Строительство нефтяных и газовых скважин Новиков А.
4. Тип свивки каната выбирают из соображений обеспечения износоустойчивости, гибкости и прочности;
5. При сматывании с катушки избегать перегибов;
6. Ходовой конец каната должен быть надежно закреплен и должен иметь не менее трех витков на барабане, при нижнем положении крюкоблока;
7. Мертвый конец каната крепить на вращающемся механизме.
8. Канат в талевой системе необходимо периодически перепускать.
Количество метров, которое нужно перепустить и вырубить определяется работой, измеряемой в тонно-километрах. Определяется по специальной методике, изложенной ниже.
При эксплуатации талевых канатов их износ между II и III роликами талевого блока – наибольший, вследствие более частого огибания роликов под нагрузкой во время спуско подъемных операций. Перетяжка талевого каната увеличивает срок его службы. Это достигается сдвиганием участка каната из зоны наибольших нагрузок в менее нагруженную зону. Канат в этом случае изнашивается по всей длине равномерно. На практике применяется несколько вариантов перетяжки, предложенных институтом «Гипронефтемаш» (табл. 4) [33]
Таблица 4. Показатели работы талевого каната
Наработку талевого каната А (т*км) за рейс по графику Рис. 2.27. Среднюю массу 1 м инструмента определяют по показанию индикатора веса при установившейся скорости подъма первой свечи или формуле:
gср = (Gтб + 1,15*Gбт)/Lбт (2.2)
где:
Gтб – масса талевого блока, элеватора, крюкоблока, кг;
Gбт – масса бурильной компоновки, кг;
– кпд талевой системы (0,9–0,93);
Рис. 2.27. График наработки т. каната за 1 рейс
На графике рис. 31 из точки Lскв = Lбт проводится горизонтальная прямая до пересечения с соответствующей кривой gср из точки пересечения перпендикулярно проводится линия на ось работы, определяется работа за рейс. При спуске обсадных колонн одной секцией
Gср = 0,5*(Gтб + Gбт + Gобс)/ *Lскв (2.3.)
При спуске обсадных колонн секциями на бурильных трубах наработку талевого каната расчитывают отдельно соответственно для спуска секции и подъема бурильных труб после их отворота.
g ср. сп. = 0,5*(Gтб + Gбт + Gобс)/ *Lскв (2.4.)
g ср. п = 0,5*(Gтб + Gбт + )/ *Lбт. (2.5.)
Учет наработки талевого каната ведется с нарастающим итогом по каждому рейсу. При соблюдении требований по эксплуатации талевого каната наработка до полного износа бухты длинной 1500 м достигает 65000–70000 т*км
Штопор – самопроизвольное кручение каната по весом. Рис 2.28
Рис. 2.28. Штопор
Фонарь – корзинообразная деформация. Отслоение наружных прядей или проволок фонарение наблюдается в многослойных канатах и свидетельствует о появлении сжимающих усилий в наружном слое и перегрузке сердечника. Расслабление наружных элементов часто накапливается вблизи анкерных устройств. Фонарь может возникать еще и из-за раскручивания каната при спешной подготовке к эксплуатации. При наличии фонаря, канат рекомендуется забраковать (рис. 2.29).
Рис. 2.29. Фонарь
Петлеобразование – выдавливание проволок прядей (рис. 2.34). Выпучивание сердечников прядей происходит в результате неустойчивости против кручения при ударных нагрузках. При существенном нарушении структуры каната по причине петлеобразования проволок канат рекомендуется забраковать.
Рис. 2.30. Выдавливание проволок прядей: а – в одной пряди, б – в нескольких прядях
Разрыхление. Разрыхление наружного слоя проволок или прядей, при котором они становятся легко подвижны, приводит к перегрузке остальных проволок. Если разрыхление произошло вследствие износа или коррозии проволок, то канат рекомендуется заменить. В других случаях требуется повышенное внимание к дальнейшей эксплуатации каната (рис. 2. 31).
