
скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.
Факторы, обуславливающие возникновение и развитие ГНВП.
Геологические факторы. Пластовое давление. С позиций фонтаноопасности пластовое давление является движущей силой проявления или
открытого фонтана. По своей физической сущности пластовое давление это давление, оказываемое пластовыми флюидами на вмещающие их гидравлически связанные породы. Очевидно, что пласты-коллекторы, у которых наблюдается (АВПД)
более фонтаноопасны по сравнению с остальными, хотя при определенных
условиях проявление может произойти и из пластов с нормальным пластовым давлением и АНПД (например, при падении статического уровня бурового раствора в скважине).
15 Пористость. Величина коэффициента полной пористости у различных
пород колеблется в весьма широких пределах. Большие пределы изменения пористости одних и тех же пород обусловлены влиянием на эту величину многих факторов: взаимного расположения зерен, их размеров и
формы, состава и типа цементирующего материала и др.
Проницаемость. При эксплуатации, равно как при возникновении
ГНВП или открытого фонтана, происходит перемещение флюидов из пласта в скважину и непосредственно по пласту. Параметром, определяющим
последнюю, является проницаемость. Проницаемость - важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т.е. способность пород
пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при определенном перепаде давления.
Упругоемкость (сжимаемость). Породы в условиях залегания в пласте
находятся под воздействием вертикального и бокового горного давления
вышележащих горных пород и внутрипластового давления. Совокупность
этих давлений определяет упругую энергию пластов-коллекторов, а также
оказывает существенное влияние на их пористость и проницаемость.
Температура. Такие свойства флюидов, как плотность и вязкость во
многом определяют подвижность флюидов в пористой среде, а они, в свою
очередь, напрямую являются функциями давления и температуры.
Бурение скважины. Этап бурения скважины объединяет процессы:
механического бурения (углубления); промывки скважины; спускоподъемных операций. Процесс разбуривания (углубления) является одним
из основных этапов, при производстве которых существует опасность возникновения ГНВП и открытых фонтанов.
Факторы, обусловливающие фонтаноопасность при механическом
углублении:
 вскрытие интервалов разреза скважины с недостоверно известными
геофизическими или петрофизическими характеристиками;
 насыщение бурового раствора разбуренной породой (шламом) и содержащимися в выбуренной породе флюидами, при этом происходит изменение плотности бурового раствора и его свойств;
 увеличение гидродинамической составляющей забойного давления
из-за необходимости обеспечения энергией работы породоразрушающего
инструмента (особенно при турбинном бурении) и очистки забоя скважины.
4.2. Технологические. Технологические причины относятся к человеческому фактору при производстве работ. Бесконтрольность и незнание
работниками технологических причин - являются условиями начала
ГНВП, а не редко и перехода их в фонтан. Снижение забойного давления
ниже пластового может происходить за счет:
 снижения плотности промывочной жидкости ниже нормы,
предусмотренной ГТН или планом работ;
16  несоответствия конструкции скважин и противовыбросового оборудования (ПВО) горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям ПБ, отсутствие устройств для перекрытия канала бурильных труб;
 плохого контроля за техническим состоянием и неправильная эксплуатация ПВО;
 недолива БР при подъеме бурильного инструмента;
 поршневания при подъеме труб;
 поглощения жидкости, находящейся в скважине;
 снижения уровня при гидроразрыве горизонта, вызванного большой
репрессией на пласт (высокая скорость спуска и др);
 большой скорости спуска( > 1м/с) и резкого торможении;
 неправильной установки жидкостных ванн;
 чрезмерной высоты столба нефтяной ванны при ликвидации прихватов;
 спуска колонны труб без заполнения их промывочной жидкостью;
разрушение обратного клапана, снижение уровня в результате заполнения
труб;
 создания зон несовместимости при недоспуске промежуточных колонн или кондуктора;
 длительных простоев скважины без промывки (седиментация, контракция);
 некачественного цементирование обсадных колонн;
 неправильного глушение скважины перед ремонтом.
Признаки ГНВП. Прямые признаки:

Увеличение уровня промывочной жидкости в приёмной ёмкости.

Усиление потока выходящей из скважины промывочной жидкости.

Увеличение газосодержания в промывочной жидкости.
Косвенные признаки:

Снижение давления на насосе.

Изменение параметров промывочной жидкости.

Увеличение механической скорости проходки (при бурении. )

Увеличение крутящего момента на роторе (при бурении).

