Проектные решения по технологии строительства скважин ы

10.2.4.1 В РД должны быть обоснованы основные технические решения по технологии строительства скважины:

- выбор буровой установки и оборудования для приготовления и очистки бурового раствора;

- выбор бурового инструмента с учетом предлагаемой КБК;

- параметры КБК, обеспечивающие проектную траекторию скважины, с рекомендациями по прохождению литологических и структурных границ;

- выбор этапов расширения ствола скважины;

- технологические меры, снижающие риск технологических осложнений (поглощение бурового раствора, обрушение скважины, повышенный износ бурового инструмента и др.) в процессе строительства скважины подводного перехода.

10.2.4.2 Выбор типа буровой установки определяют условиями строительства в соответствии с 10.3.1:

- протяженностью скважины;

- наружным диаметром трубопровода;

- физико-механическими характеристиками грунтов.

10.2.4.3 Выбор бурового инструмента определяют исходя из условия прохождения скважины в наиболее неблагоприятных грунтах в соответствии с 10.3.1.

10.2.4.4 В РД должны быть предусмотрены конструктивные и технологические мероприятия, повышающие сохранность изоляционного покрытия при монтаже и протаскивании трубопровода в соответствии с 10.3.

Определение объема бурового раствора

10.2.5.1 Объем приготовления бурового раствора, расход бентонита и реагентов должен быть определен в РД и уточнен в ППР.

10.2.5.2 Объем бурового раствора V _б.р., м³, определяют по формуле

                                                                   (10.3)

где d _с – диаметр скважины, м;

L – длина скважины, м;

k_кав – коэффициент кавернозности по диаметру скважины (k_кав принимают равным от 1,1 до 1,3 в зависимости от свойств породы);

С – технологический коэффициент промывки (С принимают равным от 3 до 10 в зависимости от подачи насосов, механической скорости бурения, фракционного состава шлама и т. д.);

k_погл – коэффициент поглощения (k_погл принимают равным от 0,2 до 0,8 в зависимости от свойств породы, этапа строительства подводного перехода и геолого-технических условий бурения, конструкционных особенностей ПРИ и т. д.).

10.2.5.3 Параметры бурового раствора и технологические режимы строительства скважины определяет проектная организация в РД и уточняет подрядчик в ППР, исходя из:

- инженерно-геологических условий в зоне прохождения скважины (по данным отбора кернов);

- изменений физико-механических свойств связных грунтов в среде бурового раствора;

- прогнозируемых давлений по стволу скважины.

Буровые работы

Буровое оборудование

10.3.1.1 Основное буровое оборудование, необходимое для производства работ, включает:

- буровую установку;

- внутрискважинное оборудование;

- комплекты бурильных труб;

- доталкиватель труб (при необходимости);

- полевую лабораторию буровых растворов;

- емкость для приготовления бурового раствора;

- емкость для очистки и регенерации бурового шлама;

- шламовый (буровой) насос и др.

Внутрискважинное оборудование может состоять из гидравлического забойного двигателя, ПРИ, внутрискважинного насоса и др.

К дополнительному оборудованию относят водяные насосы, шланги для воды и т. п.

10.3.1.2 Строительство ППМТ методом ННБ осуществляют с использованием буровой установки. Буровая установка должна обеспечивать проведение спуско-подъемных операций с бурильными трубами, вращение ПРИ, подачу бурового раствора, протаскивание трубопровода.

Классификация буровых установок приведена в таблице 10.1.

10.3.1.3 В комплект буровой установки входят:

- буровой станок;

- силовой модуль;

- модуль подготовки и очистки отработанного бурового раствора (система регенерации);

- система ориентации;

- комплект бурового инструмента;

- набор вспомогательного оборудования (лебедки, буровые насосы и т. д.).

Технические характеристики буровых установок приведены в Г.5 (приложение Г).

10.3.1.4 Буровая установка должна создавать усилие с учетом максимального крутящего момента, превышающее расчетную величину тягового усилия не менее чем в
2 раза. Запас тягового усилия обеспечивает возможность протаскивания трубопровода в скважину вследствие увеличения тягового усилия при возникновении технологических осложнений.

