Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:

1. разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными глинистыми растворами;

2. правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3. использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной, колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;

4. подъем при цементировании обсадных колонн цементного раствора в затрубном пространстве на 50-100 м и выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию);

5. при креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, установка трубы с повышенной толщиной стенки для предотвращения смятия обсадной колонны.

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования - большие углы перегиба ствола скважины, большой вес единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно-направленных скважин. Характерные признаки образования в скважине желоба-проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента. В условиях желобообразования опасность заклинивания возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,14-1,2 раза.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:

1. использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму. Недопущение различных азимутальных изменений;

2. стремление к максимальной проходке на долото;

3. использование предохранительных резиновых колец;

4. при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения обвалов (осыпей);

5. при бурении наклонно-направленных скважин для предупреждения заклинивания труб в желобах соблюдение отношения наружного диаметра спускаемых труб к диаметру желоба не менее 1,35-1,40;

6. колонну бурильных труб следует поднимать на пониженной скорости, чтобы не допустить сильного заклинивания;

7. при заклинивании трубы надо сбивать вниз.

Желоба ликвидируют проработками ствола скважины в интервале их расположения. Одной из распространенных мер ликвидации образовавшихся желобов является взрыв шнуровых торпед (ТДШ).

Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерный признак растворения соляных пород-интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случая.х-потеря ствола скважины.

Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными породами, независимо от скорости восходящего потока, может быть достигнута лишь при условии полного насыщения бурового раствора солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементирование. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвращения их интенсивного растворения - бурение с применением безводных буровых растворов. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита.

Использование многократной кавернометрии для оценки устойчивости горных пород. Многократная кавернометрия для оценки устойчивости горных пород широко применяется в практике бурения скважин на нефть и газ. Многократная кавернометрия позволяет судить о состоянии ствола скважины в процессе бурения, определять эффективность применяемых методов для предотвращения осложнений, разрабатывать мероприятия по предотвращению осложнений, связанных с нарушением целостности стенок скважин.

Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора

Поглощение бурового раствора - это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение промывочной жидкости объясняется, во-первых, превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и, во-вторых, характером объекта поглощения.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора, можно разделить на две группы.

1. Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, пластовое давление и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.).

2. Технологические факторы - количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спуско-подъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

Исследования зон поглощений. Данные о строении поглощающего пласта, его мощности и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены различными методами исследований: гидродинамическими, геофизическими и с помощью отбора керна или шлама.

Методы предупреждения и ликвидации поглощений. В существующих методах предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при различной интенсивности поглощений или полном прекращении циркуляции бурового раствора выделяются следующие основные направления: предупреждение осложнения снижением гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины; изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными растворами и пастами; бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском обсадной колонны.

Различают три категории интенсивности поглощений: малой интенсивности (до 10-15 м3/ч), средней интенсивности (до 40-60 м3/ч) и высокоинтенсивные (более 60 м3/ч).

Для борьбы с поглощениями бурового раствора широко применяют пакеры различных конструкций, которые герметизируют и разобщают затрубное пространство с целью:

a) предотвращения разбавления тампонирующих смесей;

b) возможности применения БСС с небольшими сроками схватывания;

c) задавливания тампонирующих смесей в поглощающие каналы;

d) определения места расположения пласта, поглощающего жидкость, методом последовательных опрессовок ствола скважины;

e) определения возможности замены воды глинистым раствором (особенно при бурении на площадях с повышенным пластовым давлением) при создании различных перепадов давления на пласты, поглощающие жидкость.

Кроме того, если вскрыто несколько поглощающих пластов на различных глубинах, применение пакера позволяет последовательно заливать цементный раствор снизу вверх без затраты времени на ОЗЦ (ожидание затвердения цемента), при этом предотвращается влияние поглощающих пластов друг на друга. Пакеры, применяющиеся при изоляции зон поглощений бурового раствора, подразделяются на две группы: многократного и разового действия (разбуриваемые). Пакеры разового действия оставляются в скважине на время твердения цемента или его смеси и затем разбуриваются вместе с цементным мостом.

По принципу действия пакеры многократного действия делятся на гидравлико-механические, гидравлические и механические.

Весьма распространенными являются пакеры гидравлико-механического действия. В манжетном разбуриваемом пакере ТатНИИ разобщение осуществляется при помощи четырех манжет, укрепленных на одном полом дюралюминиевом стволе. Манжеты расположены так, что две средние из них образуют дополнительную камеру самоуплотнения. Жидкость под давлением, попадая в камеру самоуплотнения, прижимает ее манжеты к стенкам скважины, что обеспечивает надежное разобщение ствола скважины при возникновении перепада давления в любом направлении.

