Основные вопросы, задаваемые на аттестации супервайзеров заказчиком -Западная Сибирь» (с ответами) (стр. 4 )

- с электромагнитным каналом связи по горной породе и по колонне бурильных труб;

- с акустическим каналом акустические системы (распространение акустических колебаний по промывочной жидкости или колонне бурильных труб – «акустический»).

На кабеле («СТТ») - устарел, электромагнитный - применяется здесь («ЗИС», «МАК-01»), гидравлический и гидроакустический - дорогой (акустический – «NL Sperry Sun», гидроакустический – «Goodata MWD Halliburton», гидравлический «Anadrill Schlumberger»).

Машинные ключи. Насколько рабочий конец троса короче страховочного?

Ответ: рабочий короче страховочного на 5-10 см (диаметр каната – подвеска 12,5 мм, страховые и рабочие – не менее 18 мм).

Какие электродвигатели стоят на Ваших буровых насосах, если у вас электропривод?

Ответ: синхронные, без регулирования оборотов; асинхронные, с регулированием оборотов; имеются ввиду асинхронные, без регулирования оборотов.

Какая производительность у Ваших буровых насосов? На какой производительности Вы бурили скважину под кондуктор и под эксплуатационную колонну?

Ответ: под кондуктор - 48 л/с, под эксплуатационную колонну - 32 л/с (см. проект).

Как определить место прихвата?

Ответ: установкой магнитных меток прибором (прихватоопределителем ПО, магнитным локатором МЛ) в прихваченном инструменте; при расхаживании метки стираются, а ниже места прихвата – магнитные метки остаются, не стираются); есть и другие методы. На практике определение места прихвата зависит от точности измерения удлинения. Поэтому приведем описание практического способа определения места прихвата, с помощью которого получаются наилучшие результаты:

1. Прихваченная колонна бурильных труб растягивается под действием силы , которая по индикатору веса должна быть на пять делений больше нормального веса колонны в свободно подвешенном состоянии (предполагается, что вес колонны был известен перед прихватом). При этом на бурильной трубе делают отметку на уровне стола ротора.

2. Колонна растягивается с силой, которая по индикатору веса на пять делений больше предыдущей нагрузки, а затем разгружается до положения стрелки индикатора, равного предыдущему. Снова делают отметку на бурильной трубе, которая вследствие трения в талевой системе, возможно, и не будет совпадать с первой.

3. Расстояние между этими двумя отметками делят на две равные части и делают пометку на трубе, соответствующую нагрузке .

4. Прихваченная колонна снова растягивается под действием нагрузки , большей на 10-20 делений шкалы индикатора веса. Величина силы должна быть соизмерима с площадью поперечного сечения тела трубы и физико-механическими свойствами материала последних труб с тем, чтобы деформации, вызванные этой силой, были упругими. Полученное при этом удлинение отмечают на трубе.

5. Колонна снова растягивается под действием силы, на пять делений большей , затем нагрузку снимают до первоначальной величины . Новое положение также отмечают. Средняя отметка между ними представляет собой удлинение, соответствующее силе .

6. Точно замеривая расстояние между верхней и нижней отметками, получают искомое удлинение не прихваченной части бурильных труб, т. е. . Длина не прихваченной части бурильной колонны определяется по формуле:

где - глубина места прихвата бурильных труб, см; кН/см - модуль упругости стали бурильных труб; F = 38,7 см - площадь поперечного сечения мм бурильных труб с = 9 мм; и - создаваемая нагрузка для растяжения колонны бурильных труб, кН.

Что говорит о том, что скважина валит?

Ответ: на выходе из скважины (на виброситах, в жёлобе) выходит фильтрационная корка и стенки скважины (крупный обвальный шлам из вышезалегающего интервала).

Какие меры применяются на буровой для предотвращения падения посторонних предметов в скважину?

Ответ: закрывают открытое устье скважины доской, специальным щитом или лучше – специальной пробкой; закрывают открытое устье скважины доской, специальным щитом; во время СПО – обтиратор; при продолжительном открытом устье - ПУГ.

Как определяется фактическое направление бурения скважины с телесистемой?

Ответ: после заворота ВЗД кривого переводника и телесистемы, необходимо замерить угол по азимуту между направлением кривого переводника и меткой на телесистеме, который потом учитываетя и корректируется телесистемой.

УПРАВЛЕНИЕ ТРАССОЙ СКВАЖИНЫ

1.1. Выбор КНБК для бурения на различных участках ННС и ГС.

