Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении скважин.
После цементирования кондуктора на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО) ОП2-230x35, в комплект которого входят: универсальный превентор ПУ1-230x35; два плашечных превентора ППГ-230x35 (нижний превентор с глухими плашками); манифольд МПБ2-8x35.
2. Перед установкой ПВО на устье скважины устанавливается колонная головка ОКК1А-21-146x245.
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 или обратного клапана.
Должен быть обеспечен объем запаса бурового раствора 120 м 3.
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 производится 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.
14. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями не допускаются специалисты и бурильщики, не прошедшие обучение в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении".
15. С членами буровых бригад проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно программы, утвержденной главным инженером предприятия.
16. При появлении признаков газонефтеводопроявлений первым закрывается универсальный превентор.
17. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника.
Утяжеление и обработка бурового раствора производится в соответствии с разработанной рецептурой приготовления (см.2.4).
Бурильная колонна (БК) состоит ив компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и колонны бурильных труб (КБТ).
В общем случае КНБК включает в себя долото, забойный двигатель, калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, маховики, отклонители и утяжеленные бурильные трубы (УБТ).
КБТ состоит из секций бурильных труб (БТ), одинаковых по типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмеру замковых соединений.
Последовательно расположенные секции БТ одного наружного диаметра - ступень КБТ.
Бурильная колонна предназначена в общем случае для:
1. Передачи вращения от ротора к долоту.
2. Восприятия реактивного момента забойного двигателя.
3. Подвода промывочной жидкости к забойному двигателю, долоту, забою скважины.
4. Создания осевой нагрузки на долото.
6. Подъема и спуска долота и забойного двигателя.
6. Проведения вспомогательных работ.
Исходя из назначения, требования к бурильной колонне сводятся к следующим:
1. Достаточная прочность при минимальном весе, обеспечивающем создание требуемой осевой нагрузки.
2. Обеспечение герметичности при циркуляции бурового раствора, причем с минимальными гидравлическими потерями.
3. Минимальные затраты времени при спуско-подъемных операциях, при этом соединения должны обеспечивать прочность не менее прочности тела трубы, быть взаимозаменяемыми.
В процессе бурения на бурильную колонну действуют различные силы и моменты. К ним в общем случае относятся:
растягивающие силы от собственного веса;
растягивающие гидравлические нагрузки за счет перепада давления в забойном двигателе и долоте;
силы внутреннего и наружного давления промывочной жидкости;
силы взаимодействия колонны со стенками скважины (силы трения)
силы инерции как самой колонны, так и промывочной жидкости;
изгибающие моменты на участках естественного и искусственного искривления ствола скважины;
осевая сжимающая сила в нижней части колонны;
крутящий момент при вращении колонны;
изгибающей момент за счет потери колонной прямолинейной формы;
динамические составляющие продольных и поперечных сил, изгибающего и крутящего моментов за счет различного рода колебаний колонны.
Совместное действие всех этих сил и моментов приводит к тому, что бурильная колонна находится в условиях весьма сложного напряженного состояния.
В связи с тем, что при проектировании и расчетах бурильной колонны практически невозможно учесть все нагрузки, а некоторые из них не поддаются точному определению, поэтому рассматриваются только основные, наиболее существенные и опасные. К их числу относятся растягивающие силы, крутящий и изгибающие моменты, наружное и внутреннее избыточные давления промывочной жидкости [11].
Максимальная растягивающая нагрузка в колонне имеет место в верхней части, а сжимающая - в нижней. Максимальный крутящий момент приложен к колонне в верхней части при роторном способа бурения, и в нижней - при бурении с забойными двигателями. Максимальный изгибающий момент за счет потери колонны прямолинейной формы приложен в нижней части.
Однако в связи с тем, что колонна составлена из бурильных труб разного диаметра с разной толщиной стенки, напряжения, возникающие в них, даже при нагрузках меньших, чем максимальные, могут превысить допустимые. Поэтому необходимо проводить расчеты напряжений для опасных сечений и сравнивать их о допустимыми для материала используемых бурильных труб.