Таблица 10.1 – Классификация буровых установок

№ п/п	Максимальное тяговое усилие, кН (тс)	Максимальный крутящий момент, кН·м	Масса, т
1	2	3	4
1	До 981 (100)	До 50	От 10 до 30
2	От 981 (100) до 1961 (200)	От 50 до 90	От 25 до 45
3	От 1961 (200) до 2942 (300)	От 90 до 120	От 30 до 60
4	От 2942 (300) до 4903 (500)	От 120 до 150	От 40 до 90
5	Более 4903 (500)	Более 150	Более 80

10.3.1.5 Минимально необходимая обеспеченность буровыми установками при строительстве ППМТ приведена в таблице 10.2 и проверяется расчетами в РД и ППР.
При протяженности трубопровода от 1000 м наружным диаметром более 1020 мм возможно применение вспомогательной буровой установки на площадке выхода скважины для расширения скважины, а также для отдергивания расширителей при их заклинивании в скважине.

10.3.1.6 В зимнее время буровое оборудование располагают в обогреваемых укрытиях с температурой внутри укрытия не ниже 5 °С.

Таблица 10.2 – Минимально необходимая обеспеченность буровыми установками при строительстве ППМТ

№ п/п	Наружный диаметр трубопровода, мм	Протяженность трубопровода
		От 0 до 300 м	От 301 до 600 м	От 601 до 1500 м
		Количество буровых установок, шт./ тяговое усилие, кН (тс)
1	2	3	4	5
1	530	1/981 (100)	1/1471 (150)	1/2942 (300)
2	720; 820	1/1471 (150)	1/1961 (200)	1/4119 (420)
3	1020; 1220	1/1961 (200)	1/2942 (300)	1/4119 (420) и доталкиватель

 

10.3.1.7 Бурильная колонна состоит из КБК и колонны бурильных труб. КБК может состоять из следующих элементов: долото, забойный двигатель, калибраторы, центраторы, расширители, отклоняющие устройства, телеметрические системы, внутрискважинный насос и др. Колонна бурильных труб состоит из секций бурильных труб, идентичных по характеристикам (типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмер замкового соединения).

10.3.1.8 Колонна бурильных труб выполняет:

- передачу крутящего момента и осевого давления от буровой установки на ПРИ;

- перенос бурового раствора к буровому инструменту;

- передачу тягового усилия к расширителю и протягиваемому трубопроводу.

10.3.1.9 Подготовка бурильных труб к эксплуатации включает следующие операции:

- комплектование, т. е. сборку труб в комплекты;

- маркировку труб;

- составление необходимой документации на комплект труб (акт, паспорт, журнал).

10.3.1.10 Состав комплекта бурильных труб устанавливает подрядчик исходя из конструкции подводного перехода, прочностных характеристик труб и удобства их учета.

10.3.1.11 В комплект включают трубы и замки только одного изготовителя, типа и размера, толщины стенки и марки стали. На каждый комплект должен быть оформлен паспорт с фиксацией объема проведенных работ (количество циклов спуско-подъема, операционное время и условия нагружения, количество и виды ремонта).

10.3.1.12 Стандартные размеры бурильных труб приведены в таблице 10.3.

Таблица 10.3 – Стандартные размеры бурильных труб

№ п/п	Наружный диаметр, мм	Наружный диаметр, дюймы	Длина, м
1	2	3	4
1	89	3 1/2''	От 4,5 до 6,0
2	102	4''	От 5,0 до 6,0
3	114	4 1/2''; 5''	От 5,0 до 6,0; от 9,2 до 10,6
4	127	5''	От 9,2 до 10,6
5	140	5 1/2''	От 9,2 до 10,6
6	168	6 5/8''	Более 10,6

 

10.3.1.13 Для бурения должны быть использованы бесшовные цельнокатаные трубы с пределом текучести не менее 525 МПа. Замки труб с конической резьбой по
ГОСТ Р 50864 [18] должны обеспечить их равнопрочное, надежное и простое сборно-разборное соединение. Перед свинчиванием на резьбу и упорные поверхности труб следует наносить резьбовую смазку с цинковым (или другим металлическим) наполнителем.

