Наклонно-направленное и горизонтальное бурение с применением комплекса PowerDrive

В соответствии с расчетными значениями Q и р_г проектом предусматривается применение цементировочного агрегата ЦА-320М с установленными в его насосе цилиндровыми втулками диаметром 115 мм (этими втулками можно работать при р_г в конце цементирования второй ступени)

d_вт=115 мм; q_IV = 12,2 л/с; Р_IV = 7,6 МПа; q_III = 7,9 л/с; Р_III = 11,7 МПа

Количество цементировочных агрегатов (ЦА) выбираем из соотношения

= 17 / 7,9 = 2,2

Проектом предусматривается применение трех цементировочных агрегатов.

13. Определим потребное число цементосмесительных машин.

= 2,3

где _н - насыпная плотность цемента (1,3 т/м³)

В случае если цементосмесительные машины невозможно догрузить в процессе цементирования, то необходимо применить три машины 2СМН-20.

14. Определение времени цементирования второй ступени в соответствии с условием

t_ц = t_зак + t_пр + 10 0,75 t_заг,

где t_заг - время загустевания тампонажного раствора (для раствора из выбранного цемента t_заг =105 мин, [2])

= = 14 мин

где q - суммарная производительность (подача) одновременно работающих агрегатов при закачке тампонажного раствора

15. Общее время продавливания тампонажного раствора определяется из выражения

,

где V_прi - объемы продавочной жидкости, закачиваемые на i-й скорости работы ЦА; Qi - суммарная производительность (подача) ЦА на i-й скорости работы.

Для определения Vпрi находим положения уровней тампонажного раствора в трубах l₁ к моменту окончания работы ЦА на i-й скорости

,

где р_i - допустимое давление на ЦА при работе на i-й скорости, кгс/см²; F₁, F₂ - средние площади поперечного сечения соответственно внутреннего пространства обсадной колонны и кольцевого пространства скважины.

0,785 0,146² = 0,0167 м²

F₂=,м²

= 0,021 м²

1. - для максимальной подачи на расчетном диаметре цилиндровых втулок (четвертая скорость) Q_i =12,2 л/с (0,732 м³/мин); p_i = 76 кгс/см²

=1642 м

2. - третья скорость Q_i = 7,9 л/с (0,474 м³/мин); p_i = 117 кгс/см²

= 2150 м.

Таким образом, продавливание цементного раствора заканчиваем на III-й скорости

Объемы продавочной жидкости закачиваемые на третьей и четвертой скоростях соответственно равны

= 2,7 м³

Отсюда

14,3 мин

Общее время цементирования

t_ц = t_зак + t_пр = 14,3 + 14 0,75 105 = 28 78

условие выполнено

7.5 Расчет цементирования хвостовика

Проектные данные:

Высота подъема цементного раствора (вертикальная проекция) H= 139,3 м;

Длина цементируемой секции L_в = 144 м;

Высота цементного стакана, h= 0 м;

Наружный диаметр обсадной колонны, d_Н=0,114 м;

Внутренний диаметр обсадной колонны, d_В= 0,100 м;

Внутренний диаметр предыдущей колонны, d₂=0,154 м;

Наружный диаметр предыдущей колонны, d₁=0,178 м;

Внутренний диаметр труб ТБПВ-89 (при =9,5), d₃=0,07 м;

Удельный вес бурового раствора, с_б.р.=1,05 г/см³;

Коэффициент уширения ствола скважины, k =1,01;

Водоцементное отношение, m=0,5.

1.) Плотность тампонажного раствора

Исходя из того, что цементируется только верхняя секция хвостовика (нижняя находится под защитой пакера) для цементирования хвостовика применим цемент ПЦТ-500, ГОСТ 1581-91, для которого с_Ц= 3,1 г/см³;

2.) Требуемое количество тампонажного раствора.

3.) Количество сухого цемента для приготовления цементного раствора определим из выражения

Q_ц = _ц.р. V_ц.р·

Q_ц = 1,821,3 = 1,6 т

4.) Количество тампонажного материала для приготовления 1 м³ раствора:

.

5.) Объем воды, необходимый для затворения цементного раствора

V_B=1,05·Q_ц·m = 1,05·1,6·0,5 = 0,84 м³

Объем продавочной жидкости определяем ориентировочно исходя из длины бурильных труб, на которых будет производиться спуск хвостовика

Длину бурильных труб определим из выражения l_бт = L_скв - L_х

l_бт = 4310,5 - 662,5 = 3648 м

= 13,6 м³,

где k - коэффициент сжимаемости жидкости (k = 1,02)

Гидравлический расчет цементирования

1) Максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо определим из уравнения

р_max = р₁ + р₂,

где р₁ - давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве; р₂ - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений.

,

где l_в = l_бт - глубина установки верхнего конца хвостовика (3648 м)

= 1,1 МПа

Величину р₂ найдем по эмпирической формуле Шищенко - Бакланова [5]:

Для скважин глубиной более 1500 м

0,0013792+ 1,6 = 5,4 МПа,

где L_ц = = 144 + 3648 = 3792 м

р_max = 1,1 + 4,9 = 6,5 МПа

2) Число цементировочных агрегатов определяем, исходя из условия получения скорости v подъема цементного раствора в кольцевом пространстве у башмака колонны в момент начала продавки не менее 0,5 м/с; это условие вытекает из предположения, что увеличение скорости движения цементного раствора в затрубном пространстве способствует более полному вытеснению глинистого раствора [5].

Так как продавка почти всегда начинается на высшей скорости (как правило IV), то количество агрегатов из условия обеспечения скорости v (в м/с) подъема цементного раствора в затрубном пространстве определяем по формуле

,

где Q^IV-V - производительность цементировочного агрегата на IV скорости, м³/с.

Выбираем цементировочный агрегат типа ЦА-320М с установленными в его насосе цилиндровыми 115 - мм втулками (с этими втулками можно работать на IV скорости, при р_max в конце цементирования). Максимальная производительность агрегата при этом 12,2 л/с (0,0122 м³/с) при давлении 7,6 МПа.

