3.10 Порядок ведения работ при креплении скважины

Работы по подготовке скважины к спуску колонны.

1. Перед спуском обсадной колонны буровые мастера и бурильщики должны:

3.12.1 Расчет количества центраторов и места их установки

Величины интервалов установки центраторов рассчитываются для сжатого и растянутого участков обсадной колонны.

1. Величина сжатого участка колонны

где - наружный диаметр колонны, см;

- внутренний диаметр колонны, см;

- плотности соответственно тампонажного, бурового и продавочного раствора, г/см³;

- глубина спуска колонны, м;

- высота подъема тампонажного раствора за колонной, м;

- средний вес 1м трубы колонны в воздухе, кгс.

Расстояние между центраторами в пределах сжатой части, м:

; (1)

где - наибольшая величина прогиба обсадной колонны между двумя

центраторами, см;

- жесткость обсадной колонны, кгс*см²;

; (2)

где - номинальный диаметр скважины, см;

- расчетный минимальный зазор между обсадной колонной и стенками

скважины посредине интервала установки центраторов, см;

- прогиб планок центратора при действии на него нагрузки от

горизонтальной составляющей веса трубы в зоне центрирования, см;

где - вес 1см трубы колонны в растворе, кгс;

- угол наклона ствола скважины в интервале центрирования.

Число центраторов в интервале центрирования сжатого участка

; (3)

где -длина интервала центрирования сжатого участка в м, при чем

Рекомендуемые величины и , а также расчетные значения других составляющих формулы (1) взяты из справочных таблиц.

По начальной формуле величина сжатого участка колонны равна 880 м.

По формуле ( 2 ) 1,91 см

По формуле ( 1 ) 18,8 м

Согласно«Инструкции по спуску и цементированию обсадных колонн», центрирующие фонари в зоне перфорации устанавливаются на расстоянии не менее 10 -12 м. Длина зоны перфорации составляет всего

890 м.

m1 = 890 / 12 = 15 шт.

Количество центраторов на остальном сжатом участке колонны:

m₂ = 700 / 20 = 35 шт.

2. Интервал центрирования в пределах растянутого участка.

Величина интервала установки первого центратора выше сечения Z₀ определяется по формуле ( 1) и равна 20 м.

Величина интервала установки последнего центратора определяется по формуле

где ; ;

- растягивающая интервал обсадной колонны нагрузка от собственного веса расположенного ниже труб с учетом архимедовой силы.

Q = 32,90 х (1 - 2,10/7,85) х (2600 - 880) х 0,962 = 39,74 тн.

По формуле ( 4 ) l₀ = 34,2 м.

Среднее расстояние между центраторами в этом интервале центрирования от Z до L₂ будет:

L_ср. = l₀ + l / 2 = 34,2 + 20 / 2 = 27 м.

Число центраторов в интервале цементирования растянутого участка

n = L₂ / l _ср. = 1720 / 25 = 69 шт.

Общее количество центраторов, необходимых для цементирования колонны в зоне цементирования

K = n + m₁ + m₂; K = 15 + 35 + 69 = 119 шт.

Найденное расчетным путем общее количество центраторов должно быть откорректировано перед спуском эксплуатационной колонны по результатам геофизических работ:

центраторы, попадающие в зоны кавернозных участков ствола следует исключить;

- расстояние между центраторами следует сокращать примерно в 2 раза на участках изменения.

3.12.2 Расчет натяжения эксплуатационной колонны

При определении усилия натяжения исходят из необходимости сохранения прямолинейной формы колонны при изменении температуры и давления.

В фонтанных скважинах свободная часть колонны нагревается, удлиняется и в ней (при обвязанном устье) могут возникнуть дополнительные сжимающие усилия, ведущие к потере устойчивости колонны.

Расчет натяжения эксплуатационной колонны проводится для неизвестных условий работы колонны (давление, температура).

Для данных условий и цементирования эксплуатационной колонны до 1200м от устья, натяжение эксплуатационной колонны определяется согласно п.9.11 РД 39-7/1-0001-89 «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» и должно быть не менее собственного веса всей колонны.

Q_Н ? Q_К,

где Q_Н - усилие натяжения колонны, т;

Q_К - вес обсадной колонны, т.

Тогда Q_Н ? Q_К = 192,9 т.

Значение усилия натяжения Q_Н должно быть не более:

Q_Н ? Р_СТР : n_СТР = 419 : 1,75 = 239,4 т.

3.13 Расчет бурильных колонн

При роторном бурении производится расчет на статическую и усталостную прочность (выносливость).

Расчет на выносливость является проверочным. Его выполняют после выбора типа труб, их диаметра, толщины стенки, группы прочности материала.

Затем производится расчет на статическую прочность как с целью проверки заданного варианта компоновки колонны (расчет напряжений и соответствующих коэффициентов запаса прочности), так и с целью определения длин секций колонны по допускаемым нагрузкам. Расчет колонны ведется от УБТ к устью скважины.

Согласно таблицы 2 «Инструкции по расчету бурильных колонн» РД 39-0147014-502-85 принимаем следующие коэффициенты запаса прочности для расчетов бурильной колонны:

- на статическую прочность при роторном бурении для осложненных условий бурения К = 1,45;

- на выносливость нормативный коэффициент запаса прочности при роторном бурении равен К = 2,0.

3.13.1 Расчет на выносливость

Для вертикальных скважин на выносливость рассчитывают нижние секции колонны, расположенные над УБТ на длине 200-250 м.

1. Величина искривления колонны в процессе бурения.

где n-частота вращения об/мин

q - вес 1м трубы, кгс;

J - осевой момент инерции сечения тела трубы, см⁴.

2. Длина полуволны изогнутой колонны, м

3. Стрела прогиба бурильной колонны, м

где

4. Радиус кривизны бурильной колонны, м

;

5. Изгибающий момент в бурильной колонне, кгс*м

где E -модуль упругости материала трубы. E=2,1*10⁴ кгс/мм²

6. Напряжение изгиба, кгс/мм²

W_н - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной

трубы, см³

7. Постоянное среднее напряжение, кгс/мм²

8. Амплитуда переменного напряжения, кгс/мм²

9. Запас прочности по усталости:

;

где - предел выносливости трубы

- предел прочности (временное сопротивление).

3.13.2 Расчет на статическую прочность

Растягивающее напряжение для верхней трубы бурильной колонны

где Qp- растягивающая нагрузка, н (кгс)

F-площадь поперечного сечения трубы, мм²

Растягивающая нагрузка, н (кгс)

Вес секции бурильной колонны

Вес КНБК, н (кгс)

Коэффициент запаса прочности на растяжение

где - эквивалентное напряжение с учетом напряжений изгиба и кручения.

- коэффициент, учитывающий влияние сил трения, К = 1.15

- перепад давления на долоте, кгс/мм²;

- площадь поперечного сечения канала трубы, мм²;

- приведенный вес 1 м трубы, кгс/м;

- длина секции бурильной колонны, м;

- плотность бурового раствора, г/см³;

- вес долота, компоновки УБТ, элементов КНБК, кгс.

Расчет проводится на основании РД 39-0147014-502-85, формулы и обозначения соответствуют принятым в РД обозначениям.

3.14 Компоновки низа бурильной колонны

Из условия обеспечения вертикальности ствола скважины, предупреждения прихвата бурильной колонны, возможности осуществления проектных режимов бурения проектируются следующие компоновки низа бурильных колонны (КНБК):

1. При бурении под d 426 мм удлиненного направления:

Долото d 490 мм + калибратор d 490 мм + УБТ d 245 мм - 5 м + центратор d 490 мм + УБТ d 229 мм - 13 м + центратор d 490 мм + УБТ d 203 мм - до необходимого веса тяжелого низа;

2. При бурении под d 323,7 мм кондуктора:

Долото d 393,7 мм + калибратор d 393,7 мм + УБТ d 245 мм - 5 м + центратор d 393,7 мм + УБТ d 229 мм - 13 м + центратор d 393,7 мм + УБТ d 203 мм - до необходимого веса тяжелого низа;

3. При бурении d 244,5 мм промежуточную колонну:

Долото d 295,3 мм + калибратор d 295,3 мм + УБТ d 245 мм - 5 м + центратор d 295,3 мм + УБТ d 229 мм - 13 м + центратор d 295,3 мм + УБТ d 203 мм - до необходимого веса тяжелого низа;

4. При бурении под d 139,7 мм эксплуатационную колонну:

Долото d 215,9 мм + калибратор d 215,9 мм + УБТ d 178 мм - 3 м + центратор d 215,9 мм + УБТ d 178 мм - 12 м + центратор d 215,9 мм + УБТ d 178 (146) мм - до необходимого веса тяжелого низа;

Примечание:

1. При бурении долотами d 490 мм и Ф 393,7 мм при отсутствии УБТС d 245 мм перед спуском d 426 мм кондуктора и d 323,7 мм промежуточной колонны ствол скважины прорабатывается КНБК с двумя наддолотными калибраторами d 490 мм и 393,7 мм, соответственно.

2. Для обеспечения высокой надежности бурильных труб, между ними и УБТ d 203 мм устанавливаются 1-2 свечи УБТ d 178 мм.

3. Допускается износ опорно-центрирующих элементов по диаметру 2-3 мм. При этом, с учетом износа, над долотом устанавливается центратор (калибратор) с наименьшим диаметром. Центратор с наибольшим диаметром устанавливается верхним.

4. При бурении в условиях частого чередования пород, когда ущирение ствола против непроницаемых пород в течение рейса долота превышает 4-5 мм (алевритовая толща апшеронского яруса, акчагыльский ярус, нижний отдел красноцветной толщи) рекомендуется использовать КНБК без наддолотного калибратора.

3.15 Оборудование устья скважины

С целью предотвращения возможных газопроявлений при бурении, исходя из ожидаемого флюида и давления, техническая колонна диаметром 244,5 мм оборудуется противовыбросовым оборудованием.

Выбор типа ПВО определяется в условиях полного опорожнения по формуле:

где Р_у - ожидаемое устьевое давление;

Р_пл - пластовое давление; равное 325 кгс/см²

е - основание натурального логарифма

S = 0,1 х

- относительная плотность газа по воздуху - 0,65 (средняя по Малаю).

1 - глубина до ожидаемого проявляющего горизонта = 3300 м.

z - глубина до расчитываемого сечения h=0.

S=0,1 * * 0,65 *3300 = 0,2145

Спецификация устьевого и противовыбросового оборудования представлена в табл. 3.14.

4. Специальная часть

Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьба с ними

4.1 Газо-, нефте- и водопроявления

Газо-, нефте- и водопроявления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины - возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а затем воды или нефти с образованием водяного или нефтяного фонтана.

Выбросы происходят не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов в бурении. Пузырьки газа на забое скважины находятся под сильным давлением, отчего газ сильно сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно малы. При циркуляции буровой раствор поднимается вверх и выносит с собой пузырьки газа. При этом, чем выше они поднимаются, тем меньше становится давление на них и тем больше они увеличиваются в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько крупными, что занимают большую часть объема раствора, и плотность его значительно уменьшается. Масса столба бурового раствора уже не может противостоять давлению газа и происходит выброс. Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность раствора, в результате чего возможны выбросы. Выбросы могут возникнуть и в случае понижения уровня бурового раствора в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины.

К признакам начала газопроявлений относятся:

- выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек бурового раствора, насыщенного газом;

- кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора;

- слабый перелив раствора из скважины;

- повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему);

- появление газа по показаниям газокаротажной станции.