10.3.1.14 Колонна бурильных труб должна выдерживать максимальные ожидаемые нагрузки на сжатие, растяжение, кручение и изгиб с учетом нормативного запаса прочности, составляющего:

- при бурении забойным двигателем – не менее 1,4;

- при роторном бурении – не менее 1,5.

Необходимо учитывать циклические знакопеременные нагрузки от изгиба и кручения и оценивать усталостные явления.

10.3.1.15 Наработка бурильных труб в нагруженных зонах буровой колонны, т. е. на расстояние 25 м от и до расширителя должна составлять не более 500 ч при скорости вращения 32 об/мин, и не более 300 ч при скорости вращения 56 об/мин.

10.3.1.16 Сработку замковых резьб бурильных труб и переводников проверяют калибрами 1 раз в квартал, а по частоте вращения после посадки ниппеля в муфту – 1 раз в месяц.

10.3.1.17 Техническое диагностирование комплекта бурильных труб и переводников необходимо проводить на производственной базе бурового предприятия не более чем за
180 календарных дней до поставки на объект строительства.

Техническое диагностирование комплекта бурильных труб на ППМТ категории 3 – 5 технологической сложности строительства (см. приложение Б) следует проводить при наработке бурильных труб не более 300 ч.

10.3.1.18 Требования к техническому диагностированию бурильных труб и переводников приведены в Г.6 (приложение Г).

10.3.1.19 Результаты технического диагностирования бурильных труб (в т. ч. замковых резьб) и переводников подрядчик записывает в паспорта на эти изделия.

10.3.1.20 Отбракованные бурильные трубы и переводники маркируют краской в виде кольцевой полосы.

10.3.1.21 ПРИ (буровые долота (лопатки), расширители, калибраторы) применяют для разрушения горных пород и формирования скважины.

10.3.1.22 Выбор технологии строительства скважины подводного перехода приведен в Г.7 (приложение Г).

Выбор типа и разрушающих элементов ПРИ осуществляют в зависимости от конструкции скважины и инженерно-геологических условий строительства и приведен в Г.7 (приложение Г).

10.3.1.23 Для бурения пилотной скважины применяют ПРИ гидромониторного типа (гидромониторные долота), режуще-скалывающего типа, дробяще-скалывающего типа (шарошечные долота, в т. ч. с гидромониторными насадками).

10.3.1.24 Для расширения скважины применяют ПРИ режуще-истирающего типа, режуще-скалывающего типа, режуще-скалывающего типа с дополнительными разрушающими элементами, дробяще-скалывающего типа.

10.3.1.25 Разрушающие элементы ПРИ должны соответствовать прочностным и абразивным характеристикам разбуриваемого грунта.

10.3.1.26 Конструкция ПРИ должна обеспечивать равномерное и эффективное разрушение породы по всей площади забоя с образованием обломков выбуренной породы (шлама), способных выноситься буровым раствором из скважины.

Требования к буровым растворам

10.3.2.1 Функции бурового раствора и показатели качества

В процессе строительства скважины подводного перехода (бурении пилотной скважины, расширении, калибровке и протаскивании трубопровода) применяют буровой раствор, который обеспечивает:

- укрепление несвязных грунтов, слагающих скважину, от обрушения в процессе производства работ;

- предупреждение набухания и налипания частиц выбуренной породы на буровой инструмент, штанги и трубопровод при строительстве перехода в глинистых грунтах;

- поддержание гидростатического баланса;

- очищение скважины от обломков выбуренной породы (шлама) и вынос их на поверхность. Удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;

- размыв грунта при использовании гидромониторных буровых долот;

- обеспечение смазочно-охлаждающего эффекта и антикоррозионного воздействия на ПРИ и другое скважинное оборудование;

- передачу гидравлической энергии забойному двигателю.

10.3.2.2 Выбор технологии строительства скважины подводного перехода приведен в Г.7 (приложение Г).

Выбор реологических параметров бурового раствора осуществляют в зависимости от инженерно-геологических условий и приведен в Г.7 (приложение Г).