Тогда

= 1,2

Принимаем 2 агрегата ЦА-320М, в том числе 1 резервный, при условии что закачивание и продавка цементного раствора будет осуществляться 1 агрегатом, но в обвязке устья при цементировании будут два. Так как объемы цементного

3) Учитывая незначительное количество цемента (1,6 т) проектом предусматривается для цементирования хвостовика применить одну цементосмесительную машину 2СМН-20.

4) Продолжительность цементирования (мин) в данном случае определим по зависимости

Учитывая сравнительно небольшие объемы цементного раствора и продавочной жидкости проектом предлагается закачивание и продавку тампонажного раствора осуществлять на III скорости ЦА-320М.

Q^III = 7,9 л/с (0,474 м³/мин); p = 117 кгс/см²; Q^II = 4,1 л/с (0,246 м³/мин); p = 117 кгс/см²

,

Из представленной формулы t_ц видно, что 98% продавочной жидкости проектируется закачать на III скорости, а оставшиеся 2% на II скорости.

32 мин.

8. Обвязка устья скважины

Устье скважины оборудуется в соответствии с типовой схемой монтажа противовыбросового оборудования утвержденной для Ковыктинского ГКМ в согласовании с «Военизированной противофонтанной частью» и Госгортехнадзором.

Противовыбросовое оборудование устанавливается на устье скважины для предотвращения выбросов и воздействия на скважину при проявлениях.

Устье скважины оборудуется колонной головкой ОКК2-350-168245324ХЛ. Колонная головка ОКК2 состоит из двух корпусов и фланца под крестовину противовыбросового оборудования. Второй корпус имеет два фланца на верх которого устанавливают ПВО (противовыбросовое оборудование). Техническую и эксплуатационную колонну труб подвешивают на клиньях. Герметизацию осуществляют уплотнительными пакерами.

Проектом предусматривается в качестве противовыбросового оборудования использовать превенторные установки: ОП3-350350ХЛ; ОП3-280350ХЛ; ОП4-156320.

В комплект превенторной установки ОП3-350350ХЛ входит:

· превентор универсальный ПУГ-350350;

· превентор плашечный ППГ-350350 (трубные плашки);

· превентор плашечный ППГ-350350 («глухие» плашки);

В комплект превенторной установки ОП3-280350ХЛ входит:

· превентор универсальный ПУГ-350350;

· превентор плашечный ППГ-280350 (трубные плашки);

· превентор плашечный ППГ-280350(«глухие» плашки);

В комплект превенторной установки ОП4-156320 входит:

· превентор плашечный ППГ-156320 (трубные плашки);

· превентор плашечный ППГ-156320 («глухие» плашки);

Таблица 8 - Оборудование устья скважины

Тип (марка) противовыбросового оборудования	Рабочее давление, МПа	Количество превенторов, шт	Диаметр колонны, на которую устанавливается оборудование, мм
ОПЗ-35035	35	3	324
ОПЗ-280 35	35	3	245
ОП4-156320	32	2	178
ОКК-2	35	-	324-245-178

Перечень элементов обвязки устья скважины (снизу вверх) при бурении под тех. колонну^*

· Колонная головка ОКК2-350-168245324ХЛ;

· Катушка переходная КФ-350350;

· Превентор плашечный ППГ-350350 («глухие» плашки);

· Крестовина МБП-80350;

· Превентор плашечный ППГ-350350 (трубные плашки);

· Превентор универсальный ПУГ-350350;

· Катушка фланцевая КФ-350350;

· Разъемная воронка _вн = 350мм.

^* - Перечень элементов обвязки устья скважины при бурении под эксплуатационную колонну и хвостовик отличается от представленного выше только установкой соответствующих превенторов и элементов обвязки.

Техническая характеристика превентора ППГ-350х350

Диаметр проходного отверстия, мм ___________________________350

Давление, МПа:

рабочее____________________________________________________35

пробное____________________________________________________70

Диаметр уплотняемых труб, мм____________________________60-273

Максимально допустимая температу-

ра рабочей среды,C_________________________________________150

Диаметр по фланцевым отверстиям, мм_______________________590,5

Габаритные размеры, мм:

длина____________________________________________________2740

ширина____________________________________________________845

высота____________________________________________________420

Техническая характеристика превентора ПУГ-350х350

Диаметр проходного отверстия, мм ___________________________350

Давление, МПа:

рабочее___________________________________________________350

Изменение диаметра проходного отверстия

уплотнителя, мм _________________________________________350-0

Наибольший диаметр труб, мм _______________________________273

высота, мм _______________________________________________1430

масса, кг _________________________________________________8000

Примечание: технические характеристики превенторов входящих в состав установок ОП3-280350ХЛ и ОП4-156320 не приводятся, так как они отличаются от приведенных выше лишь рабочим давлением и геометрическими характеристиками.

9. Специальная часть проекта

Наименование темы: «Наклонно-направленное и горизонтальное бурение с применением комплекса PowerDrive».

В основе проекта используются фактические данные по скважине №106.3 Ковыктинского ГКМ, а также материалы компании «Shlumberge», выполняющей работы по бурению наклонно-направленных и горизонтальных участков эксплуатационных скважин на данном месторождении. Используемое техническое средство являются одним из новейших разработок в области наклонно-направленного и горизонтального бурения. Данный комплекс получил широкое распространение за рубежом по причине его эффективности и высоким технико-экономическим показателям. Отсюда следует, что представленная ниже специальная часть является важнейшей частью дипломного проекта, а назначение проектируемой скважины может быть определено как промышленно-оценочная.

В проектируемом случае назначение промышленно-оценочных скважин - отработка технологии, выбор оптимального комплекса технических средств для строительства горизонтальных скважин на стадии подготовки месторождения к промышленному освоению, в данном случае кустовым бурением.

Компания «Shlumberge» в настоящее время на «Ковыктинском» ГКМ пробурило две скважины с горизонтальным участком в пределах мощности продуктивного горизонта. Обе скважины пробурены по J - образному профилю со средним радиусом кривизны. Бурение данных скважин осуществлялось с применением винтовых забойных двигателей и телеметрических систем СТТ и Radius.

По данным компании «Shlumberge» дебит в скважинах с горизонтальным (протяженным - 300 и более метров) стволом в границах продуктивного горизонта, превышает дебит вертикальных скважин в несколько раз на протяжении всего времени с начала ввода скважины в эксплуатацию.

9.1 Введение

На протяжении последних двух десятилетий перспективным и наиболее динамично развивающимся направлением в нефтегазодобывающей промышленности в области реанимирования старых и освоения новых нефтяных месторождений в большинстве районов России является горизонтальное бурение.

Даже при сложившемся уровне стоимости строительства горизонтальных скважин, который почти в 2,5 раза выше, чем у вертикальных, общие объемы капитальных вложений в 1,5 раза ниже, срок окупаемости вложений сокращается в 2 раза. При этом среднедействующий фонд скважин сокращается в 7-8 раз, дебит скважин возрастает в 5-6 раз.

С помощью горизонтального бурения можно обеспечить более плотную сетку разработки месторождения при меньшем количестве скважин, а это означает - при меньшем воздействии на окружающую среду.

В данном случае под понятием горизонтальное бурение подразумевается бурение и заканчивание определенного участка ствола скважины с заранее заданными параметрами траектории в пространстве, что не обязательно совпадает с горизонталью.

Скважина, пробуренная вертикально, дает пластовый флюид только из зоны ограниченной радиусом вокруг ствола скважины. Таким образом, выкачав углеводорода содержащий компонент из этой зоны, скважина прекращает свое действие, а чтобы выработать весь нефтяной или газовый пласт нужно бурить несколько скважин расположенных близко друг от друга. Скважина, с горизонтальным стволом дает нефть или газ из значительно большей зоны. Таким образом, значительно увеличивается добыча и наиболее оптимально вырабатывается пласт, при меньшем количестве скважин. Еще одним из значительных преимуществ горизонтального бурения является возможность реанимирования старых вертикальных скважин. На определенном отдалении от нефтяного пласта в вертикальной скважине вырезается часть старой обсадной колонны и начинается бурение бокового горизонтального участка. Таким образом, горизонтальный участок попадает в неразработанную часть нефтяного пласта.

Горизонтальные технологии также позволяют бурить и многоствольные скважины, что значительно оптимизирует разработку месторождения.

Конечно, при проводке горизонтальных скважин необходимо постоянно контролировать процесс бурения и положение бурового инструмента, чтобы точно попасть в пласт и провести горизонтальный участок. Для этих целей служат специальные системы направленного бурения, а также телеметрические навигационные системы (ТНС), которые представляют собой сложные электронно-механические устройства. Потому и получили широкое распространение горизонтальные технологии только в конце ХХ века, только с недавнего времени технический и технологический прогресс позволил нам производить полноценное отклонение и ориентирование под землей.

9.2 Традиционная технология и технические средства для искусственного искривления скважины

Искривление скважины на заданном интервале в соответствии с проектом ее бурения проводят с помощью отклоняющего инструмента. В ходе бурения интервала набора зенитного угла необходимо контролировать положение плоскости искривления компоновки. Даже незначительное изменение положения плоскости действия отклонителя приводит к отклонению скважины от заданного направления и вызывает необходимость корректировочных рейсов долота.

Участок искривления зарезают с естественного забоя скважин, в аварийных случаях новый ствол скважины зарезают с цементного моста. В ходе первого рейса набирается зенитный угол 5-6° на интервале 30-50 м, так как при больших интервалах бурения затрудняется исправление азимута при ошибочном ориентировании забойной компоновки. После первого рейса долота проводят тщательное инклинометрическое исследование интервала искривления. В случае совпадения фактического направления с проектным приступают к дальнейшему набору зенитного угла. Наличие достоверных инклинометрических данных позволяет использовать забойное ориентирование отклонителя при зенитном угле скважины свыше 5-6°. Успешное отклонение скважины от вертикали на всем интервале искривления достигается при обеспечении проектного темпа набора угла. Участок искривления необходимо выбирать в устойчивой части геологического разреза.

В процессе бурения участка набора зенитного угла необходимо стремиться к тому, чтобы компоновка низа бурильной колонны оставалась неизменной. Геометрические размеры компоновки необходимо изменить, если фактическая интенсивность искривления больше расчетной на 1,5°/10 м и более. Если интенсивность набора угла меньше проектной в 1,8--2 раза, рекомендуется контрольный расчет отклоняющей компоновки. При этом следует увеличить отклоняющую силу на долоте.

Эффективность проводки скважины по заданному профилю определяется интенсивностью набора зенитного угла на проектном интервале. Поэтому в ходе бурения участка искривления необходимо систематически контролировать фактическую интенсивность для конкретно применяемой компоновки. Для второго рейса бурильную колонну с отклонителем спускают с учетом результатов предыдущего рейса. Угол установки отклонителя определяют исходя из конкретных условий.

Режим бурения в процессе набора зенитного угла должен соответствовать геолого-техническому наряду. Окончание бурения участка набора зенитного угла определяют по данным инклинометрических замеров, проведенных в конце участка искривления.

9.2.1 Искривление скважины турбинными отклонителями

Наибольшее применение при искусственном отклонении скважин от вертикали получили забойные гидравлические двигатели, в которых в качестве привода используются турбинные секции.

Винтовые забойные двигатели в качестве отклонителя используют в ограниченном количестве. В качестве специального инструмента для регулирования направления бурения отечественной промышленностью серийно выпускаются турбинные отклонители и шпиндели-отклонители.

В ряде случаев для отклонения скважины используют серийные турбобуры или забойные винтовые двигатели, опускаемые в скважину на кривом переводнике. Отклоняющая способность такого инструмента определяется жесткостью бурильных труб, размещенных выше кривого переводника, и боковой фрезерующей способностью шарошечного долота. Отклоняющая сила также зависит от геометрических размеров забойного двигателя. При использовании шпинделей-отклонителей, в которых перекос осей достигается в узле сочленения турбинной секции со шпинделем, отклоняющая способность определяется теми же факторами. Опыт показывает, что отклоняющая сила в этом случае ввиду большей жесткости турбинной секции будет несколько выше.