Поглощение промывочной жидкости до потери ее циркуляции.
Предупреждение газонефтеводопроявлений:
 установка противовыбросового оборудования (ПВО);
 проверка работоспособности ПВО раз в сутки;
 установка автоматической газокаротажной станции (АГКС);
 установка в КНБК клапана – отсекателя, а под ведущей трубой шарового крана;
 учебные тревоги раз в месяц;
 на скважине должен быть обеспечен запас жидкости с соответствующей плотностью в количестве не менее 2-х объемов скважины.
17  контроль за циркуляцией раствора (расход на устье, уровень в приемных емкостях);
 при снижении плотности раствора необходимо довести ее до указанной в ГТН;
 выравнивание параметров раствора перед подъемом инструмента;
 снижение скорости спуско-подъемных операций;
 долив скважины при подъеме инструмента, если объем долива сокращается, то подъем необходимо прекратить, скважину промыть;
 при появлении признаков проявлений при поднятом инструменте,
необходимо начать спуск его на максимально возможную глубину;
 при вынужденных остановках колонна бурильных труб должна
быть поднята до башмака обсадной колонны, и раз в сутки должна опускаться до забоя для промывки скважины.
 если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5%,
то должны приниматься меры по его дегазации;
 при перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважин незагерметизированным;
 при обнаружении признаков газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в
соответствии с планом ликвидации аварий.
Контроль давлений и ликвидация проявлений. Если принятых
мер для предупреждения проявления оказалось недостаточно и оно все же
началось необходимо уточнитьпластовое давление, местонахождение проявляющего пласта, наличие тектонически нарушенных зон, давление гидроразрыва вскрытых пластов, характер изоляции и параметры поглощающих пластов.
Действия буровой бригады при проявлениях. В первую очередь
необходимо «исследовать проявления», т.е. произвести расчет пластового
давления Рпл путем закрытия превентора и определения давления на стояке
Рст.
При необходимости утяжеления бурового раствора сначала определяется дополнительная величина плотности его Δρ для уравновешивания
пластового давления.
Глушение скважин при ГНВП произоводитсявымывом на поверхность
поступивших в скважину пластовых флюидов во время циркуляции и заполнением скважины буровым раствором, плотность которого обеспечивает необходимое превышение забойного давления над пластовым.
При этом необходимо, чтобы забойное давление в скважине в течение
всего процесса циркуляции было постоянным и несколько превышало пластовое давление проявляющих пластов.
Оборудование устья скважины.
Под устьевым оборудованием понимается комплекс оборудования,
предназначенный для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении проявления в процессе бурения, капитального
18 ремонта, герметизации устья и регулирования режима работы скважины в
процессе эксплуатации.
В устьевое оборудование входят:
 при бурении - колонная головка, противовыбросовое оборудование;
в процессе эксплуатации - трубная головка, фонтанная елка.
Превенторы изготавливаются нескольких типов: плашечные, универсальные и вращающиеся.
Превенторы плашечные предназначены для герметизации устья
скважины при ГНВП и открытых фонтанах, возникающих при строительстве или ремонте скважин. При этом, если в скважине находятся трубы, то
герметизация обеспечивается с использованием трубных плашек, а при отсутствии труб в скважине герметизация осуществляется глухими плашками.
В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т.д.).
Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются для
автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они
позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе. Выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 Мпа.
Обвязка превенторов – манифольд (рис.1) - предназначена для управления давлением в скважине при ГНВП путем воздействия на пласт закачкой раствора и создания противодавления на него. Манифольд состоит из
линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой
частью оборудования для герметизации и представляют собой систему
трубопроводов и арматуры (задвижки и регулируемые дроссели с ручным
или гидравлическим управлением, манометры и др.).
Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству.
При необходимости линия глушения используется для слива газированного бурового раствора в камеру-дегазатор циркуляционной системы буровой установки.
Линия дросселирования служит для слива бурового раствора и отбора
флюидов из скважины с противодавлением на пласт, а также для закачки в
скважину жидкости с помощью цементировочных агрегатов.
Дроссели (штуцеры) имеют ручное или гидравлическое дистанционное управление и служат для создания противодавления на пласт с целью
плавного регулирования скорости потока жидкости, поступающей из
скважины. Работа дросселя регулируется осевым перемещением конического наконечника, в результате которого изменяется проходное сечение
дросселя.
В линиях глушения и дросселирования применяются высококачественные бесшовные трубы. Фланцевые соединения манифольда уплот19 няются металлическими кольцевыми
прокладками. ПВО монтируется
на устьевой крестовине колонной головки.
При несоответствии диаметров
крестовины и превентора между ними устанавливается переводной флаРис.1. Манифольд МПО6-80х70:
нец.
Превенторы. Плашечные превенторы (рис. 2) обеспечивают воз1.-Обратный клапан, 2можность расхаживания колонны
Буровой дроссель с гидропритруб при герметизированном устье в
водом, 3- Датчик давления, 4Манометр, 5- Буферный резерпределах длины между замковыми
вуар, 6- Задвижка с ручным
или муфтовыми соединениями, подприводом, 7- Буровой дроссель
веску колонны труб на плашки (рис.
с ручным приводом, 8- Кресто3) и ее удержание от выталкивания
вина, 9- Задвижка с гидроприпод действием скважинного давлеводом
ния.
Для бурения на суше применяют в основном однокорпусные плашечные превенторы с двойной системой перемещения плашек: гидравлической и механической без системы гидравлического управления их фиксацией. По конструкции эти превенторы значительно
проще.
Перекрывающие устье скважины
плашки комплектуются под определенный размер трубы. При отРис. 2 - Комбинированный
сутствии в скважине бурильных
строенный превентор
труб устье перекрывается глухими
плашками. Общий вид плашек показан на рис.3. а универсальная; бтрубная для обсадных труб; в-трубная для бурильных труб; г-для двух рядов труб.
Универсальный превентор предназначен для
повышения
надежности
герметизации устья скважины. Его основной рабочий элемент – мощное
кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора
позволяет проходить коРис. 3 - Плашки превенторов: 20 лонне бурильных труб, а при закрытом положении-сжимается, вследствие
чего резиновое уплотнение обжимает трубу (ведущую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами.
Эластичность резинового уплотнения позволяет закрывать превентор
на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универсальных превенторов дает возможность вращать и расхаживать колонну
при герметизированном кольцевом зазоре.
Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непосредственного воздействия гидравлического усилия на уплотняющий элемент, либо
вследствие воздействия этого усилия на уплотнение через специальный
кольцевой поршень.
Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия (рис. 4) состоит из корпуса 3, кольцевого
плунжера 5 и кольцевого резинометаллического сферического уплотнителя. Уплотнитель (рис.5) имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двутаврового сечения
для жесткости и снижения износа за счет
более
равномерного
распределения
напряжений. Плунжер 5 ступенчатой
Рис. 4 - Универсальный
формы с центральным отверстием.
гидравлический превентор типа
Уплотнитель фиксируется крышкой 2 и
ПУГ
распорным кольцом 4.
Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры, изолированные друг от друга манжетами плунжера. При подаче рабочей жидкости под плунжер 5 через отверстие в корпусе превентора
плунжер перемещается вверх и обжимает по сфере уплотнение так, что оно
расширяется к центру и обжимает трубу, находящуюся внутри кольцевого
уплотнения. При этом давление бурового раствора в скважине будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в скважине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отверстие. Верхняя камера служит для открытия превентора.
При нагнетании в нее масла плунжер движется вниз, вытесняя жидкость из нижней камеры в сливную
линию. Уплотнитель расширяется и
принимает прежнюю форму.
Кольцевой уплотнитель (рис. 5)
позволяет: протаскивать колонны
Рис. 5. Уплотнители
общей длиной до 2000 м с замками
или муфтами с конусными фасками под углом 18°; расхаживать и проворачивать колонны; многократно открывать и закрывать превентор.
21 Конструкция превентора допускает замену уплотнителя без его демонтажа. Управление универсальным превентором может осуществляться либо с помощью ручного плунжерного насоса, либо с помощью насоса с
электроприводом. Время закрытия универсального превентора гидроприводом 10с.
Вращающиеся превенторы. Вращающийся превентор (рис.6) применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном
давлении в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую трубу, замок
или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с
продувкой газообразным агентом, опробовать пласты в процессе газопроявлений, регулировать дифференциальное давления в
системе «скважина-пласт», а также осуществлять вскрытие продуктивных пластов
на «равновесии и с депрессией».
части, прикреплен к стволу 4 при помощи
байонетного соединения и болтов. От проворачивания его предохраняют шпоночные
выступы, входящие в вырезы ствола. В патроне 7 превентора на двух радиальных 5 и
одном упорном 6 подшипниках качения
смонтирован ствол 4. Манжетные уплотнеРис. 6. Вращающийся превентор
ния 3 служат для предохранения превентора
от попадания в него жидкости из скважины между стволом, корпусом и
патроном. Фиксация патрона 7 в корпусе осуществляется защелкой 9, которая открывается под давлением масла, подаваемого ручным насосом через штуцер 8
Устанавливают ПВ над блоком превенторов вместо разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.
Вращающийся ствол герметизируется с
неподвижным корпусом системой резиновых
манжетных уплотнений, предотвращающих
проникновение промывочной жидкости в
подшипниковый узел.
Колонные головки. Корпус колонной
головки является первым элементом, устанавливаемым на кондукторе с помощью резьбового (наружного или внутреннего) или сварного соединения (рис. 7 а, б).
Хотя резьбовое соединение надежнее, оно
Рис. 7. Корпус колонной головки
22 имеет тот недостаток, что требует точной установки верхней резьбы трубы
обсадной колонны, чтобы обеспечить монтаж подвесок и превенторов.
В случае прихвата обсадной колонны в ходе ее спуска монтаж может осуществляться только с помощью отрезания обсадной трубы и сварки резьбовой части или специально отведенного под сварку корпуса колонной головки. В последнем случае соединение должно быть выполнено очень
тщательно с соблюдением горизонтальности верхнего фланца. Внутренние
и наружные сварные швы должны испытываться при помощи насоса типа
Бэйкер через отверстие между двумя сварными швами.
Место посадки подвески (в верхней части) может быть цилиндрическим или коническим (в зависимости от марки и модели) для установки
клиньев подвески и уплотнения следующей обсадной трубы. Два боковых
отвода, нарезных или фланцевых, обеспечивают контроль затрубного пространства.
Таким образом, именно кондуктор и корпус колонной головки будут
нести все обсадные трубы и превенторы, предусмотренные конструкцией
скважины. В скважинах большой глубины вес колонн (с натяжением)
очень высок и при этом необходимо подбирать колонную головку с круглой опорной плитой.
Использование последнего типа повышает устойчивость корпуса колонной головки и обеспечивает лучшее распределение нагрузок на дно
шахты при условии, что предусмотрена более глубокая шахта с последующим бетонированием пространства между дном шахты и опорной плитой. Обычно при этом добавляется цементируемый каркас.
Колонная головка предназначена для подвешивания и обвязки между собой всех спускаемых в скважину обсадных колонн с целью обеспечения
контроля за состоянием кольцевого пространства, а также для управления
межтрубными проявлениями, возникающими в процессе строительства и
эксплуатации скважины.
Кроме того, колонная головка служит основанием для установки ПВО
при бурении и арматуры для фонтанной или механизированной эксплуатации скважины. Секции колонной головки устанавливаются на
устье скважины последовательно, по
мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом каждая
секция колонной головки должна
подбираться с учетом максимального пластового давления ожидаемого
при бурении следующего за обсаженным интервала скважины. На нее
устанавливается ПВО, рассчитанное
на такое же рабочее давление. После
Рис. 8. Колонная головка
23 спуска и подвешивания очередной обсадной колонны цикл повторяется.
Обвязка всех входящих в конструкцию скважины обсадных колонн
секциями колонной головки возможна только по мере их спуска и цементирования.
Колонная головка для обвязки двух колонн (рис.8) состоит из корпуса
4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса
коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500…550 кг.
Колонные головки изготовляются отечественными заводами 4-х типов
- 26 размеров и подбираются в зависимости от диаметра колонн, их назначения, рабочего давления, глубины спуска.
Колонная головка обеспечивает надежное и герметичное соединение
устья обсадной колонны с ранее спущенными колоннами; контроль за давлением в. Межколонном пространстве и закачивание при необходимости
глинистого и цементного растворов в межколонное пространство.
По мере спуска, цементирования и натяжки обсадных колонн секции
колонной головки устанавливают на устье скважины последовательно.
Конструкция колонных головок должна обеспечивать:
 восстановление герметичности межколонных пространств обсадных
колонн периодической подачей, при необходимости, консистентных смазок в межпакерную полость систему уплотнения;
 возможность монтажа стволовой части противовыбросового оборудования с последующей опрессовкой противовыбросового оборудования
(манифольда);
 контроль и разрядку, при необходимости, давления в межколонных
пространствах на устье;
 проведение цементирования скважины после очередного спуска обсадной колонны (технической или эксплуатационной).
Конструкция колонной головки должна отвечать следующим требованиям:
 надежность герметизации межтрубных пространств;
 контроль за давлением в межтрубном пространстве;
 быстрое и надежное закрепление обсадных колонн;
 универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной головке обсадных колонн различных комбинаций;
 предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного
износа при работе бурильным инструментом;
 возможность вертикального перемещения обсадных колонн при высоких температурах в скважине;
24  высокая надежность работы подвесок и узлов уплотнений во время
бурения и длительной эксплуатации скважины;
 максимально возможная высота;
 прочность с учетом действия различных нагрузок.
По количеству обвязываемых колонн колонные головки имеют одно, двух, - трёх, - четырёх, - пяти колонную конструкцию. Шифр колонной головки содержит следующую информацию. Например: ОКК3 - 35 140×245×324×426; ОКК - оборудование колонной головки клиновое, т.е.
технические и эксплуатационные колонны подвешиваются на клиньях; 3 количество колонн, подвешиваемых на клиньях, в данной конструкции
техническая колонна диаметром 245, 324 мм и эксплуатационная колонна
диаметром 140 мм; 35 - рабочее давление колонных обвязок в Мпа, в данном случае - верхнее 35 Мпа, нижнее тоже 35 Мпа; 140×245×324×426 диаметры обвязываемых колонн, мм (кондуктор Ø426 мм).
По конструкции колонные головки разделяются на колонные фланцы,
которые устанавливаются на кондуктор при помощи резьбы или сварки, и
колонные головки в виде переводных катушек, имеющих верхний и нижний фланец. Сбоку колонные головки имеют в корпусе отверстия для
установки задвижек и фланцев. В боковых отверстиях нарезана резьба для
установки пробки с помощью приспособления, позволяющего менять задвижки под давлением. Количество колонных головок зависит от конструкции скважины. Между собой колонные головки крепятся при помощи шпилек, гаек, металлических прокладок (колец). Различаются между
собой колонные головки материалом изготовления, головки.
Критерием соответствия фланцев колонных головок друг другу, как
верхних и нижних, так и боковых фланцев с фланцами задвижек, является
рабочее давление и условный диаметр проходного отверстия.
III. Поглощения
Поглощением называется гидродинамическое взаимодействие в системе скважина - пласт, сопровождающееся поступлением бурового или
тампонажного раствора из скважины в пласт с интенсивностью, осложняющей дальнейшую проводку скважины. Это уход значительных объемов
бурового раствора в пласт. Поглощение может произойти на любой глубине и во время выполнения любой операции. Исследование проницаемых
пластов проводят для определения параметров и характеристик поглощающих объектов:
o границы (толщины) зоны поглощения;
o пластового давления;
o интенсивности поглощения;
o взаимодействия пластов, направление внутрискважинных перетоков;
o тип коллектора, размер и форму каналов;
o местоположения и размеров сужений и каверн в скважине;
25 o возможности других осложнений и их интервалов (обвалы, проявления);
o прочности и давления гидроразрыва пород;
o При бурении скважин вскрываются пласты, сложенные горными
породами с различными пористостью, проницаемостью и дренированностью, в том числе гранулярные (например, песчаники), трещинные и кавернозные (известняки, доломиты) коллекторы, насыщенные пресной или
минерализованной водой, рапой, газом, нефтью. До момента вскрытия
пласта флюид находится под пластовым давлением.подготовленности
ствола скважины к переходу на промывку другим раствором и к цементированию колонн.
IV. Предупреждение и борьба с гидратами
компонентов природных газов
Гидраты газов представляют собой твердые соединения, в которых
молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют
структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи (слабой связи). Молекулы воды как
бы раздвигаются молекулами газа - плотность воды в гидратном состоянии
возрастает до 1,26-1,32г/см3 (плотность льда 1,09г/см3).
Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от
характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.
Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлениями и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния. Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при
неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.
Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см3.
К основным методам предупреждения и борьбы с гидратообразованием относятся:
Понижение давление ниже давления гидратообразования при

заданной температуре;

поддержание температуры газового потока выше температуры
гидратообразования при заданном давлении;

понижение точки росы паров воды в газовом потоке ниже рабочей температуры (осушка газов);

ввод в газовый поток различных веществ (спирты, электролиты), понижающих температуру гидратообразования

тепловое воздействие на пласт.
26 V. Осложнения, определяющие прихваты
бурильного инструмента
Под прихватом бурильной колонны понимается невозможность подъема её из скважины при технически допустимых натяжениях или сжатии.
Заклинивание в желобных выработках. Желоба образуется в местах
перегиба искривленного ствола, особенно на лежачей стенке. В поперечном
сечении размер желоба равен диаметру замка и имеет форму замочной скважины, а глубина его доходит до нескольких десятков сантиметров. Особенно
интенсивно желоба образуется в верхней части сильно искривленных скважин, в мягких породах при роторном способе бурения. Вес бурильной колонны под сильно искривленным участком ствола создает боковое усилие со
стороны труб на стенку скважины, в результате чего в этом месте вырабатывается желоб небольшого диаметра, через который трудно проходит инструмент и УБТ. Когда бурильная колонна поднимается или спускается, ее может
заклинить в этой замочной скважине, и для извлечения потребуется провести
длительные дорогостоящие операции. Если ствол скважины обсажен, то
колонна может быть протерта, пока будет буриться нижняя часть ствола. По
этим причинам безопаснее набирать кривизну быстро в нижних интервалах
ствола. В условиях желобообразования опасность заклинивания возрастает,
если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,14-1,2 раза.
Мероприятия по предупреждению желобообразования следующие:
 соответствие интенсивности искривления проходимым породам;
введение смазывающих добавок в БР;
 применение эксцентричных переводников, позволяющих выводить
инструмент из желоба при вращение колонны;
 соблюдение отношения наружного диаметра спускаемых труб к
диаметру желоба не менее 1,35-1,40;
 над УБТ устанавливать противожелобной центратор соответствующего размера;
 при проектировании и бурении вертикальных скважин не допускать
изменения зенитного угла более 1° на 100м, а абсолютное значение угла
искривления не должно превышать 3-4°;
 зону и проработать интервал до полного исчезновения посадок.
Осложнения, связанные с разбуриванием хемогенных пород. Соленосные отложения представляют собой комплекс легкоразмывающихся
хемогенных и терригенных пород. После перебуривания соленосных
отложений под воздействием нескомпенсированных напряжений горная
порода стремиться занять устойчивое положение, вследствие чего в приствольной зоне под воздействием горного давления наблюдаются пластические деформации (течение солей), а при наличии хрупких непрочных пород возможны обрушения, обвалы, образование каверн. Наряду с
естественными процессами дестабилизации стенок скважин наблюдается
и искусственная дестабилизация под воздействием промывочных жидко27 стей: растворение и размывание стенок скважин. Растворение соли
ухудшает качество БР, требуются дополнительные затраты труда и
средств на его стабилизацию.
При критической температуре плотность бурового раствора должна быть равна средневзвешенной плотности вышележащих горных пород, что исключит течение солей.
К вскрытым соленосным отложениям в большинстве случаев приурочены интервалы интенсивного кавернообразования. Причиной образования каверн являются растворимость и размыв солей.
Растворимость солей можно уменьшить путем:
•
применения нерастворимых сред буровых растворов на нефтяной основе и гидрофобных эмульсий;
•
подавления растворимости одной соли другой в соответствии с
закономерностями солевого равновесия;
•
перенасыщения буровых растворов солью (избыток соли в твердой фазе 5—10%) для исключения возможности растворения пластовой
соли в призабойной зоне при более высокой температуре.
С целью уменьшения сужения ствола при разбуривании бишофита необходимо:

соблюдать равенство скоростей пластического течения и растворения этой соли, которое достигается за счет смены типа и изменения
плотности БР;

использовать способ бурения скважины «опережающим стволом»;