В этих случаях следует усилить промывку скважины, приостановить бурение или спускоподъемные операции до особого распоряжения и одновременно принять меры к дегазации раствора. Чтобы предотвратить выброс, гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно быть на 5... 15% выше пластового, в зависимости от глубины скважины. Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных глинистых растворов. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной. Однако нельзя ограничиваться только утяжелением глинистого раствора как мерой борьбы с выбросами газа, нефти или интенсивным переливом воды, так как выброс может быть неожиданным или начаться довольно бурно в чрезвычайно короткий отрезок времени, а утяжеление растворов - операция длительная.

Для предотвращения уже начавшегося выброса необходимо немедленно закрыть скважину, что легко осуществить, если ее устье герметизировано специальным противовыбросовым оборудованием. Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважин устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из превенторов, переходных фланцевых катушек, задвижек, колонных головок и другой специальной арматуры.

В настоящее время изготавливается несколько типов превенторов. При использовании плашечных превенторов скважины перекрываются сдвигающимися к центру плашками, изготовленными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливают два превентора, оснащенных плашками, размеры которых соответствуют наружному диаметру труб, находящихся в скважине. Глухие плашки устанавливаются в превенторе по мере необходимости перекрытия всего сечения скважины. Закрывать плашки можно как ручным способом при помощи штурвала, так и с помошью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, способствующее еще большему их уплотнению.

В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе (рис. 4.1). В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т.д.). Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе. Выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 МПа.

Типы и основные параметры противовыбросного оборудования (ОП) определены ГОСТ 13862-80 (табл. 4.1).

Установлены следующие типовые схемы противовыбросного оборудования с гидравлическим управлением (рис. 4.2):

1 - двухпревенторная, с двумя линиями манифольда, с одной крестовиной (рис. 4.2 а);

Рис. 4.1 Превентор универсальный с гидравлическим управлением

1 - крышка; 2 - болт стопорный; 3 - шайба; 4, 7,10, 14 - манометры; 5 - корпус; 6 - уплотнитель; 8 - заглушка; 9 - плунжер; 11, 16 - прокладки; 12 - штуцер; 13 - втулка; 15 - шпилька; 17 - гайка; 18 - катушка

Таблица 4.1.

2 - трехпревенторная, с двумя линиями манифольда, с одной крестовиной (рис. 4.2.б);

3 - трехпревенторная, с двумя линиями манифольда, с двумя крестовинами (рис. 4.2.в);

4 - трехпревенторная, с тремя линиями манифольда, с двумя крестовинами (рис. 4.2. г).

Под стволовой частью ОП понимается совокупность составных частей, ось вертикальных проходных отверстий которых совпадает с осью ствола скважины, последовательно установленных на верхнем фланце обвязки обсадных колонн (включает в себя превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную катушку и разъемный желоб).

Манифольдом ОП называется система трубопроводов, соединенных по определенной схеме и снабженных необходимой арматурой (включает в себя линии дросселирования и глушения). После установки на устье противовыбросовое оборудование должно быть опрессовано водой (табл. 4.2).

ОП должно обеспечивать герметизацию устья скважины с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями и обсадных труб с муфтовыми соединениями.

Подавляющее большинство газо-, нефте- и водопроявлений приурочено к моменту проведения подъема колонны бурильных труб или к первому периоду промывки скважины после спуска бурильной колонны.

Рис. 4.2 - Типовые схемы ОП с гидравлическим управлением

а - двухпревенторная, с двумя линиями манифольда и одной крестовиной; б - трехпревенторная, с двумя линиями манифольда и одной крестовиной; в -трехпревенторная, с двумя линиями манифольда и двумя крестовинами; г - трехпревенторная, с тремя линиями манифольда и двумя крестовинами; 1 - вспомогательный пульт; 2 - станция гидравлического управления с основным пультом; 3 - разъемный желоб; 4 - фланцевая катушка; 5 - универсальный превентор; 6 - плашечный превентор; 7 - манометр с запорным и зарядным устройствами и разделителем сред; 8 - задвижка с ручным управлением; 9 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 10 - отбойная камера с разрядным устройством; 11 - сепаратор; 12 - задвижка с гидравлическим управлением; 13- устьевая крестовина; 14 - обратный клапан; 15 - регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 16 - пульт управления гидроприводным дросселем; 17 - обратный фланец

Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнять следующие основные рекомендации:

- не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН;

- долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока бурового раствора или использовать дозаторы;

- цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обеспечивает надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.