В случае высокоинтенсивного поглощения возможно бурение без выхода бурового раствора на поверхность. Оно целесообразно в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. п.). После вскрытия всей зоны поглощения бурение немедленно прекращают. Далее проводят заливки ГЦП или БСС до полной ликвидации поглощения. При бурении без выхода бурового раствора разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с буровым раствором. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора веса. Экономически целесообразно бурить без выхода циркуляции только при использовании воды в качестве бурового раствора. Для ликвидации интенсивных поглощений (более 200 м3/ч) прежде всего снижают их интенсивность путем намыва в зону поглощения песка или шлама выбуренной породы или забрасывания и продавки инертных материалов (глины, торфа, соломы и т. п.). После намыва песка или забрасывания зоны поглощения инертными материалами ее заливают цементным раствором. После затвердения цемента скважину прорабатывают и затем начинают дальнейшее углубление.

Для ликвидации высокоинтенсивных поглощений бурового раствора, приуроченных к большим трещинам и кавернам, во ВНИИБТ были разработаны перекрывающие устройства. Перекрывающее устройство представляет собой эластичную сетчатую оболочку (капроновая, нейлоновая, капроновый эластик, металлическая специального плетения и др.). Установленная в интервале поглощения сетчатая оболочка под действием закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем расширяется и заполняет трещины и каверны. Сетчатая оболочка расширяется вследствие закупорки ее ячеек наполнителем, находящимся в тампонажной смеси. При твердении тампонажная смесь связывает оболочку с породой.

Известны и другие способы ликвидации высокоинтенсивных поглощений: спуск «летучки» (кассеты), замораживание зоны поглощения, изоляция зон поглощения с помощью взрыва и др. Но все они весьма трудоемки, не всегда дают положительный результат и поэтому применяются в буровой практике редко.

Крайняя мера борьбы с поглощением бурового раствора - спуск промежуточной обсадной колонны.



Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации. Виды аварий, их причины и меры предупреждения

Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов. Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину. Очень часто прихват инструмента в силу некачественных и несвоевременных работ по его ликвидации переходит в аварию.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.

1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.

2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.

5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.

7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.

8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо:

1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;

2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными в ГТН;

3) обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;

4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

5) утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;

6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

7) при вынужденных остановках необходимо:

a) через каждые 3 - 5 мин расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;

b) при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соответствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;

c) в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее;

8) для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствора следует систематически применять профилактические добавки: нефть (10 - 15%), графит (не более 0,8%), поверхностно-активные вещества (например, сульфонол в виде 1 - 3 %-ного водного раствора, смазочные добавки СМАД-1 (до 3%) и СГ (до 2%). Подбор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представление о продуктивности горизонтов.

Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое. Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения вращения шарошек на забое скважины, т. е. происходит прихват их на осях. Основные признаки поломки долота во время бурения-прекращение углубления скважины и сильная вибрация бурильной колонны. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот. При этом забойный двигатель перестает принимать нагрузку, а при роторном бурении бурильная колонна начинает заклиниваться. Поломку долота при проработке ствола скважины очень трудно обнаружить до подъема бурильной колонны. Поэтому необходимо особенно тщательно проверять долота, применяемые для проработки, и ограничивать время их работы.

Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой долот, необходимо:

1) перед спуском долота в скважину проверить его диаметр кольцевым шаблоном, а также проверить замковую резьбу, сварочные швы лап и корпуса и промывочные отверстия - наружный осмотр, насадку шарошек на цапфах - вращением от руки;

2) бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной жидкости;

3) поднятое из скважины долото отвинчивать при помощи долотной доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.

Рекомендуется периодически очищать забой скважины от металла магнитным фрезером или забойным шламоуловителем. Поломки турбобура происходят вследствие разъедания буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины. Признак таких поломок резкое падение давления на буровых насосах и прекращение проходки.

Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление гайки, переводника, ниппеля и вращение вала у каждого турбобура; такая проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, производится на базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта, - на буровой. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура, поступившего из ремонта, необходимо проверять плавность его запуска при подаче насосов, соответствующей нормальному режиму его работы, осевой люфт вала, перепад давления, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала. Все данные нужно заносить в журнал.

Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении скважин. Одна из основных причин этих аварий - совокупность всех напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в отдельных трубах. К последним относятся разностенность труб, наличие внутренних напряжений в трубах, особенно в их высаженной части, как следствие неправильно проведенного технологического процесса по изготовлению труб, и дефекты резьбового соединения труб.

К основным причинам возникновения аварий с бурильными трубами относится также недостаточная квалификация мастеров, бурильщиков и других работников буровых бригад.

Наибольшее число аварий с бурильными трубами при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью.

Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:

1) организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией;

2) технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый предварительным осмотром и обмером их, калибровкой резьбы гладкими и резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;

3) организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;

4) обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;

5) использование предохранительных колпаков или колец, навинчиваемых на резьбу замков;

6) бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.

Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит вследствие толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор. Для предотвращения открытия элеватора при спуске бурильной колонны бурильщикам необходимо хорошо знать состояние ствола скважины, наличие в ней уступов и при приближении к ним замедлять спуск.

Плашка и цепи механических ключей, звенья роторной цепи, болты, гайки и другие детали - таков неполный перечень мелких предметов, падающих на забой скважины. Падение их происходит во время спуско-подъемных операций и объясняется использованием неисправного инструмента.

Иногда после подъема бурильной колонны начинают производить работы над открытым устьем скважины, и это приводит к тому, что на забой скважины падают долота, кувалды и другие предметы. Надо всегда помнить, что над открытой скважиной категорически запрещается проводить какие-либо работы. После того как из скважины извлечен инструмент, ее устье следует немедленно закрыть специальной крышкой.

Ликвидация прихватов.

В практике бурения применяется ряд методов ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн.

Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируются расхаживанием (многократно чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачиванием ротором бурильной колонны. Усилие, которое прикладывается к трубам во время расхаживания, может намного превышать собственный вес колонны и.лимитируется прочностью труб и талевой системы. Поэтому перед расхаживанием должно быть тщательно проверено состояние вышки, талевой системы, лебедки и их прочность, а также состояние индикатора веса. Если расхаживанием не удается ликвидировать прихват, то дальнейшие работы будут зависеть от вида прихвата. Так, прихваты, происшедшие под действием перепада давления, как правило, ликвидируют жидкостными ваннами (нефтяными, водяными, кислотными и щелочными).

Если, несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не удается, ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой резьбой. При развинчивании прихваченной части приходится вначале расфрезеровывать сальник, образовавшийся вокруг труб. Этот процесс очень длителен и малоэффективен. Поэтому если для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, обычно ее оставляют в скважине и обходят стороной. Такое отклонение ствола, называемое «уходом в сторону», производят, используя методы бурения наклонных скважин.

Место прихвата определяют при помощи прихватоопределителя. Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов, размагничивающихся при деформации предварительно намагниченных участков. В зону предполагаемого места прихвата спускается прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб. Производится первый контрольный замер в месте прихвата. Далее в зоне прихвата устанавливаются контрольные магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на 10 м. При этом на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15 - 20 см.

Вторым контрольным замером записывается кривая магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Последние на кривой магнитной индукции выделяются четкими аномалиями. На диаграмме меньшими аномалиями отбиваются также замки и муфты.

После этого прихваченную колонну труб расхаживают непродолжительное время, при этом металл неприхваченных труб испытывает деформацию, в результате которой магнитные метки пропадают. В зоне прихвата магнитные метки не исчезают, так как этот участок не деформируется.

Третьим контрольным замером определяют участок, где магнитные метки не исчезли, т. е. определяется интервал прихвата.



9. ВЫБОР БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

9.1 Выбор буровой установки

Буровая установка выбирается из условия максимальной массы обсадных и бурильных труб с учетом коэффициента перегрузки.

G_ок = Q_ок Ч к = 0,56 Ч 1,25 = 0,7 МН;

G_бк = Q_бк Ч к₁ = 0,45 Ч 1,67 = 0,73 МН,

где к и к₁ - коэффициенты перегрузки. Принимается БУ-1600/100 ЭУ.

Таблица 15

Техническая характеристика БУ - 1600/100 ЭУ
Допустимая нагрузка на крюке, кН	1000
Условная глубина бурения, м	1600 1
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,1
Высота основания, м	5
Скорость подъема не загруженного элеватора, м/с	1,7-1,8
Буровая лебедка ЛБ - 450
Расчетная мощность на валу лебедки, кВт	300
Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната. кН	145
Диаметр талевого каната, мм	25
Буровая вышка А - образная секционная с 3-х гранным сечением ног
Номинальная нагрузка, кН	1200
Расстояние между ног, м	7,5
Рабочая высота, м	38,7
Высота вышки, м	40,6
Буровой насос НБТ-475
Мощность, кВт	475
Максимальное давление, МПа	25
Ротор Р-560
Максимальная нагрузка на стол ротора, кН	2500
Вертлюг
Максимальная нагрузка, кН	1000
Максимальная частота вращения ствола, об/мин.,	3,3
Диаметр проходного отверстия, мм	90
Циркуляционная система
Суммарный объем, м3	60
Состав ПВО
ПУг 230 Ч 350, шт.	1
ППГ 230 Ч 350, шт.	1

Выбор оснастки талевой системы:

2Т = к Ч G_бк / р_к = 3 Ч 7,3 Ч 10⁴ / 40880 = 5,3,

где к - коэффициент запаса прочности талевого каната;

р_к - предельное разрывное усилие талевого каната;

G_бк - масса бурильной колонны.