В данном случае производится расчет бурильной колонны для бурения последнего пятого интервала (см.2.2.2).
При расчете используется компьютерная программа по расчету бурильной колонны, составленная студентом Шишовым. Программа отвечает требованиям изложенным в [3] и расчеты проводятся с учетом коэффициентов запаса статической прочности - 1,4 и нормативного запаса прочности на избыточное давление - 1,15.
При проектировании компоновки бурильной колонны пользуются следующими типоразмерами труб: так как бурение ведется долотом с диаметром 0,2159 м, то принимается наружный диаметр УБТ первой ступени равный 0,178 м, внутренний диаметр 0,09 м; диаметр УБТ второй ступени, для плавного перехода к колонне бурильных труб, принимается равным 0,146 м с внутренним диаметром 0,074 м. Для первой ступени компановки бурильных труб (КБТ) используются трубы ТБПВ, так как они наиболее подходят для бурения турбинным способом и конкретно для наклонно направленных скважин. По табл.2 [11] выбираются трубы ТБПВ с наружным диаметром 0,127 м, толщиной стенки 9,2 мм и группой прочности Р, тип замкового соединения ЗП - 168 - 70. Для уменьшения веса КБТ во второй ступени применяются легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) с наружным диаметром 0,147 м (см. табл.2 [11]) с толщиной стенки 11 мм и группой прочности Д16Т, тип замкового соединения ЗЛ - 172.
Исходные данные:
1. Условия бурения - нормальные.
2. Интервал бурения 2775 - 3105 м.
3. Осевая нагрузка на долото - 18000 кг.
4. Диаметр забойного двигателя - 0, 195 м.
5. Длина забойного двигателя - 6,6 м.
6. Вес забойного двигателя - 1100 кг.
7. Диаметр обсадной колонны - 0,146 м.
8. Толщина стенки обсадной колонны - 7,7мм.
9. Плотность бурового раствора - 1,08·104 Н/м3.
10. Длина по стволу 1-го интервала - 100 м.
11. Длина по стволу 2-го интервала - 194 м.
12. Длина по стволу 3-го интервала - 2249 м.
13. Длина по стволу 4-го интервала - 242 м.
14. Радиус искривления на 2-ом интервале - 401 м.
14. Зенитный угол в конце 2-го интервала - 27,75 град. .
14. Радиус искривления на 4-ом интервале - 498 м.
15. Зенитный угол в конце 4-го интервала - 0 град.
16. Перепад давления на турбобуре и долоте - 10,5 МПа.
17. Действующее наружное давление - 30 МПа.
18. Коэффициент трения колонны о породу - 0,3.
19. Тип клинового захвата - ПКР-560.
20. Длина клиньев - 0,40 м.
Результаты расчета:
1-я ступень УБТ - УБТ 178-90 длина - 62,5 м.
Момент затяжки УБТ 1-й секции =2470-3260 кгс·м.
2-я ступень УБТ - УБТ 146-74 длина - 8 м.
Момент затяжки УБТ 2-й секции =1280-1630 кгс·м.
Тип cмазки - Графитовая.
Промежуточные опоры на УБТ - 3 шт.д.иаметром 0, 203 м.
Вес компоновки УБТ - 11235 кг.
Вес КНБК - 11485 кг.
Длина КНБК - 78,5 м.
Тип cмазки - Графитовая.
1-я ступень КБТ - ТБПК 127-9,2-Р длина - 250 м, вес - 8367 кг.
Тип замкового соединения - ЗП-168-70.
Момент затяжки - 3022 кгс·м.
Фактический запас статической прочности - 1,49.
Фактический запас прочности усталости - 1,37.
Фактический запас прочности по давлению - 2,77.
Коэффициент превышения длины - 8,16.
2-я ступень КБТ - ЛБТ 147-11.0-Д16Т длина-2778 м; вес-47224 кг.
Тип замкового соединения - ЗЛ-172.
Момент затяжки - 1880 кгс·м.
Фактический запас статической прочности - 1,38.
Фактический запас прочности усталости - 1,35.
Фактический запас прочности по давлению - 1,84.