увеличить зазор между диаметрами долот и обсадной колонны на
0,05м по сравнению с принятым.
Для снижения скорости пластического течения солей рекомендуется
осуществлять многократные промывки скважины охлажденным раствором, который берётся из запасных ёмкостей, с целью снижения забойной
температуры.
Сальникообразование. Сальники представляют собой смесь вязкой
глинистой массы с частицами выбуренной породы, отложенной на колонне
бурильных труб, особенно в местах изменения наружного диаметра над долотом, над забойным двигателем, над УБТ, у переводников, замков, калибраторов, центраторов, стабилизаторов, промежуточных опор, протекторов.
Подъем бурильной колонны с сальником может вызвать эффект
поршневания, понижение давления под сальником, что служит причиной
обвалов, проявлений.
Причинами образования сальников являются: низкое качество БР;
низкая скорость, восходящего потока, плохая очистка раствора; наличие
толстой глинистой корки на стенках скважины; большая разница в диаметрах элементов бурильной колонны; нарушение герметичности колонны;
кавернозность и наличие ступенчатого ствола.
Прихват под действием перепада давлений. Дифференциальное
давление (перепад между гидростатическим и пластовым) прижимает колонну к стенке скважины. Прихват возможен при наличии в разрезе хоро28 шо проницаемых пород с проницаемостью до 600 - 800 миллидарси. Возможные породы: песчаник, трещиноватый известняк, алевролиты.
Другими условиями возникновения дифференциального прихвата являются образование липкой фильтрационной корки на стенке скважины,
возникновение механической прижимающей силы в виде нормальной составляющей веса труб в наклонно направленных скважинах и в искривленных участках ствола вертикальных скважин, оставление бурильной колонны без движения на какоето время. Существенно влияние продолжительности контакта, проницаемости корки и пласта. Чаще всего затяжки и прихваты возникают
вследствие оставления бурильной колонны без движения на 10 – 20 мин,
причем последующие быстрые нагрузки (рывки) лишь усугубляют прихват.
Осыпи, обвалы - происходят при прохождении уплотнённых глин,
аргиллитов, глинистых сланцев. В результате смачивания буровым раствором и его фильтратом снижается предел прочности глинистых пород,
и происходит осыпание или обрушение в скважину. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Горное давление при этом значительно превышает давление со стороны столба БР.
Основная причина обвалообразований - недостаточная прочность
горных пород при их обнажении. В естественных условиях залегания горные породы находятся под действием вертикального р гв   п gz и бокового р гб  k р gz давлений (горное давление). Здесь  п  средняя плотность
вышележащих пород, k  1 - коэффициент бокового распора.
Набухание глинистых пород . Водная фаза из бурового раствора с
высокой реакционной способностью входит в реакцию с глинами в пласте,
вызывая набухание
Роль полимеров не ограничивается только функциями ингибитора абсорбции глиной воды и ингибитора ее диспергирования. Они выполняют
целый ряд функций: структурообразователя (а при малой концентрации разжижителя), флокулянта, понизителя водоотдачи и фильтрации, стабилизатора, гидрофобизатора бурильной колонны и другие.
Зоны с аномально высоким пластовым давлением. Когда пластовое давление выше гидростатического, создаваемого буровым раствором,
осыпь образуется около стенки ствола скважины. Если её не удалить из
скважины, она может накопиться над КНБК и привести к закупорке ствола
скважины.
Некачественное цементирование скважины:
1. недоподъемтампонажного раствора
2. межпластовые перетоки
3. флюидопроявления
4. недоспуск колонн
5. низкая адгезия тампонажного камня
6. недолговечность тампонажного камня.
29 Особенности бурения скважин в условиях сероводородной агрессии.
Сероводород очень опасен для человека. При концентрации даже 1
мг/л возможна смерть от паралича дыхательного центра. Сероводород легко воспламеняется, а в смеси с воздухом взрывается. Температура воспламенения – 290оС. Сероводород тяжелее воздуха, его плотность составляет
1,17 г/смЗ. Способность сероводорода образовывать скопления приводит к
взрывоопасной концентрации, поэтому при проявлениях сероводорода
возможны взрывы и пожары.
При бурении скважин, когда вскрываются пласты с сероводородом,
должны соблюдаться жёсткие требования по технике безопасности. В
условиях сероводородной агрессии могут возникнуть следующие осложнения:

Разрушение бурильных, обсадных труб и устьевого оборудования в результате коррозионного растрескивания.

Ухудшение свойств буровых растворов - увеличение водоотдачи, образование высокопроницаемой фильтрационной корки.

При рН (кислотности) бурового раствора близкой к 7 в случае
обильного поступления в скважину сероводорода, образуются густые липкие сгустки, что может привести к прихвату бурильного инструмента.
При бурении скважин в условиях сероводородной агрессии необходимо использовать:

Химически ингибированные тампонажные цементы. В тампонажную смесь включают компоненты, препятствующие проникновению в
цементный камень агрессивного агента.

Бурильные, обсадные трубы и устьевое оборудование использовать из специальных сталей, стойких к наличию сероводорода.

Водородный показатель кислотности бурового раствора рН
поддерживать более 9.

В раствор добавлять ингибиторы коррозии, способные связывать серу в соединения, трудно растворимые в воде.
VI. Осложнения при бурении скважин в
многолетнемерзлых породах
Мёрзлыми породами называются такие породы, которые имеют нулевую или отрицательную температуру, и в которых хотя бы часть воды замёрзла. Многолетнемёрзлые породы (ММП) - это породы, находящиеся в
мёрзлом состоянии в течение многих лет. В верхней части геологического
разреза многих северных районов страны залегает толща многолетнемёрзлых пород; мощность этой толщи иногда достигает 500м и более. В состав
её могут входить как хорошо связанные прочные породы (известняки, песчаники и т.п.), так и породы несвязанные (пески, галечники и т.п.), единственным цементирующим материалом для которых является лёд.
При бурении в толще ММП пород возникают следующие осложнения:
30 * Интенсивное кавернообразование (Кк>1,5) в интервалах залегания ММП и низкотемпературных талых пород (НТП), осыпи, обвалы пород, приводящие к прихвату, слому бурильного инструмента; размыв, провалы фундамента под буровой установкой в результате протаивания мёрзлых пород, прилегающих к поверхности.
* Протаивание, размыв за направлением, кондуктором, проникновение БР в затрубное пространство в том числе соседних близкорасположенных скважин при бурении с поглощением БР с частичной или полной
потерей его циркуляции в стволе, грифонообразовании.
* Недопуск обсадных колонн до проектной глубины, неподъём цемента за направлением, кондуктором, разгерметизация резьбовых соединений, смятие обсадных колонн, насосно-компрессорных труб в случае обратного промерзания при длительных простоях, консервации скважин.
* Примерзание спускаемых обсадных колонн к стенке скважины в
интервале залегания ММП в зимний период.
* Выбросы БР, воды, газа из-за наличия зажатых между мёрзлых
вод и пропластов гидратов.
Одной из основных характеристик ММП, от которой зависит степень
осложненности условий при сооружении скважин, является их льдистость.
Льдистость - отношение веса льда к весу сухой породы, уменьшается с
глубиной, для верхней части разреза в ряде случаев доходит до 60%.
При бурении в интервалах распространения ММП в результате совместного физико-химического воздействия и эрозии на стенки скважины
сцементированные льдом песчано-глинистые отложения разрушаются и
легко размываются потоком БР. Это приводит к интенсивному кавернообразованию и связанным с ним обвалам и осыпям горных пород.
Температура ММП колеблется в пределах от 0 до -10оС.
При охлаждении льда, находящегося в замкнутом объеме, на 10С давление повышается на 13,43 МПа. Следовательно, чем ниже температура
ММП, тем большие усилия действуют на колонну обсадных труб при обратном промерзании пород. Это может привести к смятию и поломке колонн.
VII. Аварии и их причины
Аварии в скважинах происходят почти со всеми видами труб и колонн,
инструментами, приборами и т.д. Они на сегодня часты в цикле строительства скважины. Для удобства анализа, разработки мер предупреждения, и
ликвидации аварий все они разделены на виды.
Вид аварий - это характерные, много раз повторяющиеся, схожие между собой, существенно не отличающиеся друг от друга аварии.
Аварии в бурении подразделяются условно на следующие виды: аварии
с элементами колонны бурильных труб; прихват бурильных и обсадных
колонн; аварии с долотами; аварии с обсадными колоннами и элементами
их оснастки; аварии из-за неудачного цементирования; аварии с забойны31 ми двигателями; падение в скважину посторонних предметов; прочие аварии.
Аварии с элементами колонны бурильных труб - оставление в скважине элементов колонны бурильных труб (ведущих, бурильных и утяжеленных труб, переводников, муфт, замков, центраторов, амортизаторов,
калибраторов) из-за поломок по телу на гладком участке или в зоне замковой резьбы или по сварному шву; вследствие срыва по резьбовому соединению, а также в результате падения в скважину названных выше элементов, из-за развинчивания по резьбе или виду поломок спускоподъемного
оборудования или инструмента, обрыва талевого каната, при подъеме на
одном штропе и т.д.
Прихваты бурильных и обсадных колонн - непредвиденная потеря подвижности колонны труб вследствие: прилипания под действием перепада
давления; заклинивания в желобах, в местах сужений или посторонними
предметами; в результате обвала, осыпания горных пород со стенок скважин или оседания шлама за счет нарушения режима промывки, а также изза образования сальника на бурильной колонне.
Аварии с долотами - оставление в скважине долота, бурильной головки, расширителя, а также их элементов и частей. Аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки - аварии со спускаемыми, спущенными
и зацементированными колоннами либо с их частями, вызванные разъединением по резьбовым соединениям, обрывом по сварному шву и телу трубы, смятием или разрывом по телу трубы, падением колонны или ее части,
повреждением труб при разбуривании цементного стакана, стоп-кольца,
обратного клапана, направляющей пробки или неисправностью элементов
оснастки низа обсадной колонны.
Аварии из-за неудачного цементирования - прихват затвердевшим цементным раствором колонны бурильных труб, на которых спускалась секция обсадных труб или хвостовик; отказ в работе и повреждение узлов
подвески секции обсадной колонны, нарушающие процесс крепления и
дальнейшую проводку скважины; оголение башмака, недоподьем в затрубном пространстве или оставление в колонне цементного раствора, для
удаления которого требуются дополнительные работы по устранению
нарушения, а также не герметичность обсадных и бурильных колонн труб,
послужившие причиной некачественного цементирования.
Аварии с забойными двигателями - оставление турбобура, электробура,
виброударника, винтового двигателя или их узлов в скважине вследствие
поломок или разъединения с бурильной колонной.
Аварии в результате падения в скважину посторонних предметов - падение в скважину вкладышей ротора, роторных клиньев, параллелей и
вкладышей ключей ПКР, челюстей ключей АКБ, кувалд, ключей, ручных
инструментов, приспособлений и их частей и других предметов, с помощью которых велись работы на устье скважины или над ним.
Прочие аварии- аварии, возникающие при производстве промысловых
исследований в скважине (обрывы и прихваты кабеля, приборов, грузов,
32 шаблонов, торпед, перфораторов и других устройств, применяемых при
исследовании скважин и вспомогательных работах), открытые нефтяные и
газовые фонтаны; падение и разрушение вышек, морских оснований, падение элементов талевой системы (кроноблок, крюкоблок); взрывы и пожары
на буровых, приводящие к выходу из строя оборудования и остановке бурения.
Началом аварии считается момент ее возникновения, хотя он может
быть обнаружен и позже, а окончанием аварки - восстановление условий
для продолжения бурения. Авария в скважине, происшедшая в период
ликвидации ранее возникшей аварии, регистрируется, но не учитывается.
Время на ее ликвидацию суммируется со временем, необходимым для ликвидации первоначально возникшей аварии. Такой же порядок учета распространяется и на случаи возникновения всех последующих аварий при
ликвидации первой.
Аварии при испытании скважины в процессе бурения (с испытателями
пластов) или после окончания бурения учитываются как аварии, происшедшие при испытании скважин.
При креплении скважин обсадными колоннами встречаются следующие виды аварий: прихваты обсадных колонн, падение отдельных труб и
секций колонн в скважину, снятие обсадных труб в колоннах, разрушение
резьбовых соединений обсадных колонн.
Причины аварий первого вида заключаются в недоброкачественной
подготовке скважины, резких изменениях кривизны и азимута ствола, недостаточно продуманном плане работ по спуску колонны или его невыполнении. Причины других случаев прихвата обсадных колонн подобны
причинам прихватов бурильных колонн.
VIII. Методы ликвидации аварий
Прежде чем приступить к ликвидации аварии, необходимо тщательно
проанализировать ее на основе современного состояния техники ловильных работ и опыта ликвидации аварий. При этом надо иметь в виду, что
применение несоответствующего ловильного инструмента приводит к
усложнению аварии, а нередко и к ликвидации скважины.
При подозрении на поломку инструмента в скважине бурильщик
обязан немедленно приступить к подъему бурильной колонны. Одновременно, не прекращая основных работ и не оставляй своего поста, бурильщик должен уведомить мастера, а при отсутствии его - руководство пред
приятия об аварии,
Работы по ликвидации аварии ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного
(старшего) инженера предприятия. Если на буровой присутствует несколько руководящих работников, то ответственным является старший по должности, через которого мастеру передаются указания по ликвидации аварии.
33 Перед спуском ловильного инструмента в скважину буровой мастер
составляет эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием
основных размеров. Из спускаемой колонны удаляют переводники с
уменьшенными площадями сечения проходных отверстий.
Перед проведением ловильных работ проверяют состояние талевого
каната и спускоподъемного оборудования, а также крепление штропа
вертлюга в зеве крюка.
Все замковые соединения бурильной колонны и соединения частей
ловильного инструмента крепятся машинными или автоматическими ключами.
Длина спускаемой бурильной колонны с ловильным инструментом
должна подбираться с таким расчетом, чтобы ловильный инструмент крепился ротором причем в плашках превентора обязательно должна находиться бурильная труба, а в роторе - ведущая.
При подъеме ловильного инструмента с извлекаемыми трубами или
с извлекаемым предметом развинчивание замковых соединений необходимо выполнять без вращения подвешенной на роторе колонны ключами
АКБ, машинными ключами, с последующим развинчиванием вручную.
6.3. Содержание практических занятий.
6.3.1. Перечень тем практических занятий.
Определение скорости витания частиц шлама горных пород в потоке
промывочной жидкости в зависимости от вида раствора; расчёт перепада
давлений и гидравлический расчёт в элементах циркуляционной системы;
исследование поглощающих горизонтов; установление границ прихватоопасной ситуации; тампонирующее устройство для ликвидации зон поглощений; расчёт установки нефтяных и кислотных ванн; аварийный инструмент.
6.3.2. Задания на практические занятия.
Современная технология бурения скважин предполагает систематическое использование циркулирующих промывочных агентов для транспортирования разрушенной горной породы на дневную поверхность, обеспечения необходимого противодавления на проходимые скважиной горные породы, подачи энергии к долоту и забойному двигателю, ликвидации
пластовых флюидопроявлений, а также для задавливания открыто фонтанирующих скважин и т.д.
Чтобы правильно выбрать технологические характеристики гидравлического оборудования и определить для каждого конкретного случая необходимые параметры циркуляционного потока в скважине для безаварийной ее проводки или ликвидации аварии, необходимо рассмотреть основы
теории и расчетные зависимости применительно к гидродинамическим
процессам в бурящихся скважинах.
34 Практические занятия предусматривают выполнение студентами под
руководством преподавателя заданий по расчету гидравлической программы скважины для безаварийной её проходки, расчётов элементов аварийного инструмента, его устройства и принцип действия. Главной целью
практических занятий является знакомство с теоретическими положениями курса, приобретение и формирование навыков и умения при обосновании мероприятий по предупреждению осложнений, а также выборе способов и механизма его осуществления при ликвидации аварий для условий
бурения скважин на нефть и газ.
Практические занятия содержат следующие основные элементы:
теоретическуючасть, расчетно-аналитическую часть, методическую часть,
выводы и рекомендации по работе.
Оценка качества знаний, полученных в процессе выполнения работ и
изучения теоретических положений по заданной теме работы, осуществляется путем проведения тестового контроля.
6.3.3. Методические указания по выполнению заданий практических
занятий.
1. Очистка забоя скважины. Интенсивность разрушения породы и
удаления ее с забоя определяется полем давлений (напряжений) в призабойной зоне, которое формируется от механического воздействия вооружения долота, потоков жидкости из скважины и пласта через забой и горного давления.
Если обычно на отделение частиц от материнской породы превалирующее влияние оказывают силы, обусловленные воздействием зубцов, то
движение взвешенных частиц в призабойной зоне в основном зависит от
динамического давления и направления потока ПЖ. Повышение динамического давления потока жидкости на частицы способствует росту удаляющей силы. Его увеличивают, повышая отношение гидравлической мощности N, подводимой к долоту, к площади поверхности забоя. Гидравличе-
ская мощность определяется выражением N  Qp Д
 рд = рυ2 /(2µ2)
Н Q p 2