Принимается оснастка талевого каната 4x5.

Параметры промывочной жидкости	Вязкость, с	- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 16-18
	Плотность, кг/м3	1080 1000 1120-1130 1130
	Тип	ЕГР Тех. вода Тех. вода Тех. вода Тех. вода Тех. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода ББР ББР ББР
Механическая скорость, м/ч	3,33 5,07 29,57 11,0 27,79 34,0 23,05 6,97 15,56 9,27 9,19 17,30 7,99 6,64 4,36 4,69 6,39 8,18 6,65 2,88 4,42 3,9 5,51 8,75 4,62 3,28
Время механического бурения, час	3 5,8 0,7 0,1 1,9 0,7 2,1 5,9 0,9 8,8 14,9 1,0 24,8 14,8 11,7 5,2 16,9 19,5 18,4 1,7 26,9 9,8 3,7 4,0 25,4 47,3
Проходка, м	10 29,4 20,7 1,1 52,8 23,8 48,4 100,1 14,0 81,6 136,9 17,3 198,1 98,2 51,0 24,4 108,0 159,6 122,3 4,9 119,0 38,2 20,4 35,0 117,4 155,0
Заводской номер	102 102 100 100 100 102 11 11 11 11 11 11 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19
Забойный двигатель	Ротор Ротор 2ТССШ1-240 2ТССШ1-240 2ТССШ1-240 2ТССШ1-240 ТО-240 2ТССШ1-240 2Д2-240 2Д2-240 2Д2-240 2ТСШ1-195 Д2-195 Д2-195 Д2 ШО-195 Д2 ШО-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2 ШО-195 Д2-195 2ТСШ-195 Д2-195 Д2-195
Заводской номер	107001 107001 107001 125003 125003 124704 498005 448006 488007 477008 477008 480017 489018 181820 181820 607032 427800 567005 494016 607035 487465 601023
Шифр долота	Шнек 490 СТ 393,7 С-ЦВ 393,7 С-ЦВ 393,7 С-ЦВ 295,3 МС-ГВ 295,3 МС-ГВ 295,3 МС-ГВ 295,3 ЕТS АС 295,3 ЕТS АС 295,3 ЕТS АС 215,9 СЗГВ 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 ТЗ-ГНУ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ
Забой на начало	12,5 41,9 62,6 63,7 165,2 189,0 237,4 337,5 351,5 433,1 570,0 587,3 785,4 883,6 934,6 959,0 1067,0 1226,6 1348,9 1353,8 1472,8 1511,0 1531,4 1566,4 1716,8 1852

ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ДОЛОТ И РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ

Составление РТК

Режимно - технологическая карта составляется на основании показателей работы долот и забойных двигателей по долотным карточкам пробуренных скважин.

Типы и размеры долот и забойных двигателей выбираются по максимальным показателям, и определяется количество долот по интервалам. Осевая нагрузка рекомендуется та, при которой получены наивысшие показатели работы долот и забойных двигателей по интервалам.

Качество бурового раствора принимается из условия очистки забоя и ствола скважины, создания максимальной мощности на забойном двигателе и наилучшем использовании гидравлической мощности насосов. Качество жидкости принимается из условия предупреждения осложнений при бурении и загрязнение продуктивного пласта.



РЕЖИМНО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

Таблица 17

Параметры раствора	-	ЕГР, с = 1080 кг/м3	Соленасыщенный ГЛР, с = 1210 кг/м3	Тех. вода, с = 1000 кг/м3	ББР, с = 1130 кг/м3 УВ = 16 - 18 с Ф < 8-10 см3 корка = пленка
Режим бурения	Q	Q = 54 л/с d = 150 мм р = 13,4 МПа	Q = 35 л/с d = 130 мм р = 13,4 МПа
	G	Вес инстру-мента	12-16 т	14-18 т
n	1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1
Показатели работы долота	Vм, м/ч	5,0 5,07 26,68 33,8 34 22,2 16,9 9,2 17,3 7,4 6,1 6 8,2 6,6 4,4 4,58 3,3
	tб, ч	2,5 5,8 1,9 2 0,7 3,1 5,9 14,9 1,0 18,3 25,3 24,7 19,5 18,4 26,9 19,2 31,7
	h, м	12,5 29,4 50,7 67,6 23,8 69 100,1 136,9 17,3 135,4 154,7 147,5 159,6 122,3 119 88 106
Тип и размер турбобура	Ротор Ротор 2ТСШ1-240 2ТСШ1-240 ТО-240 2ТСШ1-195 2Д2-195 2ТСШ1-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195
Тип и размер долота	Шнек 490 СТ 393,7 С-ЦВ 393,7 С-ЦВ 295,3 МС-ГВ 215,9 МС-ГВ 215,9 МС-ГВ 215,9 ЕТS АС 215,9 СЗ-ГВ 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А
Мощность, м	12 28 120 68 351 24 69 100 137 18 135 154 148 159 123 118 116
Интервалы	до	12 40 160 228 579 603 672 772 909 927 1062 1216 1364 1523 1646 1764 1852
	от	0 12 40 160 228 579 603 672 772 909 927 1062 1216 1364 1523 1646 1764



РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИЙ ДВИЖУЩЕГОСЯ БУРОВОГО РАСТВОРА В ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЕ

Скважина разбивается на два интервала:

1. Первый интервал от 0 до (башмака технической колоны) 579 м. Диаметр долота 0,2953 м, бурение ведется забойным двигателем ТО - 240 ТСШ - 240.

Определяется необходимое количество жидкости из условия:

а) очистки забоя от выбуренной породы:

Q = q Ч F_з = 0,06 Ч 0,785 Ч D_д² = 0,06 Ч 0,785 Ч 29,53² = 0,041м³/с,

где q - удельный расход жидкости л/с на 1см²;

б) выноса выбуренной породы из ствола скважины:

Q = 0,785(К Ч D_д² -d_нбт²) Ч V = 0,785 Ч (1,1 Ч 0,2953² - 0,127²) Ч 1 = 0,063 м³/с,

где V - скорость восходящего потока в затрубном пространстве;

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ - 475 с диаметром втулок 150 мм, Q_н = 30 л/с, Р = 11,8 МПа;

Определяется подача насоса:

Q = б Ч 2Q_н =0,9 Ч 2 Ч 0,03 = 0,054 м³/с,

где б - коэффициент наполнения насоса 0,7 ч 1;

Определяются потери давления в нагнетательной линии по методу эквивалентных длин:

L_экв^нл = L_н Ч (d_внбт / d_вннл)⁵ = (25 + 18) Ч (11,1 / 14,8)⁵ = 10,2 м;

L_экв^шл = L_шл Ч (d_внбт / d_вншл)⁵ = 18 Ч (11,1 / 8)⁵ = 92,6 м;

L_экв^в = L_в Ч (d_внбт / d_внгв)⁵ = 2,5 Ч (11,1 / 9)⁵ = 7,1 м;

L_экв^кв = L_кв Ч ( d_внбт / d_внкв)⁵ = 16 Ч (11,1 / 8)⁵ = 82,3 м;

L_экв = L_экв^гл+вл + L_экв^шл + L_экв^в + L_экв^кв = 10,2 + 92,6 + 7,1 + 82,3 = 192,2 м;

р_м = (8,26 Ч с_бр Ч л Ч Q² / d_внбт⁵) Ч L_экв = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,22 Ч 54² / 11,1⁵) Ч 192,2 = 0,67 МПа;

Определяются потери давления в бурильных трубах:

р_бт = (8,26 Ч с_бр Ч л Ч Q² / d_внбт⁵) Ч L_бт = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,22 Ч 54² / 11,1⁵) Ч 544= 1,9 МПа; L_бт = L_инт - 1_убт - 1_зд = 579 - 10 - 25 = 544 м;

Определяются потери давления в утяжеленных бурильных трубах

р_убт = (8,26 Ч с_бр Ч л Ч Q² / d_внубт⁵) Ч L_убт = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,22 Ч 54² / 8⁵) Ч 25 = 0,45 МПа;

Определяются потери давления в долоте:

р_д = 0,051 Ч (р_бр Ч Q²) / (м²f²) = 0,051 Ч (1,22 Ч 54²) / (0,8² Ч 17²) = 0,98 МПа;

Определяются потери давления в кольцевом пространстве УБТ -скважина:

р_кпубт = (8,26 Ч л Ч Q² Ч (1_убт + 1_зд)) / ((D_д+ d_нубт)² Ч (D_д - d_нубт)³) = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,22 Ч 54² Ч (25 + 10) / ((29,53 + 17,8)² Ч (29,53 - 17,8)³)=0,005 МПа;

Определяются потери давления в затрубном пространстве бурильные трубы - скважина:

р_кпбт = (8,26 Ч л Ч Q² Ч 1_бт) / ((D_д+ d_нбт)² Ч (D_д - d_нбт)³) = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,22 Ч 54² Ч 544) / ((29,53 + 12,7)² Ч (29,53 - 12,7)³) = 0,038 МПа;

Определяются потери давления в забойном двигателе:

р_зд = р_здс (Q/Q_с)² = 3,3 Ч (54 / 32)² = 9,4 МПа,

где р_здс - определяется по таблице №13 (уч. «Бурение нефтяных и газовых скважин») р_здс = 3,3; Q_с=32;

Определяются потери давления в циркуляционной системе;

р_цс = р_м + р_бт + р_убт + р_д + р_кпубт + р_кпбт + р_зд = 0,67 + 1,9 + 0,45 + 0,98 + 0,005 + 0,038 + 9,4 = 13,44 МПа;

Если р_цс больше или меньше 0,8р_н, то берутся меньшие или большие втулки на насосе.

