тбнгс. Курсовая. Курсовой проект по дисциплине Техника и технология строительства скважин в сложных горногеологических условиях
 Скачать 0.73 Mb.
|
4.2 Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявленийОсновной причиной возникновения газонефтеводопроявлений (ГНВП) является дестабилизация гидродинамического равновесия в системе «пласт-скважина» под действием депрессии на напорные пласты. Газонефтеводопроявления в глубоких скважинах опасны высоким давлением в процессе закрытия ПВО и дальнейшего глушения; в скважинах, имеющих забой до 2075 м, опасность обусловлена быстрым развитием процесса и трудностями раннего обнаружения проявлений. Превышение забойного давления над пластовым практически не приводит к предвыбросовой ситуации. Тем не менее, поступление пластового флюида в скважину возможно вследствие капиллярных перетоков (пропитки), осмоса, поступления с выбуренной и обвалившейся породой, гравитационного замещения, диффузии газа, контракционного и фильтрационно-депрессионного эффектов. Все перечисленные выше процессы имеют место при длительных остановках в ходе ведения буровых работ. В целях предупреждения газонефтеводопроявлений предусмотреть следующие мероприятия: На каждую скважину должен быть составлен план ликвидации аварий, утвержденный главным инженером бурового предприятия. С членами буровой бригады провести дополнительный инструктаж по первоочередным действиям членов бригады при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии с росписью в журнале инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику. При бурении производить постоянный контроль за количеством закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, за уровнем бурового раствора в приемных емкостях, за изменением давления на насосах и на стояке в буровой при прочих равных условиях бурения, кроме того, необходимо учитывать технологические факторы процесса бурения - резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения, увеличение вращательного момента на роторе. Циркуляционная система должна быть укомплектована механизмами и сигнализацией в соответствии с РД 08-272-99. При наличии в буровом растворе повышенного содержания попутного газа необходимо к очистной системе подключить дегазатор. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом поднятых труб более 0,5 м3 подъем прекратить и принять меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях. Производить замер плотности бурового раствора не реже одного раза в час, остальные параметры замерять 3-4 раза в смену с записью в журнале по глинистым растворам. Следить за уровнем столба бурового раствора в скважине при технологических остановках и длительных простоях. Не допускать снижения гидростатического давления на пласт за счет снижения плотности бурового раствора относительно проектной документации. Не допускать поступления в циркулирующий буровой раствор жидкости имеющей меньшую плотность. Не допускать снижения уровня бурового раствора в скважине (в результате поглощения бурового раствора или недолива скважины при подъеме бурильной колонны). Не допускать депрессии на напорные пласты, возникающей при подъеме бурильного инструмента, усиливающейся за счет эффекта поршневания. Стабилизировать буровой раствор, поддержание его свойства в соответствии с проектными значениями. Условная вязкость и СНС бурового раствора при вскрытии напорных пластов должны иметь минимально допустимые проектной документацией значения, что бы обеспечить его полную дегазацию. Буровой раствор должен обладать максимально возможными в этом случае кольматирующими свойствами и низкой фильтрацией, обеспечивающими формирование тонкой, плотной фильтрационной корки на стенках скважины. Обеспечить надежную работу противовыбросового оборудования и бесперебойную работу системы очистки бурового раствора. При бурении скважин перед вскрытием газонефтеводонапорных пластов (за 50-100 м) на буровой необходимо иметь запас бурового раствора в объеме скважины, плюс запас хим. реагентов, для оперативного приготовления второго объема п. 217 ФНИП «ПБ НиГП» 2013 г. Контролировать качество бурового раствора, раствор периодически освежать. Обеспечить механизацию процесса приготовления, утяжеления и обработки раствора. Буровую укомплектовать приборами, необходимыми для определения параметров бурового раствора, в т.ч, контроля за содержанием газовой фазы (прибор ПГ-1У). При подходе в процессе бурения к высоконапорным пластам, а так же при бурении после их вскрытия, контролировать качество промывочной жидкости по плотности и условной вязкости через каждые 15 мин., по СНС, водоотдаче, содержанию газообразной фазы и температуре выходящего из скважины раствора каждый час, остальные параметры 2 раза в смену. Результаты замеров регистрировать в журнале. Полный химический анализ в лаборатории бурового предприятия производить один раз в 3 сут. На каждой из бурящихся скважин, готовящихся к вскрытию газовых пластов, рекомендуется устанавливать газокаротажные станции. Признаки начала нефтегазопроявлений следующие: Повышение газосодержания в промывочной жидкости, выход на поверхность части (пачки) бурового раствора, насыщенного газом, нефтью или пластовой водой во время промывки. Выделение газа из скважины, сопровождающееся «кипением» бурового раствора. Перелив бурового раствора из скважины при прекращении циркуляции. Увеличение уровня раствора в приемных емкостях. Появление газа в циркулирующем через скважину буровом растворе по показаниям газокаротажной станции. Несоответствие объема закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения. Повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора. Снижение плотности бурового раствора. Резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения. Увеличение вращающего момента на роторе. Падение давления на насосах при прочих равных условиях их работы. Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках и простоях. Первоочередные действия вахты при ГНВП При появлении признаков поступления пластового флюида в скважину, вахта буровой бригады обязана действовать в соответствии с планом ликвидации аварий: загерметизировать устье скважины, информировать о случившемся руководство бурового предприятия, противофонтанную военизированную часть, Заказчика работ. Приступить к заготовке и утяжелению раствора. Все дальнейшие работы по скважине осуществлять по специально разработанному плану согласованному и утвержденному в установленном порядке. Первоочередные действия вахты при возникновении открытого фонтана Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана: Оповестить инженерно-технологическую (диспетчерскую) службу предприятия о возникновении открытого фонтана. Принять меры по предотвращению возгорания фонтанирующей струи и взрыва газа в местах его скопления, для чего устранить возможные источники огня: заглушить двигатели внутреннего сгорания; отключить силовые и осветительные линии электропитания; потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи аварийной скважины; прекратить в опасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование; обесточить все соседние производственные объекты (трансформаторные будки, станки качалки, газораспределительные пункты и т.п.), которые могут оказаться в аварийной зоне. Перекрыть движение в опасной зоне, на прилегающих к ней проездных дорогах и территории, установить предупреждающие знаки и, если необходимо, посты охраны. Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы; При возможном перемещении опасной зоны к другим предприятиям или населенным пунктам принять меры по своевременному оповещению работников и населения. После спуска и цементирования промежуточной колонны перед дальнейшим углублением скважины необходимо выполнить следующие мероприятия: убедиться в качественном цементировании обсадных колонн, подъеме цементного раствора на проектную высоту, выполнить для этого комплекс геофизических исследований предусмотренный в геологической части проектной документации; обвязать устье скважины противовыбросовым оборудованием, опрессовать его совместно с обсадной колонной; разработать и утвердить в установленном порядке план ликвидации возможных аварий (ГНВП), ознакомить с планом весь состав буровой бригады, план разместить вместе доступном каждому члену бригады; разработать и утвердить график проведения учебных тревог по действию буровой бригады в случае газонефтеводопроявления (периодичность проведения учебных тревог не реже 1 раза в месяц); проверить обученность членов буровой бригады действиям по предупреждению и ликвидации ГНВП. При необходимости провести дополнительное обучение. Произвести распределение обязаностей среди членов вахты в случае ГНВП; с членами буровой бригады провести дополнительный инструктаж с регистрацией в журнале инструктажей по первоочередным действиям членов бригады в случае появления признаков нефтегазопроявлений, порядка проведения штатных мероприятий по предупреждению развития аварий; составить и утвердить план работ по вскрытию нефтегазонапорных пластов при возможном поглощении бурового раствора. Назначить ответственных лиц из числа ИТР за безаварийность при бурении в данном интервале. Ознакомить с планом всех ответственных лиц с регистрацией в журнале инструктажей; провести учебную тревогу по действию буровой бригады в случае ГНВП; провести ревизию бурового оборудования (насосной группы, гидромешалки, системы очистки бурового раствора - вибросита, гидроциклона); особое внимание обратить на исправность и работоспособность противовыбросового оборудования. Проверить работу контрольно-измерительных приборов (ГИВ-6; моментомера, манометров, а также приборов контроля параметров бурового раствора), при необходимости их заменить; на буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером. Геометрия емкости и шкала ее градуировки должны обеспечивать возможность фиксации предельно допустимой разницы между объемами доливаемого раствора и металла поднятых труб; на буровой иметь два шаровых крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником за 50 м до вскрытия напорного пласта, второй является запасным. Кроме шаровых кранов, на буровой следует иметь два обратных клапана, один является рабочим, второй - резервный; завезти на буровую необходимое количество минерализованной воды, хим. реагентов, наполнителя (кордное волокно, резиновая крошка и т.д.) и другие необходимые для нормальной работы буровой материалы и запчасти; оценить готовность объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую; укомплектовать буровую пожарным инвентарем; приемные емкости заполнить буровым раствором с параметрами согласно проектной документации; скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине. Допускается иметь второй объем в виде хим.реагентов для оперативного его приготовления; обвязка буровых насосов должна обеспечивать возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора с одновременной промывкой скважины; во время бурения следить за выходом циркуляции бурового раствора и уровнем в приемных емкостях, а также следить за показаниями манометров на стояке и в насосной; при подходе в процессе бурения к высоконапорным пластам, а так же при бурении после их вскрытия контролировать качество промывочной жидкости - по плотности и условной вязкости через каждые 15 мин, по СНС, водоотдаче, содержанию газообразной фазы и температуре выходящего из скважины раствора каждый час, остальные параметры 2 раза в смену. Результаты замеров регистрировать в журнале. Полный химический анализ в лаборатории бурового предприятия производить один раз в 3 сут.; при частичном поглощении бурового раствора в процессе бурения со вскрытыми нефтенапорными пластами и отсутствии проявлений бурильную колонну поднять в башмак последней обсадной колонны с доливом, загерметизировать устье скважины и приступить к обработке бурового раствора с вводом в него наполнителя (кордное волокно, резиновая крошка, сломель, опилки и др.). Оптимальное суммарное количество вводимых в буровой раствор наполнителей изменяется от 0,5 до 3 % по весу на объем; после обработки раствора и ввода наполнителя проверить наличие проявления из скважины; при наличии давления на устье скважины информировать руководство бурового предприятия, противофонтанную военизированную часть, Заказчика работ. Все дальнейшие работы по скважине осуществлять по специально разработанному плану, согласованному и утвержденному в установленном порядке; при отсутствии проявления, спустить бурильную колонну на забой, применяя при этом мероприятия по ограничению гидродинамических нагрузок на поглощающие пласты, скважину промыть и продолжить углубление, контролируя выход циркуляции бурового раствора; следить за величинами гидродинамических давлений, возникающих в скважине с целью поддержания режима равновесия в системе «скважина-поглощающий пласт», не допуская при этом снижения противодавления на проявляющие пласты; подъем бурильной колонны из скважины допускается только в том случае, если параметры бурового раствора одинаковы по всему циркулирующему объему. При спускоподъемных операциях контролировать соответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемого (вытесняемого) в скважину (из скважины) бурового раствора. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, должны соответствовать требованиям проектной документации. Таблица 52 Объем раствора для долива при подъеме свечей
если в процессе подъема бурильной колонны уровень в скважине не снижается, то подъем приостановить, восстановить циркуляцию бурового раствора, проверить наличие в нем газа или другого флюида, привести параметры бурового раствора. если при подъеме бурильной колонны возникло предположение о наличии «сальника» на бурильных трубах, необходимо принять меры к его разрушению (провести промывку с вращением и расхаживанием инструмента); запрещается производить спуско-подъемные операции при наличии сифона или поршневания скважин. Не допускать длительных остановок в процессе бурения скважины в случае вскрытых интервалов газонефтеводопроявлений. При длительных простоях бурящейся скважины (более 15 сут.), вскрытые газовые пласты изолировать цементными мостами. Важное профилактическое мероприятие для предупреждения ГНВП - практическая подготовка буровых бригад, строгая технологическая и трудовая дисциплина членов буровых вахт. При всех отклонениях в процессе нормального бурения, перечисленных выше, остановить углубление скважины (спуско-подъем бурильной колонны) поднять бурильную колонну от забоя на длину квадратной штанги, загерметизировать устье и приступить к ликвидации осложнений согласно плану. При бурении скважин с возможностью возникновения ГНВП руководствоваться РД 08-254-98 «Инструкцией по предупреждению газонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности», М, 1999 г. (Утверждена Постановлением Госгортехнадзора России № 80 от 31.12.98 г.) и ФНИП «ПБ НиГП» 2013 г. 4.3 Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений бурового раствора Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора и возможным флюидопроявлением производятся по специальному плану,c учетом п. 282 ФНИП «ПБ НиГП» 2013 г. Одним из основных видов осложнений при бурении скважин Родниковского месторождения является поглощение бурового раствора. Поглощения приурочены к отложениям татарского яруса, сосновской свиты, сакмарского яруса, подольского и каширского горизонтов, башкирского и серпуховского ярусов, окского надгоризонта. Интервалы поглощений сложены глинами, алевролитами, песчаниками, известняками и доломитами, являющимися коллекторами порового и трещиновато-кавернозного типов, а также. Опыт бурения в указанных отложениях свидетельствует о том, что карбонатные породы в зонах поглощений слабо сцементированы и состоят, вероятно, из разрушенного обломочного материала, склонного к осыпанию. Поэтому бурение в зонах поглощения, как правило, сопровождается образованием каверн. По мере образования каверн ухудшаются условия выноса шлама. В итоге возникают шламонакопления на забое скважины. Скважину и вскрываемый поглощающий пласт следует рассматривать как единую гидродинамическую систему. Поглощение бурового раствора является следствием превышения давления в стволе скважины над давлением в пористом или трещиноватом пласте. Гидродинамические давления, возникающие при спуске бурильных колонн, восстановлении циркуляции и промывке скважины, могут быть причиной гидроразрывов пластов и, следовательно, поглощений бурового раствора, а также гидроразрывов (гидропрорывов) уже закольматированной или изолированной зоны поглощения. Поэтому, регулирование гидродинамических давлений при бурении скважин, является важным условием успешного прохождения зон поглощения. Предупреждение и ликвидация поглощений бурового раствора в процессе строительства скважин осуществляется в следующей последовательности: Прогнозирования зон поглощения. Выполнения комплекса исследований зон поглощения. Применение комплекса профилактических мероприятий (КПМ) по их предупреждению. Использования забойных кольмататоров. Намыва инертных наполнителей. Использования технологии изоляции зон катастрофического поглощения специальными тампонажными смесями. Применения специальных перекрывающих устройств. Таблица 53 Характеристика зон поглощения
Окончание табл. 53
4.4 Мероприятия по предупреждению обвалов пород Меры по предупреждению, в основном, сводятся к регулированию свойств бурового раствора, приведение его в соответствие с проектной документацией и креплению неустойчивых пород цементными заливками, а также обсадными колоннами. Конструкцией скважины предусмотрено своевременное перекрытие обсадными колоннами интервалов неустойчивых горных пород склонных к осыпям и обвалам. Снизить время контакта бурового раствора с отложениями неустойчивых горных пород путем исключения непроизводительных затраты времени (аварий, простоев). В случае осложнения ствола скважины предусмотреть перед каждым подъемом бурильного инструмента прокачку через забой скважины порции вязкого бурового раствора объемом 5-6 м3, с вязкостью повышенной до 60-80 с В случае если нарушения в технологии строительства скважины привели к осыпям и обвалам неустойчивых пород, то наряду с вышеперечисленными мероприятиями провести укрепляющие цементные заливки осложненных интервалов. Количество заливок - до 3-х заливок. В случае отсутствия положительного результата дальнейшие работы ведутся по дополнительному плану, согласованному с проектной организацией и Заказчиком. 4.5 Мероприятия по предупреждению прихватов при прохождении прихватоопасных зон Для предотвращения прихватов и прилипания бурильного инструмента при строительстве скважин применить следующий комплекс мероприятий: Исключить непроизводительные затраты времени при строительстве скважин (аварии, простои). В случае длительных остановок в процессе бурения ствол скважины проработать, особое внимание уделить интервалам залегания неустойчивых горных пород. Параметры бурового раствора поддерживать в соответствии с проектными значениями. Соблюдать рецептуры приготовления раствора. Плотность бурового раствора должна исключать превышение избыточного давления на пласт не более, чем это установлено нормами, для чего геологическая служба должна прогнозировать пластовое давление с наибольшей точностью. Для повышения противоприхватной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в промывочной жидкости определенное содержание смазочных добавок. Рекомендуется в буровом растворе содержание смазочной добавки 1 % графита. Обеспечить устойчивую работу буровых насосов, режим промывки. Обеспечить устойчивую работу системы очистки бурового раствора. В процессе бурения следить за выносом шлама при прекращении или уменьшении выноса шлама остановить бурение и промыть скважину в течение не менее 2 циклов с одновременным расхажива нием инструмента. При спуске инструмента перед прихватоопасной зоной проверяют роторную цепь, лебедку, насосы, воздухопроводы. Запрещается оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскрытых неустойчивых пластах, в продуктивных горизонтах, сильно пористых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов. Не оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола более чем на 10 мин. В компоновку низа бурильной колонны рекомендуется включать элементы, обеспечивающие наименьшую площадь контакта со стенками скважины. Такими являются противоприхватные опоры. Противоприхватные опоры (тип Д по ГОСТ 6365-74) рекомендуется размещать на участках бурильной колонны, находящихся в прихватоопасной зоне - напротив проницаемых пород. В качестве противоприхватных опор используют стабилизаторы и центраторы, диаметр которых на 5-10 мм меньше диаметра долота. При возникновении прихватоопасности в компоновку бурильной колонны следует включать ясс. При СПО не допускать "посадок" бурильного инструмента более 5 тс, "затяжек" более 10 тс. Интервалы "посадок" и "затяжек" проработать. Вести журнал наработки комплекта бурильных труб. Своевременно выполнять ревизию забойных двигателей, бурильного инструмента. Элементы низа бурильной колонны не должны иметь сварочных поясов и острых кромок, приводящих к разрушению фильтрационной корки на стенках скважины. После окончания каждого долбления промыть ствол скважины в течение 2 циклов с одновременным расхаживанием инструмента на максимальную длину. При бурении обеспечить расход промывочной жидкости, позволяющий формироваться турбулентному режиму потока в затрубном пространстве. Бурильную колонну необходимо опрессовать в сроки, установленные проектной документацией или руководством бурового предприятия. В случае необходимости (при согласовании с технологической службой бурового подрядчика) допускается до полной отработки долота производить профилактический подъем-спуск бурильного инструмента; С целью предупреждения желобообразования в скважине при изменении направления ее оси необходимо применять резиновые кольца для бурильных труб, ГОСТ 6365-74. Наружный диаметр резинового кольца, одетого на трубу, существенно больше бурильного замка. При износе резиновых колец до диаметра замка их меняют на новые. Исключить падение в скважину с устья посторонних предметов. 4.6 Мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций, возникающих при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин Выбор профиля скважин При проектировании наклонно-направленных скважин необходимо учитывать: геологические особенности месторождений; основные закономерности искривления ствола скважин при бурении с отклонителем и без него; сетку разработки месторождения и траектории ранее пробуренных скважин. Профиль ствола скважин должен удовлетворять следующим основным требованиям: Проектный профиль должен быть выполнен имеющимся оборудованием. Интенсивность искривления ствола скважин выбирается такой, при которой обеспечиваются минимально возможные сопротивления при спуско-подъемных операциях в процессе бурения, что способствует меньшей вероятности желобообразований и осложнений. Возможность вращения бурильной колонны в процессе бурения с сохранением ее прочностных характеристик. Осуществление спуска колонны за один прием, а цементирования, в зависимости от условий, в один или несколько приемов. Сохранение герметичности резьбовых соединений обсадной колонны в процессе спуска и длительной эксплуатации. Достижение заданного смещения точки входа в продуктивный пласт и прохождение ствола скважины под заданным углом в продуктивном пласте. Предусматривать возможность проведения исправительных работ. Обеспечить минимум затрат на бурение и заканчивание скважин. Обеспечение минимального количества рейсов с отклонителем Учитывать закономерности искривления ствола скважин в отдельных интервалах профиля. Требования к элементам профиля, компоновкам низа бурильной колонны и технологии бурения Бурение вертикального участка Минимальная глубина вертикального участка определяется глубиной спуска кондуктора и должна быть не менее 250 м. Максимальная глубина вертикального участка определяется возможностью набора и сохранения зенитного угла не менее 60 в интервале бурения под промежуточную колонну. Конкретные значения глубины вертикального участка для каждой скважины куста выбираются в указанных пределах, исходя из условий предотвращения встречи (пересечения) стволов скважин. Способ бурения вертикального участка определяется сложностью разреза. В условиях отсутствия зон поглощения и интенсивных обвалов (в виде плывунов) рекомендуется применение роторного способа бурения, в остальных случаях - турбинный способ. Ориентирование отклоняющих компоновок Контроль пространственного положения отклонителя в скважине и проведение инклинометрических измерений в процессе бурения осуществляется при помощи телеметрических систем с кабельным или гидравлическим каналами, выпускаемых отечественной промышленностью. Буровой раствор С целью снижения потерь на трение в интервалах бурения искривленного участка, в буровой раствор вводятся смазывающие добавки в количестве, превышающем в 2 раза норму расхода на 1 м проходки, принятую для данного месторождения типовым проектом на строительство наклонно-направленных скважин. Режим бурения Нагрузка на долото выбирается в зависимости от типоразмера применяемого долота и твердости пород, согласно проекту. Расход промывочной жидкости в интервале бурения под техническую колонну составляет 50 л/c, под эксплуатационную - 30 л/с, а в интервале бурения под хвостовик - 15 л/c, Перед каждым наращиванием необходимо прорабатывать ствол скважины на длину ведущей трубы не менее 2-3 раз. Скорость проработки должна не менее чем в 2-3 раза превышать скорость проходки. После окончания каждого долбления скважина промывается в течение 2 циклов с одновременным расхаживанием инструмента на максимальную длину. Расход промывочной жидкости должен быть максимально возможным для создания турбулентного режима потока в затрубном пространстве. В процессе бурения осуществляется постоянный контроль за выносом шлама. При прекращении или уменьшении выноса шлама, бурение останавливается, а скважина промывается с одновременным расхаживанием инструмента в течение не менее 1 цикла. При СПО компоновок не допускается «посадок» инструмента более 5 т и «затяжек» более 10 т. Места посадок прорабатываются со скоростью в 2-3 раза больше механической скорости бурения этого интервала. С целью предупреждения желобообразования в скважине при изменении направления ее оси необходимо применять резиновые кольца для бурильных труб, ГОСТ 6365-74. Наружный диаметр резинового кольца, одетого на трубу, существенно больше бурильного замка. При сработке резиновых колец до диаметра замка их меняют на новые (Инструкция по предупреждению аварий и снижению аварийности при бурении и КРС, Самара 2001 г). Проведение геофизических работ Геофизические работы на участках ствола с углом наклона до 55, позволяющим транспортирование геофизических приборов под действием их собственного веса производить аналогично работам, выполняемым при бурении вертикальных и наклонно направленных скважин. Контроль за пространственным положением ствола наклонно-направленных скважин Для определения фактического положения забоя, проводить постоянный контроль параметров кривизны в открытом стволе, и построение профиля скважины по результатам замеров. В вертикальном участке при бурении под кондуктор и промежуточную колонну замерять зенитный угол перед зарезкой наклонного ствола с шагом измерений - 25 м. Если зенитный угол превышает 30, необходимо замерять и азимут скважины. При бурении участка стабилизации инклинометрию проводить через 200 м проходки забойными двигателями с шагом измерения 25 м и перекрытием не менее пяти точек предыдущего замера. Глубину скважины измеряют по буровому инструменту и контролируют замером длины каротажного кабеля. Необходимость проведения инклинометрии на участке падения зенитного угла определять в зависимости от отклонения фактического профиля ствола скважины от проектного и величины зенитного угла. По окончании бурения скважины, произвести инклинометрию по всему стволу и построение фактической траектории скважины по профилю. Все инклинометрические замеры заносятся в вахтовый журнал с указанием даты замера, номера прибора, фамилии оператора и личной его подписи. Резьбовые соединения труб, используемых при строительстве наклонно-направленных скважин Для обеспечения безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях интенсивного искривления ствола скважины резьбовые соединения должны обеспечивать: проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления; достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб: Резьбовые соединения должны иметь необходимую износостойкость, обеспечивать их ремонт и реставрацию, в максимальной степени отвечать условиям взаимозаменяемости и иметь минимальную стоимость. Несущая способность резьбовых соединений на растягивающую нагрузку должна обеспечивать достаточную прочность с учетом влияния потенциальных изгибающих нагрузок Влияние изгиба учитывается увеличением запаса прочности в зависимости от интенсивности искривления, размера и прочности соединения. Для труб с резьбами трапециидального профиля с нормальным диаметром муфт при интенсивности искривления до 5°/10 м для труб диаметром 168 мм и 3°/10 м для большего размера труб, расчет на прочность резьбовых соединений при растяжении производится аналогично расчетам для вертикальной скважины. Повышение герметичности выбранных резьбовых соединений в необходимых случаях должно обеспечиваться использованием соответствующих уплотнительных материалов и герметизирующих средств. Герметизирующие средства, используемые в промысловых условиях, должны соответствовать заводским по области применения. Тип резьбового соединения, применяемые при его сборке смазки и герметизирующие средства должны соответствовать: виду флюида, находящегося в колонне в различных ее интервалах. Для многофазной системы типа «газ - нефть - конденсат» находящаяся в колонне среда считается газообразной, если ее усредненный по интервалу удельный вес = 0,3×10» н/м3; максимальному внутреннему избыточному давлению по секциям рассчитываемой колонны; максимальным значением внутреннего давления считается для жидких сред - давление гидроиспытания, для газа - максимальное рабочее давление или давление при возникновении газопроявлений; максимальной температуре, под воздействием которой находится колонна в процессе