Рис. 2.31. Разрыхление
Местное утолщение – местное утолщение каната наблюдается при наличии утолщения сердечника, что может служить причиной ускоренного износа прядей. При сильно выраженном местном утолщении каната его рекомендуется отбраковать (рис. 2.32).
Рис. 2.32. Утолщение
Затяжки – затяжка одной или нескольких прядей может происходить при малом диаметре сердечника, его износе или разрушении. Особенно тщательно следует проверять участки каната, прилегающие к анкерным устройствам, где затяжка бывает трудно различима. Нарушение структуры каната в виде затяжки приводит к резкому перераспределению нагрузок между его элементами, поэтому при достаточно выраженной затяжке канат следует заменить (рис. 2.33).
Рис. 2.33. Уменьшение диаметра
Раздавливание – Раздавливание каната – это следствие нарушения правил эксплуатации. Местное раздавливание приводит к ускоренному износу проволок каната и требуется повышенного внимания к канату при его дальнейшей эксплуатации (рис. 2.34).
Рис. 2.34. Раздавливание
Колышка – перекручивание каната. Колышка обычно образуется при затяжке петли в результате грубых нарушения правил подготовки каната к работе и является безусловным основанием для отбраковки (рис. 2.35).
Рис. 2.35. Перекручивание каната
Излом. Канат забраковавывается и в случае его резкого излома в результате перегиба на элементах конструкции или других посторонних воздействий на него (рис. 2.36).
Рис. 2.36. Излом
Необходимо регулярно тщательно проверять все участки стального каната на предмет возможного снижения рабочих характеристик. Проверка начинается с тщательной проверки критических точек каната. Критическими точками, в зависимости от применения, являются те точки, где канат подвергается максимальным внутренним напряжениям или наружным воздействиям. Износ каната наиболее вероятен на следующих критических участках, поэтому их следует тщательно проверять. [33]
Барабаны. При правильной намотке каната в точках пересечения, схода и начала слоя происходит нормальный износ. Обращать внимание на следы трения по бокам каната; другими словами, на участки каната, которые трутся о нижние витки каната. Может происходить раздавливание верхней и боковых сторон каната. При сильном износе следует вывести канат из эксплуатации. Трение и раздавливание обычно возникают дважды при каждом обороте барабана.
Проверка барабанов также очень важна. Проверять барабан на наличие признаков износа, которые могут привести к повреждению стального каната. Все барабаны должны быть гладкими, без неровностей. Проверять минимальное число неподвижных витков, которые остаются на барабане, характеристики намотки каната и состояние фланцев.
Блоки. Очень важно проверять стальные канаты, проходящие по блокам системы, на отсутствие разрывов проволоки. Канавки имеют тенденцию к износу с уменьшением ширины, особенно при высоких нагрузках. С помощью калибра проверьте размеры и гладкость канавок всех блоков. Слишком узкие или тесные канавки могут привести к защемлению и увеличению истирания, в то время как слишком широкие канавки могут привести к расплющиванию каната – и то и другое ведет к сокращению срока службы каната. Следует также проверять на наличие неровностей, сломанных или выщербленных фланцев, трещин в ступицах и спицах, признаков контакта каната с защитными пластинами, подшипниками и валом блока, нарушение круглой формы и соосности с другими блоками – все эти признаки являются основаниями для замены.
Крепление концов. Движение каната у закрепленных концов ограничено и подвержено усталостным напряжениям, возникающим при гашении вибраций каната. Следует проверять эти участки с шилом, чтобы искать разрывы проволоки, в случае обнаружения более одного разрыва следует заменить канат. Следует также проверить сам узел крепления.
Начальные точки. Участки каната, контактирующие с блоками или барабанами при приложении начальной нагрузки.
Воздействие тепла. Если канат входит в контакт с электрической дугой, следует немедленно заменить весь канат. Несмотря на то, что повреждение может быть незаметным, электрическая дуга может повлиять на характеристики каната, поэтому канат следует заменить.
Точки интенсивного износа. Проверять канат на наличие блестящих мест, где он подвергается интенсивному трению и истиранию.
Когда следует заменить талевый канат по причине интенсивного износа.
Стальные канаты, находящиеся в неподвижном состоянии, такие как оттяжки, канаты для аварийного спуска и подвесные канаты, должны заменяться в любом из нижеперечисленных случаев:
1. При наличии трех разрывов проволоки в пределах одного витка.
2. При наличии более чем одного разрыва проволоки у концевых соединений.
3. Наличие разрывов проволоки в канавке между прядями каната.
Разрывы проволоки являются лишь одним из видов износа стальных канатов. Другие причины вывода стальных канатов из эксплуатации перечислены ниже:
a. Точечная коррозия проволоки.
b. Коррозия проволоки на концевых соединениях.
c. Концевые соединения, поврежденные коррозией, растрескавшиеся, изогнутые или неправильно установленные.
d. Признаки перекручивания, раздавливания, разрезов, корзинообразных деформаций или разрывов сердечника.
e. Износ, превышающий одну треть исходного диаметра проволоки.
f. Сильное уменьшение диаметра каната.
g. Признаки термического повреждения.
h. Существенное увеличение длины витков. [33]
Глава 3. Конструкция скважины
§ 9. Понятие о конструкции скважины
Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалов цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала). [89] Правильность выбора конструкции определяет успех проводки скважины. Нарушение проектной конструкции скважины (не допуск колонн, изменение диаметра колонн), может привести к непоправимым последствиям, либо к существенному удорожанию стоимости скважины, поэтому при осуществлении супервайзинга необходимо принимать все меры к недопущению отклонений в конструкции скважин. Кондуктор и эксплуатационная колонна в проектной конструкции обязательны, независимо от горно-геологических условий строительства скважины. В зависимости от назначения скважины, конструкции забоя и условий эксплуатации функции эксплуатационной колонны может частично выполнять ранее спущенная обсадная колонна (кроме кондуктора). Башмак последней промежуточной колонны, перекрывающей породы, склонные к пластическим деформациям, следует устанавливать ниже их подошвы.
Направление – это первая труба или колонна труб, служащая для предотвращения размыва пород, залегающих близ дневной поверхности, разобщения ствола скважины, сооружаемой в акватории водного бассейна, от окружающих вод и для соединения устья с очистной системой буровой установки.
Кондуктор – это колонна труб, спускаемая в скважину после направления и служащая для укрепления стенок последней в недостаточно устойчивых породах, и для перекрытия зон осложнений, приуроченных к сравнительно неглубоко залегающим горизонтам, а также для изоляции горизонтов, содержащих артезианские и целебные воды.
Эксплуатационная колонна – это самая внутренняя колонна. Она служит не только для укрепления стенок скважины и изоляции соответствующих горизонтов, насыщенных нефтью, газом или водой, но также каналом для транспортировки, добываемой из продуктивной толщи нефти или газа, или закачиваемой в последнюю жидкости (газа).
Промежуточные или технические колонны – это все колонны труб, находящиеся между кондуктором и эксплуатационной колонной. Их спускают для перекрытия сравнительно глубоко залегающих неустойчивых пород, либо для изоляции продуктивных горизонтов, расположенных намного выше проектной глубины скважины, перекрытия зон несовместимого бурения, либо для изоляции пород оказывающих сильное агрессивное воздействие на промывочную жидкость и других целей. Обычно верхний конец колонны труб устанавливают на устье скважины.
Хвостовик или потайная колонна – это случай, когда по геолого-техническим условиям и соображений экономичности, нет необходимости располагать верхний конец колонны на устье, верхний конец колонны располагается в скважине на значительной глубине от устья, но перекрывает башмак предыдущей колонны.
Фильтр, это та часть колонны, которая составлена из труб со специально просверленными или перфорированными отверстиями (или профрезированными, или перфорированными).
Графическое изображение конструкции скважин показано на Рис3.1.[88]
а – со сплошными колоннами;
б – с хвостовиком;
в – с комбинированной эксплуатационной колонной и хвостовиком.
Направление на графическом изображении, как правило, не показывают.
Рис. 3.1. Графическое изображение конструкции скважины
В не обсаженном стволе скважины цементированию подлежат:
• Продуктивные горизонты, кроме предусмотренных к опробованию и эксплуатации открытым стволом или с нецементируемым фильтром;
• Продуктивные горизонты, не предусмотренные к опробованию или эксплуатации, и горизонты с непромышленными запасами нефти и газа;
• Истощенные горизонты;
• Проницаемые горизонты, насыщенные пресной водой, а также всеми типами минерализованных вод;
• Горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;
• Интервалы, представленные породами, склонными к пластическому течению и выпучиванию;
• Толща многолетнемерзлых пород;
• Горизонты, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.
Минимально необходимая высота подъема тампонажного раствора над флюидосодержащими горизонтами, а также над кровлей подземных хранилищ газа и нефти, над устройством ступенчатого цементирования (стыком секций) верхней ступени (секции) обсадных колонн должна составлять не менее 150–300 м для нефтяных и 500 м для газовых скважин.). [86]
Секционный спуск обсадных колонн допускается в следующих случаях технологической необходимости:
• Недостаточная грузоподъемность буровой установки;
• Невозможность обеспечения прочностных характеристик колонны при использовании серийно выпускаемых типоразмеров обсадных труб или закупаемых по импорту;
• Невозможность спуска обсадной колонны до проектной глубины по условиям проходимости с учетом накопленного опыта в данном районе или аналогичных горно-геологических условиях;
• Отсутствие серийно выпускаемых устройств ступенчатого цементирования, в том числе с учетом закупаемых по импорту.
Устройства ступенчатого цементирования и стыки секций обсадных колонн должны располагаться:
• В обсаженном стволе скважины предыдущей колонной выше башмака ее не менее, чем на 50 м; то же относится к «голове» потайной колонны;
• В не обсаженной части скважины – в интервале устойчивых пород с диаметром ствола, близким к номинальному, ниже верхней границы интервала не менее 30–50 м и выше нижней границы не менее 50–75 м. [88]
§ 10. Проектирование конструкции скважины
Скважина является капитальным долгосрочным сооружением. Поэтому ее конструкция должна быть прочной, обеспечивать герметичное разобщение всех проницаемых пород, вскрытых при бурении, безусловную возможность достижения проектной глубины и решения геологических и других последовательных задач в процессе бурения, осуществления запроектированных режимов эксплуатации, на всех этапах разработки месторождения, соблюдения требований законов об охране недр и защите окружающей среды от загрязнения. Вместе с тем конструкция скважин должна быть экономичной. [88]
На выбор конструкции скважины влияют многочисленные факторы:
• Назначение скважины (поисково-разведочная, эксплуатационная на нефть и газ;
• Нагнетательная;
• Проектная глубина;
• Особенности геологического строения месторождения (наличие тектонических нарушений, соляных штоков, количество продуктивных объектов и расположение их друг относительно друга и другие);
• Степень достоверности знаний об этом;
• Устойчивость горных пород;
• Характер изменения с глубиной коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давления поглощения.
• Состав пластовых жидкостей (химический и по физическому состоянию):
а) капельная жидкость;
в) газ;
с) газожидкостная смесь;
• Положение устья скважины (на суше или в акватории водного бассейна);
• Профиль скважины;
• Способ и продолжительность бурения;
• Уровень развития технологии бурения;
• Метод вхождения в продуктивную толщу;
• Температурный режим в период бурения и эксплуатации;
• Дебит и способ эксплуатации данной скважины на разных этапах разработки месторождения;
• Степень совершенства эксплуатационного оборудования;
• Требования законов об охране недр и защите окружающей среды, экономичность (стоимость строительства при том или в ином варианте конструкции, стоимость единицы добываемой продукции);
• Субъективные моменты (квалификация инженерно-технического персонала);
• Традиции предприятия и проектной организации и другие.
Спроектировать конструкцию скважины – это значит определить необходимое для условий данного конкретного участка месторождения количество обсадных колонн, размеры этих колонн (диаметр, глубину установки нижнего конца и длину каждой, прочностные характеристики каждой трубы), диаметры долот для бурения ствола под каждую колонну, положение верхней и нижней границ интервалов цементирования и выбрать метод вхождения в продуктивную толщу. При решении этой задачи часто может быть получено несколько вариантов конструкции.). [88] За окончательную нужно принимать наиболее экономичный.
Рис. 3.2. График совмещенных давлений
Приступать к проектированию конструкции рекомендуется с построения графиков изменения коэффициента аномальности Ка (Рис. 42) [88] пластовых давлений и индекса давлений поглощения Кп с глубиной. С помощью этих графиков можно определить те интервалы глубин, в пределах которых выполняется условие – Ка<о<Кn
Ка = Рпл/вgZпл (2.1.) Ка> = Кn
о = раств/воды
Кn = Рпогл/вg*Zпл (2.2.)
Где:
Рпл – пластовое давление Мпа;
Рпогл – давление поглощения Мпа;
раств – плотность раствора кг/м3;
g – ускорение силы тяжести;
Z – глубина кровли пласта, м.
Пусть, например, характер коэффициентов Ка и Кn в районе N соответствует изображенному на рисунке 43. При бурении до глубины 750 м можно использовать промывочную жидкость с относительной плотностью не менее 1,5–1,52, а ниже, до глубины 3150 м не менее 1,76–1,80 Для бурения ниже 3150 м требуется промывочная жидкость с о1,55–1,6 Рассуждая аналогично, можно прийти к выводу, что при заданной ситуации в скважину придется спустить четыре обсадные колонны. Такой первый вариант конструкции. Затем он корректируется с учетом других факторов, существенных для данной площади. Во многих районах нашей страны верхний интервал геологического разреза сложен многолетне мерзлыми породами. Мощность мерзлых пород колеблется от нуля до нескольких сот метров. Существует два типа многолетне мерзлых пород. К одному типу можно отнести такие породы, частицы которых более или менее прочно связаны между собой тем или иным цементирующим веществом (но не льдом); при растеплении, т. е. при повышении температуры и превращении льда в воду) связь между частицами сохраняется и порода вскрытая скважиной, ведет себя достаточно устойчиво. Такой тип мерзлоты называют пассивной. Обычно весь интервал мерзлоты, сложенный такими породами перекрывают кондуктором, башмак размещают на 100–200 м ниже подошвы мерзлоты в породе с устойчивой положительной температурой. Ко второму типу следует отнести породы, частицы которых взаимно связаны только льдом или в основном льдом. При растеплении таких пород связь между частицами утрачивается, как только лед растает, и они начинают интенсивно осыпаться в скважину. При бурении обычно используется промывочная жидкость с положительной температурой, процесс растепления мерзлоты за счет тепла, содержащегося в этой жидкости, идет непрерывно и из скважины на дневную поверхность выносится огромное количество осыпавшихся частиц горной породы, а в стволе скважины образуется огромная каверна, объемом несколько десятков кубометров, это породы в основном из активной мерзлоты. Нередко под основанием буровой образуется кратер диаметром 6–8 м. Каверны в многолетнемерзлых породах влекут за собой разрушение эксплуатационной колонны во время эксплуатации, несмотря на наличие кондуктора, и промежуточной колонны. Разрушение происходит за счет неравномерного промерзания каверны. Технологические приемы, предотвращающие образование каверн очень дороги, это специальные холодильные установки, монтируемые на устье скважины и растворы на углеводородной основе. Более простой и эффективный способ – это управление процессом замораживания каверны, при котором каверна промерзает равномерно.
Хемогенные отложения после полного вскрытия перекрывают обсадной колонной, т. к. полностью пластическое течение солей остановить на рабочих плотностях промывочной жидкости невозможно. А также одновременное вскрытие хемогенных пород с интервалами осложнений другого характера невозможно. В присутствии карналлита хемогенных отложениях образовываются большие каверны, что может осложнить дальнейшее углубление скважины без перекрытия их обсадной колонной.
Горные породы, залегающие близ дневной поверхности, обычно являются мало прочными и легко размываются потоками промывочной жидкости при бурении. Такие породы всегда перекрывают обсадной колонной-направлением или кондуктором. Если устье скважины должно быть расположено в акватории водного бассейна, обсадной колонной-направлением перекрывают всю толщу воды и донных осадков, башмак и направление устанавливают в плотных коренных породах: верхнее сечение направления должно возвышаться над водной поверхностью настолько, чтобы при самых сильных штормах гребни волн должны быть несколько ниже его.
При проектировании конструкции скважины необходимо учитывать также способ бурения, уровень технологии бурения в данном районе, геологические особенности разреза и профиль ствола скважины. В процессе бурения обсадные колонны изнашиваются долотами, бурильными замками и трубами. При большом объеме спуско – подъемных операций или весьма длительном вращении бурильной колонны обсадные трубы могут быть протертыми насквозь, особенно в местах резких искривлений или перегибов. В тех случаях, когда сильный износ обсадной колонны может быть причиной серьезной аварии или тяжелого осложнения, необходимо принимать эффективные предупредительные меры. К числу таких мер можно отнести, спуск дополнительной обсадной колонны, замену изношенного участка новым, поворот на некоторый угол участка колонны с односторонним износом.
Проектирование конструкции эксплуатационных и нагнетательных скважин целесообразно начинать с выбора вхождения в пласт, поскольку последний может повлиять на глубину спуска и диаметр эксплуатационной колонны. [88]
При проектировании конструкции первых поисково-разведочных скважин часто отсутствует достаточно достоверная информация о геолого-физических характеристиках породы (устойчивости, пластовых давлениях, давления поглощения, характеристики пластового флюида, коллекторских свойствах и т. д). Если есть основания полагать, что геолого-физические условия в данном районе весьма сложны, в ряде случаев допустимо предусмотреть в конструкции резервную колонну. Такую колонну спускают, если крайне необходимо перекрыть зону осложнений или несовместимых условий бурения, о которой при проектировании конструкции ничего не было известно, либо если в ходе строительства скважины выясняется, что проектную глубину ее нужно существенно увеличить. Если на кондуктор или промежуточную колошу должно быть установлено противовыбросовое оборудование, глубину спуска такой колонны, прежде всего в поисково-разведочных и газовых скважинах целесообразно выбирать с учетом наибольшего давления, которое может возникнуть в скважине после закрытия превентора при выбросе. Если это давление оказывается выше давления разрыва пород у предполагаемого места установки башмака данной колонны, глубину спуска нужно увеличить настолько, чтобы давление разрыва пород было больше максимального давления в скважине при выбросе. Опасность выброса, можно предотвратить, если оснастить буровую соответствующей аппаратурой для автоматического контроля за параметрами режимов бурения, параметров бурового раствора, газосодержанием раствора, превенторами (сферическим и срезным) и позаботиться о том, чтобы они надежно работали, а персонал был хорошо обучен и дисциплинирован. [88]
§ 11. Выбор диаметров обсадных колонн, долот и труб
Для того, чтобы обсадную колонну можно было спустить в скважину, диаметр последней всегда должен быть максимального наружного диаметра. [88]
Dс = dм + 2 к (3.1)
где:
• Dс – диаметр скважины (диаметр долота), м;
• dм – диаметр муфты обсадной трубы, м;
• к – рациональный зазор между стенкой скважины и муфтой;
• к = 5–15 мм для колонн диаметром 114–168 мм;
• к = 15–25 мм для колонн диаметром 178–245 мм;
• к = 25–40 мм для колонн диаметром 273–351 мм;
• к = 40–50 мм для колонн большего диаметра.
Правилами ведения буровых работ предусмотрено: кондукторы во всех скважинах, промежуточные и эксплуатационные колонны в газовых и разведочных скважинах, а также промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной свыше 3000 м, должны быть зацементированы по всей длине.). [89]
Интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах разрешается ограничивать участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше башмаа предыдущей обсадной колонны, а промежуточных обсадных колонн в нефтяных скважинах глубиной менее 3000 м – участком длиной не менее 500 м от башмака с учетом геологических условий. Такое же ограничение интервалов цементирования допускается для промежуточных и эксплуатационных колонн в газовых и разведочных скважинах, если приняты эффективные меры для обеспечения герметичности соединений труб, при этом необходимо чтобы все проницаемые породы были надежно изолированы.
Таблица 5. Рекомендуемые соотношения диаметров долот и спускаемых обсадных колонн [98]
* – Безмуфтовые трубы
Таблица № 6. Рекомендуемые диаметры бурильных труб и УБТ в зависимости от диаметра долот [99]
Примечание. В числителе – для нормальных условий, в знаменателе – для осложнённых условий бурения.
Если Dн1< 0,75 Dн0, где Dн1 и Dн0 соответственно наружный диаметр СБТ и УБТ, то следует использовать ступенчатую конструкцию КНБК, при этом между диаметрами секций УБТ снизу вверх должно сохраняться то же соотношение. Определённые таким образом значения диаметров округляются до ближайших стандартных размеров, приведённых в табл. 1. В том случае, если КНБК получается многоступенчатым, количество труб в ступенях выше первой может быть равно длине одной свечи или трубы. При роторном бурении необходимо использовать УБТС во всех секциях.
В скобках приведено значение диаметра УБТ для осложненных условий бурения, без скобок – для нормальных условий бурения.
Таблица 7. Рекомендуемый зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колонны
Диаметр скважины определяется по формуле:
Д скв. = Дм + (3.2)
где: Дскв – определяемый диаметр скважины, мм;
Дм – диаметр муфты обсадной колонны, мм;
– зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колонны, мм. [86]
Таблица 8. Рекомендуемые соотношения диаметров УБТ и обсадной колонны, под которую ведется бурение [69]
Таблица 9. Рекомендуемые соотношения диаметров бурильных труб и УБТ
Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должно составлять не менее 0,75. Если для рассматриваемого варианта оно меньше, чем 0,75, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом диаметр над долотного участка УБТ (1-я секция УБТ) должен соответствовать табл. № 2. В таблицах 4,5,6,7,8,9,10 приведены соотношения диаметров элементов бурильной колонны и обсадных колонн.
[89]
Таблица 10. Рекомендуемые соотношения диаметров бурильных труб и обсадных колонн [66]
Таблица 11. Рекомендуемые соотношения диаметров долот и забойных двигателей [62]
§ 12. Подготовительные работы к бурению скважины
Подготовительные работы к бурению являются важной частью в цикле строительства скважины. После приема буровой из монтажа и проведенных пусконаладочных работ, силами буровой бригады производятся подготовительные работы к бурению. Обустраивается вахтовый поселок в соответствии с правилами пожарной безопасности с составлением акта. Расположение вахтового поселка должно быть высота вышки плюс 10 м от буровой. Производится ревизия бурового оборудования, смазка и шприцовка, пробная обкатка. Опрессовываются нагнетательные линии буровых насосов, пневмолинии, опробываются все механизмы буровой, забуривается шурф для размещения квадрата. Все механизмы и оборудование должны быть укомплектованы соответствующими табличками о их технических характеристиках и состоянии механизма, оборудования. Проверяется освещенность рабочих мест на предмет соответствия правилам в НГП. Проверяется соответствие рабочих площадок, проходов, лестниц, ограждений – соответствию правилам в НГП. Укомплектовывается пожарный инвентарь, согласно стандарта предприятия и требований Пожнадзора. Обустраиваются мета для курения. Территория должна быть обвалована, спланирована, освобождена от посторонних предметов. Подземные коммуникации и якоря оттяжек вышки, должны быть четко обозначены. Хранение ГСМ должно осуществляется на безопасном расстоянии от устья скважины и вахтового поселка и иметь обваловку.