Определяется мощность на валу турбобура:

N_зд = N_здс (Q / Q_с)³ = 73,5 Ч (54 / 32)³ = 353,2 кВт;

Определяется момент на валу турбобура:

М_зд = М_здс (Q / Q_с)² = 1,63 Ч (54 / 32)² = 4,6 кН/м;

Определяется число оборотов:

n = n_с (Q / Q_с) = 420 Ч (54 / 32) = 709 об/мин;

Определяется коэффициент передачи мощности на забой:



к = N_зд / 2N_н = 353,2 / (2 Ч 475) = 0,37.

2. Интервал от 0 до проектного забоя скважины (0 - 1852 м).

Диаметр долота 0,2159 м.

Определяется необходимое количество жидкости из условий:

а) очистки забоя от выбуренной породы:

Q = q Ч F₃ = 0,06 Ч 0,785 Ч 21,59² = 22 л/с = 0,022 м³/с,

где q - удельный расход жидкости л/с на 1см².

б) выноса выбуренной породы из ствола скважины:

Q = 0,785 Ч (к Ч D_д² - D_нбт²) V = 0,785 Ч (1,1 Ч 0,2159² - 0,127²) Ч 1 = 0,024м³/с,

где V - скорость восходящего потока в затрубном пространстве.

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ - 475 с диаметром втулок 130 мм, Q_н = 22,1 л/с, р = 17,9 МПа;

Определяется подача насоса:

Q = б Ч Q_н Ч л = 0,8 Ч 22,1 Ч 2 = 32 л/с = 0,032 м³/с;

Определяются потери давления в нагнетательной линии:

р_м = (8,26 Ч с_бр Ч л Ч Q² / d_внбт⁵) Ч L_экв = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,13 Ч 35² / 11,1⁵) Ч 192,2 = 0,26 МПа;

Определяются потери давления в трубах:

р_бт = (8,26 Ч с_бр Ч л Ч Q² / d_внбт⁵) Ч L_бт = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,13 Ч 35² / 11,1⁵) Ч 1851 = 2,51 МПа, где L_бт = L_н - 1_убт - 1_зд = 1852 - 10 - 25 = 1817 м;

Определяются потери давления в утяжеленных бурильных трубах:

р_убт = (8,26 Ч с_бр Ч л Ч Q² / d_внубт⁵) Ч L_убт = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,13 Ч 35² / 8⁵) Ч 25 = 0,2МПа;

Определяются потери давления на долоте:

перепад давления на долоте можно принять равным 4,5 МПа при установке двух насадок на долото. Определяются потери давления в кольцевом пространстве, утяжеленные бурильные трубы - скважина:

р_кпубт = (8,26 Ч л Ч с_бр Q² Ч (1_убт + 1_зд)) / ((D_д + d_нубт)² Ч (D_д - d_нубт)³) = =(8,26 Ч 0,02 Ч 1,13 Ч 35² Ч (25 + 10)) / ((29,53 + 17,8)² Ч (29,53 - 17,8)³) = 0,087 МПа;

Определяются потери давления в затрубном пространстве, бурильные трубы - скважина;

р_кпбт = (8,26 Ч л Ч с_бр Q² Ч L_бт) / ((D_д + d_нбт)² Ч (D_д - d_нбт)³) = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,13 Ч 35² Ч 1817) / ((29,53 + 12,7)² Ч (29,53 - 12,7)³) = 0,2 МПа;

Определяются потери давления в забойном двигателе:

р_зд = р_здс (Q/Q_с)² = 5 Ч (32 / 32)² = 5 МПа;

Определяются потери давления в циркуляционной системе:

р_цс = р_м + р_бт + р_убт + р_д + р_кпубт + р_кпбт + р_зд = 0,26 + 2,51 + 0,2 + 0,65 + 0,087 + 0,2 + 5 = 8,9 МПа,

так как Р_цс меньше 0,8 р_н (14,3), то увеличим перепад давления на долоте за счет установки насадок: р_цс = 8,9 + 4,5 = 13,4 МПа;

Определяется мощность на валу винтового двигателя Д2 - 195:

N_зд = N_здс (Q/Q_с)² = 139,7 Ч (32 / 32)² = 139,7 кВт;

Определяется момент на валу винтового двигателя:

М_зд = М_здс (Q/Q_с) = 8 Ч (32 / 32) = 8 кН/м;

Определяется число оборотов:

n = n_с (Q / Q_с) = 100 Ч (32 / 32) = 100 об/мин;

Определяется коэффициент передачи мощности на забой:

к = N_зд / 2N_н = 139,7 / (2 Ч 475) = 0,15.



10. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

10.1 Техника безопасности при бурении скважин

Анализы несчастных случаев в бурении свидетельствует о том, что большая часть их происходит вследствие применения не правильных приемов труда. При ведении работ нередко нарушают действующие правила по технике безопасности. Это обусловлено или неудовлетворительным инструктажем, или не правильной организации труда, или недостаточным техническим надзором со стороны инженерно-технических работников.

Значительное число несчастных случаев связано с тем, что при ведении работ применяется неисправный инструмент и оборудование, не используются защитные средства, недостаточно используются приспособления по технике безопасности и малой механизации, облегчающие труд и предотвращающие опасности, возникающие во время выполнения работ.

Для того чтобы максимально снизить травматизм, необходимы - высокая квалификация рабочих, знания технологических особенностей бурения скважин, назначения, конструкции и правил эксплуатации оборудования и механизмов, правильных и безопасных приемов выполнения работ, а также высокий уровень технического надзора со стороны руководителей работ.

Улучшение организации труда, механизация тяжелых и трудоемких работ, рационализация технологических процессов, внедрение новых, более совершенных видов оборудования, механизмов и инструмента - основные направления по повышению производительности труда и создания здоровой и безопасной производственной обстановки на буровых предприятиях.

За последние годы достигнуты значительные успехи в области создания безопасных условий труда в бурении вследствие внедрения новой техники, пневматических систем управления, разработки и оснащения производств контрольно-измерительной, регистрирующей, ограничительной и другой аппаратурой многих видов. Дальнейшее внедрение новых видов оборудования, автоматизация и механизация технологических процессов бурения сыграют немалую роль в деле снижения травматизма.

При бурении нефтяных и газовых скважин значительное число несчастных случаев происходит в процессе эксплуатации оборудования. Правильный монтаж, своевременный осмотр оборудования и уход за ним создают условия для последующей безопасной работы. Поэтому перед вводом в эксплуатацию вновь смонтированной буровой установки необходимо проверить укомплектованность ее приспособлениями и устройствами по технике безопасности, элементами малой механизации, КИП и запасными емкостями.

Безопасность работы будет обеспечена, если буровое оборудование и инструмент будут соответствовать нормам и правилам техники безопасности.

10.2 Производственная санитария

По правилам производственной санитарии на буровой должны быть в наличии:

1. Культбудка;

2. Аптечка;

3. Бачок с питьевой водой;

4. Титан для кипячения воды;

5. Шкафы сушильные для спецодежды;

6. Душевая.

Рабочие места должны быть освещены в соответствии с нормами электрического освещения.

Производственная санитария служит для практического использования научных положений гигиены труда и занимается изучением вопросов санитарного устройства, эксплуатации и содержания предприятия; разработкой требований; обеспечивающих нормальные условия труда на рабочих местах, в производственных помещениях и на территории предприятия.

Производственная санитария направлена на устранение факторов, неблагоприятно влияющих на здоровье трудящихся и создание нормальных условий работы на производстве.

10.3 Меры по обеспечению пожарной безопасности

При бурении нефтяных и газовых скважин опасность возникновения пожара связана с возможностью открытого газонефтяного фонтана из-за нарушения технологии бурения, неисправности ПВО или несвоевременного использования его для предупреждения выбросов и открытых фонтанов.

Пожары на буровых установках могут возникать также в связи с применением нефти, дизельного топлива и других горючих материалов, вследствие нарушения правил хранения и использования этих материалов или правил монтажа и эксплуатации оборудования.

Для обеспечения пожарной безопасности площадки, предназначенной для монтажа буровой установки, освобождается от наземных и подземных трубопроводов и кабелей, очищается от леса, кустарника, травы в радиусе не менее 50 м. Вокруг вышки и других наземных сооружении устраиваются площадки шириной 10 - 12 м. Сгораемые конструкции сарая обрабатываются огнезащитным составом.

Топливная емкость для двигателей внутреннего сгорания располагается не ближе 20 м от помещения, в котором они установлены. Выхлопные трубы двигателей оборудуются искрогасителями, а выхлопные газы отводятся на расстояние не менее 15 м от устья скважины, 5 м от стены машинного сарая и 1,5 м выше конька крыши. В местах прохода выхлопной трубы через стены, полы и крышу помещения между трубой и сгораемыми конструкциями оставляется зазор не менее 15 см, а трубы обертываются асбестом.

При использовании нефтяных ванн должны соблюдаться меры исключающие возможность выброса и разлива нефти. В частности, нефть закачивается в скважину по шлангам, изготовленных из специального каучука, или по металлическим шлангам с быстросъемными соединителями, а продавливается утяжеленным раствором.

Трубы, по которым нефть наливается в емкости и перекачивается в скважину надежно заземляются. Пролитая нефть смывается струей воды, загрязненные места засыпаются песком или землей, помещения силового привода дизелей или электродвигателей тщательно проветриваются.

