Задание для дистанционного обучения по МДК 01.01 для групп 1БС70, 1БС81,
презентация к уроку

Слайд 1

STUCK PIPE ПРИХВАТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Слайд 2

Прихват бурильной колонны Прихват бурильной колонны – это часто встречающееся и одно из наиболее серьезных осложнений при бурении скважин Прихват ведет к росту затрат на бурение ( от небольших до значительных ) вследствие: Потери времени на ликвидацию Потери части бурильной колонны Необходимости бурения бокового ствола в обход оставленного в скважине инструмента Потери скважины

Слайд 3

Типы прихвата Механический прихват вследствие: Зашламовывания ствола, обрушения стенок скважины Заклинивания инструмента по геометрическим причинам Дифференциального прихвата

Слайд 4

Причины механического прихвата Плохая очистка ствола , особенно в наклонных скважинах Набухание и обрушение глинистых пород Пластичное течение солевых отложений Образование жёлоба Интенсивное искривление ствола наряду с жесткой компоновкой инструмента Диаметр ствола меньше нормального

Слайд 5

Причина дифференциального прихвата Разница между давлением раствора в скважине и пластовым давлением в проницаемых отложениях

Слайд 6

Прихват вследствие неадекватной очистки ствола Причины: Слишком высокая скорость бурения Неадекватная технология промывки Неадекватная реология раствора Меры предотвращения: Снизить скорость бурения Обеспечить адекватность очистки ствола

Слайд 7

Прихват в водочувствительных глинистых отложениях Набухание активных (водочувствительных) глин Индикаторы бурения в активных глинах: Увеличение условной вязкости, ДНС, СНС, MBT, плотности раствора Увеличение крутящего момента и трения Рост давления на стояке

Слайд 8

Прихват в напряженных и трещиноватых отложениях

Слайд 9

Прихват при бурении песчаных/гравийных отложений Индикаторы осыпей: Увеличение крутящего момента и трения Неадекватно большое количество шлама на ситах

Слайд 10

Признаки прихвата при плохой очистке или обрушении ствола До прихвата имелись признаки некачественной очистки ствола от шлама Прихват произошел при подъеме инструмента Движение инструмента вниз ограничено Вращение инструмента ограничено или невозможно Циркуляция раствора ограничена или невозможна

Слайд 11

Предотвращение прихвата в неустойчивых отложениях Применение ингибирующих буровых растворов или РУО Применение растворимых асфальтенов Повышение плотности раствора ( если возможно ) Ламинарный режим течения раствора Улучшение реологических свойств раствора Снижение скоростей СПО и СНС раствора

Слайд 12

Прихват вследствие падения обломков цемента и инструментов

Слайд 13

Прихват в желобе и в сужающемся стволе

Слайд 14

Прихват жесткой компоновки при наборе угла

Слайд 15

Прихват при пластичном течении солей

Слайд 16

Признаки прихвата по геометрическим причинам До прихвата признаки некачественной очистки ствола от шлама отсутствовали Прихват произошел во время движения инструмента вверх или вниз Возможно движение инструмента вниз Возможно вращение инструмента Свободная циркуляция раствора

Слайд 17

Дифференциальный прихват Два необходимых условия, при которых возможен дифференциальный прихват: Гидростатическое давление бурового раствора должно превышать пластовое давление Наличие пористых проницаемых отложений

Слайд 18

Механизм дифференциального прихвата Усилие = разность давлений  площадь контакта  коэффициент трения Коэффициент трения = 0,2  0,35 (РВО); 0,1  0, 2 (РУО)

Слайд 19

Признаки дифференциального прихвата Прихват произошел после того, как бурильная колонна оставалась достаточно долго неподвижной Невозможно вращать или расхаживать бурильную колонну Циркуляция бурового раствора в скважине свободная

Слайд 20

Предотвращение дифференциального прихвата Минимально возможная плотность раствора Использование УБТ со спиральным / квадратным сечением Снижение водоотдачи раствора Уменьшение толщины фильтрационной корки Ограничение времени неподвижности бурильной колонны Ввод в раствор смазки и инертных наполнителей ( M-I-X II) Использование в компоновке яса

Слайд 21

Освобождение от прихвата Механическое - с использованием яса Физико-химическое – с установкой ванн, разрушающих фильтрационную корку (нефть, РУО, соленасыщенный раствор, кислота, линия продуктов PIPE-LAX  ) Промедление снижает вероятность успеха!

Слайд 22

PIPE-LAX  PIPE-LAX создаёт и заполняет трещины в фильтрационной корке, уменьшая площадь ее соприкосновения с бурильной колонной PIPE-LAX имеет отличные смазывающие свойства и снижает коэффициент трения

Слайд 23

Линия продуктов PIPE-LAX  PIPE-LAX Поверхностно активное вещество, добавляемое в: Нефть (при использовании неутяжеленного бурового раствора) Раствор на углеводородной основе ( VERSADRIL , VERSACLEAN и др.) Один галлон PIPE LAX на баррель (33 л/м 3 ) нефти или РУО

Слайд 24

Линия продуктов PIPE-LAX  PIPE LAX W Смесь дизельного топлива, бутилового спирта и жирных кислот для приготовления утяжеленных ванн Состав ванны: Дизтопливо или нефть PIPE LAX W Вода Барит/гематит Количественный состав компонентов выбирается по таблице в зависимости от необходимой плотности ванны и используемого утяжелителя

Слайд 25

Линия продуктов PIPE-LAX  PIPE-LAX ENV Безопасен для окружающей среды Не нуждается в разбавлении в нефти Готов к употреблению, следует только утяжелить до нужной плотности баритом/гематитом Во избежания сильного загущения нельзя допускать попадания в PIPE-LAX ENV воды или бурового раствора При плотности ванны выше 1,8 г/см 3 необходимо использовать в ее составе смазку LUBE-167 ( табл.)