Профили ННС и ГС включают обязательно в себя следующие участки:

- вертикальный:

- увеличения зенитного угла;

- стабилизации угла (в том числе, горизонтальный);

- и, зачастую, уменьшения зенитного угла (в ННС).

Нужно отметить, что названия участков условные, поскольку, как правило, на практике точное обеспечение заданных параметров трассы скважины технически невозможно и, поэтому, например, участок стабилизации зенитного угла будет характеризоваться изменениями угла в ту и другую сторону с некоторым средним значением, близким к проектному значению.

Для проводки скважины на каждом из участков применяют соответствующие КНБК, конкретные параметры которых определяются расчетом:

1. На вертикальном участке необходимо предупредить естественное искривление скважины в нежелательном направлении, поэтому бурение осуществляется с КНБК, ограничивающими величину зенитного угла - маятниковыми или жёсткими (стабилизирующими):

* маятниковые КНБК включают: долото, УБТ (или турбобур) длиной 18 – 25 м, центратор (или без него), УБТ необходимой длины (для создания требуемой осевой нагрузки на долото), бурильные трубы.

* жёсткие КНБК включают: долото, калибратор, УБТ длиной 2 – 4 м, центратор, УБТ длиной 4 – 8 м, центратор, УБТ необходимой длины, бурильные трубы.

При турбинном бурении жесткие КНБК имеют вид: долото, калибратор, турбобур с центраторами на его корпусе, расположенными: 1-й - на 2 – 4 м от калибратора, 2-й - на 4 – 8 м от 1-го центратора; УБТ необходимой длины, бурильные трубы.

В указанных КНБК желательно использование в пределах 40 м от долота УБТ и турбобура возможно большего диаметра. В то же время нужно исходить из соображений практической целесообразности: нет, например, смысла при бурении 393,7-мм долотами специально завозить на буровую и собирать УБТ диаметром 273 – 299 м, если их предполагается использовать при бурении всего 200 – 300 м. Если естественное искривление скважины не превысит 3 - 4° то можно использовать и УБТ диаметром 229 – 254 мм. Центраторы и, особенно, калибратор должны иметь номинальный диаметр. Например:

393,7-мм долото, 254-мм УБТ – 20 м, 393-мм центратор (или без него), 229-мм УБТ – 50 м, 127-мм бурильные трубы ТБПВ.

393,7-мм долото, 240-мм турбобур – 24 м, 393-мм центратор (или без него), 229-мм УБТ – 50 м, 127-мм бурильные трубы ТБПВ.

393,7-мм долото, 393,7-мм калибратор, 254-мм УБТ – 3 м, 393-мм центратор, 254-мм УБТ – 8 м, 393-мм центратор, 254-мм УБТ – 9 м, 229-мм УБТ – 50 м, 127-мм бурильные трубы ТБПВ.

393,7-мм долото, 393,7-мм калибратор, 240-мм турбобур – 24 м( с двумя 393,7-мм центраторами на расстояниях 3 и 11 м от калибратора), 229-мм УБТ – 50 м, 127-мм бурильные трубы ТБПВ.

В районах, где естественного искривления в верхней части разреза не наблюдается, что характерно для многих районов бурения, особых требований к местоположению центраторов не предъявляется; обычно применяются КНБК, обеспечивающие беспрепятственный допуск обсадной колонны (направления, кондуктора или промежуточной колонны).

2. На участке ориентируемой зарезки наклонного ствола, увеличения зенитного угла, коррекции зенитного угла и азимута используются отклоняющие КНБК с забойным двигателем и отклонителем (кривым переводником с углом перекоса до 2,5 - 3°, накладкой на корпусе, шарнирные отклонители и др.). Если телеметрическая система не используется, то в КНБК обязательно включаются устройство для ориентирования отклонителя (УОО) - переводник с магнитной меткой в плоскости действия отклонителя; выше УОО устанавливаются немагнитные трубы, обычно, АБТ – для возможности замера азимута и положения отклонителя относительно азимута скважины:

* долото, короткий турбобур длиной 6 – 9 м, кривой переводник, УОО, АБТ длиной 12 – 24 м, бурильные трубы;

* долото, турбинный или винтовой отклонитель (ТО, ШО, Д), УОО, АБТ длиной 12 – 24 м, бурильные трубы;

* долото, турбобур или винтовой двигатель с жесткой или упругой накладкой в нижней части корпуса, УОО, АБТ длиной 12 – 24 м, бурильные трубы. Например:

295,3-мм долото, 1 секция 3ТСШ-240 длиной 9 м, кривой переводник, УОО, 147-мм АБТ длиной 12 – 24 м, 127-мм бурильные трубы ТБПВ;

295,3-мм долото, ТО2-240 длиной 10 м, УОО, 147-мм АБТ длиной 12 – 24 м, 127-мм бурильные трубы ТБПВ.