F
F 2 2
где Q, расход и плотность жидкости; υ - скорость истечения жидкости из насадок; µ - коэффициент расхода.
Рекомендуются скорости  = 80 ÷ 120 м/с и удельные расходы Q/F =
0,35 ÷ 0,7 м3/м2с. При этом перепад давлений, срабатываемый в насадках
серийных долот, может достигать значений 12-13 МПа, обусловленных
прочностью долот. В высоконапорных струйных долотах перепад давления
составляет 30-40 МПа.
При заданных Q/F=0,35-0,7, скорости истечения υ достигают применяя специальные гидромониторные насадки уменьшенных диаметров,
приближенные к забою.
При различных расстояниях и углах наклона сопла к забою α от 0 до
90° значения напряжений σ и τ не должны превышать максимального перепада давлений в насадке, равного 12-13 Мпа. Эта величина почти на по35 рядок ниже твердости даже мягких горных пород и сравнима со значениями прочности пород на сдвиг. Поэтому в формировании удаляющей силы
нормальные напряжения в породе от торможения струи играют второстепенную роль сравнительно с касательными, возникающими под действием
потока, параллельного забою при растекании струи. Особенно важна роль
потока вдоль забоя в смыве частиц, предварительно отделенных от материнской породы зубьями долота. Желательно такое размещение потоков на
забое, при котором каждая частица удаляется потоком без повторного воздействия зубьев.
Для снижения потерь кинетической энергии на пути движения затопленной струи от среза насадки до забоя и вдоль него в стесненных
условиях важное значение имеет конструкция долота. Последняя также
определяет поле динамических давлений потоков жидкости в призабойной
зоне. Обнадеживающие результаты по упорядочению течений получены
при применении долот с асимметричной схемой размещения насадок. В
них основной поток, параллельный забою и смывающий с него частицы, в
меньшей степени тормозится вредными встречными потоками. В частности, перспективны трехшарошечные долота, в которых поток через цапфу
и вершину одной шарошки с гидромониторной насадкой направляют под
углом в несколько градусов к забою. Этот поток направленно и упорядоченно транспортирует шлам от центра забоя к периферии.
Частица, витая в потоке, имеет скорость υч= 0. Тогда скорость потока
в при υч= 0 называется скоростью витания;  П   В Чтобы выбрать среднюю скорость потока, обеспечивающую транспорт частиц в кольцевом канале, нужно уметь определять скорости υп и υч Равновесие частички в восходящем потоке обеспечивается равенством действующих на нее сил. На
частичку действует равнодействующая выталкивающей силы и силы
тяжести R  V ( Ч   Ж ) g ,где -V объем частицы; Рч, Рж- плотности частицы
и жидкости; g-ускорение свободного падения.
Сила R уравновешивается силой сопротивления Wп, которая зависит от
реологических свойств жидкости, режима обтекания, концентрации и
формы частиц. В дальнейшем будем рассматривать единичную сферическую частицу с эквивалентным диаметром dЧ = (6v/π)1/3 в неограниченной
среде. Экспериментально установлено, что в этом случае частица при обтекании имеет наименьшее сопротивление. Формула для определения силы сопротивления частицы при обтекании ее вязкой жидкостью, согласно
формуле Стокса, имеет вид WП  3dЧ  В Эта формула справедлива для
чисел Re=υвdчpж/µ < 1 При любых значениях Reсилу сопротивления можно выразить в общей форме: WП  СW ж
W2
2
S где Сw- коэффициент сопро-
тивления, S- площадь наибольшего сечения частицы, перпендикулярного
к потоку. Формула) переходит в при CW  24/ Re Скорость витания для сферической частицы  4 (    )d g При Сw = 24/Rе выражение переходит в
В
Ч
3
Ж
 Ж СW
Ч
36 формулу 
формулу

В
1 2 ( Ч   Ж ) g
dЧ

18
CW 
24
(1  0,17 Re 0.665 ) (для
Re
области 103 ≤ Re< 2 ·105 Ньютон принимал
С W  const  0 , 44
коэффициент
де В  k
В области 1 <R<103 следует использовать другую


dЧ2  Ч  1 где k

 Ж
Формулу
можно
записать
в
ви-
 4 g /(3CW ) постоянная Риттингера. При обтекании
сферы потоком с числом Rе > 60 примем Сw = 0.4, тогда
k
4g

3CW
1
4  9,81
 5,72 м 2 / сек.
3  0,4
В отличие от вязкой в вязкопластической жидкости различные
сферы могут находиться в равновесии и при скорости υв=0. Состояние шара, предшествующее движению, характеризуется предельным равновесием. В этом случае сила тяжести уравновешивается силой Wп от действия
напряжений по всей поверхности объема V. Предположим, что зависимость для Wп имеет вид W П   d Ч2  0 -сила сопротивлении. Приравнивая
и Wп и R R  V ( Ч   Ж ) g (выталкивающая сила), найдем, что при скорости υв = 0 максимальный размер частицы, которая может находиться в
6 0
При вычислениравновесии в ВПЖ, определяется формулой dЧ 
( Ч  : Ж ) g
ях по формуле на практике вместо τ0 часто подставляют статическое
напряжение сдвигу θ, так как многие растворы не подчиняются модели
ВПЖ (вязко-пластической жидкости) во всей области изменения градиентов скоростей.
При движении (υв≠ 0) шара в вязкопластической жидкости предположим,
что суммируются сопротивления, обусловленные вязкостными и пластическими свойствами. Поэтому формулу для силы сопротивления при движении жидкости можно записать так: W П  d Ч2  0  3 d Ч  В R  V ( Ч   Ж ) g ,
получим скорость витания частицы.
В 
dЧ  ( Ч   Ж ) gdЧ

1
(    Ж ) g для
  0  приτ0=0получимформулу  В  dЧ2 Ч

3 
6
18


обте-
кания частиц вязкой жидкостью. Силу сопротивления при различных ре2
жимах обтекания ВПЖ можно представить также в виде WП  СW  ж W S , где
2
коэффициент сопротивления Сwразличен для каждого режима.Для формуWП  dЧ2 0  3dЧ В  СW  Ж
лы
да СW  d   23dЧ2  В  8 0 2  24 или С
2
Ч 0
Ж
 В  dЧ
2

 Ж В Re
W

4
4
2
37 2
24 
He  24  S  где
1 

1  
Re  3 Re  Re  3 
He    d /  -критерийХенстрема S   0 dЧ /( В ) Венана
2
Ж 0 Ч
 В2 dЧ2
число
Сен-
Преобразуем формулу
В 
4 ( Ч   Ж )dЧ g
3
 Ж СW
,которая справедлива для вычис-
ления скорости витания в любой жидкости, подставляя в нее  В
лучим
4
CW Re  Ar
3
2
где Ar 
dЧ3 g
2

Re 
dЧ 
по-
 Ж ( Ч   Ж ) - число Архимеда
При роторном бурении вынос породы осуществляется при вращающейся колонне труб, поэтому частичка шлама имеет не только вертикальную составляющую скорости обтекания, но и горизонтальную. При этом
экспериментально установлено, что условия выноса шлама улучшаются.
При выборе расхода промывочного агента, необходимого для выноса
шлама из кольцевого пространства, требуется задать скорость потока, превышающую скорость витания, т.е. чтобы скорость частицы Vч была больше нуля. На основании практических данных эту скорость принимают
равной 20 - 30 % скорости витания: Vч = (0,2+0,3)VВ.
При бурении шарошечными долотами пород, способных к хрупкому
разрушению, в основном образуются частицы с эквивалентным диаметром
менее 10мм. Поэтому в этих формулах диаметр выносимой частицы dч=
0,01м. Частички с меньшим диаметром будут легко выноситься, а с большим диаметром (их всего несколько процентов) - повторно измельчаться
долотом. Исходя из специфики опыта бурения в каждом районе, скорость
Vп выбирают в пределах 0,4-1,4 м/с. Ближе к нижней границе значения
получаются при использовании утяжеленных глинистых растворов с повышенными реологическими свойствами. При применении технической
воды и других жидкостей с пониженными реологическими свойствами,
особенно при разбуривании глинистых пород для устранения сальникообразования, скорости Vп повышают.
Расход жидкости в кольцевом пространстве, требуемый для выноса
шлама, рассчитывается по формуле Q= VпFк гдеFк- площадь поперечного
сечения кольцевого пространства
Для степенной жидкости можно принять, что сила сопротивления
подчиняется закону Стокса с поправкой, учитываемой показателем
степени и подлежащей экспериментальному подтверждению:
где , k и n - показатели консистенции.Для сферической частицы, получаем
скорость витания  В
1  d (   Ж )g 
  Ч Ч

3
6k

1/ n
dЧ
Находим выражение для коэффиn
циента сопротивления степенной жидкости C
Re   ж
W
 d Ч2 k  3 В d 
8 ( 3) n
Ч 



Re
 2  d Ч2
Ж В
2
2 n
в
4
n
ч
d /k
Расчёт перепада давлений
Расход через поперечное сечение канала определяется по формуле
38 где
2
Q 

0

d C2  d H2
A  4
4

rdrd
d
d






C
H

d
128  
dн
1n H
2

dC
dc
2
 


2





Зависимость носит название формулы Буссинеска. При dH 0 получим расход в трубах (формула ГагенаПуазейля) Q   A d C4 Формула пре128 
образуется к виду формулы Дарси—Вейсбаха. р 
d r  d c  d H -гидравлический диаметр;  

d 
р2  р1  
 2
2d Г
L Где

Q
;
F
64
f   - коэффициент гидравлиRe
dr 
2
Re= 
- число Рейнольдческих сопротивлений    H  f    1   
2
dc 


1


1  2 
n
са
Течения в трубах
R 4 p  4 2 0 L 1  2 0 L 

 
1 
Расход жидкости по формуле Букингама Q 
8L  3 Rp 3  Rp 

Эту формулу приведем к виду
S
где   2 0 L S 
8
R p
4
1
1    4
3
3
Находим р 
 0 dF
Q
4



- число Сен-Венана
2 0 L
или, вводя значение диаметра dc=2R, р  4 0 L
R
dc 
Определяем перепад давления Δр (потери на трение) при движении ВПЖ в
трубах. Для этого следует вычислить число S, а по его значению определить β и затем по искомый перепад давления Δр
Можно определить перепад давления в кольцевом пространстве по
формуле р 
4 0 L
найдя коэффициент  и предварительно вычислив
 dс  d н 
число S по известному расходу, реологическим 0, и геометрическим dc,
2
2
dН данным. р  4 0 L  8 0 2  L    L где
d Г
 2d Г
2d Г

8 0

2

8 0 d Г
64 S


Re 8

d Г

Обычно при турбулентных течениях в трубах или кольцевых каналах
длиной L для расчетов принимают в качестве исходной формулу ДарсиВейсбаха р  

2d Г
L где  коэффициент гидравлических сопротивлений
при турбулентном течении в трубе или кольцевом канале; dГ- гидравлический диаметр, равный диаметру трубы d для труб либо разности диаметров
труб dг =dсdн для кольцевого пространства.
При числах Re>Reкр2- второго критического числа (для вязких жидкостей
Reкр2 = 2320) поток турбулизуется вплоть до оси трубы, в результате
чего образуется турбулентное ядро, которое является множеством пульси39 рующих поперек потока завихрений при направленном движении вдоль
оси трубы.
n
д
д
 д 
 
   0 
  k
 . Толщина  функция числа Rе для вязкой
дr
дr
 дr 
жидкости, чисел Rе и Не для ВПЖ, числа Rе и показателя n для степенной.
В турбулентном потоке возникают дополнительные касательные напряжения τ в результате затрат энергии на перемещение вихрей:
2
 д 
    xl  
 где к универсальная ;постоянная Кармана; l = R—r — рас дr 
2
стояние от поверхности стенки.
Тогда течение в переходном слое можно описать реологическим
уравнением Перепад давления при турбулентном течении в гладких трубах
2
2
можно найти по формуле Дарси-Вейсбаха p    L   Q 2 L .)Для турбу2d
2dF
лентного движения ВПЖ перепад давления в Перепад давления р в различных местных сопротивлениях можно определять независимо от отно-
Q
сительной длины элемента по формуле  p  
где - коэффициент гидравлических сопротивлений, который для каждого
элемента в первом приближении можно принять постоянным. Наибольшее
значение коэффициент имеет в забойных гидравлических двигателях, гидромониторных долотах и замковых соединениях типа ЗН. Лишь для немногих простейших моделей местных сопротивлений, например внезапного расширения трубы, коэффициент  можно определить теоретически.
Обычно его находят экспериментальным путем.
Для геометрически подобных сопротивлений, в частности отверстий
долот, каналов замковых соединений и муфт одинаковых типов, формулу
2
удобнее представить в виде   
 2
2
.где  = 2F2- коэффициент со-
противления; F, - характерная площадь сечения канала и средняя скорость в нем. В каналах замковых соединений в качестве характерной величины принимают площадь поперечного сечения канала труб F  d B2 / 4 где
d - внутренний диаметр бурильных труб.
Среднее значение  для каналов замков типа ЗН можно принять равным
7,66, а для замков типа ЗШ  = 1,52.
Исследование поглощающих горизонтов
Поглощающие горизонты исследуются для определения таких
свойств поглощающего пласта, которые позволяют выбрать технологию
его изоляции, вид применяемого материала, рассчитать его свойства и количество.
40 Поглощения промывочной жидкости условно разделяются на две
группы:(рис.9)
ΔР ΔР
Т(Q) Рис.9

Т(Q) Поглощения, связанные с уходом промывочной жидкости по естественным каналам (порам, трещинам, кавернам) при превышении забойного
давления (или давления в некотором сечении ствола скважины) над давлением пластовым. Превышение должно быть достаточным для преодоления
сопротивления движения промывочной жидкости по каналам ухода. Следует помнить о пропускной способности горных пород по отношению к
буровым жидкостям.
Поглощения, связанные с техногенными причинами или искусственно

вызванные поглощения.
К числу последних можно отнести гидроразрыв пород. К отличительным особенностям поглощений, вызванных созданием искусственных
каналов ухода промывочной жидкости, относятся:
- неопределенность приуроченности зон поглощений по разрезу
скважины и отсутствие закономерности в расположении статического
уровня (образование искусственных трещин возможно в любом сечении и
носит случайный характер).
- графическая зависимость
давления от расхода промывочной
ΔР жидкости при ГДИ имеет специфическую форму.
Графическая
зависимость
давления от расхода промывочной
жидкости при гидродинамических
исследованиях поглощающих гоТ(Q) ризонтов с естественными каналаРис.10
ми ухода имеет вид, приведенный
на (рис. 10).
Глубина начала поглощения определяется непосредственно в процессе углубления скважины по снижению уровня промывочной жидкости
в приемных ёмкостях циркуляционной системы. В отдельных случаях, когда в силу различных причин не удалось зафиксировать момент начала поглощения по снижению уровня промывочной жидкости в приемных амбарах, для определения глубины кровли поглощающего горизонта использу41 ют геофизические методы исследования (РК, термометр, специальные методы: дебитометрия, профиль притока, акустический телевизор). Подошва
поглощающего горизонта определяется методом поинтервальной опрессовки ствола скважины снизу-вверх при помощи гидромеханическихпакеров, если условия позволяют провести эту операцию. В отдельных случаях
границы поглощающих горизонтов можно определить дебитометрией.
Технические возможности позволяют в настоящее время проводить
гидродинамические исследования поглощающих пластов с применением
большого количества методов.
По результатам расчета параметров строится индикаторная кривая в
координатах Q -ΔР
3‐выпуклая
(рис.11, крива 3).
ΔР Индикаторная диа2‐прямолинейная
грамма выпуклая (3) пласт в пределах скважины рассекается 1-2
тектоническими трещи1 вогнутая нами, которые, как правило, вертикальны или
субвертикальны; приеQ Рис.11
мистость пласта обусловлена
преимущественно этой трещиной.
Индикаторная диаграмма вогнутая (1) - пласт или пористокавернозный, или гранулярный, или раздробленный многочисленными
трещинами хаотичной направленности.
Обработке подлежит прямолинейный участок индикаторной диаграммы, для которой справедливо выражение:
Q
2kh( Рз  Рпл)
где
Ln( Rк / Rcк )
k-- коэффициент проницаемости пород (Дар-
си)
h-толщина поглощающего пласта (м)
η - структурная вязкость жидкости исследования (спз)
Rк - радиус контура питания, принимаем 10 м
Рпл- пластовок давление (МПа)
Рз-Рпл=ΔР
k
QLn ( Rк / Rсс )
Ln( Rк / Rсс )
Q
Принимая  
Имеем k 
2hР
2
hP
После определения коэффициента проницаемости находим раскрытость трещин по эмпирической формуле:
  25 k (микрон).
После определения коэффициента проницаемости находим раскрытость трещин по эмпирической формуле:
  25 k (микрон).
42 Rск—радиус скважины(м)
Рз- забойное давление (МПа) Степень сложности предстоящих
изоляционных работ может быть предварительно оценена по характеру
индикаторной кривой и области ее расположения относительно граничных
индикаторных зависимостей приемистости поглощающего пласта (рис.12).
ΔР, МПа А 4 3 В 2 1 С D 10 20
30
40
50 Q,м3ч Рис. 12
Категории сложности работ определяют по таблице 6, причем сложность
работ определяется по худшему классифицирующему признаку.
Таблица 6
Классифицирующие признаки
Коэффициент
приемистости,
10-2
3
м /секМ
Па
0,2-0,4
0,4-0,6
0,6-0,8
>0.8
Характер поглощения
Индикаторная зависинтен
мость
сивОбХарактер завиност
ласть
симости
ь
распом3/ч
ложения
6-10
А
Прямолинейная, Выпуклая
10В
Прямолиней12
ная, Выпуклая
15С
Прямолиней40
ная, Вогнутая
>40
Д
Гидродинамическое состояние скважины
КатегоПоложения
Давление на
рия
уровня откровлю поглосложноносительно
щающего пласти
Нкр
ста
1
=hкр
2
hдин>hкр
3
Hдин<hкр
Статическая репрессия
Динамическая
репрессия
Динамическая
репрессия
Здесь величина hкр = Hкровли - Рпл / (0,1γб.р.), где Н кровли - глубина кровли поглощающего (продуктивного) пласта, мγб.р. - плотность буро43 вого раствора, г/см3. Рпл - пластовое давление в кровле поглощающего
(продуктивного).
6.4.Содержание самостоятельной работы
Программой самостоятельной работы предусматривается:
- подготовка к текущему (рейтинговому) контролю по курсовому проектированию,
- подготовка к итоговому зачёту в объеме 5 час.,
- подготовка и защита рефератов по отдельным разделам тем,
- оформление отчётов по практическим занятиям.
Отчётные материалы по СРС выполняются в виде сообщения, доклада, коллоквиума, рефератов, литературного обзора, графических приложений, схем, примеров расчётов, таблиц. Студенты выбирают тему реферата
пользуясь методическим руководством по СРС дополняют сведения по литературным источникам или производственным материалам и составляют
отчёт. Титульный лист должен содержать: название кафедры, наименование дисциплины, группа, фамилия, инициалы, тема отчёта, руководитель.
В текстовой части отчёта указывается раздел курса, по которому
представляется отчёт по теме. При оформлении отчета по СРС формируется задание; приводятся применяемое оборудование, технологические схемы предупреждения и ликвидации осложнений и аварий, даётся краткое
описание и принцип действия аварийного инструмента, излагаются инструктивные мероприятия; обобщаются выводы. Рекомендуется по каждой
теме отчёта составлять контрольные вопросы в виде тренировочных и обучающих тестов.
Поощряется компьютерное моделирование технологического процесса и дополнительное представление отчёта в системе мультимедиа
(программа Microsoft Office Power Point).
График представления отчёта по самостоятельной работе студента
предполагает представление отчёта и его защиту на следующей неделе после изложения данного раздела курса и проведения практических занятий.
При проведении лекционных занятий в начале учебного часа преподаватель проверяет опросом студентов усвоение теоретического материала
прошедшей темы СРС. По любой теме самостоятельной работы студенты
должны быть готовы сделать доклад или сообщение на лекционных занятиях.
6.4.1..Общий перечень заданий для самостоятельной работы.
Проработка отдельных разделов курса: мероприятия по предупреждению аварий, осложнений и брака в процессе бурения скважин, регламент
по предупреждению аварий и брака, руководство по предупреждению аварий, нормативные показатели, причины, ликвидация и предупреждение
прихватов при бурении, аварийный инструмент, осложнения в горизонтальных скважинах. Оформление отчетов по практическим занятиям и их
защита, курсовое проектирование, подготовка к сдаче зачёта по дисциплине.
44 6.3. Методические рекомендации по выполнения заданий самостоятельной работы.
Пример выполнения реферата по теме: «Аварийный инструмент».
Метчики (рис. 9). Метчики
предназначены для захвата за
внутреннюю поверхность оборванных труб.
Специальные метчики захватывают бурильные трубы за
замковую резьбу.
Рис. 9 только тогда, когда толщина
стенки оборванных труб в верхней части не менее 15 мм.
Метчики нельзя применять:при обрыве бурильных труб по телу; для извлечения беcкорпусных шарошечных долот.
Метчики ловильные для бурильных труб
 а). Универсальный типа МБУ (рис. 10) . Предназначены для колонны
бурильных труб. Ловильная резьба с конусностью 1:16.
 б). Специальный типа МСЗ. Изготавливаются с резьбой под направление. Ловильная резьба с конусностью 1:4, 1:6.
Состоит: 1.Резьба присоединительная к колонне труб, 2. Резьба присоединительная к направлению, 3.Резба ловильная
Опустить инструмент на глубину выше
Универсальный (МБУ)
оборванных труб на 3-5 м.
 Восстановить циркуляцию бурового раствора, зафиксировать его давление и вес
спущенной колонны.
 Нащупать “голову” оборванной колонны
при разгрузке не более 2 кН. Вхождение
метчика в оборванную колонну отмечается повышением давления раствора. Нельзя
опускать универсальный метчик на 800
мм, а специальный на 200 мм ниже верхнего конца аварийной колонны.
 4. Медленным вращением ротора при
нагрузке 10-20 кН ввинтить метчик на
длину его рабочей части до появления отдачи пружины ротора.
Рис. 10
 При небольшой длине оборванной колонны время ввинчивания метчика увеличить до 30-40 мин при нагрузке до
200 кН.
45  5. Расхаживанием инструмента с интенсивной промывкой произвести
освобождение колонны и ее подъем. При необходимости возможна установка ванны.
Колокола (рис. 11) .Колокола предназначены для извлечения из скважины
оставшейся колонны бурильных труб, обсадных труб, и насоснокомпрессорных труб с захватом их путем навинчивания на наружную поверхность труб, замков,
муфт или высадки. Колокола рекомендуют применять когда требуется вращение и расхаживание
извлекаемой колонны труб. Колокола по конструкции делятся на: несквозные (типа ЛК и К),
сквозные (типа КС и ЛКС), гладкие и со вставной
втулкой, гладкий колокол (без резьбы).
Несквозной колокол предназначен для захвата оборванных труб за наружную поверхность.
Сквозной колокол захватывает колонну оборванных труб за замок или муфту, расположенные ниже верхнего конца оборванных труб.
а) Колокол типа ЛК

