Стандартний каротаж проводиться по всьому розрізу свердловини;
Інклінометрія проводиться на глибині 1300м по всьому розрізу свердловини;
Індукційний каротаж проводиться на глибині 950м в інтервалі від 1300 метрів.
Дослідження в колоні:
1. Гамма каротаж проводиться в інтервалі від 950 до 1300 метрів;
Нейтронний каротаж проводиться в інтервалі від 950 до 1300 метрів;
Бічний каротаж в інтервалі від 950 до 1300 метрів;
Цементометрія колон проводиться в інтервалі від 950 до 1300 метрів;
БКЗ в інтервалі від 950 до 1300 метрів;
2.6 ПОПЕРЕДЖЕННЯ ВИНИКНЕННЯ
Прихопивши І ЇХ ЛІКВІДАЦІЯ
Затягування і невеликі прихвати зазвичай ліквідуються ходіння (багаторазово чергуються опускання і піднімання колони) і проворачиванием ротором бурильної колони. Зусилля, яке прикладається до труб під час ходіння, може набагато перевищувати власну вагу колони і лімітується міцністю труб і талевої системи. Тому перед ходіння має бути ретельно перевірено стан вишки, талевої системи, лебідки та їх міцність, а також стан індикатора ваги. Якщо ходіння не вдається ліквідувати прихват, то подальші роботи будуть залежати від виду прихвата. Так, прихвати, що відбулися під дією перепаду тиску, як правило, ліквідують рідинними ваннами (нафтовими, водяними, кислотними та лужними).
Незважаючи на вжиті заходи, бурильну колону звільнити не вдається, її розгвинчують по частинах за допомогою бурильних труб з лівою різьбою. При розгвинчування схопленого частини доводиться спочатку расфрезеровивать сальник, що утворився навколо труб. Цей процес дуже тривалий і малоефективний. Тому якщо для вилучення схопленого частини бурильної колони потрібно багато часу, зазвичай її залишають в свердловині і обходять стороною. Таке відхилення стовбура, зване «відходом в сторону», виробляють, використовуючи методи буріння похилих свердловин. Місце прихвата визначають за допомогою пріхватоопределітеля. Робота пріхватоопределітеля заснована на властивості феромагнітних матеріалів, розмагнічувати при деформації попередньо намагнічених ділянок. У зону можливого місця прихвата спускається прилад для отримання характеристики намагніченості взятих труб. Проводиться перший контрольний замір в місці прихвата. Далі в зоні прихвата встановлюються контрольні магнітні мітки шляхом подачі струму через електромагніт на ділянки колони, розташовані один від одного на 10 м. При цьому на кожній дільниці намагничивается відрізок труби довжиною 15 - 20 см.
Другим контрольним виміром записується крива магнітної індукції вздовж всієї ділянки, де встановлені магнітні мітки. Останні на кривій магнітної індукції виділяються чіткими аномаліями. На діаграмі меншими аномаліями відбиваються також замки і муфти. Після цього прихоплену колону труб ходять нетривалий час, при цьому метал не схоплених труб відчуває деформацію, в результаті якої магнітні мітки пропадають. У зоні прихвата магнітні мітки не зникають, так як ця ділянка не деформується. Третім контрольним виміром визначають ділянку, де магнітні мітки не зникли, т. Е. Визначається інтервал прихвата.
Для попередження прихватів необхідно дотримуватися наступні заходи
1) застосовувати високоякісні глинисті розчини, що дають тонкі щільні кірки на стінках свердловин, знижувати липкість глинистого розчину, вводити змащувальні добавки;
2) забезпечувати максимально можливу швидкість висхідного потоку глинистого розчину; перед підйомом бурильної колони промивка свердловин повинна проводитися до повного видалення вибуренной породи і приведення параметрів глинистого розчину у відповідність із зазначеними в ГТН;
3) забезпечувати повне очищення глинистого розчину від уламків вибуренной породи;
4) регулярно опрацьовувати в процесі буріння зони можливого інтенсивного утворення товстих кірок;
5) стежити в глибоких свердловинах за температурою висхідного глинистого розчину, так як різке зниження її свідчить про появу розриву різьбових з'єднань в колоні бурильних труб вище долота;
6) при вимушених зупинках необхідно:
через кожні 3 - 5 хв ходити бурильну колону і провертати її ротором;
при відсутності електроенергії підключити аварійний дизель-генератор і бурильну колону періодично ходити; при його відсутності
бурильний інструмент слід розвантажити приблизно на вагу, що відповідає тій частині колони труб, яка знаходиться не в обсадженому інтервалі стовбура, і припинити промивання, періодично відновлюючи її при тривалій зупинці;
в разі виходу з ладу пневматичної муфти підйомного механізму слід негайно встановити аварійні болти і ходити бурильну колону або піднімати її;
для запобігання прихвата бурильної колони при використанні утяжеленного глинистого розчину слід систематично застосовувати профілактичні добавки: нафта (10 - 15%), графіт (не більше 0,8%), поверхнево-активні речовини (наприклад, сульфонол у вигляді 1 - 3% -ного водного розчину, мастильні добавки ДМАТ-1 (до 3%) і СГ (до 2%). Підбір рецептур в кожному конкретному випадку повинен уточнюватися лабораторією глинистих розчинів. При бурінні розвідувальних свердловин додавати нафту та інші добавки на нафтовій основі не рекомендується, щоб не спотворити пре дання про продуктивність горизонтів.
2.5 РОЗРАХУНОК ліквідації прихватів
2.5.1 Розрахунок установки нафтової ванни
При ліквідації прихвата бурильного інструменту виник на свердловині № 5051 К - 283А Приобского родовища була встановлена нафтова ванна.
Вихідні дані до розрахунку установки нафтової ванни:
DТР = 140 * 8 мм - діаметр бурильних труб
Dд. = 295,3мм - діаметр долота
Н = 3370 м - глибина свердловини
ρ Б.Р. = 1,27 г / см 3 - щільність бурового розчину
ρн = 0,85 г / см 3 - щільність нафти
Визначаємо необхідну кількість нафти для ванни:
де Dскв - діаметр свердловини, м;
D = 0,140 м - зовнішній діаметр бурильних труб, м;
Н1 - висота підйому нафти в затрубному просторі. Нафта піднімають на 50 - 100 м вище місця прихвата;
Н2 - висота стовпа нафти в трубах, необхідна для періодичного (через 1-2 год) подкачеванія нафти в затрубний простір. Беручи Н2 = 200 м;
d - внутрішній діаметр бурильних труб, м;
де k - коефіцієнт, що враховує збільшення діаметра свердловини за рахунок
освіти каверн, тріщин та ін. (величина його 1,05 - 1,3);
Визначаємо висоту підйому нафти в затрубному просторі
де Н - глибина свердловини, м;
Lн.п. - довжина непріхваченой частини бурильної колони, м;
Визначаємо довжину непріхваченой частини бурильної колони
де E = 2,1 * 10 4 кН / см 2 - модуль пружності стали бурильних труб;
F = 38,7 см 2 - площа поперечного перерізу тіла 140-мм бурильних труб з δ = 8 мм;
Визначаємо внутрішній діаметр бурильних труб
де δ = 8 мм - товщина стінки бурильних труб;
Dтр- діаметр бурильних труб, м;
Подстовляя числові значення в формулу (1) визначаємо необхідну кількість нафти для установки нафтової ванни
Визначаємо кількість бурового розчину для продавкі нафти:
де Н - глибина свердловини, м;
Н2 - висота стовпа нафти в трубах, необхідна для періодичного (через 1-2 год) подкачеванія нафти в затрубний простір. Беручи Н2 = 200 м;
d - внутрішній діаметр бурильних труб, м;
Подстовляя числові значення в формулу (8) визначаємо максимальний тиск при закачуванні нафти, коли за бурильними трубами знаходиться буровий розчин, а самі труби заповнені нафтою:
де Р1 - тиск, що виникає при різниці щільності стовпів рідини в свердловині (у трубах і за трубами)
Р2 - тиск, що йде на подолання гідравлічних втрат
де ρ Б.Р. - щільність бурового розчину
ρн - щільність нафти
Вважаючи, що нафтова ванна буде, проводиться за допомогою агрегату ЦА-320, потужність двигуна якого N = 120 кВт, можемо визначити можливу подачу насоса
де: η - ККД. насоса агрегату ЦА-320, що дорівнює 0,635.