строительства и эксплуатации скважин. При температурах свыше 200 °С применяются резьбовые соединения с уплотнением металл-металл. Профиль резьбы, тип и конструкция резьбового соединения, вид герметизирующего средства уточняются с учетом условий обеспечения: прочности; герметичности; минимального радиального зазора между муфтой (замком) и проходным диаметром ствола скважины (предыдущей колонны). Выбор типа резьбового соединения и герметизирующего материала для интервалов колонны, рассчитываемых на наружное избыточное давление, производится во всех случаях применительно к условиям работы в жидкой среде. Замковые резьбовые, соединения бурильных колонн должны обеспечивать снижение сил сопротивления при спуско-подъемных операциях, предупреждать желобообразование и износ обсадных колонн в интервалах изгиба стволов скважин. При выборе труб с высокогерметичными фирменными резьбовыми соединениями рекомендуется учитывать возможность изготовления силами предприятия необходимых переводников и развитость сервисного фирменного обслуживания в данном регионе. Резьбовые соединения обсадных труб Муфтовые резьбовые соединения обсадных труб предполагают соединение обсадных труб в колонну с помощью резьбовых муфт стандартного и уменьшенного диаметров с коническими резьбами различного профиля. При этом виде соединения, число резьб в обсадной колонне в два раза превышает число труб. При выборе обсадных труб для крепления скважин с интенсивностью набора угла до 5/10 м следует применять муфтовые соединения обсадных труб с резьбой трапецеидального упорного профиля, которые выпускаются стандартного и уменьшенного диаметров. Последнее обстоятельство позволяет обсаживать стволы сложного профиля с уменьшенными зазорами между диаметром ствола и наружным диаметром муфты. Профиль витка трапецеидальной резьбы имеет вид неравнобедренной трапеции с опорной (упорной), гранью витка, расположенной под значительным углом к направлению действия растягивающей (изгибающей) нагрузки. Подобный профиль витка предотвращает скольжение опорной грани и позволяет использовать данный тип резьбы в стволах со средней степенью набора кривизны. Отечественные обсадные трубы с указанными резьбами изготавливаются в сортаменте 114…340 мм по ГОСТ 632-80 под маркой ОТТМ, TMK-FMC ТУ 14-ЗР-82-2005. Также могут быть использованы обсадные трубы диаметром 102 и 114 мм с муфтами уменьшенного диаметра, выпускаемые по ТУ14-161-163-96 «Трубы обсадные». Технические характеристики труб приведены в ТУ. Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб (НКТ) Виды и конструкции резьбовых соединений НКТ в целом аналогичны резьбовым соединениям обсадных труб. Муфтовые соединения НКТ с резьбой треугольного профиля делятся на два вида: гладкие НКТ и НКТ с высаженными наружу концами. Резьба НКТ с высаженными наружу концами, по сравнению с гладкими НКТ, характеризуются следующим: а) повышенной несущей способностью резьбы к растягивающим осевым нагрузкам, сопоставимой с нагрузкой на тело трубы; б) увеличенным на 4,0...5,0% наружным диаметром муфты и наружным диаметром трубы в зоне высадки, что требует применения специализированного элеватора для спуско-подъема колонны НКТ. Отечественные НКТ с вышеуказанными резьбами изготавливаются по ГОСТ 633-80, характеристики труб и резьбовых соединений детально даны в «Инструкции по расчету насосно компрессорных труб» Трубы диаметром 73 и 89 мм с увеличенной фаской на муфте могут изготовляться по ТУ 14-3-999-81. Резьбовые соединения бурильных труб Отечественные бурильные трубы с приваренными замками в настоящее время изготавливаются по ГОСТ.Р 50278-92. Замки (резьбовые соединения) приварные изготавливаются по ГОСТ 27834-95 и привариваются методом трения к высаженным тремя способами концам бурильных труб: ПВ - трубы с внутренней высадкой: ПК - с комбинированной и ПН - с наружной высадкой Условное обозначение приварного замка (ЗП) включает округленное до целого числа значение наружного диаметра, диаметр проходного отверстия, группу прочности и толщину стенки трубы. Выбор замков (резьбовых соединений) отечественных бурильных труб сводится к выбору рационального сочетания наружного диаметра трубы, несущей способности трубы с замком в целом и соотношения диаметров замка и трубы с номинальным диаметром ствола скважины. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||