Технология капитального ремонта скважин методом забуривания вторых наклонно-направленных стволов

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

G - осевая нагрузка на долото, Н

М₀ - вращающий момент сил сопротивления на долоте, независящий от осевой нагрузки, Нм,

где а_д - коэффициент зависящий от модели долота (для долот типа СТ а_д = 0,50,6)

Нм/Н.

Момент двигателя по формуле:

М_зд 1,2 (0,0091 10810³ + 50) = 1,8610³ Нм.

Расход необходимый для работы двигателя по формуле:

м³/с

За теоретический принимаем расход равный 0,018 м³/с

Действительная и теоретическая подачи насосов связаны соотношением:

Q = m к_под Q_т

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

к_под - коэффициент подачи насоса.

к_под =1,33 - 0,3510^-3_ж = 1,33 - 0,3510^-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 :

проектная глубина 860м

диаметр колонны 219мм

окно вскрыто в интервале 315-317м

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

диаметр долота 190, 5 мм

бурильные трубы БТ-114мм с толщиной стенки 11м

УБТ146 мм-длиной 24м

плотность бурового раствора 1,06 г/см

Q = 22 л/с

_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_6тQ²L_6тg10⁴,

где а_бт - коэффициент, пропорциональный коэффициенту сопротивления;

- 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 = 6,3110^-4 1,06 22² 840 9,8 10⁴ = 2,86 МПа.

Потери давления в УБТ определяем по формуле:

Р_убт = a_убтQ²L_убтg10⁴,

Р_убт = 2,1910^-3 1,06 22² 24 9,8 10⁴ = 2,62 МПа.

Потери давления в отверстиях долота можно определить по формуле:

Р_д = а_дQ²g10⁴,

Р_д = 31,5210^-3 1,06 22² 9,8 10⁴ = 1,57 МПа.

Потери давления в затрубном пространстве определим по формуле:

Р_зп = Q²g10⁴ (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 = 1,0622²9,810⁴(0,6210^-5-840 + 2,37-10^-528,5) = 0,26 МПа.

Потери давления в напорной линии определим по формуле:

Р_нл = а_нлQ²g10⁴,

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.

2. Способ бурения - ВЗД.

3. Скважина наклонно-направленная, профиль на рисунке 4.

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

5. Колонна одноразмерная.

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

7. Марка труб - ТБ-ПК 11411

8. Толщина стенки (предварительно) - 11 мм.

9. Группа прочности (предварительно) - Д.

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

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

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

13. Осевая нагрузка: G_д = 108kH

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

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

2.11.1 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

146 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 11411Д (замок ЗП-159-76).

Допускаемое наружное избыточное давление в соответствии с формулой

где

Е - модуль упругости материала трубы

_т - предел текучести

- 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.

1. Участок увеличения зенитного угла.

Рассматриваемое сечение - верхняя граница участка.

при ^* _к

при _н ^*

где

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

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

- 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

- коэффициент трения бурильной колонны о стенку скважины

- угол наклона профиля скважины в рассчитываемом сечении

_н ,_к- начальное и конечное значение угла в рассматриваемом сечении.

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

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

Для данного участка:

Q_к= Q_кн к ,

Q_кн = Q + Q_бт.

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

Q_бт = 6816,5(1-1,2/3,15) = 694,52 кгс.

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

При полученном значении ⁽⁺⁾ значение ^* = 64, а угол в рассматриваемом сечении равен 50 = _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 = 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;

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

₂ - коэффициент трения металла труб о породу (0,3)

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

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

- угол наклона участка (50)

За Q_к' - в данном случае принимается нагрузка Q_р= 2123 кгс;

Q₁ = l_пер q (1 - _ж/)

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 - _ж/)

l_тан - длина тангенциального участка, м (750)

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

3. Участок начального искривления.

Рассматриваемое сечение - верхняя граница участка.

Радиус искривления - 382 м

Начальный угол искривления _н - 0

Конечный угол искривления _к - 50

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

За Q_к в данном случае принимается нагрузка Q_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 ⁽⁺⁾ слишком велико, то расчет производится по формуле (29), при ^* = _к = 50.

Длина искривленного участка

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

4. Вертикальный участок.

Рассматриваемое сечение - верхняя граница участка.

Растягивающая нагрузка на вертикальном участке определяется по формуле:

Q_р = к Q_бт + р 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 Q_р = 12619,65 кгс.

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

Q_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 = 3,8410^-3 EIR/S⁴

где E - модуль упругости материала трубы, кгс/мм (0,7210⁴)

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

R - радиус кривизны профиля скважины, м (287)

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

= (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 Т_с2

Во всех случаях наибольшие напряжения изгиба вычисляют по формуле:

_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 ( = 70).

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

А) Участок увеличения зенитного угла.

Первая критичекая нагрузка:

= (146 - 114)/2 = 16 мм

Т¹_с1 = 3,8410^-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):

¹_иmax = 883,2/148,8 = 5,94 кг/мм².

Б) Участок начального искривления.

Первая критическая нагрузка:

Т³_с1 = 3,8410^-3 0,72·10⁴·1094·382·12,5/12⁴ = 7465,1 кгс.

Вторая критическая нагрузка:

Т³_с2 = 3 · Т³_с1 = 36965,1 = 21395,3 кгс.

Так как Т³_с1 Q_р1 Т³_с2 (7465,1 11968,2 21395,3), то расчет величины изгибающего момента производим по формуле:

Напряжения изгиба по формуле:

³_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; (_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.

2.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 .

= 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.

3.Тангенциальный участок.

Р³_к = Р_н + l_тан q (cos - sin)

Р³_к = Р_н + l_пер q (cos - ₁ sin) + (l_тан - l_пер) q (cos - ₂ sin)

Р_н = Р²_к

Р³_к = 6020,06 + 735,416,5 (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.

= 0,3

в = arctg м = arctg 0,3 = 16,7

Р⁴_к = 12992,35е ^{-0,30,01745(97-50)} + 16,5287 [sin (97° +2·16,7°) - sin (50° +2·16,7°) е ^{- 0,3·0,01745(97-50)} = 4112 кгс.

5.Горизонтальный участок

Р⁵_к = Р_н - l_гор q

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

Р_н = Р⁴_к

Р⁵_к = 10112 - 6816,50,3 = 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).

2.12 Предотвращение осложнений

2.12.1 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.

2.12.2 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:

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

2)правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения;

3)спуск бурильной колонны плавно, без резких торможений;

4)недопущение значительных колебаний плотности бурового раствора;

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

6) 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.

3.1.3 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.

Для пожаровзрывоопасных производств применение деревянных настилов запрещается. Высота сетчатого ограждения движущихся элементов оборудования должна быть не менее 1.8м. Механизмы высотой менее 1.8м ограждают полностью. Размер ячеек сеток должен быть не более 30-30 мм. Сетчатое ограждение должно иметь металлическую оправу (каркас).

3.1.5 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.

3.1.6 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.