Спуск в скважину отклоняющих компоновок при использовании кривого переводника с большими углами перекоса затрудняется из-за зависания бурильного инструмента. Поэтому при проектировании компоновок необходимо учитывать фактический диаметр скважины, который определяется физико-механическими свойствами горных пород. Геометрические размеры турбобура также существенно влияют на отклоняющую силу и, следовательно, на интенсивность отклонения скважины от первоначального положения оси ствола. Поэтому с целью увеличения действия отклонителя необходимо использовать турбобуры минимальной длины. Однако укороченные турбобуры обладают недостаточными энергетическими параметрами, так как при их конструировании ограничивается число рабочих ступеней в турбинной секции. Наиболее перспективно использование шпинделей-отклонителей, так как в этом случае число рабочих ступеней в турбинных секциях сохраняется.

Возникновение отклоняющей силы в ходе бурения специальными компоновками часто затрудняет запуск турбобура. Особенно это затруднено при отклонении скважины в крепких породах, так как обычно в таких условиях диаметр скважины минимально отличается от диаметра долота. Условия запуска турбинного отклонителя можно несколько облегчить, если вал турбобура разгрузить осевой нагрузкой на долото. В этом случае ввиду уменьшения нагрузки на диски пяты силы трения в осевой опоре уменьшаются.

Равенство осевой нагрузки на долото гидравлическим нагрузкам в осевой опоре может вызвать значительное увеличение сил сопротивления на долоте. Поэтому второе условие благоприятного запуска -- оптимальное соотношение моментов сил сопротивления вращению долота моментам сил сопротивления в осевой опоре турбобура, так как снижение осевой нагрузки ведет к снижению сил сопротивления вращению долота и в то же время - к увеличению моментов сил сопротивления в осевой опоре турбобура. Наиболее рациональным для запуска турбобура является расхаживание отклоняющего инструмента в осевом направлении в скважине. Вращение отклоняющей компоновки после ориентирования направления действия отклонителя в заданном направлении не допускается.

9.2.2 Бурение наклонно-прямолинейного участка скважины

Опыт бурения наклонно направленных скважин показывает, что наиболее экономичным является профиль, включающий прямолинейный наклонный участок оптимальной длины. Для обеспечения проводки прямолинейно-наклонного участка скважины необходимо стабилизировать ранее набранный зенитный угол и азимут. Стабилизация зенитного угла достигается максимальным снижением фрезерующего эффекта долота. Для этого необходимо добиться возникновения отклоняющего усилия на долоте, направленного перпендикулярно к оси долота, в сторону увеличения зенитного угла. В этом случае достигается равенство приращения зенитного угла нулю при равенстве эффектов асимметричного разрушения забоя и фрезерования нижней стенки скважины.

Наклонный интервал скважины стабилизируется с помощью калибраторов, центраторов и стабилизаторов. Они должны отвечать следующим требованиям:

- диаметральные размеры стабилизаторов кривизны должны быть близки диаметру долота с отрицательным допуском;

- геометрические размеры (диаметр и длина) стабилизатора должны быть выбраны из условия хорошей проходимости в стволе скважины;

- рабочие органы стабилизатора должны обладать высокими износостойкостью и надежностью;

- быстроизнашивающиеся детали стабилизаторов должны быть быстро-съемными в условиях буровых.

Стабилизирующие устройства устанавливают непосредственно над долотом или на корпусе забойного двигателя. Место установки стабилизатора определяют конкретно для решения конкретных задач с учетом технико-геологических условий бурения. На рис. 9.2.2.1 приведены наиболее распространенные стабилизирующие устройства, применяемые для бурения прямолинейного наклонного ствола.

В настоящее время в качестве стабилизаторов широко используются калибраторы конструкции ВНИИБТ, выпускаемые серийно. Конструкция штыревого калибратора приведена на рис. 9.2.2.1, а

В последнее время распространение получили спиральные калибраторы различных конструкций (рис. 9.2.2.1, б). Их устанавливают над долотом на валу турбобура. Опытное бурение показало, что применение спиральных калибраторов позволяет улучшить очистку забоя скважины от шлама и повышает показатели работы долота. Быстрая сработка рабочих органов стабилизатора сокращает срок их эффективной работы.

Ниппельные стабилизаторы (рис. 9.2.2.1, в) представляют собой ниппельный переводник турбобура с ребрами, армированными цилиндрическими твердосплавными зубками из сплава ВК8. Ниппельный стабилизатор, представленный на рис. 9.2.2.1, г,

Рисунок 9.2.2.1 - Стабилизирующие устройства

Стабилизирующие устройства, применяемые при турбинном бурении тличается от предыдущего тем, что ребра на поверхности стабилизатора выполнены спиральными и наплавлены твердым сплавом типа сормайт. Опыт применения ниппельных стабилизаторов в ПО «Татнефть» показал, что они достаточно надежно позволяют стабилизировать зенитный угол скважины. Однако при бурении твердых пород без калибрования стенок скважины наблюдается значительное зависание бурильного инструмента. В процессе бурения наклонных скважин необходимо иметь стабилизаторы, которые могут пройти ствол, пробуренный без применения калибраторов.

В Альметьевском УБР сконструированы сменные ниппельные 1 и межсекционные 2 стабилизаторы (рис. 9.2.2.2).

Рисунок 9.2.2.2 - Межсекционные и ниппельные стабилизаторы

Рабочие поверхности стабилизаторов армированы твердосплавными штырями. Промышленные испытания стабилизаторов с длиной упорной поверхности 30--40 мм при диаметрах 210 и 212 мм, установленных на расстоянии 650 мм от долота, показали надежную стабилизацию зенитного угла в интервале от 5 до 92°. В ходе опытного бурения установлено, что применение ниппельных стабилизаторов не дает положительных результатов при наличии радиального люфта вала шпинделя более 2 мм.

9.2.3 Телеметрические системы для ориентирования отклоняющих компоновок

Телеметрическая система для ориентирования отклоняющих компоновок позволяет проводить следующие операции в процессе проводки наклонно направленных и горизотальных скважин:

- ориентирование отклоняющей компоновки по заданному азимуту как в вертикальной, так и в наклонной скважине путем измерения направления действия отклонителя относительно апсидальной плоскости;

- определение угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного вращающего момента забойного двигателя и его учет (при бурении скважины с использованием отклоняющего инструмента;

- проведение инклинометрических измерений непосредственно в процессе проводки скважины.

В практике буровых работ с применением электробура применяется телеметрическая система СТЭ, разработанная СКТБЭ при участии ВНИИБТ и выпускаемая серийно. Эту систему применяют и при турбинном бурении, для чего линия связи забоя с поверхностью выполнена в виде бросового кабеля, оснащенного контактной кабельной муфтой для соединения с забойной аппаратурой.

9.3 Выбор альтернативного устройства для бурения наклонно-направленной и горизонтальной части ствола скважины

В настоящее время для проведения наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин применяются в основном сложные конструкции, состоящие из нескольких элементов, таких как забойный двигатель, отклонитель, телеметрическая система, стабилизаторы, центраторы, а также различных переводников, что значительно усложняет весь процесс проведения работ, начиная со сборки данной системы и заканчивая ее контролем в процессе бурения. Альтернативой ранее применявшейся системе служит современная управляющая система PowerDrive.

Основные характеристики и преимущества:

-Управление траекторией при бурении роторным способом

-Выбор азимута отклонения без поправок на реактивный момент двигателя.

-Программирование изменения зенитного и азимутального углов, контролируемое с поверхности в реальном масштабе времени

-Улучшение очистки скважины и снижение вероятности прихватов

-Расширение диапазона осевых нагрузок и частоты вращения долота, повышение механических скоростей бурения криволинейных участков

-Повышение качества ствола скважины облегчает спуск обсадных труб и цементирование

-Контроль за траекторией при работе долотами любого типа

-Уменьшение числа скважин и кустов (платформ) на месторождении за счет увеличения отходов от вертикали.

Особенности:

-Непрерывное вращение всех внешних частей с той же скоростью, что и вращение бурильной колонны

-Измерения зенитного угла и азимута в режиме реального времени в непосредственной близости от долота

-Отсутствие сужений в затрубье

-Мгновенная реакция прибора при перепрограммировании в процессе бурения

-Возможность проработки скважины при подъеме

-Небольшие размеры комплектующих деталей

-Возможность зарезки в вертикальном стволе

-14 баз в мире для поставок оборудования и его технического обслуживания

9.4 Управляющая система роторного бурения PowerDrive

Изготавливаемая «Shlumberge» управляющая система обеспечивает пространственный контроль за траекторией направленной скважины при постоянном вращении бурильной колонны. Выдвигающиеся из корпуса отклонителя лапы упираются в стенку скважины и отжимают вращающееся долото в заданном направлении. Система работает автономно и способно передавать информацию на поверхность в реальном масштабе времени.

Технология роторного бурения с помощью системы PowerDrive рассчитана в основном на проводку скважин с большими отходами от вертикали и горизонтальными участками. За счет постоянного вращения бурильной колонны уменьшаются силы трения труб о стенки скважины, улучшается ее очистка, сглаживается траектория, повышается механическая скорость бурения

Простое и надежное забойное оборудование системы PowerDrive имеет в длину всего 3,8 м. Оно состоит из двух основных частей:

1) Вращающийся отклонитель, который создает боковое усилие на долото.

2) Узел управления - инструментальная платформа с турбогенератором тока, датчиками и электроникой, определяющей направление и величину бокового усилия на долото, размещаемая коаксиально в немагнитном патрубке над отклонителем.

Отклонитель расположен непосредственно над долотом. В его корпусе размещены три упорных лапы. С помощью толкателей, приводимых в действие буровым раствором, их можно выдвинуть и упереть в стенку скважины. Трехканальный клапан регулирует подачу раствора и соответственно давление в толкателях. Для создания направленного бокового усилия каждая лапа в процессе одного оборота отклонителя упирается в стенку скважины только в секторе, противоположном направлению отклонения. Затем она постепенно втягивается в корпус, а ей на смену выдвигается следующая лапа и т.д. Когда отклонение не требуется, система PowerDrive приводится в нейтральное положение за счет простого вращения статора дискового клапана. При этом все лапы выдвигаются равномерно и удерживают долото на заданном курсе.

Узел управления имеет механическую связь с отклонителем и выдает задание по азимутальным и зенитным углам. Датчики и управляющая электроника находятся в герметичном цилиндре, смонтированном на подшипниках в патрубке УБТ. Цилиндр не зависит от вращения бурильной колонны. Электрогенератор приводится в действие двумя турбинами.

Программы системы PowerDrive могут контролироваться в процессе бурения с поверхности с помощью гидравлических сигналов. Двусторонняя связь возможна при помощи электромагнитного канала связи, в таком случае на поверхность передается инклинометрическая информация и подтверждения приема переданных с поверхности команд.

Использование системы PowerDrive расширяет возможности строительства скважин, снижает стоимость буровых работ и повышает отдачу скважин. Увеличение отходов от вертикали при оперативном контроле за траекторией повышает эффективность разработки месторождений, а возможность удержать долото в узком коридоре позволяет вскрывать маломощные пласты на большом расстоянии от устья скважины, улучшая систему притока при снижении капитальных вложений.

Таблица 9.4 - Общие данные комплекса PowerDrive

Общие данные PowerDrive 675
Номинальный диаметр	171,4 мм
Диаметр скважины	215,9 - 250,8 мм
Принцип действия	Смещение долота
Темп искривления	0 - 8є/30 м проходки
Мах. кривизна:
- без вращения КНБК	15є/30 м
- с вращением КНБК	8є/30 м
Общая длина
Без стабилизатора	3780 мм
Общая масса
Без стабилизатора	779 кг
Источник питания	Турбогенератор
Механические параметры Power Drive 675
Осевая нагрузка
Мах. осевая нагрузка	245 кН
Мах. крутящ. момент	40,7 кН·м
Гидравлика
Расход жидкости	18,9 - 41 л/с
Наружное давление	124 МПа
Мах. температура	120єС
Мах. содер-е песка	0,5%
Содер-е наполнителя	143 кг/м3
Наличие канала связи
с поверхностью	да
Частота вращения	40 -220 об/мин
Измеряемые параметры
Инклинометрия, навигация, магнитное и гравитационные поля, техническое состояние
В реальном масштабе времени	Инклинометрия, навигация

Средняя скорость проходки составляет порядка 18-32 м/ч, в зависимости от физико-механических свойств пород. Продолжительность одного рейса может составлять до 1500 м.

Стоимость бурения наклонно-направленного и горизонтального ствола скважины с помощью турбобура составляет порядка 42 млн. руб., с помощью комплекса PowerDrive - 44 млн. руб., но за счет уменьшения количества СПО, увеличения скорости проходки, сокращения сроков буровых работ и получения качественного ствола скважины, проходящего полностью по продуктивному горизонту, в соответствии с выбранным «коридором», экономия средств составляет около 12 млн. руб.

Основными недостатками данного комплекса является:

- повышенное качество очистки бурового раствора для обеспечения нормальной эксплуатации отклоняющего блока;

- достаточно небольшой ресурс системы (порядка 250 моточасов), вследствие повышенной истираемости деталей конструкции;

- высокая стоимость сервисных работ.

В-целом, применение комплекса PowerDrive позволяет сократить трудовые и материальные затраты.

Рисунок 9.4 - Элементы конструкции комплекса PowerDrive

10. Выбор бурового оборудования

Тип буровой установки выбирается с учетом конкретных геологических, климатических, энергетических, дорожно-транспортных условий, с учетом технико-технологических требований для бурения скважины (глубины и конструкции скважины, веса бурильных и обсадных колонн), с учетом основных параметров комплекса буровых установок согласно ГОСТ 16293-82.

Таблица 10 - Условия выбора типа буровой установки

Назначе-ние	Проектная глубина, м	Масса обсадных колонн, т
		Направле-ние	кондуктор	Техничес-кая	Эксплуата-ционная
Эксплуата-ционная	3668	2,5	16,8	69,3	139,5

Нагрузка на крюке буровой установки (т) от максимальной массы обсадной колонны с учетом коэффициента 1,15 составит

Р_к = Q 1,15,

где Q - масса наиболее тяжелой колонны с учетом разгрузки в буровом растворе, т

,

где _ж - плотность промывочной жидкости находящейся в скважине (1,05), г/см³;_мт -плотность материала труб (7,85), г/см³; q - масса колонны, т.

120,8 т.

Р_к = 120,8 1,15 = 138,92 т

Учитывая конкретные условия бурения скважины и согласно ГОСТ 16293-82 масса наиболее тяжелой колонны труб не должна превышать 0,7 допустимой нагрузки на крюке буровой установки, т. е. для класса установок БУ-4000, 200 0,7 = 140 тс, проектом предусматривается для бурения данной скважины применить буровую установку “БУ 5000 ДГ” c буровой вышкой МА-400.

Для очистки промывочной жидкости проектом предусматривается установить систему очистки бурового раствора MI SWACO, которая содержит:

Вибросито MONO G00 SE PT

- основные электродвигатели 2х1,5 квт=3 квт

- вспомогательный электродвигатель 0,5 квт

- 1500 об/мин все электродвигатели

Ситогидроциклонная установка MonoGOOS PT 212/6T4

- пескоотделитель 2х12" 63 л/сек при давлении 2,5 атм

- илоотделитель 16х4" 60 л/сек при давлении на входе 3,16 атмосфер

- вибросито MONOGOOSE PT 37,85 л/сек

- электродвигатели 2х1,5 квт=3 квт

- 1500 об/мин Центрифуга 518

- главный привод N=18 квт; n=1450 об/мин

- реверсивный привод N=7,5 квт n=1450 об/мин

Питающий объёмный насос модели "NE-80" 10ч20 м³/час

- электродвигатель N=3,68 квт, n=1450 об/мин

Питающий шламовый насос типа 6х5х14 HALCO 2500

Supreme, N=55 квт; n=1450 об/мин

Для приготовления бурового раствора проектом предлагается применить глиномешалку МГ-2-4, объемом 4 м³.

Проектом предусматривается строительство площадок для обслуживания и ремонта глиномешалки, запасных емкостей под буровой раствор и ГСМ, желобной системы, задвижек на нагнетательной линии циркуляционной системы, навес-укрытие над глиномешалкой, блоком очистной системы бурового раствора. Противовыбросовое оборудование - превенторы, блоки задвижек утепляют специально построенными будками, пульты управления превентором защищаются “отбойными” деревянными щитами из досок толщиной не менее 50 мм с металлической облицовкой толщиной 2 мм.

Техническая характеристика буровой установки БУ 5000 ДГ

Максимальная грузоподъемность, т____________________________454

Рекомендуемая глубина бурения

(при массе бурильной колонны 30 кг/м), м_____________________5000

Максимальная оснастка талевой системы ______________________67

Длина свечи, м______________________________________________27

Максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната, кН _____250

Диаметр талевого каната, мм __________________________________32

Вид привода _____________________________Дизель-гидравлический

Тип привода _________________________________________Групповой

Мощность на барабане лебедки, кВт___________________________809

Лебедка _________________________________________________TF-44

Буровой насос: _______________________________________УНБТ-950

Число насосов _______________________________________________3

Гидравлическая мощность, кВт _______________________________500

Максимальная подача насосов, л/с______________________________70

Ротор ________________________________________________МРЛ-275

Мощность передаваемая на ротор, кВт _________________________368

Вертлюг _______________________________________________СН-400

Кронблок _________________________________________7х35-GF-500

Грузоподъемность кронблока, т_______________________________500

Грузоподъемность талевого блока, т__________________________225

Дизель-генераторные станции:

шифр_________________________________________________ДГР-420

число_______________________________________________________3

Мощность станции, кВт___________________________________1003

Производительность компрессорных станций, м³/мин _____________10

Максимальное рабочее давление

воздуха, МПа ______________________________________________0,8

Средства механизации:

удержание колонны______________________Клиневой захват ПКР-560

свинчивание и развинчивание свечей______Буровой ключ робот ST-80

Метод монтажа _________________________________крупноблочный

11. Безопасность жизнедеятельности

Введение

В административном отношении Ковыктинское газоконденсатное месторождение расположено в Жигаловском районе Иркутской области, в 350км к северо-востоку от г. Иркутска. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются п.п. Чикан и Жигалово, расположенные, соответственно, в 70 и 90 км к юго-западу от месторождения.

В п. Жигалово имеется судоверфь, лесоперерабатывающий и промышленный комбинаты, аэропорт, речная пристань. Основными путями сообщений являются: водный транспорт по р. Лена, которая является судоходной по весеннему паводку. Летом река мелеет и по ней проезд возможен на небольших катерах и лодках.

Воздушный транспорт обеспечивает связь внутри Жигаловского района самолетами АН-2 и вертолетами, с г. Иркутском - самолетами АН-2, ИЛ-14, АН-24.

Автотранспортом связь п. Жигалово с г. Иркутском обеспечивается трактовыми дорогами через п. Качуг (400 км) и через п.п. Н-Уда, Бильчир (420 км). От райцентра Жигалово до деревни Чикан (40 км) существует грунтовая дорога, далее до месторождении 50 км бездорожья. Проезд на автотранспорте возможен только по зимнику.

Месторождение расположено между двумя основными железнодорожными магистралями в восточных районах России - Транссибирской и Байкало-Амурской. До ближайшей железнодорожной станции БАМа - п. Магистральный - 200км, до ближайших железнодорожных пунктов Транссиба - г.г. Иркутска и Ангарская - 400км.

В орографическом отношении Ковыктинское газоконденсатное месторождение расположено в пределах Лено-Ангарского плато, приуроченного к южной части Среднесибирского плоскогорья.

Рельеф района резко пересеченный, склоны водоразделов крутые. Абсолютные отметки водоразделов достигают +1000, +1400м. Минимальные абсолютные отметки в долинах рек не превышают +600, +750м.

Климат района - резко континентальный.

Зима холодная, с температурой воздуха до минус 40-50°С. Продолжительность отопительного сезона - 253 суток. Снежный покров достигает 1-1,5 м. Лето короткое, но жаркое с температурой до плюс 30-35°С. Наибольшее количество дождей отмечается в конце июля и в августе. Осенний период короткий и характеризуется быстрым понижением температуры до минусовых значений.

Потребности будущего газопромысла в питьевой и технической воде могут быть удовлетворены за счет поверхностных и подземных вод. Ближайшая ЛЭП общегосударственной электросети проходит через п. Жигалово. Снабжение поисковых и разведочных скважин электроэнергией будет производиться дизельными установками, а в отдельных случаях по экономической целенаправленности и от ПАЭС 2500, две из которых уже работают на газе, получаемого из скв. N 102. Обеспечение бурения скважин водой осуществляется из специально пробуренных гидроскважин.

Краткая характеристика объекта работ:

· буровая вышка - для поддержании на весу колонны бурильных и обсадных труб, спуска их на заданную глубину, размещения свечей бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения и спускоподъемных операций;

· буровая площадка - место работы бурильщика и помощников бурильщика;

· силовая установка - для привода ротора, буровой лебедки и др. механизмов;

· насосы и циркуляционная система - для непрерывной циркуляции бурового раствора. В зоне расположения циркуляционной системы устанавливаются емкости и различные механизмы предназначенные для приготовления, очистки и химической обработки бурового раствора.

Раздел «безопасность жизнедеятельности» составлен с учетом правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности разработанных в соответствии с Федеральным законом от 21.07.1997 г. №116ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

11.1 Анализ условий труда на проектируемых работах

11.1.1 Основные неблагоприятные природные факторы условий труда

К основным неблагоприятным природным факторам относятся:

- климатические: повышенная температура (в летний период она достигает + 40⁰С) ; пониженная температура (в зимний период она опускается до - 60 ⁰С); перепады температур в весенне-зимний период (днем повышенная, а ночью пониженная); сильные ветра, осадки в виде дождя и снега;

- биологические: обилие насекомых (мошка, комары), дикие звери (медведи, волки, лоси);

- географические: заболоченность, большое количество озер.

11.1.2 Основные опасные и вредные производственные факторы

Основные опасные и вредные производственные факторы приведены в таблице 11.1.2

Таблица 11.1.2 - Основные опасные и вредные производственные факторы.

Вид работ	Опасные основные и вредные производственные факторы	Характерные нарушения по охране труда
Глубокое бурение на нефть и газ	Движущиеся и вращающиеся части оборудования	Отступление от правил безопасности в устройстве буровой установки. Отсутствие или не использование средств индивидуальной защиты
	Повышенный уровень шума	Неисправность оборудования
	Недостаточное освещение рабочих мест	Неисправность осветительного оборудования или несоответствие норм освещения
	Вибрация	Неисправность оборудования (т.е. несвоевременная подтяжка соединительного оборудования)
	Воздействие выхлопных газов	Неисправность выхлопной системы дизелей Неиспользование средств индивидуальной защиты

11.1.3 Основные мероприятия по обеспечению безопасных, здоровых условий труда при ведении проектируемых работ

11.1.3.1 Организация работ по охране труда

Для создания безопасных условий труда при строительстве скважин необходимо соблюдать требования и мероприятия, соответствующие:

· нормативам оснащения объектов нефтяной и газовой промышленности механизмами и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации;

· единым нормам техники безопасности на разработку основных видов нефтегазодобывающего оборудования;

· правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Буровая установка оснащается техническими средствами (приспособлениями и устройствами), позволяющими устранить опасные и трудоёмкие производственные факторы. Необходимо обеспечить рабочий и инженерно - технический персонал необходимой нормативно - технической документацией по безопасности труда. Для обеспечения безопасности работающих на случай пожара каждая буровая обеспечивается первичными средствами пожаротушения и нормативно - технической документацией по пожарной безопасности.

Руководители работ отвечают за обучение рабочих, в том числе:

· предварительное обучение рабочих при приеме на работу;

· профессиональное обучение и знание ТБ;

· инструктивное обучение-проведение работнику инструктажа (вводного на рабочем месте, периодического, внепланового);

· специальное обучение - предопределяет получение особых знаний (проведение работы на высоте, электроустановках, сосудах, работающих под давлением, умение преодолевать водные преграды, работать в охранной зоне воздушных, наземных, подземных коммуникаций).

Контроль знаний проводится либо в устной, либо в письменной форме с выставлением оценки.

Обучение ИТР проводится, как правило, самостоятельно, путем изучения ПТБ при ГРР или других документов. Такое обучение заканчивается экзаменами не реже 1 раза в 3 года, а если полевые условия, то перед выездом на работу.

Руководители работ отвечают за:

· техническое состояние используемого на объекте оборудования, аппаратуры, инструмента;

· ведение и хранение технической документации;

· своевременную поставку, хранение и поддержание в работоспособности средств индивидуальной защиты;

· комплектность и рабочее состояние противопожарных средств;

· своевременное расследование несчастных случаев, аварий и ДТП;

· обучение рабочих умению пользоваться средствами индивидуальной защиты, правилами оказания первой медицинской помощи, пожарной безопасности;

· использование на объекте транспортных средств, складов ГСМ и других средств, необходимых для выполнения работ;

· соблюдение на производстве трудовой дисциплины.

Основными документами по охране труда на буровой являются:

· технические документы на все оборудование и приборы;

· схема участка работ с указанием расположения объектов работ;

· журнал инструктажа на рабочем месте;

· схема электроснабжения участка или объекта работ;

· инструкции по ПТБ, пожарной безопасности, медицинскому инструктажу;

· текущая документация по испытанию различного оборудования, аппаратуры, инструмента, оборудования (заземлители, проводники и т.п.).

Специальные документы, используемые при бурении скважины:

· геолого-технический наряд;

· акт приемки буровой в эксплуатацию;

· буровой журнал.

11.1.3.2 Лечебно-профилактическое и санитарно-бытовое обслуживание работающих

Все рабочие перед выходом на работу проходят медицинский осмотр, инструктаж по санитарии и гигиене. К работам не допускаются люди, страдающие заболеваниями крови, почек, психическими расстройствами, имеющие травматические повреждения. С целью изучения специальных знаний и овладения методами и приемами первой доврачебной помощи, проводится обучение всех работающих. Медицинское обеспечение включает в себя профилактику травматизма и несчастных случаев, обеспечение путевками санаторно-курортного лечения. Буровая обеспечивается медицинскими аптечками из расчета 5-7 человек на одну аптечку.

Для обеспечения безопасных условий труда при строительстве и выполнении основных требований, рабочий персонал обеспечивается средствами защиты работающих: санитарно-бытовыми помещениями, средствами индивидуальной защиты, средствами контроля воздушной среды и необходимым уровнем освещенности.

В соответствии со СНиП-IV-2-01 “Вспомогательные здания и помещения промышленных предприятий” и РД 39-22-719-01 “Нормативы санитарно-бытового оснащения бригад, занятых бурением и ремонтом скважин” при вахтовом методе организации труда буровая оснащается:

Санитарно-бытовыми помещениями, которые необходимо ежедневно убирать и проветривать;

Гардеробные, душевые и другие санитарно - бытовые помещения, которые должны периодически дезинфицироваться;

Помещения для обогрева и отдыха, рабочих, которые необходимо сооружать на расстоянии, превышающем высоту вышки не менее чем на 10 м;

Помещением с бачком с питьевой водой (предварительно подвергшейся анализу), аптечкой с полным набором медикаментов первой помощи, носилками и мебелью;

Эмалированными и алюминиевыми бачками для питьевой воды (легко очищаемыми и дезинфицируемыми), снабженными кранами. Крышки бачков должны запираться на замок и закрываться брезентовым чехлом. Температура питьевой воды должна быть в пределах +8 …+20 ⁰C;

Туалетами, которые соответствуют санитарным нормам, не загрязняют почву, колодцы и водозаборы;

Выгребными ямами с устройствами, не допускающими загрязнения почвы.

Для предупреждения инфекционных заболеваний питьевая вода соответсвует ГОСТ-2874-01, что обеспечивается централизованным водоснабжением. Применение воды разрешается только после кипячения. Суточный расход воды на питьевые нужды одного человека составляет 2-2,5 л. На время полевых работ устанавливается трехкратное питание с промежутками между приемами пищи не более 5-6 часов. Обеспечение продуктами питания предусматривается со складов базы экспедиции.

11.1.3.3 Обеспечение работающих средствами индивидуальной защиты

Для безопасности работающих на буровых установках и профилактики профзаболеваний предусматриваются средства индивидуальной защиты (таблица 11.1.3.3). Средствами индивидуальной защиты оснащаются все помбуры, дизелисты, мастера, персоонал проводящий геофизические работы, трактористы, независимо от выполняемых работ.

Применение средств индивидуальной защиты предусмотрено в обязательном порядке отраслевыми правилами техники безопасности. Выдача спецодежды, спецобуви и других средств защиты регламентированы ”Отраслевыми нормами выдачи индивидуальных средств защиты”, а также постановлением Миннефтепрома №8С-1707 “О нормах выдачи рабочим и служащим теплой спецодежды и спецобуви по климатическим поясам”.

...