При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м³ (0,02 г/см³) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.

Буровая установка до начала бурения должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором: на скважинах, в которых предполагается вскрытие зон с возможными газо- и нефтепроявлениями, а также продуктивных горизонтов на вновь разведуемых площадях и объектах; газовых и газоконденсатных месторождениях; месторождениях с аномально высокими давлениями.

Следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами, так как колебания давления при спускоподъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками скважины.

Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах бурового раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной производительности насосов и при вращении бурильной колонны.

Если при подъеме бурильных труб уровень бурового раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.

Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.

При угрозе выброса буровая бригада должна немедленно принять следующие меры.

1. В процессе бурения или промывки скважины:

- не прекращая промывки, бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы и муфты верхней бурильной трубы из ротора и оставляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки, после чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкиде; при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большего размера;

- после подъема колонны труб помощники бурильщика при помощи превенторов перекрывают устье скважины; после герметизации устья жидкость из скважины через выкидные линии противовыбросового оборудования направляется в циркуляционную систему (амбар);

- после закрытия превентора непрерывно замеряется плотность бурового раствора и ведется наблюдение за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости производится утяжеление раствора;

- при промывке с противодавлением в случае повышения уровня жидкости в приемной емкости буровых насосов следует уменьшить диаметр штуцера для увеличения противодавления на вскрытые пласты с тем, чтобы прекратить повышение уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;

- при возрастании давления на устье до сверхдопустимых величин закачка жидкости прекращается, выкидные задвижки закрываются, и ведется наблюдение за давлением в скважине; при дальнейшем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;

- если вынужденное снижение давления вызывает необходимость полностью открыть задвижки для фонтанирования скважины через отводы превентора, поток газа следует направить по выкидным линиям в сторону от буровой и принять меры к предупреждению загорания газа или нефти;

- дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводятся по специальному плану.

2. При полностью извлеченной из скважины колонне буровая вахта закрывает превентор с глухими плашками и устанавливает герметизирующее устройство для спуска труб под давлением. Одновременно ведется контроль за давлением на устье скважины Газонефтепроявления при подъеме или спуске бурильной колонны ликвидируются по специальному плану. Если проявления незначительны:

- бурильщик устанавливает бурильную колонну на ротор и вместе с помощником присоединяет ведущую трубу с обратным или шаровым клапаном, после чего колонну приподнимают и закрепляют тормоз лебедки;

- верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

- бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор доходил до ротора, и оставляет ее на весу;

- буровая бригада герметизирует устье скважины превентора, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособление для его открытия, затем закрывают клапан на выходе превентора;

- буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной колонне;

- запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в колонну;

одновременно бурильщик с помощниками приоткрывают задвижку на линии превентора в циркуляционную систему (через штуцер); эта операция проводится с постепенным увеличением производительности насосов до максимума с таким расчетом, чтобы количество жидкости, выпускаемой из скважины, соответствовало подаче ее насосами; контроль осуществляется по изменению уровня жидкости в приемных емкостях насосов, при этом давление под превентором не должно превышать допустимых величин (давления опрессовки колонн);

- дальнейшие работы производятся в соответствии с п. I.

Между членами каждой вахты должны быть распределены обязанности на случай возникновения газо-, нефте- и водопроявлений, которые должны быть указаны в аварийном расписании, вывешенном в культбудке. Буровой мастер должен устраивать учебные тревоги с каждой вахтой по плану ликвидации возможных аварий, регистрируя их проведение в специальном журнале. Контрольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить инженерно-технические работники (ИТР) буровой организации и представители военизированной службы по предупреждению, возникновению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и анализировать результаты этих тренировок.

Иногда приходится прибегать к бурению под давлением. При этом помимо герметизации устья скважины требуется доп...