Персонал буровой бригады должен быть ознакомлен с требованиями ПБ и ООС а так же с нормативными требованиями Ростехнадзора России и других государственных органов. Весь персонал, находящийся на буровой должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты, спецодеждой. Руководство работами по бурению скважины должно осуществляться лицами, получившими соответствующее право после аттестации по Промышленной безопасности и предотвращению НГВП, а так же допущенных к выполнению работ в качестве руководителя горными работами.
Несмотря на то, что узлы и агрегаты буровых установок унифицированы и существуют единые схемы монтажа буровых, в зависимости от географических, геологических характеристик месторождений, видов бурения, наземные сооружения и буровое оборудование могут размещаться в различных вариантах. [9]
Единым требованием для всех – это учет розы ветров для размещения вахтового поселка, а при его отсутствии административного помещения.
При бурении в районах Крайнего Севера на заболоченной местности отдельных разведочных скважин, без устройства лежневых дорог и площадок под буровую делается следующее: в зимнее время делается рекогносцировка местности в районе точки бурения, намечаются и наносятся на схему места расстановки привышечных сооружений (насосная, блок приготовления растворов, склад химреагентов) вахтового поселка. По зимнику производят монтаж буровой, завозятся все необходимые материалы и хим. реагенты необходимые для бурения, с тем, чтобы в летний период вести бурение скважины.
При бурении скважины на месторождениях с повышенным содержанием сероводорода насосный блок нельзя располагать ближе, чем 30 метров от вышечного.
При кустовом бурении скважин, когда скважин в кусте может насчитываться до 30, в схеме монтажа оборудования предусмотрена передвижка только вышечного блока в паре с силовым, при этом удлиняется манифольд и желобная система. При такой схеме расположения оборудования лебедка и ротор имеют отдельный привод.
Завозится инструмент необходимый для забуривания скважины и обсадные трубы для первой обсадной колонны (согласно ведомости). На буровой должен быть график ППР оборудования. Составляется акт готовности буровой, для приемки ее комиссией предприятия, после устранения замечаний комиссии буровая принимается горнотехническим инспектором.
На буровой должна быть следующая документация (может корректирваться буровым подрядчиком или Заказчиком):
• Геолого-технический наряд;
• Вахтовый журнал;
• Режимно-технологическая карта;
• Журнал проверки знаний по видам работ;
• Журнал инструктажа на рабочем месте;
• Акт на опрессовку манифольда, акт опрессовки пневмосистемы, циркуляционной системы;
• Акт готовности буровой;
• Сертификат на талевый канат;
• Паспорт на бурильные трубы, элеваторы, переводники, УБТ;
• Коллекторский журнал;
• Журнал параметров бурового раствора;
• Планы работ на технологические операции;
• Журнал сводок;
• План ликвидации аварий;
• Контактная информация ближайшего медицинского учреждения;
• При въезде на территорию буровой должны быть размещены хорошо различимые знаки, информирующие о наименовании организации, номере бригады, номере скважины и фамилии бурового мастера, схема организации движения транспорта по площадке;
• Удостоверения о проверке знаний персонала буровой бригады по:
a. Промышленной безопасности;
b. НГВП;
c. Пожарно-техническому минимуму;
d. Оказанию первой медицинской помощи;
e. Охране труда;
Читать бесплатно другие книги:
