ооарбаб. Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная
 Скачать 4.62 Mb.
|
|
2.6.4 Газонефтеводопроявления Для предотвращения образования газонефтеводопроявлений необходимо соблюдать следующие основные требования: .После цементирования кондуктора на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО) ОП5 - 350 / 80х35. 2.Перед установкой ПВО на устье скважины устанавливается колонная головка ОКО21 - 324х273х194. 3.Запрещается углубление скважины и подъем инструмента, если параметры бурового раствора не соответствуют параметрам, указанным в геолого-техническом наряде. 4.Бурение в интервалах с возможными газонефтеводопроявлениями необходимо осуществлять с установкой под рабочей трубой шарового крана. Должен быть обеспечен объем запаса бурового раствора равный двум объемам скважины. При подъеме бурильной колонны следует обеспечить непрерывный долив скважины и контроль за объемом доливаемой жидкости, пользуясь уровнемером. При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента. При простоях скважины без промывки более 48 часов, перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание раствора в соответствии с параметрами, указанными в ГТН. При простоях скважины более 48 часов, спуск бурильной колонны должен производиться с промежуточными промывками через 300 м и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины. При наличии вскрытых пластов, склонных к газопроявлениям, подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях до 1,0 м/с. Опрессовку обсадных колонн, цементного камня, противовыбросового оборудования необходимо производить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и «Инструкцией по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой». При спуске обсадных колонн необходимо ограничивать скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов. Запрещается бурение скважин при незагерметезированном устье ранее пробуренных на кусте. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями не допускаются специалисты, не прошедшие обучение в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении». С членами буровых бригад проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно программе, утвержденной главным инженером предприятия. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника. 2.7 Выбор буровой установки Буровые установки представляют собой совокупность наземных сооружений, бурового оборудования и механизмов, силового привода, контрольно-измерительных приборов, вспомогательных грузоподъемных механизмов, средств механизации, трудоемких и тяжелых процессов. Буровые установки должны соответствовать целям бурения, конструкциям скважин, климатическим, геологическим и географическим условиям [28-1]. Выбор буровой установки производится по её максимальной грузоподъемности, исходя из массы наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб. Буровая установка должна соответствовать ГОСТ 16293-82, при этом также должны выполняться следующие условия: Рок £ 0,9·Qмах (2.108) где Рок - вес обсадной колонны, кН, Qмах - допустимая нагрузка на крюке, кН. Рбк £ 0,6·Qмах (2.109) где Рбк - вес бурильной колонны, кН, Рбк ·К £ Qмах (2.110) где К - коэффициент прихватоопасности, К = 1,3. Принимая во внимание тот факт, что проектируемая скважина является эксплуатационной, учитывая существующий парк буровых установок фирмы-подрядчика, выбирается буровая установка “Уралмаш” 4Э-76 3200/200ЭУК-2М, доукомплектованная оборудованием из набора НБО 3Д86. Техническая характеристика выбранной буровой установки представлена в таблице 2.18 По формуле 2.108: кН £ 0,9·2000 = 1800 кН. По формуле 2.109: кН £ 0,6·2000 = 1200 кН. По формуле 2.110: · 1,3 = 1414 кН £ 2000 кН. На основании вышеперечисленных расчетов можно сделать вывод о том, что выбранная буровая установка подходит для бурения проектируемой скважины. Таблица 2.18 - Техническая характеристика буровой установки Уралмаш 4Э-76 3200/200ЭУК-2М
2.8 Проектирование бурового технологического комплекса Буровая установка “Уралмаш” 3Д-76 укомплектована следующим оборудованием: вышка ВМУ-45х200У; кронблок УКБ-6-250; крюкоблок УТБК-5-225; вертлюг УВ-250МА; лебедка ЛБУ-1200К; ротор Р-700; насос УНБ-600А - 2 шт; привод лебёдки ротора АКБ-13-62-8-УХЛ2; привод насосов АКСБ-15-54-6-6УХЛ2 Средства механизации и автоматизации: буровой ключ АКБ-3М2Э; вспомогательная лебедка ЛВ-44; консольно-поворотный кран 8КП-2; приспособления для выброса труб с буровой площадки на мостки; механизм для подачи труб на приемный мост; пневмоклинья ПКР-560М, встроенные в ротор Р-700; приспособление для установки квадрата с вертлюгом в шурф; механизм загрузки химреагентов в модуле приготовления бурового раствора; станция управления ЩУЛ-6401 стационарный сигнализатор газопроявления АСГ-1. 2.8.1 Выбор типа оснастки талевой системы Тип оснастки талевой системы определяется по формуле[3-1]: Т = Кт·Qкр/(2·Ркр·η), (2.111) где Т - число оснащения роликов талевого блока; Кт - коэффициент запаса прочности талевого каната (3…5); РКР - предельное разрывное усилие талевого каната (для каната типа ЛК-РО 6´31+ОС диаметром 28 мм РКР = 59350 кг по ГОСТ 16853-88);кр - максимальная нагрузка действующая на крюк, кг, Qкр = 106933,2 кг. η - кпд талевой системы (η = 0,8). Т = 4·106933,2/(2·59350·0,8) = 4,5. Таким образом, число шкивов талевого блока принимаем равное 5, следовательно, бурение проектируемой скважины должно производиться при оснастке 5х6. 3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЯЕМЫЕ В БУРЕНИИ СКВАЖИН 3.1 Введение Выпускаемые и нашедшие широкое применение при строительстве скважин программно-технические комплексы были разработаны для буровых установок, выпушенных в 1980-1990 годах. Современное состояние и существующие тенденции совершенствования бурового оборудования и бурильного инструмента, а именно включение в состав бурового оборудования регулируемых приводов с обеспечением возможности дистанционного управления ими, широкое распространение скважинной телеметрии, а также повышение ответственности буровых подрядчиков за строгое выполнение проекта на строительство скважин требуют внесения существенных корректив в программно-технические комплексы контроля и управления процессами строительства скважин. Имеются следующие особенности развития нефтегазовой отрасли России: основной эксплуатационный фонд скважин России был создан в 1970-1980х годах, а срок жизни скважины по проекту заложен в пределах 20-30 лет, и на 2005-2010гг. пришёлся основной пик выхода скважин из эксплуатационного фонда; баланс прироста запасов по России на начало 2000 годов был отрицательным, разведанных запасов по прогнозам должно было хватить на 15-30 лет, а переход на массовый импорт нефти и нефтепродуктов для России из стран OPEC не реален из-за катастрофических последствий для всей промышленности. Исходя из указанного, с большой долей вероятности, можно ожидать интенсивное развитие буровой активности нефтегазовых предприятий в России и как следствие увеличение спроса на научно-техническую продукцию, обеспечивающую высокое качество работ по строительству скважин. Проведение опережающих работ в данном направлении позволяет не допустить отставания в развитии систем контроля и управления буровой техникой и технологиями и как следствие упрочить место России на завоеванном рынке технической продукции и технологических услуг. В 1974 году в СССР была выпущена и прошла промышленные испытания полностью автоматическая буровая установка «Уралмаш-125А». Эта установка была революционной для своего времени и хотя промышленные испытания прошли успешно эта установка не получила широкого распространения в связи с затруднительной эксплуатацией из-за применения сложных электромеханических систем управления. Например, одних электромеханических реле на этой установке было смонтировано свыше 10000. Разработанные в 90-х годах различные системы контроля и управления бурением в основном были ориентированы только на регистрацию и визуализацию нескольких основных параметров работы бурового оборудования и не позволяли комплексно решать оптимизационные задачи технологических процессов при строительстве скважин. Отсутствие надежных систем и алгоритмов распознавания различных операций не позволяли своевременно обнаруживать предаварийные и аварийные ситуации, обеспечивать жесткое соблюдение необходимых технологических режимов, решать оптимизационные задачи и управлять электромеханическим оборудованием буровой установки в реальном времени. Более подробно приводить достоинства и недостатки существующих систем нет необходимости т.к. они широко известны, следует лишь отметить, что все они изначально были созданы только для решения задач регистрации и визуализации, а не управления процессом. Это обуславливалось отсутствием необходимого практического опыта и надежных систем регистрации. Создание к началу XXI века надежных электронных систем управления мощными приводами, высокопроизводительных и компактных микропроцессорных систем контроля и управления технологическими процессами, развитие систем телекоммуникации, средств разработки программного обеспечения, создало все предпосылки для создания современной высокопроизводительной буровой установки с надежной системой контроля за работой бурового оборудования и управления технологическими процессами бурения. 3.2 Системы получения и обработки геолого-технологической информации скважин Бурение скважин является сложным и чрезвычайно информативным процессом. Можно выделить следующие основные составляющие информационной модели процесса бурения: Информация о производительности работы долот и баланса времени работы станка. Это данные о проходке на долото, данные о времени механического бурения, о скорости бурения, средние значения для конкретных условий, а также информация об общей скорости бурения, себестоимости 1 м бурения и энергоемкости процесса бурения. Режимно-технологическая информация. Исходные сведения: нагрузка на долото (вес инструмента), число оборотов долота, расход промывочной жидкости на входе и выходе из скважины, момент на роторе, вязкость промывочной жидкости на входе в скважину, плотность промывочной жидкости на входе в скважину, диаметр скважины, диаметр инструмента, сечение насадок, контактная поверхность долота, расчетное дифференциальное давление, прочностные свойства пород. Выходной информацией являются: проходка на долото и время механического бурения (скорость бурения). Информация об энергоемкости процесса бурения. Исходные сведения: мощность на роторе при бурении, мощность на роторе при холостом вращении, мощность на насосах при бурении, мощность на насосах при холостом вращении, мощность на забое при роторном бурении, мощность на электробуре при бурении, мощность на электробуре при холостом вращении, мощность, реализуемая на забое при электробурении, мощность, реализуемая на забое при турбинном бурении, расход промывочной жидкости на входе в скважину, давление на насосах при бурении, давление на насосах при отрыве долота от забоя, плотность промывочной жидкости на входе в скважину, напряжение питания сети, сила тока питания электродвигателей, скорость бурения (продолжительность бурения). Выходной информацией данного раздела являются: мощность, задаваемая на весь процесс бурения, потери в мощности, энергоемкость процесса бурения, удельная энергоемкость горных пород, коэффициент полезного действия процесса бурения. Информация о транспортировании и генерации забойной мощности. Эта информация содержит сведения о способе передачи энергии на забой, ее преобразовании и количественных параметрах реализуемой мощности: диаметре скважины, диаметре инструмента, сечении насадок, потерях в гидравлических сопротивлениях, мощности холостого хода, числе оборотов ротора, расходе промывочной жидкости, моменте на долоте, числе оборотов турбобура, потерях давления в затрубном пространстве, характере взаимодействия долота с забоем (особенности вооружения долота). Выходные данные этого раздела - давление, потери в гидравлических сопротивлениях в системе и мощность, подводимая к забою Информация о процессах взаимодействия долота с горной породой. Виброакустические методы исследования в процессе бурения. Приемники виброакустической информации выделяют сигналы динамического взаимодействия долота с горной породой при конкретных режимно-технологических условиях в виде спектра (частоты) колебаний и амплитуды сигнала (а также их отношений). При использовании дополнительной информации о нагрузке на долото и типе долота выходными параметрами могут явиться кажущееся (динамическое) число оборотов долота и забойная жесткость (твердость) горной породы. Информация о процессах реализации забойной мощности. Технологическая информация о процессах реализации проводимой к забою мощности, полученная с помощью глубинных датчиков и преобразователей и передаваемую на дневную поверхность по специально организованным каналам связи. Сведения об истинной нагрузке на долото, числе оборотов долота, моменте на долоте, расходе промывочной жидкости на забое скважины, перепаде давления на долоте, параметрах промывочной жидкости в условиях забоя, динамической составляющей нагрузки на долото, диаметре скважины, износе вооружения и т. п. Информация о физико-химических свойствах промывочного агента. К непрерывно измеряемым параметрам промывочной жидкости относятся: плотность, вязкость, солесодержание, газосодержание, компонентный состав газа, температура, содержание ионов водорода (рН), диэлектрическая проницаемость, проводимость (сопротивление) и др. Дополнительную информацию дают исследования шлама, дискретно выделяемого из промывочного агента на выходе из скважины, вспомогательных параметров - расхода промывочной жидкости на входе, ее расхода на выходе, диаметра скважины, диаметра инструмента и глубины скважины - позволяет учесть «отставание» промывочной жидкости и шлама и осуществить привязку информации к истинным глубинам. Информация о петрофизических свойствах горных пород. Результаты исследования скважин стандартными геофизическими методами, полученные непосредственно в процессе бурения с помощью глубинных датчиков и преобразователей и специально организованных линий связи (сюда же можно отнести и автономные системы с местной регистрацией информации). Принципиальным отличием этих исследований от исследования скважин обычными геофизическими методами являются оперативность в получении информации при определенном улучшении в ряде случаев ее качества, а также значительное сокращение времени на строительство скважины. Обработка этой комплексной информации, полученной непосредственно в процессе бурения, позволяет обеспечивать эффективное и оперативное решение следующих важных задач: выделение в разрезе проницаемых пластов-коллекторов; определение характера их насыщения; уточнение интервалов отбора керна, образцов бокового грунтоноса, проб пластовых флюидов, уточнение интервалов испытаний с помощью испытателей на трубах; определение литологических особенностей, фильтрационных и емкостных свойств образцов шлама из перспективных интервалов, а также характера насыщения этих образцов; прогнозирование интервалов аномально-высоких пластовых давлений (АВПД); определение физико-механических свойств проходимых горных пород по образцам шлама; обеспечение рационального режима бурения в конкретной ситуации, прогнозирование показателей работы долот; определение момента подъема долота для его замены; обеспечение интервалов установки башмака технической колонны; Решение перечисленных задач гарантирует получение максимума геолого-геохимической информации при оптимально возможных для конкретных условий технико-экономических показателях процесса бурения. Это обстоятельство имеет принципиальное значение для ускорения геологоразведочных работ на нефть и газ, так как процесс опробования, длящийся при использовании методики «снизу - вверх» многие месяцы, по существу может быть завершен с окончанием бурения скважины. В случае отсутствия в разрезе промышленных скоплений углеводородов будет получена ценная информация о наличии пластов-коллекторов и распределении микроконцентраций жидких и газообразных углеводородов по разрезу, что позволит правильно скорректировать дальнейшее направление геологоразведочных работ. Для получения геолого-технологической информации применяются программно-аппаратные комплексы обеспечения бурения, состоящие из набора датчиков, концентрирующей аппаратуры и компьютера с регистрирующим и обрабатывающим программным обеспечением - автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора, бурового мастера и технолога. В рамках данной работы проведен анализ четырех отечественных и одной иностранной системы: АМТ-121 (ЗАО «АМТ»), Геотест-5 (НПФ Геофизика), Промгеосервис (ООО НПП Промгеосервис), КУБ-01 (ТФ ООО «СГК»), REGSITE (Sperry-Sun Halliburton). Анализ проведен на основании информации, предоставленной производителями. Рассмотрим основные выводы, построенные на основе представленных данных. По количеству видов датчиков, измеряемых параметров и расчётных характеристик представленные отечественные системы можно разделить на две группы. К первой группе необходимо отнести системы АМТ-121 и КУБ-01, ко второй ГЕОТЕСТ-5 и систему производства ООО НПП Промгеосервис. В первой группе количество видов датчиков, регистрируемых и расчётных параметров разнообразно и достаточно для обеспечения контроля работы буровой (при этом по количеству датчиков преимущество имеет система АМТ-121). Во второй группе количество видов датчиков, снимаемых параметров и расчётных характеристик недостаточно для полноценного контроля работы. Концентрирующая аппаратура систем имеет примерно равные по параметрам характеристики, но при этом следует отметить отсутствие возможности программирования контролера у системы производства ООО НПП Промгеосервис. По программному обеспечению АРМ оператора станции ГТИ эти системы так же можно разделить на две группы с тем же составом (AMT-121 и КУБ-01 в первой, ГЕОТЕСТ-5 и система ООО НПП Промгеосервис во второй). У систем первой группы, кроме ПО сбора информации с датчиков, существует и ПО для решения задач технологического и геологического характера, есть возможность программного управления исполнительными механизмами, реализовано комплексирование с данными систем инклинометрии. Также эти системы предоставляют достаточное количество форм и видов отчётности. ПО для систем из второй группы предоставляет только функции регистрации данных. Система RIGSITE фирмы Sperry-Sun содержит все необходимые датчики (по заявлению фирмы), более 600 регистрируемых и расчётных параметров, более чем достаточные показатели по другим параметрам. Основными минусами этой системы является отсутствие управления исполнительными механизмами, отсутствие сервисных услуг и очень высокая стоимость самой системы, ее установки и эксплуатации. Таким образом, на сегодняшний день существуют аппаратные комплексы обеспечения бурения, предоставляющие достаточное количество информации для решения типовых задач обеспечения бурения. Рассмотрим подробнее программное обеспечение комплексов АМТ-121 и КУБ-01. АРМ оператора комплекса АМТ-121 «Контур-2» предназначено для оперативного контроля процесса бурения нефтяных и газовых скважин и для информационного обеспечения бурового персонала данными технологических параметров. ПО комплекса содержит сетевую базу данных, что позволяет обрабатывать регистрируемые параметры в псевдореальном времени с нескольких рабочих мест. Помимо регистрации параметров бурения и проверки выполнения технологических порогов параметров (предупреждения аварийных ситуаций), программа позволяет выполнять следующие задачи: определение общего объема раствора в емкостях расчет нагрузки на долото определение мгновенной скорости проходки определение механической скорости бурения определение детально-механического каротажа (ДМК) - скорости проходки некоторой фиксированной глубины определение основных технологических режимов бурения определение основных технологических этапов бурения Программа "Рабочее место технолога" (далее РМТ) КУБ-01 предназначена для автоматизированного контроля процесса бурения скважин в составе комплекса наземного и спускаемого оборудования - (КУБ и забойной телеметрической системы ЗИС). На рисунке 3.1 приведена функциональная схема системы контроля и управления буровым оборудованием и технологическими процессами строительства скважин. Рисунок 3.1 - Функицональная схема системы контроля и управления буровым оборудованием СКРОБУ- система контроля за режимами работы оборудования буровой установки; СКСС |