N - потужність двигуна
2.5.2 РОЗРАХУНОК ПЕРЕДБАЧЕНИХ ЗУСИЛЬ ПРИ
РАССХАЖІВАНІІ прихоплена ТРУБ
Допустиме зусилля натягу при рассхажіваніі прихоплений бурильної колони діаметром D = 140 мм з товщиною стінки δ = 8 мм зі сталі групи міцності Д (δ = 380 МПа).
де k - запас міцності, який при розрахунках, пов'язаних із звільненням прихоплений бурильної колони, можна приймати в межах 1,3 - 1,2, а іноді і нижче.
Т - межа плинності
F - 38,7 см 2 - площа поперечного перерізу тіла 140-мм бурильних труб з δ = 8 мм;
Підставляючи числові значення в формулу (12) визначаємо допустимий натяг при рассхажіваніі бурильної колони
2.5.3 РОЗРАХУНОК ДОПУСТИМОГО число поворотів прихоплений бурильної КОЛОНИ
Допустима кількість поворотів прихоплений бурильної колони (при її відбитті ротором), необхідне для її звільнення, якщо діаметр колони з висадженими всередину кінцями дорівнює 114 мм, глибина прихвата L н.п. = 2500 м. Матеріал труб - сталь групи міцності Д; δ = 10 мм, натяг бурильної колони qдоп. = 0,5 МН; запас міцності, пов'язаний зі звільненням прихоплений бурильної колони, k = 1,3.
де: L н.п. - довжина непріхваченой частини бурильної колони, м;
D - зовнішній діаметр бурильних труб, м;
Т - межа плинності матеріалу труб, МПа;
? Р - напруга розтягування, МПа.
де: F = 32.8 см 2 - площа поперечного перерізу тіла труби.
Qдоп. - допустиме натяг бурильної колони.
2.1 КЛАСИФІКАЦІЯ АВАРІЙ ВИНИКАЮЧИХ при бурінні
Аваріями в процесі буріння називають поломки і залишення в свердловині частин колон бурильних і обсадних труб, доліт, забійних двигунів, втрату рухливості (прихват) колони труб, спущеною в свердловину, падіння в свердловину сторонніх металевих предметів. Аварії відбуваються головним чином в результаті недотримання затвердженого режиму буріння, несправності бурового обладнання і бурильного інструменту і недостатньої кваліфікації або недбалості членів бурової бригади.
Схожі роботи:
Аналіз ускладнень при закачуванні свердловин їх попередження та усунення на підприємство Тюменбургаз
Курсова робота >> Геологія
зі свердловини обсадних колон і окремих труб. виміри спеціальними приладами внутрішнього діаметра обсадних колон. спущених в свердловини. і ін.), можуть виникати аварії. пов'язані з виникненням в обсадних колонах додаткових термічних напружень. Для.
Проект буріння нафтової свердловини
Курсова робота >> Промисловість, виробництво
колони. Прихват - складний вид аварії. колони здійснюється через L, м, спущеннихтруб м Колону. колона спущена, свердловину готують до цементування, промиваючи її після спуску обсадної колоннитруб. Двоступенева цементування свердловин. пов'язані з.
Дипломна робота >> Геологія
аварій в свердловині. при подальшому бурінні під експлуатаційну колону. хороша рухливість. здатність. на колоннутруб. спущених в свердловину. Кожна. можливий прихват хвостовика. з урахуванням втрат при його. пов'язаних з капітальнимим ремонтом свердловин.
Технологія буріння нафтових і газових свердловин
зон поглинань через колоннутруб у випадках небезпеки прихвата заливальних труб. Прихоплена колона ЛБТ може. бурінні труб. Послуги з дефектоскопії труб дозволяє знизити поломки і сущест-венно скоротити пов'язані з аваріями збитки. Гідровипробування труб проводиться.
Ліквідація прихвата бурильної колони торпедами з детонуючого шнура
Курсова робота >> Геологія
в свердловину зазначених елементів. Прихоплювачі бурильних і обсадних колон - непередбачена по-теряподвіжностіколоннитруб внаслідок. Аварії з обсадними колонами і елементами їх оснащення - аварії зі спускаються, спущеними і зацементувати колонами.