Конструктивно, турбинный отклонитель (ТО) представляет собой короткий турбобур, в котором нижняя его часть (осевая опора - шпиндель) соединена с турбинной секцией через кривой переводник с углом перекоса до 2,5 - 3°, а их валы – посредством щарнирной муфты или торсионной связи. Конструкция винтового отклонителя аналогична. Шпиндель – отклонитель (ШО) представляет собой осевую опору турбобура с кривым переводником, выполненную в виде отдельного узла; ШО применяется с 2 – 3-х секционными турбобурами. Ориентирование отклонителей производится с помощью спускаемых на кабеле инклинометров.

В последние годы широкое распространение получили забойные телесистемы с кабельным и гидравлическим каналом связи, позволяющие ориентировать отклонитель, и при бурении постоянно передающие на поверхность данные, в частности, о зенитном угле и азимуте скважины и угле установки отклонителя. Эти телесистемы (СТТ, ЗТС, ЗИС, типа MWD) и другие включают в себя устройство для ориентирования, а некоторые - и кривой переводник с механизмом для управления углом перекоса. Известно, что угол закручивания от реактивного момента КНБК сильно зависит от осевой нагрузки на долото, а также от характера проходимых пород. В результате, при расчёте угла закручивания КНБК и при реализации результатов расчётов ошибки неизбежны. Основным преимуществом телесистем является автоматический учёт реактивного момента КНБК. Это делает работу технолога более точной и избавляет его от сложных расчётов для определения угла закручивания колонны.

КНБК с телесистемой включают в себя долото, турбобур или винтовой двигатель, телесистему, бурильные трубы. При использовании телесистем с кабельным каналом связи под ведущей трубой устанавливается специальный кабельный переводник, служащий для вывода кабеля из бурильных труб наружу к показывающим и записывающим приборам.

Опыт показывает, что для надежной стабилизации направления скважины по азимуту, в ходе дальнейшего её углубления, при зарезке наклонного ствола в некоторых случаях достаточно набрать зенитный угол не менее 10 - 15°.

Для увеличения зенитного угла используются не ориентируемые отклоняющие КНБК для турбинного и роторного способов бурения. В этих компоновках направленная вверх отклоняющая сила на долоте создаётся за счёт установки единственного центратора на расстоянии 0,5 – 3 м от долота, а для увеличения эффекта необходимо установить и второй центратор на расчётном расстоянии (в зависимости от начального зенитного угла это расстояние равно 10 – 16 м). Например:

295,3-мм долото, 229-мм переводник – 2 м, 295-мм центратор, 203-мм УБТ необходимой длины, бурильные трубы;

295,3-мм долото, 229-мм переводник – 1 м, 295-мм центратор, 3ТСШ1-240 длиной 24 м, 203-мм УБТ необходимой длины, бурильные трубы.

В таких КНБК используются укороченные центраторы, к полноразмерности которых предъявляются жёсткие требования, поскольку, при износе центратора по диаметру, его контакт с нижней стенкой ствола может исчезнуть и зенитный угол скважины и компоновка не выполнит своего назначения (компоновка может начать работать как маятниковая). Чем дальше от долота находится центратор, тем больше его допускаемый износ.

3. Для стабилизации зенитного и азимутального углов используются жесткие (стабилизирующие) КНБК.

4. Для уменьшения зенитного угла используются маятниковые КНБК.

5. Горизонтальные участки скважины бурятся стабилизирующими КНБК с забойным двигателем, обычно без УБТ, но с толстостенными бурильными трубами. Наиболее эффективно в этом случае работают КНБК с эксцентричным переводником, устанавливаемым между долотом и УБТ. Эта компоновка работает только при бурении роторным способом.

1.2. Влияние параметров режима бурения на искривление скважин.

Влияние частоты вращения долота, величины подачи насосов на искривление скважин до настоящего времени изучено слабо. Существенное влияние на траекторию поступательного движения долота оказывает осевая нагрузка на долото. При применении маятниковых и жёстких КНБК с увеличением осевой нагрузки возрастает тенденция к увеличению зенитного угла; при применении отклоняющих КНБК – к стабилизации искривления. В каждом конкретном случае влияние осевой нагрузки на искривление скважины может быть определено расчётом.

21.05.2010 г.

27.05.2010 г.

01.06.2010 г.