Предназначен для захвата путем навинчивания на наружную поверхность и последующего
Рис.11
извлечения цилиндрических элементов колонн

Состоит: 1. Резьба присоединительная, 2.
Корпус, 3. Резьба ловильная, 4. Воронка с фаской,
5. Воронка с вырезом, 6. Фаска, 7. Резьба под направление.

б). Колокол типа ЛКС
(рис.12)
При захвате сломанная или поврежденная верхняя часть трубы пропускается через колокол, а затем извлекается.
Присоединительная
резьба выполнена с конусностью
1:16

а). Несквозной типа К

Состоит: 1.Резьба присоединительная к колонне труб, 2.Резьба
ловильная, 3. Резьба присоединительная к направляющей воронке

б) Сквозной типа КС

Обеспечивают возможность
Рис. 12
пропускать сквозь корпус трубу и
нарезать резьбу на внешней стороне
муфты.
Регламент на ловильные работы с использованием колоколов К и КС
- Спуск инструмента на глубину выше оборванных труб на 3-5 м.
46 - Восстановить циркуляцию бурового раствора, зафиксировать его
давление и вес колонны опущенных труб.
- Нащупать “голову” оборванного инструмента при разгрузке не более
2 кН. Повышение давления раствора свидетельствует о входе колокола в
оборванный инструмент. При этом при значительной глубине скважины
повышается температура бурового раствора на устье.
- 4. Медленным вращением ротора (до 40 об/мин) при нагрузке 10-30
кН навернуть колокол на длину рабочей части (0,3-0,5 м). Появление “отдачи” (“пружины”) инструмента свидетельствует о навинчивании колокола. При небольшой длине оборванного инструмента время навинчивания
колокола увеличить до 30-40 мин при нагрузке до 200 кН.
- 5. Расхаживанием инструмента и интенсивной промывкой произвести освобождение инструмента и его подъем. При необходимости может
быть установлена ванна.
Труболовки. Разновидности. По конструкции захватывающего устройства: цанговые; плашечные. По захватывающей поверхности: наружные;
внутренние. По возможностирассоединения с захватываемыми трубами:
неизвлекаемые; извлекаемые (освобождающиеся).
Предназначены для извлечения различных оборванных труб (бурильных, УБТ, НКТ, ведущих) и другого инструмента, имеющего цилиндрическую форму.
Конструкция некоторых труболовок позволяет производить захват
труб значительно ниже листа обрыва(универсальные
труболовки). Труболовки
наружные
(овершоты)
предназначены для захвата
за наружную цилиндрическую поверхность и последующего извлечения элеРис.17
ментов колонн бурильных,
Рис.13
обсадных
и
насоснокомпрессорных; при проведении ловильных работ.
Наружная освобождающаяся а) типа ОВ (рис.13) б) типа ОВТ (рис.13)
Состоит: 1.Переводник. 2.Корпус. 3. Захват спиральный. 4.Направляющая
спирального захвата. 5.Направляющая воронка. 6. Захват цанговый. 7.
Направляющая цангового захвата
Наружная типа ТЛ-1. Предназначена для ловли насосно-компрессорных
труб диаметром 60, 73 и 89 мм, забойных двигателей Д-85 и Д1-88 с помощью набора сменных цанг с проходом от 32 до 95 мм. Допускаемая осевая нагрузка - 500 кН. Максимальный диаметр корпуса -122 мм, длина -630
мм. Масса труболовки-26,8 кг. Освобождающаяся типа ТНОС.
47 Труболовка изготавливается с резьбами правой и левой. С помощью ее
можно извлекать колонны труб, как целиком, так и частями после отвинчивания
Состоит: 1.Переводник 2. Винт 3.Корпус 4. Шток 5.Захватывающая спираль или цанга. 6.Воронка направляющая.
Освобождающаяся типа ТНС. Предназначена для ловли и извлечения
из скважины колонны бурильных и насосно-компрессорных труб путем
захвата за наружную поверхность тела трубы (рис.14).
Состоит: 1.Переводник, 2. Корпус, 3.Втулка захватывающая, 4. Фрезеруплотнение, 5. Кольцо, 6. Воронка направляющая.
Освобождающаяся типа Т (рис.15)

Процесс захвата труболовкой осуществляется за счет
наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на наружной поверхности корпуса и взаимодействующей с ней внутренней поверхности цанги

Состоит: 1.Переводник, 2.Удлинитель, 3.Корпус,
4.Захват цанговый, 5.Кольцо резиновое, 6.Наконечник
Рис.15
Рис.14
Рис.16




Освобождающиеся Типа ТВ. (рис.16)
А-Б) В сборе без центрирующего приспособления
Г) С центрирующим приспособлением ( воронкой)
Состоит:
48  1.Переводник, 2.Плашка, 3.Стержень,4.Клин,
5.Плашкодержатель, 6.Наонечник, 7.Переводник
специальный,
8.Направление
с
вырезом,
9.Направление, 10.Воронка
Освобождающаяся
Типа ТВОП. (рис.17). Предназначена для извлечения
целиком или по частям колонны насоснокомпрессорных труб, оставшихся в скважине после
аварии. (обрыва или падения)
Состоит: 1. Заглушка, 2.Переводник, 3.Ствол,
4.Плашки,
5.Пружина,
6.Плашкодержатель,
7.Наконечник, 8.Винт
Рис.17
Освобождающаяся. Типа ТВО. Состоит: 1. Резьба замковая, 2.Переводник, 3.Шпонка, 4.Цанга, 5.Втулка,
6.Корпус, 7.Конус, 8. Кольцо, 9. Наконечник,
10.Заглушка распорная.
Типа ПВР. Предназначена для захвата за внутреннюю
поверхность аварийных НКТ диаметром 89мм. и извлечения их целиком путем расхаживания в пределах
грузоподъемности труболовки или по частям путем
развинчивания без осевой нагрузки.
А) С муфтой и замковой резьбой (рис.18) Б) С резьбой НКТ (рис. 18)
Рис.18
Состоит: 1. Корпус, 2.Кольцо расцепное. 3.Втулка ловильная. 4.Наконечник, 5.Кулачки.
Спиральная
Типа ТВС (рис. 19)
Предназначена для захвата и извлечения бурильных обсадных труб и НКТ диаметром 60-102, 140, 127мм
Состоит: 1.Корпус, 2.Втулка захватная,
3.Кольцо упорное 4.Наконечник

Механические
освобождающиеся
а) Типа ТВМ исполнение 1 б) Типа ТВМ исполнение 2 в) Типа ТВМ1 (рис. 20)
Состоит:
1.Корпус,
2,8.
Фиксаторы,
3.Стержень, 4.Ниппель, 5.Плашкодержатель,
6.Плашка, 7.Нижний стержень, 8.Пружина,
Рис.20
9.Поводок, 10.Стержень с зубьями.
Регламент на ловильные работы труболовками
Спустить инструмент в скважину и зафиксировать его вес.
1.
Нащупать "голову" колонны оборванных труб при с разгрузке не
2.
более 20 - 30 кН.
Рис.19
49 3.
После ввода труболовки натянуть инструмент сверх собственного
веса на 20-30 кН. Если захват оборванных труб не произошел, приподнять
инструмент на 1,5 – 2 м и опустить с вращением в оборванные трубы, разгрузить на 20-30 кН
После захвата труб труболовкой расходить и поднять оборванный
4.
инструмент.
При возможности работы проводить с промывкой скважины.
Труборезы.
Рис. 21

Труборезы внутренние (рис. 21) предназначены для отрезание в скважине части колонн бурильных, обсадных труб и НКТ с последующим извлечением.

Внутренний труборез типа РВ. Состоит: 1.Корпус, 2.Резцы,
3.Устройство клиновое, 4.Подшиник, 5.Пружина, 6.Плашки заякоревающего узла, 7.Плашки фрикциона, 8.Наконечник


Рис.22
Труборез наружный типа РН (рис.22)
Состоит: 1.Переводник, 2.Корпус, 3.Фиксатор, 4.Подшипник,
5.Пружина, 6.Штивт срезной, 7.Резцы, 8. Воронка направляющая.
Устройство вырезающие конструкции
Рис.23

Назначение – вырезания (удаление) участков обсадной колонны в
скважине для забуривание нового ствола, вскрытие вышележащего продуктивного горизонта, обрезки поврежденных участков труб, выполнения
изоляционных работ и т.д.

а) Типа УВ (рис.23)

б) Типа УВУ (рис.23)

Состоит: 1.Центратор, 2.Толкатель, 3.Резец, 4.Поршень
Фрезеры. (рис. 24). Назначение.
50 

Фрезерование металлических предметов на забое скважины
Фрезерование верхней части оборванных труб для облегчения захвата
ловильным инструментом.
Фрезерование смятых колонн обсадных труб.
Извлечение.


Рис.24





А) Тип 1Ф Плоская фреза
Б) Тип 3Ф Плоская с направляющей воронкой
В) Тип 6Ф Зубчатая фреза
Г) Тип 8Ф Вогнутая фреза
Д) Тип 9Ф Плоская фреза с направляющей воронкой, выполненной в
форме кольцевого фрезера



Фрезеры конусные (рис.25)
а) Типа 5Ф
б) Типа 10Ф
Фрезы торцевые. (рис. 26). Предназначена для снятия неровностей и кусочков металла с внутренней
поверхности трубных колонн, очистки «окна» в обсадной колонне, образования фаски по внутреннему
диаметру труб.
Рис.25
Рис.26
51 



o
o
o
o
а) Типа 11Ф с плоской поверхностью
б) Типа 11Ф с зубчатой поверхностью
в) Типа 12Ф с волнистой поверхностью
г) Типа 13Ф с конической поверхностью
Регламент на ведение работ с фрезерами
Спустить инструмент на глубину 1-3 м выше фрезеруемого предмета.
Восстановить циркуляцию бурового раствора, зафиксировать его давление
и вес инструмента.
При 20 об/мин медленно опустить инструмент до удаляемого предмета
(места повреждения колонны труб).
При постепенном увеличении частоты вращения инструмента до 100-150
об/мин и осевой нагрузки до 60 кН произвести фрезерование.
Во избежание прихвата через 0,2-0,3 м проходки приподнимать инструмент на длину ведущей трубы.
Регламент на ловильные работы с магнитным фрезером
1.Спустить магнитный фрезер на 0,3-0,5 м выше извлекаемого предмета.
2.Восстановить циркуляцию бурового раствора. Промыть скважину.
3.Разгрузить фрезер на 10-20 кН, повернуть инструмент ротором на 15-20
об.
4.Остановить циркуляцию, приподнять инструмент на 2-3 м.
5.Повторить работы по п.3 без промывки.
6.Поднять инструмент из скважины.
Рис.27
Магнитные ловители предназначены для извлечения из скважин мелких
металлических предметов обладающих ферромагнитными
свойствами.

Магнитный ловитель типа МЛ. (рис. 27)

Состоит: 1.Переводник, 2.Корпус, 3.Магнитная вставка,
4.Воронка короткая, 5.Воронка удленненая, 6.Воронка
фрезерующая.

Магнитный струйный металлоуловитель типа МСМ
Инструмент для ликвидации прихватов
Устройства для ликвидации прихватов предназначены для
создания ударных нагрузок, как вверх так и вниз для расхаживания прихваченного снаряда.
Рис. 28
52 









Механический ударник типа УМ. (рис. 28). Состоит: 1.Хвостовик,
2.Корпус, 3.Шток.
Гидравлический ударный механизм (рис. 29)
а) Типа ГУМ
б) Типа ГУМД
Состоит: 1,2.Места соударения при срабатывании
вверх и вниз, 3.Корпус, 4.Шпиндель, 5.Дроссель, 6.Звено
разрывное
Усилитель гидроударника типа УГ (рис. 30) предназначен для повышения эффективности работы гидравлических ударников. Состоит: 1. ПереРис.29
водник соединительный. 2. Шток.
3. Корпус. 4. Уплотнение шевронное. 5. Хвостовик
штока.
Продавочная пробка для тампонажной смеси типа
ППСТ.(рис. 31)
Предназначена для постепенной продавки тампонажной смеси с использованием специальной разбуриваемой пробки.

1.Переводник

2.Шток
Рис.30

3. Шпонка

4.Толкатель
5.Седло
6.пробка
7.Кольцо пружинное
8.Замок
9.Резиновый уплотнительный элемент
10. Проставка
11.Наконечник
Сепараторы тампонажные (рис. 32). Типа СТР. Предназначен для проведения изоляционных работ в глубоких скважинах,
Рис.31
когда опасно оставлять бурильную
колонну без вращения и осевого перемещения из-за опасности прихвата. Его применяют
при ликвидации поглощений бурового раствора способом намыва наполнителей в зону трещиноватых или
крупнопористых парод . Он позволяет повысить концентрацию наполнителей в нагнетаемом в скважину растворе до 40 % и более.

типа СТ 190 Предназначен для повышения концентрации наполнителей в тампонажной смеси на основе
Рис.32
глинистых растворов при намыве наполнителей в зону
поглощения. Он позволяет экономить не менее 30%
53 















бурового раствора, резко повышает закупоривающую способность
тампонажной смеси и рекомендуется для ликвидации поглощений при
глубине скважины до 1500 метров, при условиях, исключающих опасность
прихвата.
Сепаратор тампонажной типа СТР (рис. 33) Схема обвязки:
1.Ведущая бурильная труба
2.Переводник ведущей трубы
3.Корпус сепаратора
4.Фильтр
5.Шнек
6. Отвод трубный сепаратора
7. Упорный подшипник
8.Выход облегченного раствора
9. Отверстие выходное
10. Загущенный раствор
11.Ротор
12. Штанга квадратная короткая
13. Переводник
14. Бурильная колонна
15. Входящий раствор с наполнитеРис.33
лем
16. Отверстие входное
6.5. Содержание курсового проекта:
6.5.1. Задание на курсовой проект.
Исходными данными для разработки курсового проекта являются:

задание на курсовое проектирование (таблицы 1, 2)
- [4]

материалы производственной практики

геолого-технический наряд по скважине

действующие нормативные материалы (ГОСТы, технические условия, ведомственные нормали и т.д.)

обобщенный опыт, применяемый на месторождении для предупреждения осложнений процесса бурения нефтяных и газовых скважин.

применяемый аварийный инструмент

используемые схемы ликвидации аварий и применяемое оборудование
Курсовой проект по дисциплине «Осложнения и аварии при бурении
нефтяных и газовых скважин» состоит из трёх разделов:
Построение графика совмещённых давлений по производ1.
ственной скважине.
Расчёт гидравлической программы по действующей скважине.
2.
Разработка технологии и техники предупреждения и ликвида3.
ции осложнений и аварий в соответствии с заданием по табл. 1 и 2.
6.5.2. Состав проекта.
54 В первой части курсового проекта необходимо построить график
совмещенных давлений по стволу скважины на основании пластового,
гидростатического, коэффициента анамальности, давлениям: поглощения
и гидроразрыва пласта. По результатам расчета определить оптимальную
плотность бурового раствора и по результатам выявить области несовместимых условий бурения и определить глубины спуска обсадных колонн.
Во второй части курсового проекта необходимо:

определить расход бурового раствора, обеспечивающего вынос
шлама горных пород;

определить плотность бурового раствора по стволу скважины;

произвести выбор и расчёт турбобура;

произвести расчёт производительности и давления бурового насоса,
их количества, диаметра втулок;

определить потери давления внутри бурильных труб, в наземной
обвязке, в турбобуре, в кольцевом пространстве за ТБПВ, в долоте.

выявить возможности гидромониторного эффекта и определить
число и диаметра промывочных отверстий.

построить графика распределения потерь давления в циркуляционной системе.
Третий этап курсового проектирования: разработка мероприятий по
предупреждению и ликвидации осложнений и аварий при бурении нефтяных и газовых скважин.
В табл. 1 и 2 [4] приведено 24 варианта заданий. В соответствии с порядковым номером в списке группы студент производит разработку конкретных мероприятий по предупреждению осложнений и ликвидации аварий. Этот раздел необходимо сделать на основе полученных знаний при
изучении дисциплины, анализа современной литературы по специальности, анализа и обработки фактического материала, собранного во время
прохождения производственной практики по предупреждению и ликвидации осложнений и аварий на месторождении.
Пример задания: Глубина скважины-2500м, конечный диаметр бурения, мм-190. Характер осложнения, интервал: 1. ММП, 0-400м; 2. поглощения 600-100м (интенсивность Q=3л/с). Возможные аварии: затяжки,
прихваты 2000-2100м., обрывы КБТ, 2000-2100м.
6.5.3. Содержание курсового проекта
Раздел 1. Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска
Запроектированная конструкция скважины должна обеспечить: долговечность скважины как технического сооружения; надежную изоляцию
всех проницаемых горизонтов и сохранность жидких и газообразных полезных ископаемых; возможность бурения до проектной глубины без
опасности возникновения серьезных осложнений.
Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа
особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства
55 скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облегчение конструкции скважины с учетом имеющегося
опыта. Если буровые работы в данном районе ранее не проводились и имеются сомнения в достоверности представленного геологического разреза, то
в конструкции первой скважины может быть предусмотрена резервная колонна на случай возникновения непредвиденной ситуации.
При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные
интервалы (катастрофических поглощений, высокопластичных глин, соленосные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и
интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых
давлений (коэффициент анамальности пластового давления ka) и давлений
гидроразрыва (индекс давления поглощения) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.
Для разделения разреза на интервалы с несовместимыми условиями
строится совмещенный график давлений, на котором по интервалам глубин
откладываются известные значения коэффициента анамальности пластового
давления ka, индекса давления поглощения koи соответствующие значения относительной плотности бурового раствора, рассчитанные по формуле р=кзка
где А, - коэффициент запаса, определяющий величину репрессии на пласт.
Значения коэффициента запаса к3задаются в соответствии с правилами
безопасности. При этом, ограничивается максимально допустимая величина
репрессии на пласт.
Совмещенный график давлений и выделенные интервалы с несовместимыми условиями приведены на рис. 34. Как следует из анализа ситуации, на
глубине 300 м скважина превышает индекс давления поглощения в вышележащем пропластке. Поэтому на этой глубине следует провести границу
интервалов с несовместимыми условиями и для их разобщения спустить
кондуктор. Рассуждая подобным образом, мы приходим к выводу, что с
глубины 2100 м необходимо резко повысить плотность бурового раствора
от 1,22-1,23 до 1,63-1,64. Поэтому вышележащий интервал должен быть
изолирован промежуточной колонной. Таким образом, с учетом эксплуатационной колонны, которая спускается в продуктивный пласт, скважина
должна быть оборудована еще направлением, кондуктором и промежуточной
колонной.
После определения требуемого количества обсадных колонн необходимо уточнить глубину спуска каждой колонны. Если ниже спущенной колонны будут вскрываться пласты с АВПД, глубина спуска уточняется с таким
расчетом, чтобы были перекрыты интервалы слабых пород, в которых возможен гидроразрыв после полного замещения бурового раствора в скважине
пластовым флюидом и герметизации устья скважины. Возникновение повышенного давления в скважине в случае притока пластового флюида можно
проиллюстрировать на следующем примере.
56 Пример. И с х о д н ы е д а н н ы е . Пусть на глубине z2 = 2300м
вскрывается газоносный пласт с коэффициентом аномальности пластового давления кл= 1,5. Необходимо определить максимальное давление
на стенки открытого ствола на глубине z2= 2200 м, которое может возникнуть в процессе вымывания газовой пачки при герметизированном
устье, а также рассчитать допустимое давление на устье, если на глубине 2200 м индекс давления поглощения горной породы ka= 2,1.
Р е ш е н и е . 1.
Пластовое давление в газоносном пласте
Ры= *Ag*i = 1,51000-9,8 2300 = 33,8 МПа.
2. Необходимая плотность раствора для вскрытия газоносного пластаРб Р
= АЛр.= 1,11,51000= 1650 кг/м3 .
3.Гидростатическое давление бурового раствора на глубине 2200 мРг.
=P6.TgZi= 1650-9,8 2200 = 35,6 МПа.
4. Гидростатическое давление га глубине 2200 м после перемещения газовойпачки к устьюКп = Pt.m. +Р=45 35-6+ 33,8 69,4 МПа.
5. Давление гидроразрыва пород на глубине 2200 мРгр.= p,gzj = 2,11000-9,8-2200 = 45,3 МПа.
Как видим, давление гидроразрыва 45,3 МПа значительно ниже
того, которое может возникнуть при закрытом устье, и велика опасность
гидроразрыва пород и интенсивного поглощения. Чтобы избежать
осложнения, надо либо предусмотреть изоляцию интервала ск„ = 2,1 до
вскрытия газоносного пласта, либо рассчитать допустимое давление на
пласт и уровень допустимого давления на устье при вымывании газовой
пачки.
Рис. 34. График совмещённых условий бурения
57 6.
Допустимое давление на глубине 2200 м во избежание гидроразрыва породР = 45,3 : 1,05 = 43,1 МПа.
7. Допустимое давление на устье скважины при вымывании газовой пачки
Wy = Р.п г2оо - Р = 43,1 - 35,6 = 7,5 МПа.
Если же в процессе вымывания газовой пачки давление в открытом
стволе превысит допустимое и может возникнуть опасность гидроразрыва
пород, то указанный интервал должен быть перекрыт обсадной колонной до
вскрытия продуктивного пласта.
Подобными расчетами возможных изменений давления в скважине в
результате их сопоставления с допустимыми с точки зрения гидроразрыва
или потери устойчивости породы в стенках скважины определяется необходимость перекрытия обсадной колонной того или иного интервала. В любом
случае глубина спуска обсадной колонны устанавливается с таким расчетом, чтобы ее башмак находился в устойчивых прочных малопроницаемых
породах.
Раздел 2. Гидравлический расчет циркуляционной системы
Современная технология бурения скважин предполагает систематическое использование циркулирующих промывочных агентов для транспортирования разрушенной горной породы на дневную поверхность, обеспечения необходимого противодавления на проходимые скважиной горные породы, подачи энергии к долоту и забойному двигателю, ликвидации
пластовых флюидопроявлений, а также для задавливания открыто фонтанирующих скважин и т.д.
Чтобы правильно выбрать технологические характеристики гидравлического оборудования и определить для каждого конкретного случая необходимые параметры циркуляционного потока в скважине для безаварийной ее проводки или ликвидации аварии, необходимо рассмотреть основы теории и расчетные зависимости применительно к гидродинамическим процессам в бурящихся скважинах.
По окончании расчета строится график распределения потерь
давления в циркуляционной системе.
Таблица 2. Исходные данные для расчёта гидравлической программы
Исходные данные
Показатели
Параметры
Глубина бурения скважины L., м
2600 Глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентомпластового давления Lk, м
2570 Пластовое давление а пласте с максимальным градиентом пластового
давления рпл , МПа
27 Глубина залегания подошвы пласта с минимальным градиентом
2400 58 гидроразрыва (поглощения) Lп, м
Давление гидроразрыва (поглощения) рr, МПa 45 Плотность разбуриваемых пород р, кг/м3
2310 Механическая скорость бурении  м, м/с
0.017 Момент турбобура, необходимый для разрушения породы, Мр, Н м. 1520 Минимальная скорость подъема жидкости в затрубном пространстве.
0,85 Обеспечивающая вынос шлама, к , м/с Реологические свойства жидкости:
динамическое напряжение сдвига τ0, Па
17 пластическая вязкость η, Па-с
0.029 Тип бурового насоса
ТРМ – 195Т Число буровых насосов
I Диаметр скважиныdс, м
0.2159 Элементы бурильной колонны
УБТ: длина l.
наружный диаметр dH, м
0.1714 внутренний диаметр dв, м
ТБПВ: 0,0714 длина l, м
2491 наружный диаметр dн, м
внутренний диаметр dВ, м
Элементы наземной обвязки
0,127 0.1116 наружный диаметр замкового соединения dм, м
0,162 Условный размер стояка, мм
140 Диаметр проходного сечения, мм;
бурового рукава
76 59 94,5 Вертлюга
75 ведущей трубы
100 1 . Поскольку применяется турбинный способ бурения, примем в

формуле Q  a d C2 коэффициента равным 0,65 м/с. Исходя из условий вса4
сывания, коэффициент наполнения т возьмем равным 0,9.
2. Определяем расход промывочной жидкости из условия выноса
шламапри минимальном наружном диаметре труб бурильной колонны
dн=0 , 1 2 7 м и заданной скорости подъема жидкости в затрубном пространстве v к = 0,85 м/с по формуле Q 

d
4
2
c

 d H2  К Q 
3.14
(0,215924
0,1272) 0,85-=0,02 м3/с.
3 . Определяем расход промывочной жидкости из условия очистки забоя

скважины Q  a  d c2  0,65
4
3.14
0.2159 2  0.01829 м 3 / с
4
4. По наибольшему значению Q=0,02м3/с выбираем диаметр втулок буровых насосов. Принимаем диаметр втулок 140мм и определяем подачу одного насоса (n=1)при коэффициенте наполнения m=0,9 по формуле Q  nmQH  1,0  0,9  0,0272  0,02448м3 / с.
Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, полученных
выше. Тогда минимальная скорость жидкости в кольцевом канале за ТБПВ
 кп 
4Q
4  0,02448

 1,023 м / с.
2
 d c d H
3,14 0,21592  0,127 2


2


5. Определим плотность промывочной жидкости, исходя из условия создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластового
флюида,
по
формуле
рпл
27  106
 1,06
 1200кг / м3
gLк
9,81  2510
   р 27  106  3,5  106
  пл

 1238,67 кг / м3 . В дальнейших расчетах примем
gLк
9,81  22510
  Rр
р= 1200кг/м3.
6. Выбираем турбобур типа ТРМ - 195Т, который при работе на воде плотностью рс=1000кг/м3 имеет тормозной момент МТН=2700 Н*М при номинальном расходе QTH=0,028м3/си передаче давления ТН  2.9МПа . Длина
турбобура lТ=14,37м, наружный диаметрdT=0,195м.
Проверяем дает ли выбранный турбобур при расходе Qкрутящий момент,
необходимый
для
разрушения
породы
по
соотношению
М Т  М ТН
Q 2
cQ
2
TH
 2700
1200  0,024482
 2476.2 H  m
1000  0,0282
Полученный момент МТ превышает заданный, необходимый для разрушения породы Мр= 1450 Н м более чем на 40 %. Следовательно мы можем
использовать этот турбобур и втулки диаметром 140мм насоса ТРМ - 195Т.
60 7.Определяем критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих
разбуриваемый
интервал,
по
формуле  
Q

4
M d c  Q
2

0,02448
3,14
0,017  0,21592  0,02448
4
 0,975. Отсюда легко найти со-
держание шлама в промывочной жидкости:-φ=1-0,975=0,025.
Для определения величины Σ  кп  вычисляем линейные и местные потери
давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Определяем критическое значения числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкр, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному для течения в кольцевом канале:
0 , 58
2
За ТБПВ Re кр  2100  7,31220 0,2159  20,127  17   10557 .78
0,029

За УБТ

1200 0,2159  0,171 17 
Re кр  2100  7,3

0,029 2


2
За турбобуром Re кр
0 , 58
 5927 .9
12000,2159  0,195  2 17 
 2100  7,3

0,029 2


0 , 58
 3676.8
Вычисляем действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в
кольцевом пространстве по формуле
4  0.02448  1200
за ТБПВ Re кп 
 3790.3
3,140,2159  0,127 0,029
4  0,02448  1200
за УБТ Re кп 
 3309.859
3,140,2159  0,174 0,029
4  0,02448  1200
за турбобуром Re кп 
 3141.7
3,140,2159  0,1950,029
Так как получены значения Re кп  Re кр ,то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме. Определим числа СенВенана по формуле
2
За ТБПВ S кп  3,14 170,2159  0,127 0,2159  0,127  50
4  0,02448  0,029
За УБП
3,14  170,2159  0,174 0,2159  0,174
 12.8
4  0,029  0,02448
2
S кп 
За турбобуром
3,14 170,2159  0,195 0,2159  0,195
 5.076
4  0,02448  0,029
2
S кп 
По кривой определяем параметр β : для течения жидкости в кольцевом канале за ТБПВ β кп = 0,66; за УБТ=0,48 ; за турбобуром =0,34
Рассчитываем потери давления по длине кольцевого пространства на
участке за ТБПВ до глубины слабого пласта по формуле
 кп 
4  17  2400
 8МПа
0,660,2159  0,127 
Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве определяем
по формуле. Согласно исходным данным ,lТ=12м,dм=0,170м,
2
 мк

2400  0,2159 2  0,127 2


 1 1200  1,023 2  0,068 МПа ;
2
2
12  0,2159  0,162

61 4  17  94,5
 0,8МПа.
0,480,2159 2  0,174 2 
4  17  14,37
За турбобуром  КП 
 0,334 МПа.
0,340,2159  0,195
Суммируя значение  КП , получим Σ (  КП , ) необходимую для вычисле-
На участке за УБТ  КП 
ния
ρ
условия   КП   0,068  0,334  8  0,8  9,2МПа. Определяем ρ
криз
45  10 6  9,2  10 6  1  0,9752310  9,81  2400
 1500кг / м 3 .
крпо формуле  кр 
0,975  9,81  2400
Так как полученное значение ρ крбольше принятого ρ=1200кг/м3,то условие
недопущения гидроразрыва пластов выполняется.
8. Вычисляем потери давления внутри бурильных труб. Для этого определяем значение критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по
формуле:в ТБПВ
в УБТ
Re кр
 1200  0.1116 2  17 

 2100  7.3
0.029 2


Re кр
0.58
 1200  0.0714 2  17 

 2100  7.3
0.027 2


 13110 .7
0.58
 8658.7
Вычислим действительные числа Рейнольдса жидкости в трубах и в замковых соединениях, составляющих бурильную колонну
4  1220  0.0279
 16562.7
3.14  0.0107  0.027
4  1220  0.0279
в УБТ
Re Т 
 18072.8
3.14  0.075  0.027
В бурильной колонне везде действительные числа ReТ > Re кр , следователь-
в ТБПВ
Re Т 
но, потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха. Рассчитываем значение коэффициентов гидравлического сопротивления  в ТБПВ
 1.46  3  10 4
100 

  0.1

16562 .7 
 0.0714
0.25
 0.0315
 1.46  3  10 4
100 

  0.1

18073 
 0.0714
у УБТ
0.25
 0.027
Вычислим потери давления внутри ТБПВ и УБТ бурильной колонны у
8  1200  0.02448 2  2491
 0.00367 МПа
3.14 2  0.1116 5
8  1200  0.02448 2  94.5
 Т  0.027
 0.011МПа
3.14 2  0.0714 5
 Т  0.0315
УБТ в ТБПВ
в УБТ
Местными потерями давления в приваренных концах ТБПВ пренебрегаем.
9. Вычислим потери давления в наземной обвязке, определив значение коэффициентов
10.
 с  1.1  10 5 М 4 ;  ш  1.2  10 5 М 4 ;    0.9  10 5 М 4 ;  К  0.4  10 5 М 4 ;
 0  1.1  1.2  0.9  0.4   10 5  1200  0.02448 2  0.25 МПа
Определим
 Т  2.7  10 6
перепад
давления
1200  0.02448
 0.9 МПа
1000  0.028 2
2
62 в
турбобуре
11. Потери давления в кольцевом пространстве за ТБПВ ранее определены
для участка длиной 2400 Пересчитаем это значение на полную длину
ТБПВ  =2491
 КП 2600 8  10 5 2491

 9.5МПа
2350
2400
 МК 2491 0,068  10 6 2491


 0.07 МПа
2400
2400
 КП 
 МК
12.перепаддавления
 Г будет  Г  (1   ) (  ш   ) gL  1  0,975
2310  1200
9,81 2600  0,7МПа
13. Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной
системы
за
исключением
потерь
давления
в
долоте
   Д  0.8  0.334  0.011  0.00367  0.26  0.9  9.5  0.07  0.7   10 6  11МПа
14. Рассчитаем резерв давления на долоте при b  0,8 :
6
 р  b Н -    Д =0,8 22,7-11 10 =7,16МПа
15. Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислим скорость
течения
жидкости
в
насадках
долота
при

2  7.16  10 6
 103.77 м / с
1200
Так как  Д  80 м / с и перепад давления  Д <  КР  12 МПа , то бурение дан-
=0.95:  Д  0.95
ного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.
16. Приняв  Д  80 м / с , вычислим перепад давления в долоте
 Д 
1200  80 2
 4,25МПа
2  0,95 2
Таким
образом,
расчетное
  11  4.25  15.25МПа
рабочее
давление
в
насосе
составит
17. По графику определим утечку Qу в зависимости от полученного значеQу=0,003
Убеждаемся,
что
разния
 Д  4,25 МПа:
ность Q - Qу  0,02448- 0,003  0,02148м 3 / c удовлетворяет условиям выноса
шлама и очистки забоя, поскольку 0,02148>0,018.
18.
находим
площадь
промывочных
отверстий
Ф
Q  QУ
Д

0,02448  0,003
 0,000268
80
М
3
Выбираем три насадки внутренним диаметром 12мм
19. Определяем дополнительные данные, необходимые для построения
графика давления. Вычисляем гидростатическое давление раствора без
шлама
 с  1200  9,81  2600  30.6  10 6 МПа
Рассчитываем гидростатическое давление с учетом шлама
 с  0,975  1200  1  0,975  23109,81 2600  31.3МПа .
20. Строим график распределения давления в циркулярной системе.
63 7. Контрольно-измерительные материалы и оценочные средства
для текущего контроля успеваемости, промежуточной аттестации по
итогам освоения дисциплины.
7.1. Методическое обеспечение дисциплины: типовые проекты, лекции по
курсу в электронном виде в системе мультимедиа (программа Microsoft
Office Power Point), основная литература по курсу в электронном виде,
плакаты и схемы аварийного инструмента, технологические регламенты и
инструкции по предупреждению аварий и брака при бурении нефтяных и
газовых скважин.
7.2. Информационно-библиотечное обеспечение.
Литература:
Основная:
1. Заливин В.Г. «Технологические основы причин возникновения, предупреждения и ликвидации осложнений при строительстве НГС»:
учеб.пособие. -Электронный вариант.-256 с.
2. Заливин В.Г. Методические рекомендации по выполнению практических занятий по дисциплине «Осложнения и аварии при бурении
нефтяных и газовых скважин». Электронный вариант.
3. Заливин В.Г. Методические указания по самостоятельной работе студентов по дисциплине «Осложнения и аварии при бурении нефтяных
и газовых скважин». Электронный вариант.
4. Заливин В.Г. Учебное пособие по курсовому проектированию по дисциплине «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых
скважин». Электронный вариант.
Дополнительная:
1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. - Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Учебник для вузов.-М.,
Недра, 2000.
2. Басарыгин Ю.М. , Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика
предупреждения осложнении и ремонта скважин при их строительстве
и эксплуатации: Справ.пособие: в 6 т. М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2001. - 399 с.
3. Нифонтов Ю.А., Клещенко И.И. Ремонт нефтяных и газовых скважин.
Часть 1,2. Санкт-Петербург, 2005.
4. Пустовойтенко И.П. - Предупреждение и ликвидация аварий в бурении.-М., Недра, 1988.
Ресурсы сети Интернет:
http://ogbooks.narod.ru/001.html Книги по нефтегазовому делу.
http://biblioteka.cc/-Электронная библиотека.
7.3.Применяемые образовательные технологии:
64