10.3.2.3 Состав бурового раствора

Параметры, состав, расход компонентов и объем бурового раствора с учетом частичного его поглощения и частичной регенерации устанавливают в РД отдельно для каждого интервала и технологической операции:

- бурение пилотной скважины;

- расширение скважины;

- калибровка скважины;

- протаскивание трубопровода.

При определении состава бурового раствора учитывают литологические и геологические условия строительства, химический состав воды, данные стандартных испытаний буровых растворов по ГОСТ 33213 [19].

Для приготовления бурового раствора применяют пресную слабоминерализованную воду с температурой выше 4 °С со следующими показателями:

- показатель активности ионов водорода воды – не менее рН 7, рекомендуемое значение – от рН 8 до рН 10;

- содержание ионов кальция – не более 240 мг/л;

- содержание хлоридов – не более 1000 мг/л;

- содержание хлора – не более 100 мг/л.

Определение жесткости воды и содержание хлоридов осуществляют с помощью индикаторных тест-полосок каждый раз до начала процесса приготовления бурового раствора.

Для улучшения качества воды могут применять:

- карбонат натрия (кальцинированная сода) по ГОСТ 5100;

- гидрокарбонат натрия (натрий двууглекислый) по ГОСТ 2156 [20].

Для приготовления буровых растворов рекомендуется использовать щелочные и натриевые бентониты, позволяющие получить растворы с высокими реологическими показателями, модифицированные бентониты, а также готовые смеси бентонитов и полимерных добавок.

Бентонит и применяемые добавки (структурообразователи, модификаторы реологических параметров, понизители фильтрации, стабилизаторы глин, разжижители, биоциды и др.) должны иметь сертификат соответствия на продукцию. Требования к бентонитам установлены в ГОСТ Р 56946 [21].

Используемый для приготовления бурового раствора бентонит по качеству соответствует следующим требованиям:

- тонкость помола глинопорошка при сухом просеивании через сито с размером ячеек не более 75 мкм должна составлять 98 %. При сушке такого глинопорошка до влажности 6 % обеспечивается его сыпучее состояние;

- выход бурового раствора вязкостью более 25 c на 1 т бентонита – не менее 14 м³;

- класс токсичности по ГОСТ 12.1.007 – не ниже 4.

В зимний период производства работ должны быть приняты меры по теплозащите водоподводящей системы и подогреву воды в блоке приготовления и очистки бурового раствора.

10.3.2.4 Приготовление бурового раствора

Буровой раствор следует готовить непосредственно перед началом работ, и постоянно пополнять в процессе проходки пилотной скважины, расширения и калибровки скважины, и протаскивании трубопровода.

Типовой комплекс оборудования для приготовления бурового раствора состоит:

- из поддона для складирования компонентов бурового раствора и дополнительных реагентов;

- из смесительной установки;

- из баков для бурового раствора;

- из насоса высокого давления;

- из установки очистки и обогащения раствора для его повторного использования.

Приготовление бурового раствора осуществляют в следующей последовательности:

- набор требуемого количества воды в емкость;

- обработка воды химическими реагентами до соответствия ее свойств требуемого уровня;

- загрузка компонентов бурового раствора в воронку в последовательности: бентонит, полимеры, прочие добавки;

- готовый буровой раствор из емкости для приготовления подают к установке ННБ или через промежуточную емкость для хранения готового бурового раствора.

Для снижения расхода материалов на приготовление бурового раствора и затрат на строительство скважины должно быть предусмотрено повторное использование отработанного бурового раствора после предварительной его очистки.

Объем отработанного бурового раствора, предназначенный для дальнейшего использования при расширении скважины, определяют в зависимости от производительности оборудования по очистке, схемы и объема циркуляции раствора.

Типовой комплекс по очистке бурового раствора состоит из резервуара для приема отработанного бурового раствора, центробежного насоса для подачи раствора в блок очистки, вибросита, пескоотделителя, илоотделителя, центрифуги, резервуара для очищенного раствора.