Слайд 26

Технология установки ванны Используйте следующие рекомендации для освобождения УБТ: Рассчитайте объем кольцевого пространства от зоны прихвата до долота с учетом кавернозности ствола V= S  L  k ( S – площадь кольца; L – длина УБТ; k – коэффициент кавернозности) Увеличьте рассчитанный объем на 25% для возможности периодического освежения зоны контакта Рассчитайте время продавки ванны на длину УБТ Закачайте ванну и выключите насос Производите периодическое расхаживание и вращение колонны Каждые 30 минут включайте насосы и прокачивайте 0,1-0,2 м 3 жидкости для освежения зоны контакта

Слайд 27

Освобождение от прихвата методом снижения давления

Слайд 1

Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 2

Тема 4. Причины возникновения ГНВП. Организационные требования по предупреждению ГНВП. ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 3

Причины возникновения ГНВП Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой ТКРС. Недолив скважины при ТКРС. Поглощение жидкости, находящейся в скважине. Глушение скважины перед началом работ неполным объемом. Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта. Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть»

Слайд 4

Причины возникновения ГНВП Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин. Длительные простои скважины без промывки. Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического. ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 5

Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны. Недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений. Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”. ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 6

Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны. Некачественное цементирование обсадных колонн. Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины. Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования. Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб. ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 7

Мероприятия по предупреждению ГНВП Четкие, надежные решения по предупреждению ГНВП Системы оперативного производственного контроля Программы обучения должны быть согласованы с органами Госгортехнадзора России. Обучение практическим действиям при появлении признаков Производственные инструкции рабочих кадров должны включать конкретные обязанности На каждую скважину с возможностью возникновения ГНВП или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 8

Мероприятия по предупреждению ГНВП Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать мероприятия по предупреждению Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5 %, то должны приниматься меры по его дегазации. Работы по капитальному ремонту скважин должны проводиться специализированными бригадами по плану утвержденному главным инженером и главным геологом ремонтного предприятия и согласованному с главным инженером и главным геологом предприятия “Заказчика”. бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварий и планом работ ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 9

Мероприятия по предупреждению ГНВП Прием скважины в капитальный ремонт или освоение осуществляется комиссией. Комиссию возглавляет начальник цеха капитального ремонта скважин В работе комиссии участвует мастер бригады и инженер по технике безопасности и представитель предприятия спецтехники. Капитальный, текущий ремонт и освоение скважин производится под руководством мастера и ответственных инженерно-технических работников, назначенных за выполнение технологических регламентов. ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 10

Мероприятия по предупреждению ГНВП Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера или ответственного из числа инженерно-технических работников по плану, согласованному с ведущим геологом ЦДНГ (ЦППД) и утвержденному ведущим инженером ЦДНГ (ЦППД). Пусковой паспорт подписывается мастером бригады. Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа двух бригад по ремонту скважин. ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 11

Мероприятия по предупреждению ГНВП Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа двух бригад по ремонту скважин. ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 12

Мероприятия по предупреждению ГНВП В плане работ на текущий, капитальный ремонт и освоение скважин должны быть предусмотрены все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и охрану окружающей среды.В плане должно быть отражено: - величина пластового давления; газовый фактор; объем и плотность жидкости глушения. ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 13

Мероприятия по предупреждению ГНВП Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического Устанавливается блок долива и обвязывается с устьем скважины. На скважине должен быть обеспечен запас жидкости с соответствующей плотностью в количестве не менее 2-х объемов скважины. При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважин незагерметизированным . ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 14

Мероприятия по предупреждению ГНВП К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях” в специализированных учебно-курсовых комбинатах, имеющих соответствующую лицензию. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года. Ежеквартально с членами бригад текущего, капитального ремонта и освоения скважин проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов. ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 15

Мероприятия по предупреждению ГНВП Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу “Выброс” является основной формой практического обучения. Периодичность учебных тревог не реже 1 раза в месяц с каждой вахтой. При обнаружении признаков газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий ПЛА. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника по дополнительному плану, согласованному и утвержденному в установленном порядке “Заказчиком” и “Подрядчиком". ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 16

Мероприятия по предупреждению ГНВП ПОМНИТЕ! ПРОМЕДЛЕНИЕ В ДЕЙСТВИЯХ ПО ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ДАЖЕ ПРИ НЕЗНАЧИТЕЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯХ МОЖЕТ ПРИВЕСТИ К ОТКРЫТОМУ ФОНТАНУ! ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 17

Категории скважин по степени опасности возникновения ГНВП . Первая категория: газовые скважины , независимо от величины пластового давления; нефтяные скважины , в которых газовый фактор более 200 м 3 /м 3 ; нефтяные скважины , в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков; нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом; нефтяные скважины с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 % ; нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %; ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 18

Категории скважин по степени опасности возникновения ГНВП . Вторая категория : нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10 % и газовый фактор более 100 м 3 /м 3 , но менее 200 м 3 /м 3 ; нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %. ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Слайд 19

Категории скважин по степени опасности возникновения ГНВП . Третья категория : нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического и газовый фактор менее 100 м 3 /м 3 ; нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %. ЮКОС Управление кадровой политики ОАО «Томскнефть» Контроль скважины.Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях