Технология капитального ремонта скважин методом забуривания вторых наклонно-направленных стволов

.8 Виды осложнений, их приуроченность к отдельным интервалам разреза

Интервал 0 - 300 м, представленный песками и алевритовыми глинами антропоген-миоценовского возраста, характеризуется пониженными пластовыми давлениями, Т₃₀₀ = 34°С. Из осложнений возможны незначительные поглощения промывочной жидкости.

Интервал 300 - 600 м, сложенный различными осадочными породами эоценовского возраста, характеризуется нормальными и несколько повышенными пластовыми давлениями, К_а = 1,15. Поровое давление изменяется от 3,3 до 7,4 МПа; Т₆₀₀ = 66°С. Из осложнений возможны осыпи и сужения стенок скважины против проницаемых пластов.

Интервал 600 - 860 м, выраженный песчаниками, текучими глинами - палеоцен - карбонового возраста, характеризуется повышенными пластовыми (К_а = 1,15) и поровыми (К_а = 1,1-1,6) давлениями. Т₆₀₀ = 66°С; Т₈₆₀ = 92°С. Из осложнений возможны прихват бурового инструмента и нефтегазопроявления. При получении интенсивных притоков пластовых вод, температура на устье может достигать 90°С.

2. технико-технологический раздел

2.1 Типовая конструкция скважины

Под конструкцией скважины понимается число спускаемых обсадных колонн, глубина их установки, диаметр долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, высота подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве. Выбор конструкции скважины зависит от многих факторов: назначения скважины, проектной глубины, геологического строения месторождения, устойчивости горных пород, характера изменения пластовых давлений, состава пластовых жидкостей, профиля скважины, способа и технологии бурения, метода вскрытия продуктивного пласта, дебета и способа эксплуатации, экономичностью. В соответствии с геологическими условиями бурения, требованиями, предъявляемыми к газовым эксплуатационно-нагнетательным скважинам, лабораторией технологии проводки скважин утверждена следующая конструкция скважины.

Общие сведения о конструкции скважины и характеристика конструкции скважины приведены в таблице 12 и 13, соответственно.

Таблица 12 - Типовая конструкция скважины

Таблица 13- Характеристика конструкции скважины

.2 Расчет профиля скважины

Отклонение нового забоя от старого должно быть больше радиуса зоны выработки, т.е. второй ствол в интервале ее фильтровой части должен пройти за пределами этой зоны. В противном случае возможны различные осложнения в процессе бурения и, кроме того, будет затруднен нормальный приток жидкости в скважину после зарезки и бурения второго ствола.

При определении профиля ствола следует руководствоваться:

-        профиль проектируется на цель заказчика (профиль ствола зависит от направления залегания продуктивного пласта);

-        оптимальная длина бокового ствола (зависимость от интервала профиля первоначального ствола скважины);

         интенсивность искривления не должна превышать 5⁰ на 10 метров, за исключением случаев без спуска хвостовика (применение телесистем допускает интенсивность искривления до 12⁰ на 10 метров);

         окно зарезки в обсадной колонне эксплуатационной скважины располагается в интервале глин, между муфтами эксплуатационной колонны (хорошее качество цементажа в межколонном пространстве);

         при выборе интервала забуривания место зарезки бокового ствола выбирается, по возможности, ближе к забою основного ствола, так как в случае низкого качества цементного камня за эксплуатационной колонной или его отсутствия проводятся работы по повторному цементированию затрубного пространства;

         проектирование осуществляется с учетом оптимальной траектории скважины и, исходя из условий возможности проводки скважины при различных режимах бурения, доведение нагрузки на долото и последующим спуском колонны;

         при проектировании бокового ствола следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов;

         проектирование бокового ствола с горизонтальным окончанием необходимо начинать с определения протяженности, формы и направления горизонтального участка скважины (указанные параметры зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его мощности и литологии, распределения горной породы по твердости и устойчивости разреза), и окончательно выбирать после бурения и пробной эксплуатации на конкретном месторождении нефти и газа нескольких разведочных скважин;

         геологическая характеристика разреза должна давать полное представление о следующем:

а) возможность завершения скважины без разобщения и изоляции нижней части разреза, включая продуктивный пласт;

б) наличие интервалов устойчивых пород и их мощность;

в) литологический состав, характер и степень фациальных изменений пород продуктивного пласта и вышележащих пластов;

г) углы наклона и его мощность;

         эксплуатационная характеристика пласта должна включать:

а) запасы нефти/газа, добыча которых вертикальным или наклонными скважинами затруднена или практически невозможна;

б) пластовое давление;

в) состояние разработки залежи;

г) режим работы пласта;

д) способы эксплуатации и предполагаемая частота, причины и характер ремонтов;

е) эффективность других методов интенсификации добычи и методов увеличения нефтеотдачи.

В данном случае расчет профиля горизонтальной скважины сводится к определению длины тангенциального участка при заданных остальных параметрах (рисунок 1).

1. Назначение скважины - экслуатационно-нагнетательная

2. Проектная глубина по вертикали Н - 860м

3. Проектная длина по стволу скважины L - 880м

4. Вид скважины - наклонно-направленная трех интервальная

5. Азимут бурения - 90°

6. Максимальный зенитный угол a - 17°

7. Радиус кривизны R - 870,38 м

8. Максимальная интенсивность изменения зенитного угла - 0,75 град/10м

9. Отклонение от вертикали точки входа в подошву продуктивного пласта А - 110м

10.Диаметр колонны в которой проводятся работы - 219 мм

11. Зарезка на глубине h₁ = l₁ =315м.

Рисунок 1 - Расчетная схема

Для расчета профиля скважины используются следующие формулы.

Вертикальный участок:

h₁ = l₁ = 315 м.

Участок набора кривизны:

горизонтальная проекция

,

 м;

вертикальная проекция

,           м;

длина ствола скважины

,

 м.

Участок наклонно прямолинейный:

вертикальная проекция

,

м

горизонтальная проекция

,

88,86м

длина ствола скважины

,

 м.

Суммарная длина

ствола скважины

 м;

горизонтальных проекций

 м;

- вертикальных проекций

 м.

.3 Выбор типоразмера долот

Максимальный диаметр спускаемой эксплуатационной колонны или хвостовика определяем в зависимости от диаметра колонны, в которой будут проводиться работы по вскрытию окна.

Проектирование следует начинать с выбора долота для бурения второго ствола. При этом учитывают следующее:

) диаметр колонны, в которой будут проводиться работы по зарезке и бурению второго ствола;

) зазор между колонной и долотом, обеспечивающий свободное прохождение долота внутри колонны.

Диаметр долота, D_д, мм, которым предстоит бурить второй ствол под эксплуатационную колонну или хвостовик, определяют по формуле:

,

 мм,

где D_в - внутренний диаметр колонны, в которой будут проводится работы, D_в = 201 мм;

d - зазор между внутренним диаметром колонны и долотом, принимается равным 5 мм.

Выбираем долото III 190,5 МС-ГВ.

После выбора долота определяют диаметр колонны d_K, мм, спускаемой в пробуренный ствол, вычисляют по формуле

,

где d₁ - зазор между стенкой скважины (диаметром условно принятым равным диаметру долота) и наружным диаметром спускаемой колонны, размеры которого приведены ниже.

 мм.

Принимаем диаметр равным 146 мм.

Проектирование конструкции скважин заканчивается сравнением наружного диаметра спускаемой эксплуатационной колонны и колонны, в которой проводятся работы.

При этом необходимо соблюдение следующего условия:

.

Рекомендуемые зазоры d₂ приведены ниже

Условие  выполняется.

После выбора и уточнения конструкции скважин необходимо подобрать режущий инструмент для вскрытия окна в колонне, размеры которого должны быть такими, чтобы спускаемые долота, колонна, аппаратура для геофизических исследований и т.п., свободно проходили через окно в процессе работы.

Максимальный диаметр райбера D_p , мм, определяют по формуле:

мм,

 мм.

Далее выбирают тип отклонителя. Перед спуском отклонителя колонна, в которой проводится работы по зарезке и бурению второго ствола, обследуется специальными шаблонами (направлением), диаметр и длину которого определяют по формулам:

мм,

мм,

где D_o - наибольший диаметр спускаемого отклонителя, мм; L_o - длина спускаемого отклонителя, м.

Выбираем отклонитель ОТ-219, для которого D_o = 168мм L_o = 4600мм = 4,6м

Длина желоба или конической части - 2800мм. Угол скоса клина = 3°.

Определим диаметр шаблона и его длину:

D_M= 168 + 3= 171мм;

L_M = 4,6 + 3 = 7,6 м (принимаем 8м).

Таким образом, после завершения работ по зарезке и бурению второго ствола скважины будем иметь двухсекционную 219x146 - мм эксплуатационную колонну с воронкой на глубине 290м, и подъемом цементного раствора до воронки.

2.4 Технология зарезки «окна» в эксплуатационной колонне

.4.1 Подготовительные работы к зарезке «окна»

В интервале зарезки второго ствола прорезается «окно» в эксплуатационной скважине. Предварительно необходимо обследовать эксплуатационную колонну ребристым шаблоном, чтобы установить возможности спуска отклонителя. С помощью локатора муфт определяют точное местоположение муфт эксплуатационной колонны.

Затем в колонне создают цементный стакан с таким расчетом, чтобы упираясь в него, отклонитель обеспечил прорезку окна, минуя муфты. Для нахождения места расположения муфты и создания цементного кольца для опоры отклонителя применяют механический фиксатор (I ФГМ - 219).

После создания цементного стакана на бурильных, трубах спускают отклонитель (ОТ - 219) для обеспечения необходимого отклонения райберов при вскрытии "окна" в колонне и придающей начальное направление буровому инструменту при бурении второго ствола. Тип отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны и её состояния. Перед спуском отклонителя в скважину необходимо проверить его размеры и все основные узлы. Затем болтами соединяют спускной клин с направляющим клином. Отклонитель в собранном виде на бурильных трубах при небольшой скорости спускают в скважину, наблюдая за показаниями индикатора веса. При достижении отклонителем забоя (цементный мост) телескопическое устройство срабатывает, шпильки срезаются, а отклонитель продолжил перемещаться вниз, закрепляется плашками в колонне. Затем резкой посадкой инструмента (8 - 10 тс) срезают болты, соединяющие отклонитель со спускным клином, и поднимают клин на поверхность.

.4.2 Определение длины «окна» в колонне

Работы по вскрытию окна в колонне являются операцией, предшествующей бурению второго ствола, и, как правило, производятся с промывкой буровым раствором. Длина окна зависит от диаметра прорезаемой колонны, угла скоса отклонителя, диаметра и рабочей длины райбера. Определяем длину окна вскрываемого комбинированным райбером в 219мм в эксплуатационной колонне с толщиной стенок, равной 9мм. В скважину спущен отклонитель ОТ-219.

Длину окна l, мм, определяем по формуле:

,

где D_в - внутренний диаметр прорезаемой колонны, мм;

a - угол скоса клина отклонителя, равный 3°;

d₁ - наибольший диаметр райбера-192мм (райбер ФРС-219-3);

d₂ - наименьший диаметр райбера- 148мм;

h - рабочая длина райбера, равная 580мм

Получим:

 мм

Таким образом, длина вскрытого окна равна 1,366 м.

«Окно» считается полностью вскрытым и обработанным, когда райбер без вращения инструмента свободно входит в него.

.4.3 Технические средства для вырезания щелевидного окна в обсадной колонне

В обсаженной скважине дополнительный ствол забуривают через щелевидный вырез или в интервале сплошного вырезанного участка в обсадной колонне. В качестве режущего инструмента при создании щелевидного выреза в обсадной колонне используют фрезеры или райберы различных типов. Наиболее распространены райберы типа ФРС № 1, 2 и 3. Основным райбером - №1 прорезывают отверстие в колонне, затем райбером № 2 отверстие увеличивают на длину скошенной части отклонителя, а райбером № 3 вырез обрабатывают и калибруют. Ствол из обсаженной скважины забуривают по трем схемам: с использованием стационарного клинового отклонителя через щелевидное окно в обсадной колонне; с применением стационарного или съемного отклонителя в интервале вырезанного участка обсадной колонны; с помощью отклонителей на базе забойных двигателей в интервале вырезанного участка обсадной колонны. Райбер с центрирующим направлением (РЦН), разработанный в АзНИПИнефти, является универсальным, так как позволяет за один рейс получить полноразмерный вырез в обсадной колонне. Конструкция райбера РЦН состоит из двух рабочих элементов, соединенных между собой переводником. Нижний рабочий райбер, имеющий форму усеченного конуса, прорезает колонну, а верхний, имеющий цилиндрическую форму, калибрует вырез. Нормальный ряд райберов типа РЦН разработан для обсадных колонн диаметрами 141, 146 и 168 мм.

Рисунок 3 - Схема вырезки «окна» в обсадной колонне

В местных условиях часто используются райберы оригинальной конструкции. Для примера на рисунке 4 показаны разборные райберы конструкции НГДУ "Хадыженнефть". Эти райберы технологичны в изготовлении и надежны в работе.

Рисунок 4 - Райберы конструкции НГДУ "Хадыженнефть": а - РК-3; 1,3- верхняя и нижняя рабочие части; 2 - переводник; б - РТ-3-143; 1 - корпус; 2 - переводник; 3 -рабочая часть

Режущие элементы райберов армируются пластинами твердого сплава марок ВК8, Т17К12, Т5К12В. Ввиду высокой стоимости твердого сплава Азинмаш рекомендует изготовлять райберы путем литья в металлический кокиль магниевого чугуна с отбеленной коркой до глубины, несколько превышающей высоту зуба, твердость которого HRC = 85-86. Сердцевину литого райбера упрочняют термообработкой. Применять для изготовления режущих кромок сталь марки Р18 Азинмаш не рекомендует, так как при окружной скорости более 45 м/мин кромка быстро затупляется. В райберах малого диаметра, когда окружная скорость невелика, могут быть использованы быстрорежущие стали.

За рубежом райберы выпускают многие фирмы, изготавливающие бурильный инструмент. Райберы, как правило, армируются осколками карбида вольфрама, что дает возможность после сработай повторно наплавлять рабочие поверхности инструмента. Ряд фирм выпускает для получения выреза в обсадной колонне алмазные фрезы, которые используют в сочетании с фрезой цилиндрической формы, расположенной выше. Применение таких фрез на глубине свыше 3000 м в колоннах из высокопрочной стали марки Р-110 позволяет сократить число спускоподъемных операции не менее чем на два рейса для получения одного полноразмерного выреза.

В ряде случаев для забуривания дополнительного ствола из обсаженной скважины удаляют участок колонны на заданном интервале. Для этой цели применяют секционные (интервальные) фрезы, являющиеся разновидностью раздвижных буровых инструментов, которые используют при расширении или калибровке ствола скважины. ВНИИБТ разработал два типа устройств для вырезания участков обсадных колонн различного диаметра. Устройство вырезающее универсальное УВУ предназначено для вырезания участка обсадной колонны диаметрами 168, 178, 194 и 219 мм (в зависимости от варианта исполнения) с целью забуривания в этом интервале нового ствола скважины или вскрытия продуктивного пласта.

Основные технические характеристики

Длина без центраторов, мм................................ 1866

Осевая нагрузка на резцы, кН, не более............ 40

Частота вращения изделия, с" ........................... 0,66-1,17

Температура рабочей среды, °С, не более.......... 100

Перепад давления на устройстве, МПа............... 2-4

Средняя механическая скорость вырезания, м/с...... 19-10°

Проходка на комплект резцов по трубе из стали группы прочности Д

для забуривания ствола, м, не менее......................... 9

Число резцов............................................................... 5

Рисунок 5 - Универсальное вырезающее устройство конструкции ВНИИБТ

Основные технические данные нормального ряда УВУ приведены ниже.

Универсальное вырезающее устройство представляет собой фрезерующий инструмент, резцы которого выдвигаются под действием давления промывочной жидкости. Обсадная колонна фрезеруется при вращении бурильного инструмента.

В случае прекращении подачи бурового раствора при отрыве резцов от поверхности резания возвратная пружина перемещает поршень с толкателем в исходное положение и резцы возвращаются в пазы патрона.

Вырезающее устройство центрируется в обсадной колонне направляющими центраторами, размещенными выше и ниже резцов. Усилие центрирования регулируется подбором и установкой пружин с расчетными характеристиками. Место положения верхнего центратора выбирают из расчета, чтобы оно находилось в обсадной колонне выше выреза. Место расположения нижнего центратора не изменяется в процессе работы устройства.

Число режущих пластин выбирают исходя из необходимости своевременного удаления стружки с обрабатываемой поверхности. Для прорезания и торцевания колонны используют резцы различных типов. Форма прорезных пластин 0143А (ГОСТ 2209-82), материал - титаново-танталовый сплав марки ТТ17К12. Для отвода стружки металла перед передним режущим элементом имеется фаска, перед вторым - канавка.

Для торцевания колонны в обычных условиях применяют резцы со ступенчатым расположением режущих элементов. Глубина резания обеспечивается тремя расположенными друг над другом пластинами из твердого сплава.

В каждом варианте исполнения вырезающего устройства резцы, направляющие и ограничители имеют различные размеры, соответствующие внутреннему и наружному диаметрам обсадной колонны. Остальные детали по размерам одинаковы для обеспечения универсальности вырезающего устройства.

Испытания вырезающего устройства типа УВУ, проведенные в ряде НГДУ, показали, что в среднем на вырезание участка длиной 6-8 м затрачивается от 13 до 26 ч при четырех рейсах инструмента. Для нормальной работы вырезающего устройства подача бурового раствора должна составлять 10-14 л/с, частота вращения инструмента 40-50 об/мин, осевая нагрузка при прорезании 5-10 кН, при торцевании колонны 40 кН. Опыт показывает, что на прорезание колонны затрачивается 0,17-0,25 ч, средняя проходка на комплект прорезных резцов 0,95 м, торцовых 2,12 м, средняя механическая скорость вырезания участка колонны прорезными резцами 0,2 м/ч, торцовыми резцами 0,9 м/ч.

За рубежом участок обсадной колонны вырезают с помощью секционных фрезеров, являющихся разновидностью раздвижных буровых инструментов, применяемых для расширения и калибровки ствола скважины. Многие американские фирмы в настоящее время изготовляют универсальные раздвижные инструменты, которые при установке соответствующего режущего элемента могут выполнять функции расширителя, фрезы или трубореза. Наиболее простыми являются фрезерные инструменты, предложенные А. Каммерером. В этих фрезах резцы в транспортном положении фиксируются с помощью шпинделя. При переводе резцов из транспортного положения в рабочее шпиндель остается неподвижным, а корпус перемещается, что снижает опасность заклинивания фрезера в скважине. Один из вариантов секционного фрезера Каммерера, предназначен для работы на больших глубинах. Особенностью этой конструкции является то, что на больших глубинах затруднено создание больших гидравлических перепадов давления промывочной жидкости из-за больших гидравлических сопротивлений. Поэтому для раздвижения лап с резцами используют специальную пружину, создающую дополнительное усилие 7-8 кН. Колонна прорезается внешними выступами лап, армированными твердым сплавом. После того, как колонна прорезана, резцы выдвигаются полностью из корпуса и фрезерование продолжается до их полной сработки. При подъеме инструмента резцы упираются в торец трубы, а шпиндель движется вверх, сжимая пружину и утапливая резцы в пазы.

.5 Технология бурения участка набора кривизны ствола скважины

Искривление скважины на заданном интервале проводят с помощью отклоняющего инструмента. В процессе бурения участка набора зенитного угла необходимо стремиться к тому, чтобы компоновка низа бурильной колонны оставалась неизменной. Геометрические размеры компоновки необходимо изменить, если фактическая интенсивность искривления больше расчётной на 1,5°/10 м и более. Эффективность проводки скважины, по заданному профилю определяется интенсивностью набора зенитного угла на проектном интервале. Поэтому в ходе бурения участка искривления необходимо систематически контролировать фактическую интенсивность для конкретно применяемой компоновки. Для второго рейса бурильную колонну с отклонителем спускают с учетом результатов предыдущего рейса. Угол установки отклонителя определяют исходя из конкретных условий. Окончание бурения участка набора зенитного угла определяют по данным инклинсметрических замеров, проведенных в конце участка искривления.

Отклоняющие компоновки выбирают в зависимости от геологического разреза, ожидаемого состояния ствола скважины и. требуемой интенсивности его искривления. Отклоняющие компоновки с кривым переводником рекомендуется применять при бурении скважин в устойчивых геологических разрезах, в которых не ожидается значительного увеличения диаметра ствола. Отклоняющие компоновки (ОК) с кривым переводником отличаются простотой сборки и эксплуатации. Геометрические размеры отклоняющих компоновок рассчитывают в зависимости от заданной интенсивности искривления скважины.

.6 Технология бурения наклонно прямолинейного интервала скважины

Стабилизация угла прямолинейного участка наклонно направленной зажины важнейший этап её проводки, так как прямолинейный участок самый протяженный элемент профиля, успешная проводка которого определяет экономичность бурения скважины. Поэтому бурение наклонно прямолинейного участка данной скважины рекомендуется проводить роторным способом, применяя жесткую компоновку, которая обеспечит стабилизацию зенитного угла. Используемые простейшие компоновки для бурения второго ствола приведены в таблице 14.

Таблица 17. Компоновка низа бурильной колонны при бурении

Для повышения эффективности работы долота за счёт лучшей центрации его в стволе скважины и предотвращения заклинивания компоновки над долотом устанавливается полноразмерный калибратор. Установка калибратора приводит к перераспределению сил на центраторе и долоте. Установлено, что уменьшение реакции на центраторе приводит к росту сил на калибраторе, и наоборот. Следовательно, увеличивая диаметр центратора, можно значительно разгрузить калибратор и добиться увеличения ресурса его работы.

При проходке наклонно-прямолинейного участка режим бурения должен быть таким же, как и при бурении вертикальных скважин в этом же интервале. В процессе бурения наклонной скважины необходимо учитывать, что фактическая нагрузка на долото может значительно отличаться от фиксируемой индикатором веса и зависит от конфигурации ствола и коэффициента трения. При такой компоновке бурят с высокой частотой вращения ротора и небольшими нагрузками на долоте.

В таблице 15 приведены технико-технологические мероприятия, обеспечивающие успешную проводку скважины.

Таблица 15 - Технико-технологические мероприятия

.7 Телеметрическая система для ориентирования отклоняющей компоновки при бурении дополнительных стволов из эксплуатационных колонн (ЭТО-2)

Для контроля процесса набора зенитного угла в заданном направлении при бурении дополнительных наклонных и горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн малодебитных и бездействующих нефтяных и газовых скважин во ВНИИБТ (O.K. Рогачев) разработаны малогабаритные телеметрические системы с электропроводным каналом связи -ЭТО-1 и ЭТО-2. Телесистемы предназначены для измерения угла закручивания бурильной колонны и контроля угла установки отклонителя в процессе бурения.

Телесистема ЭТО-2 позволяет также проводить измерения зенитного угла ствола скважины в процессе бурения. Телесистема ЭТО-2 состоит из спускаемого на трехжилъном геофизическом бронированном кабеле измерительного зонда, который на нижнем конце имеет направляющую планку, и наземного измерительного устройства.

Применение ее предусматривается с использованием специального переводника для пропуска кабеля внутрь бурильной колонны, а также установочного переводника типа "Зенит", который размещается над отклонителем и имеет специальный, ориентированный с меткой отклонителя паз, служащий для фиксации измерительного зонда через, планку. Телесистема используется в комплексе с предохранительными переводниками для крепления и предохранения наружной части кабеля от повреждений при спуске переводника внутрь кондуктора и съемными грузами, устанавливаемыми над измерительным зондом. Число их определяется необходимой скоростью спуска зонда на забой. Техническая характеристика

Глубина спуска (взависимости от длины кабеля),………..0-3000

Начальный угол наклона скважины, градус......... 5

Максимальный зенитный угол скважины, градус. 180

Диапазон измеряемого зенитного угла, градус..... 5-89

Диапазон угла закручивания, число оборотов:

1 Влево.................................................................... 5

2 Вправо.................................................................. 5

Относительная погрешность измерения угла закручивания в пределах одного оборота, градус............................................................ 2,0

Температура окружающей среды, °С, вокруг:

3 забойного зонда.................................................... 100

4 наземного блока.................................................... 50

Габариты, мм:

Забойного зонда:

5 наружный диаметр................................................ 36

6 длина...................................................................... 500

наземной части.................................................... 255x180x90

Забойной части:

7 без грузов, направляющих планок и кабельного ввода... 2,5 наземной части:

8 с батареями............................................................. 1,5

9 с источником питания............................................. 2,2

Напряжение электропитания, В:

-от батарей................................................................... 36

-от сети.......................................................................... 220+10

Потребляемая мощность, Вт....................................... 0,1

Принцип работы с телесистемой заключается в следующем. Перед началом ее использования проводят инклинометрию нижнего участка ствола скважины для определения его зенитного угла и азимута и дальнейшего применения полученных данных для фиксации реперных точек забойного зонда и отклонителя через установочный переводник.

КНБК собирается с отклонителем, затем устанавливается переводник "Зенит" и ориентируется его паз с меткой отклонителя. Колонну спускают на забой. На верхний конец бурильной колонны (до ведущей трубы) устанавливается кабельный переводник. На нижний конец измерительного зонда укрепляется направляющая планка, которая ориентирована с меткой первичного преобразователя зонда; на верхний конец подсоединяется разъем геофизического кабеля, сматываемого через направляющие ролики с барабана лебедки. С другой стороны кабель подключается к наземной аппаратуре. Работоспособность системы проверяется на поверхности путем поворота зонда на 360°. Зонд с грузами пропускается в кабельный переводник и спускается до стыковки его с пазом переводника. Момент контакта с переводником контролируется измерением длины кабеля и ослаблением его натяжения, а фиксация - в процессе предварительного ориентирования.

В процессе предварительного ориентирования путем переключения переключателя на лицевой панели наземного измерительного прибора замеряют положение забойного первичного преобразователя по шкале индикатора и регулятором устанавливают значение сигнала, равное нулю. Медленно поворачивая колонну ротором вправо (один оборот), убеждаются, что показания прибора линейно увеличиваются от нуля до полного отклонения стрелки (т.е. до отметки 360°). Снова устанавливают "нуль" на шкале прибора, затем проводят ориентирование отклонителя в нужном направлении путем поворота колонны ротором на расчетный угол и опять устанавливают нуль. Далее осуществляется герметизация кабеля в кабельном переводнике с помощью сальникового уплотнения. После этого наворачивается ведущая труба, с помощью предохранительного хомута укрепляется кабель и начинается бурение. В зависимости от режима работы нижняя часть колонны с отклонителем поворачивается на некоторый угол, величина которого считывается по стрелочному прибору. Так можно измерять угол закручивания КНБК. Для установления отклонителя в заданное направление необходимо довернуть колонну до значения "нуль" на шкале прибора (рис. 7). В процессе бурения "нуль" на шкале прибора поддерживается поворотами ротора влево и вправо.

Рисунок 7 - Схема расположения КНБК в плане: j₁, j₂, j_о - азимут соответственно скважины, бурения и отклонителя (при заданной ситуации отклонителя необходимо довернуть ротором на угол j₂ - j_о)

.8 Выбор типа и параметров бурового раствора

Буровые растворы должны обеспечивать безопасность ведения работ по выводу скважины из бурения с максимальной производительностью. При бурении скважин растворы выполняют различные функции, которые подразделяются на пять основных групп.

. Гидродинамические функции обусловлены вязкостью, инерцией и другими свойствами движущейся жидкости:

вынос выбуренной породы из скважины и освобождение от нее на земной поверхности;

размыв породы на забое скважины (гидромониторный эффект);

отвод тепла от долота при его работе на забое скважины.

. Гидростатические функции обусловлены весом бурового раствора, оказывающим давление на стенки скважины, прочностью раствора на сдвиг:

предотвращение проникновения в ствол газа, нефти и воды из пластов, образующих стенки скважины;

удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

сохранение целостности стенок скважины, сложенных слабосцементированными породами;

уменьшение нагрузки на талевую систему.

. Функции коркообразования обусловлены способностью буровых растворов образовывать в поровом пространстве стенок скважины и на их поверхности фильтрационную корку, обладающую пониженной проницаемостью и некоторой прочностью:

уменьшение проницаемости стенок скважины;

сохранение или усиление связанности слабосцементированных пород;

уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважины.

. Физико-химические функции обусловлены физико-химическим взаимодействием компонентов бурового раствора с породами, составляющими стенки скважины, с пластовыми водами, с бурильным инструментом:

сохранение устойчивости стенок скважины, несмотря на воздействие фильтрата бурового раствора;

предохранение бурового оборудования от коррозии и абразивного разрушения;

сохранение естественной проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии;

сохранение необходимых технологических свойств раствора, несмотря на воздействие выбуренной породы, пластовых вод, высокой температуры;

улучшение буримости породы.

. Прочие функции:

сохранение теплового режима в многолетнемерзлых породах при их разбуривании;

содействие установлению геологического разреза скважины при помощи геофизической аппаратуры и возможности изучения природы выбуренных частиц, выносимых раствором из скважины.

Высокой эффективности буровых работ можно достичь при выполнении следующих мероприятий.

. Выбор плотности, параметров, обеспечивающих выполнение гидравлической программы, и типа бурового раствора, удовлетворяющего при минимальной стоимости геологическим условиям бурения. Правильный выбор типа раствора минимизирует вероятность возникновения осложнений при бурении и освоении пластов, обусловленных его взаимодействием со стенками скважины и шламом.

. Определение рецептуры (состава компонентов) выбранного типа бурового раствора, обеспечивающей получение необходимых технологических свойств последнего с целью интенсификации процесса промывки без увеличения вероятности возникновения осложнений. При установлении рецептуры необходимо учитывать экономику, а также содержание и состав твердой фазы, реологические, тиксотропные, смазочные и в ряде случаев фильтрационные свойства раствора.

. Своевременное восстановление технологических свойств бурового раствора. Оптимальное управление свойствами бурового раствора наряду с эффективной очисткой предполагает контроль его показателей и наличие данных как о степени потери эффективности компонентов раствора в различных условиях, так и об изменении контролируемых показателей в зависимости от качественного и количественного изменения состава бурового раствора.

При выборе типа бурового промывочного раствора ставиться цель достигнуть такого соответствия свойств раствора геолого-техническим условиям, при котором исключаются или сводятся к минимуму нарушения устойчивости или другие осложнения процесса бурения. Буровой раствор необходимо выбирать с учетом устойчивости горных пород при бурении, по механизму нарушения невозмущенного состояния, по восприимчивости к воздействию буровых растворов. С учетом всего вышеизложенного, а также принимая во внимание литологический состав пород и ожидаемые осложнения, произведем выбор типа бурового раствора. Известковые буровые растворы относятся к числу саморегулирующихся ингибирующих систем. Их применяют при разбуривании неустойчивых глинистых отложений, склонных к осыпям, обвалам и набуханию. Опыт использования известковых буровых растворов показал их высокую эффективность для предупреждения осложнений при бурении, связанных с гидратацией и диспергированием выбуренных пород. Ингибирующее действие известковых буровых растворов основывается на двух основных процессах:

·   переход в результате ионного обмена натриевых интенсивно набухающих глин разреза в кальциевые;

·   необратимое поглощение извести, приводящее к модифицированию поверхности глинистых частиц раствора и породы.

Величина плотности бурового раствора определяется согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» НПО ОБТ Москва, 2003 и рассчитывается по формуле

,

где  - проектное пластовое давление, Па;  - глубина залегания кровли продуктивного пласта, м;  - коэффициент, учитывающий превышение статического давления столба бурового раствора над пластовым (при  < 1200 значение  = 1,1; при  > 1200 значение  = 1,05).

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5-3,0 МПа для более глубоких скважин.

Определим реологические характеристики бурового раствора t₀ и h по регрессионным уравнениям:

где  - динамическое напряжение сдвига, Па;

 - плотность бурового раствора, кг/м³;

 - пластическая вязкость, Па×с.

 Па;

 Па×с.

Типы и технологические параметры буровых растворов приведены в таблице 16.

Таблица 16- Тип и технологические параметры бурового раствора

.9 Выбор параметров режима бурения

.9.1 Обоснование осевой нагрузки на долото

Осевая нагрузка на долото создается за счет веса нижней части бурильной колонны. При увеличении нагрузки на долото механическая скорость проходки вначале интенсивно растет до возможного максимального значения, а затем уменьшается. Таким образом, существует критическое значение осевой нагрузки на долото, превышение которой нерационально.

Осевую нагрузку на долото G_д, Н, с учетом показателей механических свойств горных пород и конструктивных данных о площади контакта рабочих элементов долота с забоем определяем по формуле:

,

,

где а - эмпирический коэффициент, учитывающий влияние забойных условий на изменение твердости (а = 0,3 - 1,59);

Р - твердость породы, определяемая по методике Л.А Шрейнера, Па;

F_K - площадь контакта зубьев долота с забоем, определяется по формуле В.С.Фёдорова, мм

D - диаметр долота, мм;

h - коэффициент перекрытия;

d - притупление зубьев долота, мм

Значение d и h в зависимости от размера и типа долота определяются по таблицам. Для долота D = 190,5 мм : h = 0,99 и d = 2,0 ¸ 2,5 мм.

 мм².

Для обеспечения объемного разрушения пород твердостью до 700 МПа расчетная осевая нагрузка по формуле (16) будет равна:

 кН.

.9.2 Обоснование частоты вращения

Частота вращения влияет на условия показателя работы породоразрушающего инструмента. Частоту вращения регулируют по-разному, в зависимости от способа бурения: в роторном бурении она может ступенчато изменяться в некоторых пределах, которые определяются технической характеристикой буровой установки; в турбинном - частота изменяется в зависимости от крутящего момента на валу двигателя в соответствии с его рабочей характеристикой.

Крутящий момент винтового забойного двигателя зависит от расхода рабочей жидкости и перепада давления в двигательной секции.

Требуемая частота вращения определяется по формуле:

где D_д - диаметр долота, см

G_д - нагрузка на долото, кН

 об/мин.

.9.3 Обоснование расхода промывочной жидкости

Подача насосов должна быть достаточной для очистки забоя и охлаждения долота, выноса шлама на поверхность, эффективной работы гидромониторных долот и гидравлических забойных двигателей. В то же время, при выборе подачи насосов должны быть учтены параметры насосной группы (гидравлическая мощность, подача и давление при различных диаметрах цилиндровых втулок, допускаемое давление в обвязке насосов).

Из условий обеспечения промывки забоя и охлаждения долота подача насосов может быть определена:

Q₁ = 0,785 q_уд D²_д

где    q_уд - расход жидкости (удельный) на единицу площади забоя (при использовании гидравлического забойного двигателя q_уд = 0,5 ¸ 0,65 м/с);

D_д - диаметр долота

Q₁ = 0,785 0,65 0,1905²=0,019 м³/с.

При использовании гидромониторных долот подача насосов должна обеспечить скорость гидромониторной струи в пределах 80-139 м/с, поэтому:

Q₂ = (80¸ 130) F_н                  (20)

где F_н - суммарная площадь сечения насадки долота.

Для обеспечения выноса шлама и предотвращения загрязнения жидкости выбуренной породой подача насосов должна удовлетворять условию:

Q₃ = 0,785 (к₁×к₂×U + С) ((к₃× D)² - d_н² ) (21)

где к₁ - коэффициент, учитывающий реальные условия равновесия твердых частиц в движущемся потоке, (1,14);

к₂ - коэффициент, учитывающий вращение бурильной колонны (в данном случае к₂= 1);

к₃ - коэффициент уширения (кавернозности), (1,1);

к₄ - коэффициент формы обломков (к₄ = 3);

d_н - наружный диаметр бурильных труб, (114 мм);

d_ш - средний диаметр частицы шлама, м;

g_ш , g_ж - соответственно удельный вес частицы шлама и промывочной жидкости, Н/м³;

Избыточная скорость восходящего потока С определяется из условия допустимой концентрации шлама:

где V_м - механическая скорость бурения, м/с;

f - допустимая объемная концентрация шлама в восходящем потоке (0,02);

F_з , F_к - площадь соответственно забоя и кольцевого пространства, м²;

Механическая скорость бурения составляет: 2,8 м/ч » 0,0008 м/с.

Тогда по формуле (22):

 м/с.

При отсутствии информации по шламу эквивалентный диаметр частицы следует определять:

для долот типа МС:

d_ш = 0,002 + 0,035×D_д = 0,002 + 0,035 × 0,1905 = 0,0087 м.

Средняя плотность пород, слагающих рассматриваемый интервал разреза - 2500 кг/м³

g_ш = 2500 × 9,81 = 24525 Н/м³

g_ж = 1060 × 9,81 = 10300 Н/м³

Расчетная скорость погружения частиц в жидкости по:

 м/с.

Тогда расход по формуле (21):

Q₃ = 0,785 (1,14 × 1 × 0,329 + 0,045) × ((1,1×0,1905)² - 0,114²) = 0,012 м³/с.

Для улучшения выноса шлама в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах желательно обеспечить турбулентность восходящего потока.

При не вращающейся бурильной колонне скорость восходящего потока может быть определена по формуле

         (23)

где t₀ - динамическое напряжение сдвига, Па

 м/с.

Тогда расход при этой скорости:

 м³/с,

При бурении гидравлическими забойными двигателями подача насосов должна обеспечить заданный вращающий момент на валу двигателя.

Для винтового двигателя:

где Q_табл - расход промывочной жидкости при котором двигатель развивает момент М_табл (справочные данные), м³/с;

М_зд - момент двигателя необходимый для преодоления сопротивлений на долоте, Н×м;

М_зд » к_зд (М_уд × G + М₀)

где к_зд - коэффициент, учитывающий момент на преодоление сил трения в подшипниках забойного двигателя (1,1¸1,2)

М_уд - удельный момент долота, Н×м/Н (для долота Æ 190,5 М₀ = 50 Н×м/Н)

G - осевая нагрузка на долото, Н

М₀ - вращающий момент сил сопротивления на долоте, независящий от осевой нагрузки, Н×м,

где а_д - коэффициент зависящий от модели долота (для долот типа СТ а_д = 0,5¸0,6)

Н×м/Н.

Момент двигателя по формуле:

М_зд » 1,2 (0,0091× 108×10³ + 50) = 1,86×10³      Н×м.

Расход необходимый для работы двигателя по формуле:

 м³/с

За теоретический принимаем расход равный 0,018 м³/с

Q = m × к_под × Q_т

где m - количество одноврем. работающих насосов (принимаем m = 1);

к_под - коэффициент подачи насоса.

к_под =1,33 - 0,35×10^-3×r_ж = 1,33 - 0,35×10^-3× 1060 = 0,96.

Q = 1× 0,96 × 0,024 = 0,022 м³/с.

Пересчет рабочей характеристики двигателя.

где Х₂ и Х₁ - соответственно наибольшее и наименьшее значение определяемого параметра из таблицы характеристик;

Q₂ и Q₁ - то же для расхода, л/с.

2.10 Определение гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе при бурении второго ствола

После установления оптимального расхода жидкости необходимо определить гидравлические сопротивления в зависимости от плотности бурового раствора, диаметра и толщины стенки бурильных труб, размеров компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и типов применимых долот.

Определяем гидравлические сопротивления в циркуляционной системе при бурении второго ствола при следующих условиях :

1 проектная глубина 860м

2 диаметр колонны 219мм

3 окно вскрыто в интервале 315-317м

4 второй ствол бурят винтовым забойным двигателем Д-127(перепад давлений 3,5-6 МПа) (длина - 4,5м)

5 диаметр долота 190, 5 мм

6 бурильные трубы БТ-114мм с толщиной стенки 11м

7 УБТ146 мм-длиной 24м

8 плотность бурового раствора 1,06 г/см

9 Q = 22 л/с

10  u_3n - скорость восходящего потока в затрубном пространстве 1,1 м/с.

Общие потери давления Р, МПа, (сумма гидравлических сопротивлений) слагается из потерь в каждом элементе системы кругового движения бурового раствора в процесс бурения и могут быть выражены формулой:

Р=Р_бт + Р_убт + Р_д + Р_зп + Р_нл + Р_взд

где Р_бт - потери давления в бурильных трубах и замковых соединениях, МПа; Р_убт - потери давления в УБТ, МПа; Р_д - потери давления в отверстиях долота, МПа; Р_зп - потери давления в затрубном пространстве, МПа; Р_нл - потери давления в напорной линии, МПа; Р_взд- потери в ВЗД, МПа. Наиболее простой и достаточно точной для определения общих потерь в производственных условиях является методика, предложенная Б.И. Мительманом. По этой методике потери давления в бурильных трубах и замковых соединениях определяют по формуле:

Р_бт = a_6т×r×Q²×L_6т×g×10⁴,

где а_бт - коэффициент, пропорциональный коэффициенту сопротивления;

r - плотность бурового раствора, г/см³ ;

Q - подача насоса, дм³/с;

L_6т - длина бурильных труб, м.

Подставив численные значения величин, входящих в формулу, получаем:

Р_бт = 6,31×10^-4 × 1,06 × 22² × 840 × 9,8 × 10⁴ = 2,86 МПа.

Потери давления в УБТ определяем по формуле:

Р_убт = a_убт×r×Q²×L_убт×g×10⁴,

Р_убт = 2,19×10^-3 × 1,06 × 22² × 24 × 9,8 × 10⁴ = 2,62 МПа.

Потери давления в отверстиях долота можно определить по формуле:

Р_д = а_дrQ²g10⁴,

Р_д = 31,52×10^-3 × 1,06 × 22² × 9,8 × 10⁴ = 1,57 МПа.

Потери давления в затрубном пространстве определим по формуле:

Р_зп = r×Q²×g×10⁴ (a_1зп L_6т + a_2зп L_6т)

где a_1зп и a_2зп - коэффициенты сопротивления для определения потерь давления при течении бурового раствора в затрубном пространстве между стенками скважины и бурильными трубами.

Р_зп = 1,06×22²×9,8×10⁴(0,62×10^-5-840 + 2,37-10^-5×28,5) = 0,26 МПа.

Потери давления в напорной линии определим по формуле:

Р_нл = а_нлrQ²g10⁴,

где а_нл - коэффициенты сопротивления для определения потерь давления элементов обвязки насоса:

а_нл = а_ст + а_бш + а_в + а_вт,

где а_ст - коэффициенты сопротивления стояка (» 0,00355);

а_бш - коэффициент сопротивления бурового шланга (» 0,00293);

а_в - коэффициент сопротивления вертлюга (» 0,0031);

а_вт - коэффициент сопротивления ведущей трубы (» 0,00286);

Р_нл = (0,00355 + 0,00293 + 0,0031 + 0,00286) × 1,06 × 22² × 9,8 × 10⁴ = 0,62 МПа.

Перепад давления на ВЗД, используя формулу пересчета характеристик (28)

 МПа.

Общие потери давления

Р = 2,86 + 2,64 + 1,57 + 0,26 + 0,62 + 4,69 = 12,4 МПа.

2.11 Проектировочный расчет бурильной колонны

Исходные данные:

1. Вид технологической операции - бурение под эксплуатационную колонну.

. Способ бурения - ВЗД.

. Скважина наклонно-направленная, профиль на рисунке 4.

. К началу бурения спущена промежуточная колонна 219 мм на глубину 315 м (по стволу).

. Колонна одноразмерная.

. Диаметр 114 мм (диаметр выбирается согласно рекомендациям [6] из условия оптимального соотношения диаметров бурильных труб и обсадной колонны, в которой ведется бурение).

. Марка труб - ТБ-ПК 114*11

. Толщина стенки (предварительно) - 11 мм.

. Группа прочности (предварительно) - Д.

. Диаметр долота D_д = 190,5 мм, масса 28кг.

. Калибратор 9 КП-190-МС, масса 133 кг.

. Перепад давления на ВЗД (Д 1-127, масса - 300 кг): DР = 3,5-6 МПа.

. Осевая нагрузка: G_д = 108kH

. Плотность бурового раствора: r = 1060 кг/м³.

Расчет производится в соответствии с методикой изложенной в работе [6].

.11.1 Расчет УБТ

Согласно пункту 6.5 выбираем УБТС1 с наружным диаметром 146 мм и внутренним - 74 мм вес 1 м - 97,7 кгс.

Жесткость на изгиб первой ступени (EI)_у1 должна быть не менее жесткости обсадной колонны (EI)_ок, под которую ведется бурение.

D_у1 / D_ок ≥ в (23)

где: D_у1;d_у1 - наружный и внутренний диаметры первой ступени УБТ.

D_ок; д_ок - наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны, мм.

D_у1 /D_ок = 146/146 = 1

Т.к. 1>0,64, то УБТС-146 обладают необходимой жесткостью при бурении под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм.

Диаметр нижней секции бурильных труб принимаем согласно следующему условию:

D_у1 £ 1,333D

£ 1,333 × 114 = 151,6.

Принимаем диаметр нижней секции бурильной колонны 114 мм.

Учитывая, что в руководящем документе [6, п. 1.5] вопросы доведения необходимой нагрузки на долото с помощью УБТ при бурении горизонтального участка не рассматриваются, примем для наших условий длину УБТС1-146 равной 24 м.

Т.о. КНБК состоит:

III 190,5МС-ЦВ + КЛС-190+ Д 1-127+ Кривой переводник 0,75°+СТТ-108+УБТ146

Длина КНБК:

l = 0,35+0,1 + 4,5 + 0,7 +10+24 = 40 м.

Вес КНБК:

Q = 28+133+300+50+600+2344=3455кг.

2.11.2 Проектирование и расчет колонны бурильных труб

Так как профиль скважины сложный примем, что бурильная колонна состоит из труб ТБ-ПК 114*11Д (замок ЗП-159-76).

Допускаемое наружное избыточное давление в соответствии с формулой

где

Е - модуль упругости материала трубы

s_т - предел текучести

d - номинальная толщина стенки, мм;

D - наружный диаметр трубы, мм;

е - овальность (е=0,01);

n - нормативный коэффициент запаса прочности, n=1,15.

 кгс/мм²;

 кгс/мм²,

что выше действующего наружного избыточного давления 2,0 кгс/мм².

Выполним проверочный расчет колонны.

Растягивающие нагрузки.

В наклонно-направленных и горизонтальных скважинах наибольшую растягивающую нагрузку Q_р рассчитывают последовательно снизу (от долота) до рассматриваемого сечения колонны бурильных труб, для момента отрыва инструмента от забоя.

. Участок увеличения зенитного угла.

Рассматриваемое сечение - верхняя граница участка.

при a^*£ a £ a_к

при a_н £ a £ a^*

где

Q_к - усилие обусловленное весом, силами сопротивления колонны и перепадом давления в забойном двигателе и долоте на предыдущих (нижерасположенных) участках, кгс;

g_ж - плотность (удельный вес) бурового раствора, кг/м³;

g - плотность (удельный вес) материала труб, кг/м³;

к - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции; (к = 1,15)

q - приведенный вес 1м трубы, кгс/м;

R - радиус кривизны участка, м

m - коэффициент трения бурильной колонны о стенку скважины

a - угол наклона профиля скважины в рассчитываемом сечении

a_н ,a_к- начальное и конечное значение угла a в рассматриваемом сечении.

a^* - значение угла a, при котором происходит прилегание колонны от нижней стенки скважины к верхней.

a^* - определяют из [6] в зависимости от m y⁽⁺⁾.

Для данного участка:

Q_к= Q_кн × к ×m,

Q_кн = Q + Q_бт.

Q_бт - вес бурильных труб, расположенных на горизонтальном участке, Н

Q_бт = 68×16,5×(1-1,2/3,15) = 694,52 кгс.

Q_к= (4458 + 694,52) × 1,15 × 0,3 =1777,62 кгс.

При полученном значении y⁽⁺⁾ значение a^* = 64°, а угол a в рассматриваемом сечении равен 50° = a_н.

Следовательно, расчет растягивающей нагрузки на верхней границе участка увеличения зенитного угла производим по формуле (29):

Найденное растягивающее усилие существенно меньше допустимой растягивающей нагрузки для ЗП-159-76

Р_max = 2048 кН.

Длина искривленного участка

l₂ = 0,01745 × R × Da = 0,01745 × 287 × (97-50) = 235,4 м.

2. Тангенциальный участок.

Рассматриваемое сечение - верхняя граница тангенциального участка.

Тангенциальный участок до 560 м (по стволу) перекрыт промежуточной колонной.

где Q₁ - вес в жидкости колонны труб, расположенных на перекрытой части тангенциального участка, кгс;

Q₂ - то же на не перекрытой части, кгс;

m₁ - коэффициент трения металла труб о металл обсадной колонны (0,1)

m₂ - коэффициент трения металла труб о породу (0,3)

Dр - перепад давления в забойном двигателе и долоте, МПа (предварительно принимается 4,7 МПа)

F_к -площадь поперечного сечения канала трубы, м² (0,0123);

a - угол наклона участка (50°)

За Q_к’ - в данном случае принимается нагрузка Q^¢_р= 2123 кгс;

Q₁ = l_пер × q (1 - g_ж/g)

l_пер - длина перекрытой части тангенциального участка, м (735,4)

Q₁ = 735,4 × 16,5 (1 - 1060/7800) = 7511,01 кгс.

Q₂ = (l_тан - l_пер) q (1 - g_ж/g)

l_тан - длина тангенциального участка, м (750)

Q₂ = (750 - 735,4) × 16,5 × (1 - 1060/7800) = 149,12 кгс.

. Участок начального искривления.

Рассматриваемое сечение - верхняя граница участка.

Радиус искривления - 382 м

Начальный угол искривления a_н - 0°

Конечный угол искривления a_к - 50°

Коэффициент трения m = 0,1 (т.к. участок перекрыт обсадной колонной)

За Q_к в данном случае принимается нагрузка Q^²_р = 8488,91 кгс.

Растягивающие напряжения, обусловленные весом колонны труб расположенной на участке и силами сопротивления.

Расчет производится аналогично п.1.

Растягивающая нагрузка в рассматриваемом сечении:

= 1,16.

Так как полученное значение y⁽⁺⁾ слишком велико, то расчет производится по формуле (29), при a^* = a_к = 50°.

Длина искривленного участка

l₁ = 0,01745 × R × Da = 0,01745 × 382 × (50 - 0) = 333,4 м.

. Вертикальный участок.

Рассматриваемое сечение - верхняя граница участка.

Растягивающая нагрузка на вертикальном участке определяется по формуле:

Q^²²_р = к × Q_бт + Dр × F_к + Q^’_к

Где Q_бт - вес бурильных труб в жидкости, расположенных на вертикальном участке, кгс;

За Q^’_к - в данном случае принимается нагрузка Q²¢_р = 12619,65 кгс.

Q_бт = l_верт × q (1 - g_ж/g) = 937,2 × 16,5× (1- 1060/7800) = 26984,56 кгс.

Q^²²_р = 1,15 × 97764,56 + 47,3 × 0,0123 + 12619,65 = 38049,48 кгс.

Изгибающие напряжения.

На искривленном участке скважины в произвольном сечении бурильной колонны, растягиваемой усилием Q_р колонны, наибольший изгибающий момент М_иmax имеет место около бурильного замка (или протектора) и определяется по следующим формулам:

при Q_р £ Т_с1

где Т_с1 - первая критическая нагрузка, соответствующая касанию бурильной трубы посередине между замками стенки скважины, Н

Т_с1 = 3,84×10^-3× EI×R×d/S⁴

где E - модуль упругости материала трубы, кгс/мм (0,72×10⁴)

I - осевой момент инерции сечения трубы, см⁴ (1094)

R - радиус кривизны профиля скважины, м (287)

S - длина бурильной трубы между замками, м (12)

d = (D_з - D)/2

 D_з - наружный диаметр бурильного замка, мм (156)

D - наружный диаметр бурильной трубы, мм (114)

при Т_с1 £ Q_р £ Т_с2

где Т_с2 - вторая критическая нагрузка, соответствующая началу прилегания бурильной трубы между замками к стенке скважины, Н

Т_с2 = 3 Т_с1

при Q_р ³ Т_с2

Во всех случаях наибольшие напряжения изгиба вычисляют по формуле:

s_иmax = M_иmax/W_и

где W_и - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения, см³, (148,8).

Для определения напряжений изгиба предварительно необходимо рассчитать растягивающие нагрузки, действующие на искривленном участке. За опасное сечение принимаем середину искривленного участка.

А) Растягивающая нагрузка, действующая на участке увеличения зенитного угла посередине (a = 70°).

Б) Растягивающая нагрузка, действующая на участке начального искривления посередине (a = 25°)

А) Участок увеличения зенитного угла.

Первая критичекая нагрузка:

d = (146 - 114)/2 = 16 мм

Т¹_с1 = 3,84×10^-3× 0,72·10⁴·1094·287·16/12⁴ = 5233 кгс.

Вторая критическая нагрузка:

Т¹_с2 = 3× Т¹_с1 = 3× 5233 = 15699 кгс.

Так как Т¹_с1 £ Q¢_р1 £ Т¹_с2 (5233 £ 1698,56 £ 15699),то величину изгибающего момента рассчитываем по формуле:

.

Напряжения изгиба по формуле (35):

s¹_иmax = 883,2/148,8 = 5,94 кг/мм².

Б) Участок начального искривления.

Первая критическая нагрузка:

Т³_с1 = 3,84×10^-3× 0,72·10⁴·1094·382·12,5/12⁴ = 7465,1 кгс.

Вторая критическая нагрузка:

Т³_с2 = 3 · Т³_с1 = 3×6965,1 = 21395,3 кгс.

Так как Т³_с1 £ Q^²¢_р1 £ Т³_с2 (7465,1 £ 11968,2 £ 21395,3), то расчет величины изгибающего момента производим по формуле:

Напряжения изгиба по формуле:

s³_иmax = 2724,1/148,8 = 18,31 кг/мм².

Эквивалентное напряжение.

При расчете бурильных колонн для наклонно-направленных и горизонтальных скважин допускается использовать соотношение:

у_э = 1,08 у_р + у_и = [у]

где [у] = у_т/n

[у] - допускаемое напряжение, МПа;

у_т - предел текучести материала труб, МПа; (s_т = 33 кг/мм²)

у_и - напряжения изгиба, МПа;

у_р - напряжения растяжения, МПа;

у_р = Q_р/F_т;

F_т - площадь поперечного сечения по телу трубы, м²; (F_т = 4700 мм²)

n - нормативный коэффициент запаса прочности (при бурении забойными двигателями, а также при статическом “квазистатическом” нагружении колонны n = 1,4). Касательными напряжениями, обусловленными реактивным моментом забойного двигателя, согласно [6] пренебрегаем. Как видно из приведенных выше расчетов опасное сечение располагается посередине участка начального искривления.

Эквивалентное напряжение для опасного сечения:

у_р = 11968,2/4700 =2,546.

[у] = 33/1,4 = 23,57 кг/мм².

у_э = 1,08· 2,546 + 18,31 = 21,06 кг/мм² < [у] = 23,57 кг/мм².

Условие выполняется.

Таким образом, можно сделать вывод, что выбранная колонна бурильных труб удовлетворяет условию статической прочности.

Определение, нагрузки доходящей до забоя

При бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин серьезные трудности возникают при создании достаточных нагрузок для прохождения инструмента через отдельные участки профиля, т.е. при создании достаточных нагрузок на забой, что является основным критерием для осуществления проводки скважин с большим отклонением. Расчет нагрузки, доходящей до забоя производится по участкам профиля сверху вниз.

1.Вертикальный участок.

Осевая сила, действующая в конце участка (передающаяся на следующий) рассчитывается по формуле:

Р¹_к = к × Q_бт = 1.15 × (937,2 × 16,5) = 1778,3 кгс.

.Участок начального искривления.

Р²_к = Р_н ·× е^-м + q × R [sin (б_к +2в) - sin (б_н +2в)е^-м]

За Р_н в этом уравнении принимается нагрузка приложенная к началу участка т.е. Р¹_к .

m = 0,1

в = arctg м = arctg 0,1 = 5,71

Р²_к = 1778,3·× е ^{-0,1· 0,01745(50-0)} + 16,5 × 382 [sin (50° +2·5,71°) -

- sin (0° +2·5,71°) е ^{- 0,1·0,01745(50-0)}] = 6020,06 кгс.

.Тангенциальный участок.

Р³_к = Р_н + l_тан × q (cosa - m sina)

Р³_к = Р_н + l_пер × q (cosa - m₁ sina) + (l_тан - l_пер) × q (cosa - m₂ sina)

Р_н = Р²_к

Р³_к = 6020,06 + 735,4×16,5 (cos50°-0,1 sin50°) + (750 - 735,4)×16,5 (cos50° - 0,3 sin50°) = 5992,35 кгс.

4.Участок увеличения зенитного угла.

Расчет производится по формуле (37):

Р_н = Р³_к.

m = 0,3

в = arctg м = arctg 0,3 = 16,7

Р⁴_к = 12992,35×е ^{-0,3×0,01745(97-50)} + 16,5×287 [sin (97° +2·16,7°) - sin (50° +2·16,7°) е ^{- 0,3·0,01745(97-50)} = 4112 кгс.

.Горизонтальный участок

Р⁵_к = Р_н - l_гор × q ×m

l_гор - длина бурильных труб расположенных на горизонтальном участке, м (68)

Р_н = Р⁴_к

Р⁵_к = 10112 - 68×16,5×0,3 = 12455,4 кгс.

За нагрузку передаваемую на забой принимаем Р⁵_к = 12,4 тс.

Таким образом: нагрузка, передаваемая весом бурильной колонны на забой удовлетворяет условию создания необходимой (запроектированной) нагрузки на долото (Р_д = 10,6 тс).

.12 Предотвращение осложнений

.12.1 Разбуривание газоносных отложений

Газ помимо продуктивных газоносных пластов может содержаться в глинистых породах переходных зон и в приуроченных к этим зонам песчанистых пропластках или линзах, образующих локальные залежи. Исследователями установлены факты загазованности мощных глинистых толщ, так называемых ореолов вторжения, расположенных над газовыми месторождениями. В процессе разбуривания газосодержащих отложений буровой раствор насыщается газом, поступающим из выбуренной породы, вне зависимости от соотношения порового и забойного давлений. В слабопроницаемых породах в буровой раствор поступает практически весь газ, находящийся в выбуренном объеме. В хорошо проницаемых породах часть газа может оттесняться от забоя в результате опережающей фильтрации бурового раствора или его жидкой фазы (фильтрата).

Количество газа, поступающего в буровой раствор из выбуренной породы в случае полного его перехода, можно определить по следующей формуле:

 (36)

где Q - объемный расход газа при атмосферном давлении, м³/ч;

D - диаметр долота, м;

v - механическая скорость бурения, м/ч;

m - пористость горной породы, %;

в - коэффициент газонасыщенности породы;

з = 0,9 - коэффициент газоотдачи;

р_пл , p₀ - соответственно пластовое и атмосферное давления;

T_пл , T₀ - соответственно температура в пласте и буровом растворе на устье;

К; z - коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях.

Концентрация газа в буровом растворе в этом случае будет определяться скоростью проходки и величиной подачи насосов.

При постоянной скорости относительное объемное содержание газа в единице объема бурового раствора (газовое число) в восходящем потоке, приведенное к атмосферному давлению и нормальной температуре,

где q - подача насоса, л/с.

Плотность газированного бурового раствора в атмосферных условиях на выходе из скважины

где с - плотность негазированного бурового раствора, подаваемого в скважину, г/см³.

Газирование бурового раствора при проходке газонасыщенных отложений, несмотря на кажущееся снижение его плотности на устье, обычно не приводит к заметному падению забойного давления. Снижение давления, как показывают расчеты, может быть заметным только в верхней части скважины. В глубоких скважинах эта часть обычно обсажена колонной и изолирована от проявляющих объектов. Поэтому с этой точки зрения нет оснований рассматривать явление насыщения раствора газом выбуренной породы как непосредственную причину выброса. Однако это газонасыщение раствора может представлять определенную опасность с точки зрения развития проявления.

.12.2 Предупреждение осыпей и обвалов

Осыпи и обвалы происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения циркулирующей жидкостью или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Осыпям и обвалам может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Осыпи и обвалы могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Значение горного давления при этом значительно превышает давление со стороны столба промывочной жидкости. Характерными признаками осыпей и обвалов являются: резкое повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернообразование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихват бурильной колонны, иногда выделение газа. Интенсивное кавернообразование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила, возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к снижению скорости бурения.

Основными мерами предупреждения и ликвидации осыпей и обвалов являются:

)бурение в зоне возможных осыпей и обвалов с промывкой химически обработанным буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально возможно высокую плотность;

)правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения;

)спуск бурильной колонны плавно, без резких торможений;

)недопущение значительных колебаний плотности бурового раствора;

)утяжеление перед подъемом бурильной колонны раствора, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;

) недопущение длительного пребывания бурильной колонны без движения.

Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия промывочной жидкости и ее фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя бурового инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:

бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами, в фильтре которых содержатся химические вещества, способствующие увеличению предельного напряжения сдвига и уменьшению структурно-адсорбционных деформаций, а также степени и давления набухания; правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения. Ползучесть происходит при прохождении высоко пластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т.е. ползти и выпучиваться в ствол скважины. В результате недостаточного противодавления на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. Осложнение может происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта (горизонта) глины или аргиллита ползут, выдавливая последние в скважину. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или аргиллита сложены породами (например, соляными), склонными к ползучести. Явление ползучести особенно проявляется с ростом глубины бурения и увеличением температуры пород. Характерными признаками ползучести являются затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение бурильной колонны до забоя; иногда прихват и смятие бурильной или обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:

разбуривание отложений, представленных породами склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными буровыми растворами;

правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения;

использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин незначительное;

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

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования - большие углы перегиба ствола скважины, большая масса 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. Установлено, что образование желобов при использовании утяжеленного бурового раствора характеризуется меньшей интенсивностью, чем в процессе применения необработанного раствора. 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: использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму. Недопущение различных азимутальных изменений; стремление к максимальной проходке на долото; там, где целесообразно, переход на бурение алмазными долотами; использование предохранительных резиновых колец; при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения осыпей и обвалов. Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерным признаком растворения соляных пород является интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях - потеря ствола скважины. Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными соляными породами, независимо от скорости восходящего потока может быть достигнута лишь при условии полного насыщения промывочной жидкости 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 цементированием. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвращения их интенсивного растворения - бурение с применением безводных промывочных жидкостей. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита.

3. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

3.1 Техника безопасности

Охрана труда - это разветвленная система правовых, социально-экономических, санитарно-гигиенических и организационно-технических мероприятий, целью которых является создание комфортных и безопасных условий труда.

3.1.1 Опасные и вредные производственные факторы

К опасным и вредным производственным факторам, которые могут возникнуть при обслуживании объектов нефтяного и газового хозяйства, относятся повышенная загазованность, повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны, повышенные уровни шума и вибрации на рабочем месте, недостаточная его освещенность, движущиеся детали машин и механизмов. Данные факторы в основном обусловлены:

необходимостью работы во взрыво- и пожароопасных помещениях;

необходимостью обслуживания фонтанной арматуры, сепараторов, компрессоров, и другого оборудования, находящегося под давлением;

выделение из нефти, газа и конденсата компонентов, представляющих опасность отравления людей, а при определенных условиях - и опасность взрыва и пожара;

применением при некоторых процессах легковоспламеняющихся жидкостей, пожароопасных материалов, вредных веществ (метанола, одоранта, ингибиторов коррозии и т.д.);

необходимостью проведения газоопасных и огневых работ.

3.1.2 Требования к персоналу. Обучение и инструктажи по технике безопасности

К работам нефтегазового комплекса допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, не имеющие противопоказаний по здоровью и прошедшие специальную подготовку.

Организация и порядок обучения, проведение инструктажей, поверка знаний и допуска персонала к самостоятельной работе должны соответствовать требованиям ПБ в НГДП. Обучение в области промышленной безопасности рабочих основных профессий проводится в специализированных учебных центрах, комбинатах, имеющих разрешение (лицензии) территориальных органов Госгортехнадзора России. Рабочие основных профессий допускаются к самостоятельной работе после обучения в соответствии с требованиями ПБ в НГДП, стажировки на рабочем месте, проверки знаний, проведение производственного инструктажа и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ.

Производственный персонал должен владеть приемами оказания доврачебной помощи пострадавшим при несчастных случаях. Обучение приемам оказания доврачебной помощи включается в программу первичной подготовки и повышения квалификации персонала. Проверка знаний по безопасному ведению работ у рабочих должна проводится ежегодно. При внедрении новых технологий, оборудования, изменение действующих правил безопасности и приказа, после соответствующего обучения должна проводиться внеочередная проверка знаний. Проверка знаний у руководящих работников и специалистов проводится не реже одного раза в три года. Специалисты и рабочие, прибывшие на объект для работы, должны быть ознакомлены с правилами внутреннего распорядка, характерными опасностями и их признаками, обязанностям по конкретным тревогам и другим вопросам входящим в объем вводного инструктажа. На предприятиях должен быть установлен порядок предварительного и периодического медицинского осмотра работников с учетом выполняемой ими работы и профессии в соответствии со сроками, установленными Минздравом России.

.1.3 Средства коллективной и индивидуальной защиты

Использование спецодежды, спецобуви и средств индивидуальной защиты того или иного типа диктуется спецификой выполняемой работы, связанными с ней производственными вредными факторами и метеорологическими условиями местности.

Основное требование к покрою спецодежды - компактность (без свисающих пол). Кроме того, одежда не должна стеснять движений работающего, должна легко надеваться и сниматься, не нарушать функций кровообращения и внешне отвечать эстетическим требованиям.

Операторы, ремонтники, слесари снабжаются спецодеждой и спецобувью общего назначения. В качестве материалов для спецодежды применяются хлопчатобумажные и брезентовые ткани без каких-либо специальных отделок. Для защиты рабочих от ожогов брызгами расплавленного металла при сварочных работах, от ожогов горючим изоляционным материалом при изоляционных работах должна применяться специальная одежда из брезента или другой ткани, устойчивой к загоранию или прожиганию. При работе в агрессивной среде для защиты глаз от действия разъедающих газов и пыли, при сварке для защиты глаз от ультрафиолетового и инфракрасного излучений, от брызг жидкости, расплавленного металла, слепящей яркости света надо надевать защитные очки. Так, герметичные защитные очки с бесцветными стеклами рекомендуются для защиты глаз от газов, жидкостей, очковые стекла-светофильтры - при газо-, электросварке. При сварке с выделением в воздух токсичных газов рекомендуется маска-капюшон для электросварщика, устраняющее струйное присасывание из окружающей среды.

Все работающие в среде с содержанием газа, превышающим ПДК, обеспечиваются средствами индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД).

Противошумы делятся на наушники, вкладыши и шлемы. Независимо от типа противошумы не должны вызывать болевых и раздражающих ощущений при их ношении в течение рабочего дня. Материал деталей противошумов не должен выделять вещества токсичные, раздражающие или загрязняющие кожу. Для защиты от падения при работе на высоте применяются предохранительные пояса. На предохранительных поясах свободные концы капроновых лент сплавлены, что предотвращает их от разлохмачивания. Наплечные лямки изготовлены из цельного куска, что создает равнопрочность по всей длине. Благодаря пропитке капрона специальным составом пояс не подвержен гниению, при намокании не грубеет, практически не меняет своих свойств под действием нефтепродуктов и температуры от -70 до +50 ⁰С. Пояс обладает большой надежностью и большой амортизационной способностью за счет эластичного страховочного фала и специальной заделке его концов в оконцовке. Предохранительные пояса должны периодически испытываться на прочность в сроки и по нормам, предусмотренными соответствующими стандартами.

Надежной защитой ног от различных механических повреждений служит исправная специальная обувь на кожаной или маслобензостойкой подошве. Для защиты от поражения электрическим током служат резиновые диэлектрические перчатки, сапоги, калоши, боты, антиэлектрические халаты, коврики и изолирующие подставки. Спецодежда, спецобувь, предохранительные приспособления выдаются бесплатно в соответствии с отраслевыми нормами. Руководители объектов обязаны обеспечивать регулярные испытания и проверку исправности предохранительных приспособлений в соответствии с установленными сроками, а также своевременную замену фильтров, стекол и других частей с понизившимися защитными свойствами.

3.1.4 Требования к содержанию, устройству и оборудованию санитарно-бытовых и производственных помещений, объектам и рабочим местам

Территория предприятий и размещение на ней сооружений, зданий, производственных объектов должны соответствовать проекту, разработанному с учетом требований ПБ в НГДП. Буровые, насосные и компрессорные станции, другие производственные объекты должны иметь надежное транспортное сообщение с базами материально-технического обеспечения и местами дислокации основных производственных служб предприятия. На предприятиях, которые имеют подземные коммуникации должны быть утвержденные руководством предприятия исполнительные схемы фактического расположения этих коммуникаций. Отклонения фактического расположения коммуникаций от проекта должны быть согласованы с разработчиком. Подземные коммуникации на местности обозначаются указателями, располагаемыми по трассе и в местах поворотов.

От крайнего ряда эксплуатационных скважин, а также от каждого объекта нефтяного и газового месторождения устанавливается санитарно-защитная зона, размеры которой определяются по нормам. Производственные объекты (цех, участок, установка, и т.п.) должны вводится в эксплуатацию в порядке, установленном действующим законодательством.

На рабочих местах, а также в местах, где возможно воздействие на человека вредных и (или) опасных производственных факторов, должны быть предупредительные знаки и надписи. Контроль содержания вредных веществ в воздухе, уровней шума и вибрации, других вредных производственных факторов на рабочем месте следует осуществлять в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. В закрытых помещениях, где возможно выделение в воздух паров, газов и пыли, а также в случаях изменений технологических процессов необходимо осуществлять постоянный контроль воздушной среды.

Рабочие места, объекты, проезды и подходы к ним, проходы и переходы в темное время суток должны быть освещены. Искусственное освещение выполняется в соответствии с требованиями ПБ в НГДП.

В производственных помещениях, кроме рабочего, необходимо предусматривать аварийное освещение, а в зонах работ на открытых площадках - аварийное и эвакуационное освещение. Светильники рабочего и аварийного (эвакуационного) освещения должны питаться от независимых источников. Замеры уровня освещенности следует проводить перед вводом объекта в эксплуатацию, а также после реконструкции помещений, систем освещения. Расстояние между отдельными механизмами должно быть не менее 1м, а ширина рабочих проходов не менее 0.75м. Для передвижных и блочно-модульных установок и агрегатов ширина рабочих проходов допускается не менее 0.5м. Объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту до 0.75м, оборудуется ступенями, а на высоту выше 0.75м - лестница с перилами. Маршевые лестницы должны иметь уклон не более 60⁰ (у резервуаров - не более 50⁰), ширина лестниц должна быть не менее 65см, у лестницы для переноса тяжестей не менее 1м, расстояние между ступенями по высоте не более 25см. Ступени должны иметь уклон вовнутрь 2-5⁰. С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 15см, исключающую возможность проскальзывания ног человека. Лестницы должны быть с двух сторон оборудованы перилами высотой 1м.

Рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 40мм, перила высотой 1.25м с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40см друг от друга, и борт высотой не менее 15см, образующий с настилом забор не более 1см для стока жидкости. Работы, связанные с опасностью падения работающего с высоты, должны проводится с применением предохранительного пояса.

.1.5 Противопожарная защита

Пожар на буровой с ее специфичными условиями размещения оборудования (большая концентрация на небольших площадях, многоэтажность), наличием разнообразных горючих веществ (горючие жидкости, газ, древесина), обилием источников воспламенения (двигатели внутреннего сгорания, электродвигатели и др.), трудными условиями эвакуации персонала (особенно верхового рабочего) вызывает, как правило, тяжелейшие последствия: гибель людей, полное уничтожение сооружений и оборудования. Основой пожарной безопасности является пожарная профилактика, включающая разработку соответствующих нормативных документов, организацию надзора и контроля за исполнением их требований, внедрение комплекса организационных, строительно-планировочных и технических мероприятий на каждом предприятии и объекте, обеспечивающих пожаровзрывобезопасность. Кроме мер пожарной профилактики, основы пожарной безопасности предусматривают меры по локализации (ограничению) начавшихся пожаров, организацию эвакуации людей и материальных ценностей из зоны пожара, меры по быстрому и эффективному тушению пожаров. Пожарная профилактика промышленных объектов, согласно «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», заключается в следующем:

предотвращении образования горючей среды (регламентирование допустимой концентрации горючих веществ и флегматизаторов в воздухе, нормирование концентрации кислорода или другого окислителя в газе), а также ограничении горючести обращающихся в производстве веществ, материалов, оборудования и конструкций;

предотвращении образования в горючей среде (или внесения в нее) источников зажигания;

поддержании температуры горючей среды ниже максимально допустимой до горючести;

поддержании давления в горючей среде ниже максимально допустимого до горючести;

уменьшении определяющего размера горючей среды ниже максимального по горючести.

Эти профилактические мероприятия обеспечиваются строгим соблюдением нормативов пожарной безопасности, обучением персонала, пропагандой основ пожарной профилактики на предприятия, применением широкого комплекса организационно-технических мероприятий; правильной планировки предприятий и цехов; применения огнестойких материалов для строительных конструкций и ограничения использования пожароопасных веществ; автоматизации и механизации пожароопасных производственных процессов; герметизации оборудования и технологических линий и др.

.1.6 Требования техники безопасности при строительстве скважины

Основным документом на строительство скважин является проект, разработанный в соответствии с требованиями “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”. Строительство скважины может быть начато только при наличии утвержденного в установленном порядке проекта.

Бурение скважин

Ввод смонтированной буровой установки в работу осуществляется только после полной готовности, испытания, обкатки всего оборудования и при наличии укомплектованной буровой по решению комиссии по приемке буровой установки и решения Госгортехнадзора России.

Готовность к пуску оформляется актом.

В процессе бурения постоянно контролируются следующие параметры:

- вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

плотность бурового раствора с регистрацией в журнале;

расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;

давление на манифольде буровых насосов;

уровень бурового раствора в приемных емкостях при бурении;

крутящий момент на роторе.

Показатели веса на крюке, давление в манифольде буровых насосов, величина крутящего момента на роторе должны быть в поле зрения бурильщика.

Начальник буровой или мастер представляет руководству бурового предприятия суточный рапорт о работах, проведенных на буровой. К суточному рапорту прилагаются диаграммы контрольно-измерительных приборов.

Организация и порядок смены вахт, периодичность и регистрация инструктажей по безопасности труда на рабочем месте устанавливается Положением, разработанным буровым предприятием.

Спуско-подъемные операции.

Ведение СПО должно осуществляться с использованием механизмов для свинчивания (развинчивания) труб и специальных приспособлений. Между верховым рабочим и бурильщиком должна быть обеспеченна надежная связь. При появлении посадок во время спуска бурильной колонны следует произвести промывку и проработка ствола скважины в интервале посадок. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые на вышке, должны страховаться от выпадения из-за пальца.

Запрещается проводить СПО при:

отсутствие или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя грузоподъемности лебедки;

неисправности оборудования, инструмента;

неполном составе вахты;

скорость ветра более 20м/с;

потери видимости при тумане и снегопаде.

Раскреплять или свинчивать резьбовые соединения бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны при помощи ротора запрещается.

При СПО запрещается:

находится в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховых канатов;

подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их без использования специальных приспособлений;

пользоваться перевернутым элеватором.

Режимы подъема ненагруженного элеватора, а так же снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать раскачивание талевой системы. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных (обсадных) труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор. В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу следует поднимать из скважины на первой скорости. При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.

Конструкция и крепление скважин

Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимальной конструкции забоя и диаметра эксплуатационной колонны;

применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддерживание пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважин;

получение горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн кольцевых пространств, а так же изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

 максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяется количеством зон с несовместимыми условиями поводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород.

Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а так же качественное их цементирование. Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин выбирается согласно Дополнениям к правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Стандарты и технические условия на обсадные трубы, а также коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн подлежат согласованию с Госгортехнадзором России.

Направления и кондукторы цементируются до устья. В ниже лежащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

продуктивные горизонты, коме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

продуктивные горизонты, не подлежащие эксплуатации, в том числе непромышленные запасы;

истощенные горизонты;

водоносные проницаемые горизонты;

горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;

интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформации;

интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны ускорять коррозию обсадных труб.

Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а так же также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300м и 500м.

Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не меньше плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является условие недопущения разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования. Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к этим средам.

Применение цемента без проведения лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

Расчетная продолжительность цементирования колонны не должна превышать 75% от времени начала загустевания тампонажного раствора.

Конструкция устья скважины, колонных головок и герметизирующих устройств должна обеспечивать:

подвеску с расчетной натяжкой технических и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а так же подвеску бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

возможность аварийного глушения скважины;

герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважины;

испытание на герметичность обсадных колонн.

В процессе бурения техническая колонна должна периодически проверятся на износ для определения ее остаточной прочности. Периодичность и способы проверки устанавливаются проектом.

В связи с тем, что при цементировании применяется оборудование, работающее при высоких давлениях, что представляет большую опасность для обслуживающего персонала, Правила техники безопасности должны учитывать следующие пункты:

1. Цементирование скважин необходимо проводить в дневное время.

2. Если в порядке исключения цементирование проводят в темное время суток, то представитель буровой организации при участии руководителя цементировочных работ организует освещение устья скважины, площадки, где сосредоточена вся цементировочная техника, агрегатов и отдельных их узлов. Освещенность у устья скважины и на площадке, где установлены агрегаты, должна быть не менее 25 лк, а пульта управления - не менее 50 лк. При этом лампы освещения не должны оказывать слепящего действия на обслуживающий персонал.

3. Площадка на которой располагают цементировочную технику, должна находится вдали от трансформаторной будки и токонесущих проводов и перед цементированием очищена от всех ненужных предметов. Желательно выбирать эту площадку на минимально допустимом расстоянии от буровой, чтобы уменьшить длину напорных трубопроводов, находящихся под высоким давлением.

4. Цементировочную технику на площадке следует располагать в соответствии со схемой, разработанной руководителем работ, причем агрегаты для возможности быстрой эвакуации должны быть поставлены кабинами в сторону, обратную буровой. Расстояние между агрегатами для их безопасного обслуживания должно быть не менее 1,5 м. Блок манифольда должен отстоять от устья скважины не менее чем на 10 м. Расстояние между агрегатами и блоком манифольда должно быть не менее 5 м.

5. Рабочим тампонажной организации категорически запрещается находиться на подъемных мостках буровой. Только по разрешению руководителя работ можно провести сборку напорных трубопроводов и установку цементировочной головки.

6. При сборке напорных трубопроводов необходимо выполнить следующие требования: трубопроводы не должны перекрещиваться; шарнирные соединения должны быть установлены так, чтобы имелась возможность перемещения труб под действием пульсации жидкости; к местам соединений отдельных труб должен быть обеспечен свободный доступ.

7. При опрессовке напорных трубопроводов и оборудования и при цементировании обслуживающему персоналу запрещается находиться в непосредственной близости от них. Опрессовку следует проводить на давление, в 1,5 раза превышающее ожидаемое рабочее.

8. Вор время цементирования скважин запрещается ремонтировать агрегаты, цементировочную головку и трубопроводы, находящиеся под давлением.

9. Скважину разрешается цементировать только при наличии проверенных предохранительных клапанов и манометров на агрегатах, а также манометра на цементировочной головке.

10.К работе по цементированию допускаются лица, имеющие навыки обслуживания соответствующего оборудования, прошедшие инструктаж по общим вопросам техники безопасности, инструктаж на рабочем месте и обучение по специальности. На каждого рабочего должна быть заведена карточка по технике безопасности по установленной форме. Кроме того, в тампонажной конторе следует вести журнал, в котором необходимо фиксировать результаты периодической проверки знаний.

11.Рабочие должны выполнять только ту работу, которая входит в круг их обязанностей.

12.Перед началом работы рабочие обязаны надеть установленную для данного вида работ спецодежду, спецобувь, каску и при необходимости, защитные приспособления.

13.Рабочий обязан содержать в чистоте и порядке свое рабочее место, а также не загромождать проходов и проездов.

14.Все рабочие обязаны знать правила и приемы по оказанию первой медицинской помощи пострадавшему при несчастном случае.

15.По окончании цементирования сбрасывать давление из нагнетательных линий разрешается после закрытия крана на цементировочной головке и только по команде руководителя работ.

Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования

На кондуктор и техническую колонну, при бурении ниже которых возможны газо-, нефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки.

Рабочее давление колонной головки, блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья при открытом фонтанировании.

Выбор превенторной сборки, манифольда, гидроуправление превенторами, пульта управлением дросселем, сепаратора или трапно- факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно-геологических условий. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается буровым предприятием и согласовывается с заказчиком, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждается в установленном порядке. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Длина линий должна быть:

для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200м³/т - не менее 50м;

для нефтяных скважин с газовым фактором более 200м³/т, газовых и разведочных скважин - не менее 100м.

Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более чем на 30мм. Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100м для всех категорий скважин.

Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования. Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насосов при достижении в ней номинального рабочего давления.

Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты. Основной пульт - на расстоянии не менее 10м от устья скважины. Вспомогательный пульт - непосредственно возле пульта бурильщика.

Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, контрольные метки и число оборотов, необходимых для закрытия превенторов. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указание допустимого давления для устья скважины.

При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. Все шаровые краны должны находиться в открытом положении. Необходимо также иметь на буровой два обратных клапана. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются на рабочее давление, указанное в паспорте. Результаты опрессовки оформляются актом. После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны до разбуривания цементного стакана превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются на давление:

50кгс/см² (5МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210кгс/см² (21МПа);

100кгс/см² (10МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давления выше 210кгс/см² (21МПа).

Плашечные превенторы должны периодически проверятся на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровым предприятием.

Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемную воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

3.2 Охрана окружающей среды

Строительно-монтажные работы, бурение и крепление скважин могут сопровождаться загрязнением окружающей среды - почвы, поверхностных и подземных вод, атмосферного воздуха химическими, микробиологическими и физическими факторами, в результате отсутствия повторного использования технической воды и отработанного бурового раствора, складирования химических веществ непосредственно на почву, отсутствия очистки выхлопных газов дизелей, недостаточной технической дисциплины.

.2.1 Охрана окружающей среды при строительно-монтажных работах

С целью предотвращения загрязнения почвы, поверхностных и подземных вод при строительно-монтажных работах необходимо обеспечить выполнение следующих мероприятий:

до начала строительства поисковой и артезианской скважин произвести оформление земляных отводов, согласованных с землепользователями;

при выборе месторасположения скважины необходимо руководствоваться принципом нанесения минимального ущерба пахотным землям;

на основании норм отвода земляных участков и руководствуясь схемами расположения бурового оборудования, установить границы участка буровой, оконтурив его плугом. Внутри участка предусмотреть площадку складирования оборудования и материалов для монтажа;

с целью уменьшения объемов земляных работ, перед началом монтажных работ следует привязать к местности утвержденную схему расположения бурового оборудования;

перед началом земляных работ необходимо снять плодородный слой почвы, произвести его складирование и хранить в отведенном месте в течение всего времени строительства скважины;

территория буровой и площадка под вышкой должна быть расположена и спланирована таким образом, чтобы уклон местности обеспечивал сток воды в сторону амбаров;

размеры желобов должны выбираться с расчетом предотвращения перелива глинистого раствора;

емкости для глинистого раствора должны быть оборудованы переливными отводами, направленными в желоба приемной емкости буровых насосов;

на период эксплуатации артезианских скважин устья их оборудуются запорной арматурой;

в процессе эксплуатации артезианских скважин вести регулярный учет добываемой воды;

ликвидация артезианских скважин после их использования производится в соответствии с инструкцией по ликвидации скважин.

.2.2 Восстановление нарушенных земель

При добыче полезных ископаемых ухудшается гидрогеологический режим территорий, нарушаются структура и состав земли. Это выдвигает необходимость своевременной рекультивации (восстановления) нарушенных земель и вовлечение их в хозяйственный оборот.

На участках, выделенных для размещения буровых установок, плодородный слой земли снимают и складируют, обычно в пределах участка. Поскольку верхняя часть почвы (перегнойно-аккумулятивный слой) толщиной 30-40см более плодородна, чем нижняя толщиной 69-80 см, земля снимается бульдозерами в два приема. Земля перегнойно-аккумулятивного слоя хранится отдельно в буртах высотой от 4 до 10м. Для предотвращения воздушной и водной эрозии поверхность буртов засеивают многолетними травами. Для хранения почвы в буртах выбирают возвышенные участки, на которых не застаиваются поверхностные и не выступают грунтовые воды.

При рекультивации промплощадок буровых установок сначала засыпают нижний слой почвы, а затем верхний. Толщина создаваемого плодородного слоя должна быть не менее 50-70 см.

Основная и наиболее трудоемкая задача по рекультивации земель, освобожденных от буровых установок, -удаление остатков выбуренной породы, буровых растворов, сточных вод, разлитых ГСМ и др. В процессе бурения их обычно хранят в земляных амбарах (вместимостью до 10 тыс. м³) с земляными обваливаниями. Опыт показывает, что остатки буровых растворов в земляных амбарах не высыхают в течение нескольких лет. Это означает, что засыпка амбаров как способ рекультивации земель в данном случае неприемлема. Было изучено несколько способов удаления опасных буровых стоков: естественное испарение, термическая и химическая обработка, закачка в поглощенные пласты, "выдавливание" в узкие траншеи, вывоз на поля испарения. Высокая эффективность была отмечена у двух последних способов. Сущность способа: в непосредственной близости от земляного вала ковшовыми экскаваторами или бульдозерами роют несколько траншей глубиной до 5м, затем перемычка между амбаром и траншеями разрушается, буровой раствор вытекает в траншею. Густой осадок, который остается в земляном амбаре, подсыхает и позволяет засыпать амбар бульдозером в соответствии с требованиями эффективной рекультивации земель. Способ удаления сточных остатков заключается в выводе их на поля испарения, представляющие собой огражденные амбары для твердой и жидкой фаз вместимостью 1500 м³ каждый. В течение двух лет сточные воды опресняются в этих амбарах на глубину 1,5-2м от поверхности. Опресненную воду откачивают. Экономически этот способ целесообразно использовать в случае, когда расстояние до полей испарения не превышает 30 км. При этом на поля испарения вывозится только жидкая часть стоков, а оставшаяся грязь выдавливается в узкие траншеи. После удавления стоков рекультивируеммый участок очищают от строительного мусора и металлических предметов, перепахивают на глубину, при которой после покрытия плодородным грунтом толщина очищенного слоя составляла бы не менее 0,7м. Затем участок по акту передают землепользователю.

.2.3 Охрана окружающей среды при бурении и креплении скважины

Мероприятия по охране окружающей среды на данном этапе строительства скважин сводятся к следующему. Транспортировку сыпучих материалов, упакованных в мешки и другую тару производить с использованием бортовых машин, снабженных брезентовыми укрытиями, незатаренные вещества перевозить спецтранспортом типа цементовозов или смесителей. Жидкие материалы - нефть, окзил, ГСМ и др. перевозятся в цистернах, либо в специальных закрытых емкостях. Хранение материалов осуществляется с учетом предохранения почвы от загрязнения на площадях с твердым покрытием (бетон, асфальт) и в хозяйственных сараях, а также в штабелях с укрытием и закрытых емкостях (особенно токсичных); добавки жидких реагентов, нефти в промывочную жидкость производить по трубопроводам. Образующиеся при спуско-подъемных операциях переливы раствора и сточные воды после мойки площадки буровой, собираются в шахте, откуда удаляются по вышеописанной схеме. Отработанные масла буровых насосов, коробки скоростей и дизельных агрегатов собираются в емкость и сдаются в дальнейшем на регенерацию. Выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания с целью очистки их от сажи и масел должны пропускаться через емкость с водой. Окружающая среда может быть загрязнена в результате выброса из скважины при фонтанировании или перетока через неизолированное заколонное пространство пластовых флюидов, содержащих сероводород, углеводороды, соли натрия, магния и др. элементов, а также в результате выбрасывания промывочной жидкости, которая остается по окончании бурения или небрежного обращения с радиоактивными изотопами, иногда используемых для контроля качества разобщения проницаемых пластов. Одним из мероприятий, направленных на предотвращение загрязнения окружающей среды, является сооружение на расстоянии 100-200 м от скважины с подветренной стороны до начала работ по вскрытию продуктивных пластов большого земляного амбара для сбора пластовой жидкости, выбрасываемой из скважины при опробовании, освоении, испытании скважины и при управляемом фонтанировании. Другим очень полезным мероприятием является пакерование заколонного пространства на участках выше кровли горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности либо между горизонтами с большим относительным перепадом пластовых давлений сразу же после окончания цементирования, а также создания избыточного давления в заколонном пространстве на период твердения тампонажного раствора, если пакеровка невозможна. Радиоактивные изотопы нельзя использовать в скважине, если предварительно надежно не изолированы горизонты артезианских и целебных вод, а также проницаемые пласты, имеющие сообщение с дневной поверхностью поблизости от данной буровой. Активизированная жидкость не должна выходить на дневную поверхность. По окончании работы территорию скважины и одежду работавших нужно проверить и убедиться в отсутствии опасных концентраций радиоактивных веществ. Остатки неиспользованных изотопов, а также жидкость после промывки емкостей и насосов, подвергавшихся воздействию таких веществ, следует разбавить водой до безопасной концентрации и захоронить в специально отведенном месте.

4. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

.1 Организационно-производственная структура бурового предприятия

Организационная структура управления буровых представляет собой схему взаимодействия структурных подразделений управления. Различают основное производство и подсобно-вспомогательное производство. Общее и административное руководство предприятием осуществляет руководитель - начальник управления. Он организует работу управления и координирует действия заместителей начальника управления. Руководитель осуществляет планирование производства, материально-технического снабжения, финансирования, капитального строительства на основе Устава предприятия.

Главный инженер - первый заместитель начальника управления отвечает за правильное производственно-техническое руководство. Главный инженер возглавляет научно-исследовательскую и рационализаторскую работу на предприятии, обеспечивает выполнение качественных ремонтов скважин, осуществляет техническое и технологическое руководство деятельностью подразделений, определяет основные задачи, направляет деятельность и осуществляет контроль над работой отделов и служб, руководит постоянно действующими комиссиями по безопасности труда, по аттестации и рационализации рабочих мест.

Главной задачей ПТО является разработка и анализ выполнения оперативных планов-графиков, составление документации на планово-предупредительное, материально-техническое обеспечение производственных объектов, разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин, ремонта и освоения скважин, направленной на повышение производительности труда и улучшение технико-экономических показателей бурения, ремонта и освоения скважин. ПТО работает в тесном контакте с центральной инженерно-технологической службой (ЦИТС). Центральная инженерно-технологическая служба возглавляет выполнение запланированных заданий по проходке и работам, обеспечивающим выполнение заданий буровых бригад, а также по аварийным заявкам. Основная задача технологического отдела разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин, анализ режимов бурения и технологии. Геологический отдел, подчиняющийся главному геологу - второму заместителю начальника управления. Главный геолог обеспечивает выбор и обоснование основных направлений поисково-разведочных работ, осуществление геологического контроля в процессе бурения, выявление промышленных нефтегазоносных горизонтов, оценку нефтегазоносности разбуриваемых площадей.

Главный механик отвечает за обеспечение бесперебойной и качественной работы оборудования осуществляет. Он обеспечивает контроль и текущее обслуживание оборудования, планирует графики планово-предупредительного ремонта, разрабатывает наиболее совершенные методы проведения ремонтных работ. Основное производство непосредственно занимается выполнением основных технико-экономических показателей таких как: проходка, скважины законченные строительством и ремонтом. К основному производству относятся ЦИТС бурения, цех капитального ремонта скважин и вышкомонтажный цех. Оперативное руководство основным производством осуществляет центральная инженерно-техническая служба.

Подсобно-вспомогательное производство обеспечивает ритмичную работу основного производства, производя капитальный и текущий ремонт бурового и энергетического оборудования, доставку грузов на объекты основного производства, земляные работы при монтаже буровых станков. В управлении три вспомогательных цеха: прокатно-ремонтный цех бурового оборудования и труб (ПРЦБОиТ), прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ), автотракторная колонна (АТК).

Цеха оснащены специальными станками (токарными, фрезерными, трубонарезными т.д.) способными производить ремонт бурового оборудования, изготовить все возможные приспособления и изделия для обеспечения бесперебойной работы бурового оборудования. Парк автотракторной колонны состоит из дорожно-строительной техники, которая занята на перевозке: габаритных грузов (вагон - дома, емкости и т.д.), бурильных и обсадных труб, земляных работах (планировка площадок под строительство буровых установок, рытье траншей, рекультивации земли).

Главный энергетик отвечает за бесперебойное обеспечение производственных объектов энергией и ремонт энергетического оборудования. разрабатывает мероприятия по снижению норм расхода энергии, организует контроль и наблюдение за работой энергооборудования, энергосетей и их ремонт. Отдел труда и техники безопасности должен обеспечить создание четкой системы организации работы в области охраны труда и техники безопасности, проведение профилактических мероприятий, направленных на предотвращение травматизма, аварий и пожаров, сбор и анализ информации о состоянии охраны труда, разработке по результатам анализа эффективных мероприятий. Экономические службы предприятия возглавляет заместитель директора по экономике, который осуществляет руководство работами по анализу производственно-хозяйственной деятельности предприятия по наиболее полному и целесообразному использованию материальных, трудовых и денежных ресурсов. Ему подчиняется отдел планирования, организации труда и заработной платы (ОПОТиЗ). Этот отдел осуществляет руководство работой по экономическому планированию в управлению в управлении, направленному на организацию рациональной хозяйственной деятельности, выявление и использование резервов производства с целью достижения наибольшей экономической эффективности и т.д. Заместитель директора по общим вопросам отвечает за всю административно-хозяйственную работу, включая вопросы материально-технического обеспечения, жилищно-бытового, транспортного обслуживания, ремонта административных и жилищных помещений. Основным структурным производственным подразделением предприятия является цех - административно-обособленное подразделение, призванное выполнять определенную работу - бурение скважин.

К основным цехам относится цех по бурению и капитальному ремонту скважин (ЦБ и КРС). Бесперебойная работа предприятия во многом зависит не только от правильной технической эксплуатации оборудования, но и систематического ремонта. Организация ремонта должна обеспечивать нормальную работоспособность оборудования и сокращать затраты труда, средства и время на ремонтные работы.

Организационная структура Ставропольского Управления Аварийно-Восстановительных работ и Капитального ремонта Скважин (СтУАВР и КРС)

.2 Основные технико-экономические показатели строительства скважины

Бурение нефтяных и газовых скважин оценивается следующими показателями, совокупность которых дает характеристику технико-экономического уровня его развития:

1.  коммерческая скорость проходки;

2. цикловая скорость проходки;

3. техническая скорость проходки;

4. механическая скорость проходки;

5. рейсовая скорость проходки;

6. Станко-месяцы (бурения, испытания, цикла строительства скважины)

7. расход металла (обсадных труб)

8. стоимость скважины в целом.

1) Коммерческая скорость проходки V_ком определяется как частное от деления пробуренного метража Н_пр на общее время бурения скважины Т (в днях) с момента спуска первого долота в скважину до сдачи ее в эксплуатацию. В общие затраты времени t_б включаются затраты на выполнение не только технически необходимых работ, но и работ по ликвидации аварий, не предусмотренных планом ремонтных работ, потери времени по организационным и другим причинам. Этот показатель дает характеристику уровня техники, технологии и организации работ не всего цикла строительства скважины, а лишь бурения и имеет исключительное значение для оценки работы буровых бригад и бурового предприятия в целом, т.е. является обобщающим показателем, характеризующим эффективность всего процесса буровых работ. Повышение коммерческой скорости бурения требует сокращения производительного времени бурения, а также сокращения и ликвидации непроизводительного времени.

Vком =  =, м/ст. мес. Vком =м/ст. мес.

) Рейсовая скорость Vр- отношение проходки по скважине в метрах к суммарным затратам времени на механическое бурение и спуско-подъёмным операциям. Характеризует эффективность бригады и оборудования.

Vрейс =

3)      Механическая скорость проходки определяется как частное от деления пробуренного метража Н на продолжительность работы долота на забое (в часах). Этот показатель характеризует интенсивность разрушения горных пород, которая зависит от типа, модели и размера долота, инструмента, оборудования, режима бурения.

V мех. бур. =

4)      Техническая скорость проходки определяется как частное от деления пробуренного метража Н на производительное время бурения скважины Т произ. (в днях), т. е. на время без аварий, простоев и ремонтов. Используется для сравнительной оценки технических возможностей бурения разными способами.

Vтех. =  

) Цикловая скорость проходки определяется как частное деление от деления пробуренного метража (глубины законченной скважины) Н на время Т (в днях) с момента спуска первого долота до сдачи скважины.

Vцикл. = =

) Проходка на долото - показатель характеризующий глубину бурения породы одним долотом при условии полной его отработки, в метрах. Средняя проходка на долото определяется делением суммарной проходки Н пробуренной группой долот на число отработанных долот п.

Hcp = H/n Среднюю проходку определяют по типам долот, интервалам бурения скважины. Hcp= 545/3 = 181,6м.

7) Расход обсадных труб на 1м. проходки характеризует отношение массы обсадных труб к проходке.

q = ZQ/Н

Снижение расхода металла на 1м. проходки труб достигается в результате облегчения и упрощения конструкции скважины, применения обсадных труб уменьшенных диаметров и тонкостенных высокопрочных труб, развития бурения скважин уменьшенного диаметра, предотвращения спуска колонн в непродуктивные разведочные скважины.

.3 Расчет сметной стоимости бурения и проводки бокового ствола скважины на Тугтунской площади

Финансирование буровых работ и расчеты с заказчиками осуществляют на основе смет на строительство нефтяных и газовых скважин, которые определяют общую сумму необходимых затрат, согласно техническому проекту. Порядок и методика составления сметной документации регламентируются соответствующей инструкцией. Для определения сметной стоимости строительства скважины в зависимости от условий и состава работ разрабатываются сводный сметный расчет. Сводный расчет состоит из одиннадцати глав: подготовительные работы к строительству скважины; строительство и разборка (передвижка) вышки, привышечных сооружений, монтаж и демонтаж оборудования; бурение и крепление скважины; испытание скважины на продуктивность; промыслово-геофизические работы; дополнительные затраты при строительстве скважины в зимнее время; накладные расходы; плановые накопления; прочие работы и затраты; авторский надзор; проектные и изыскательские работы.

Предусматривается также резерв средств на непредвиденные работы и затраты, не предусмотренные рабочим проектом и не зависящие от исполнителя работ по строительству скважин. Суммарная сметная стоимость всех скважин, подлежащих строительству в плановом периоде, определяет объем капитальных вложений на этот период. Для определения затрат по разделам и статьям расходов используют следующие материалы: технические проекты на строительство скважин, которые содержат данные об объемах отдельных видов работ, об используемом оборудовании, инструменте, конструкции скважин, виде энергии, продолжительности строительства и другие показатели, определяющие технику, технологию и организацию работ. Все затраты в сметном расчете подразделяются на затраты, зависящие от времени и затраты, зависящие от объема работ.

К затратам, зависящим от времени, относятся: оплата буровой бригады; оплата труда рабочих по обслуживанию буровой и рабочих, эксплуатация и пробег компрессора, содержание трактора на скважине, эксплуатация водонасосной установки, содержание полевой лаборатории, материалы для приготовления бурового раствора и его обработки, техническая вода, специальный транспорт, транспортировка вахт, грузов, трактора и бульдозера до скважины: К затратам, зависящим от объема работ, относятся: износ бурильных труб по интервалам, дефектоскопия бурильных труб и оборудования на буровой, элементы компоновки низа бурильной колонны, опрессовка бурильных труб, транспортировка грузов.

Сметный расчет бурения второго ствола на скважине Северо-Ставропольского ПХГ представлен в таблице.

Таблица

Таблица - Расчет сметной стоимости на бурение бокового ствола скважины на Тугтунской площади.

Таблица - Расчет сметной стоимости крепления бокового ствола скважины на Тугтунской площади

Таблица - Система основных технико-экономических показателей забуривания второго ствола на скважине расположенной на Тугтунской площади

Заключение

Нами рассмотрена возможность использования технологии капитального ремонта скважин методом забуривания вторых наклонно-направленных стволов в заданную точку из обсаженной скважины.

Направленное бурение дополнительных стволов - наиболее эффективное средство увеличения производительности малодебитных скважин за счет вскрытия пропущенных продуктивных пластов или возрождение скважины, пробуренной в слабопроницаемых пластах.

Технология бурения дополнительных горизонтальных или наклонных стволов из эксплуатационной колонны вертикальной или наклонной скважины позволяет:

·   восстановить приток нефти и газа;

·   увеличить дебит нефти и газа за счет вскрытия продуктивных пластов горизонтальным стволом;

- сократить объем буровых работ и уменьшить капитальные вложения на разработку месторождений.

При поведении данных работ используются современная аппаратура и специальный инструмент Российского производства, что в несколько раз дешевле западных аналогов.

Главным преимуществом зарезки вторых стволов перед другими способами КРС является то, что он открывает широкие возможности для увеличения добычи. Мы получаем новый забой, не вкладывая средства в строительство новой скважины, за счет этого получаем немалый экономический эффект. На основании простого сравнения затрат на бурение новых скважин и КРС методом забуривания вторых стволов мы можем сделать вывод о предпочтительности отказа от бурения новых скважин в пользу КРС, т.к. те же цели достигаются при значительно меньших финансовых вложениях.

Список используемой литературы

скважина забуривание ствол

1. В.И. Шуров «Технология и техника добычи нефти» М «Недра». 1983 г.

2. Е.И. Бухаленко, В.В Вершкова, Ш.Г. Джафаров, Э.С. Ибрагимов, А.А. Каштанов, Н.Г. Курбанов, О.И. Эфелунев «Справочник по нефтепромысловому оборудованию», М. «Нелра», 1983 г.

3. В.И. Гиматудинов, В.М. Зайцев, 10.П. Каралаев. П.В. Ревыкин, В.А. Сахаров «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений»,М. «Недра», 1988г.

4. А.Б. Сулеймапов, К.А. Караметов. А.С. Яшин «Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин», М. «Недра», 1984 г.

5.  В.А. Блажевич «Ремонтно изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений» М., «Недра», 1981 г.

6.  Ф.Ф. Дунаев, В.И. Егоров, М.Н. Победоносцев «Экономика нефтяной и газовой промышленности», М. «Недра», 1983 г.

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

8.   Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, В.Г. Гераськин «Строительство наклонных и горизонтальных скважин» М, «Недра», 2000 г.

9. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: ПБ 08 - 624 - 03: утв. Гостехнадзором России 05.06.03. - Вып. 4. - Сер. 08 Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: ГУП «НТЦ Промышленная безопасность», 2003. - 312 с.

. Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин. Взамен РД 39 - 0147014 - 502 - 85. Введ. 01.01.98 г.