При бурении скважин с применением промывочных растворов на углеводородной основе желобная система и приемные емкости закрываются с целью предотвращения испарения легких углеводородных фракций. Около подъездных путей к буровой и вокруг нее устанавливаются щиты с надписями о необходимости строгого соблюдения правил техники безопасности.

Дизельное топливо и нефтепродукты для приготовления раствора хранятся не ближе 40м от буровой установки. На такое же расстояние удаляется промывочный раствор на углеводородной основе принимаются меры по предупреждению образовании искр и других источников воспламенения.

В процессе бурения систематически измеряют температуру выходящего из скважины раствор.

При бурении скважины с возможными газопроявлениями проводят непрерывный анализ воздуха на рабочей площадке с помощью газоанализатора. В случае увеличения концентрации газа в количестве 20% от нижнего предела принимают меры к выявлению и устранению мест утечек.

На бурящейся скважине должны находится следующие средства тушения:

1.Огнетушитель пенный ОХП-10 - 8 шт.

2.Ящики с песком - 5 шт.

3.Лопаты - 5 шт.

4.Ломы - 2 шт.

5.Багры - 2 шт.

6.Топоры - 2 шт.

7.Пожарные ведра - 4 шт.

На буровой установке должна быть предусмотрена возможность

тушения пожара с забором воды от водопровода.



11. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Озерная площадь нефти в административном отношении расположена на севере Пермского края на юго-западной окраине Красновишерского района, в 30 км южнее г. Красновишерска.

Непосредственно на территории площади населенные пункты отсутствуют.

Ближайший населенный пункт д. Немзя расположен в 1,6 км восточнее контура площади, другие населенные пункты (д. Котомыш, д. Кузнецово) удалены на расстоянии более 5 км от площади.

Район площади характеризуется сложными геоморфологическими и инженерно-геологическими условиями: расположение в центральной части площади озера Нюхти (площадь зеркала 630 га), являющегося гидрогеологическим памятником природы, значительная заболоченность и заселенность, широкое развитие мощных торфяных отложений, проявление приповерхностных форм соляного карста, слабая естественная защищенность подземных вод от поверхностного загрязнения, наличие трещинно-разрывных зон в осадочном чехле, имеющих признаки флюидопроводимости.

Гидрографическая сеть в районе месторождения представлена вытекающим из озера Нюхти ручьем Исток, являющимся правым притоком р. Колынва. Вокруг озера расположена часть Гудборско-Колынвенского болота. Размер водосборной площади оценивается в 45 км².

Основной особенностью площади является его расположение в пределах государственного ландшафтного заказника областного значения «Нижневишерский», имеющего режим особого природопользования, Согласно положению о данном заказнике, хотя в его пределах и разрешены в ограниченных масштабах работы по разведке и эксплуатации нефтяных и газовых площадей, но их проведение имеет ряд жестких ограничений, основными из которых является запрет на размещение нефтепромысловых объектов в водоохранных зонах водоемов и водотоков.

Озерная площадь нефти открыта в 1977 году. Промышленная нефтеносность связана с сакмарскими, башкирско-серпуховскими и турне-фаменскими отложениями. Ввиду повышенных требований к охране окружающей природной среды при строительстве скважин применяется система замкнутого цикла (безамбарный метод строительства скважин).

В целях охраны недр и окружающей среды проектом предусматривается проведение комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти и газа, вследствие низкого качества проводки скважины и неправильной ее эксплуатации, в процессе испытания, что может привести к преждевременному обводнению и дегазации продуктивного пласта.

С целью предотвращения выброса или открытого фонтана, пласты должны вскрываться на высококачественном глинистом растворе, параметры которого должны соответствовать регламенту, при наличии на устье ПВО.

Проектом предусматривается проведение мероприятий по предупреждению порчи пахотных земель, загрязнения водоемов. На площадках под буровой предусматривается рекультивация земель. Перед началом буровых работ снимается плодородный слой земли и складируется во временные отвалы.

После окончания работ производится захоронение производственного и бытового мусора, отходов бурения. Засыпаются и выравниваются ямы, котлованы. Плодородный слой возвращается из отвалов обратно.

С целью предупреждения загрязнения водоемов используют систему замкнутого оборотного водоснабжения.

Во избежание разлива горюче - смазочных материалов, глинистого раствора, нефти, вокруг буровой делаются обваловывание.



СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1) Вадецкий Ю.В. «Бурение нефтяных и газовых скважин», М., «Недра», 1985 г.

2) Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М.,«Типовые задачи и расчёты в бурении», М., «Недра», 1982 г.

3) Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З., «Бурение наклонных и горизонтальных скважин», М., «Недра», 1997 г.

Размещено на Allbest.ru