На виброситах раствор должен быть очищен от крупных частиц шлама, в пескоотделителе – от частиц размером до 0,07 мм, в илоотделителе – от частиц размером более 0,04 мм. При необходимости более тонкой очистки буровой раствор подают в центрифугу, где из раствора удаляются частицы размером более 5 мкм.

Выбор типоразмера сеток на виброситах определяют исходя из расхода и вязкости бурового раствора. Для увеличения пропускной способности при прохождении через вибросита буровой раствор необходимо разбавлять водой.

В зависимости от технологии расширения скважины применяют следующие схемы циркуляции и регенерации бурового раствора:

- циркуляция и регенерация бурового раствора на стороне буровой установки при расширении скважины в сторону противоположного берега (способом «от себя»);

- преимущественно выход бурового раствора на противоположном берегу при расширении скважины способом «на себя» с транспортировкой отстоявшегося раствора к буровой установке по напорному трубопроводу или в автоцистернах. Размещение на рабочей площадке под буровую установку блоков очистки, приготовления, нагнетания бурового раствора;

- циркуляция и регенерация бурового раствора на обоих берегах при многоэтапном расширении скважины во взаимно противоположных направлениях. Схема требует дополнительного размещения на противоположном берегу блоков очистки, приготовления, нагнетания бурового раствора и применения промывочного вертлюга для подачи очищенного раствора на расширитель.

При производстве работ в зимний период оборудование следует располагать в обогреваемом укрытии с температурой внутри укрытия не ниже 5 °С.

С учетом схемы циркуляции бурового раствора оборудуют котлованы-отстойники и шламонакопители.

При одноэтапном расширении скважины применяют схемы с возвратом отработанного бурового раствора в циркуляционную систему «буровая установка – скважина». Применение схемы возврата бурового раствора с противоположного берега может быть ограничено погодными условиями, протяженностью перехода, рельефом и т. д.

При многоэтапном расширении возможно применять схемы двухсторонней циркуляции и регенерации.

10.3.2.5 Контроль параметров бурового раствора

Исполнитель работ несет ответственность за качество бурового раствора, соблюдение технологии его приготовления и организацию контроля.

Контроль параметров бурового раствора проводит лаборант или инженер по буровым растворам в полевой лаборатории буровых растворов на соответствие 10.3.2.2.

Организация контроля параметров бурового раствора предусматривает выполнение следующих работ:

- отбор проб бурового раствора;

- определение параметров бурового раствора;

- ведение журнала бурового раствора.

Параметры бурового раствора контролируют перед началом производства работ и в процессе проведения работ (бурение пилотной скважины, расширение и калибровка скважины, протаскивание трубопровода). Параметры бурового раствора, подлежащие контролю, приведены в таблице 10.4.

Таблица 10.4 – Параметры бурового раствора, подлежащие контролю

№ п/п	Параметры бурового раствора	Место отбора проб	Периодичность контроля
1	2	3	4
1	1 Плотность, г/см3. 2 Условная вязкость, с. 3 Содержание твердой фазы, %. 4 Водоотдача, см/30 мин. 5 Показатель активности ионов водорода воды рН. 6 Толщина фильтрационной корки, мм. 7 СНС, дПа. 8 ПВ, Па·с. 9 ДНС, дПа	Блок приготовления бурового раствора	1 Перед началом каждого этапа строительства скважины (бурение пилотной скважины, расширение скважины (каждый этап расширения), калибровка скважины, протаскивание трубопровода). 2 Каждые 4 ч строительства подводного перехода. 3 При замене компонентов бурового раствора
2	1 Плотность, г/см3. 2 Содержание твердой фазы, %	На выходе из скважины	Каждые 4 ч строительства подводного перехода
3	Минерализация, %	Блок приготовления бурового раствора	В начале производства работ

 

10.3.2.6 Утилизация отработанного бурового раствора

В процессе производства работ (по мере заполнения накопительных емкостей, амбаров) или по завершению ННБ отработанный буровой раствор следует вывозить со строительной площадки с помощью специализированной техники для складирования на определенном, в соответствии с техническим заданием, полигоне отходов и инертных веществ.

При наличии соответствующего положительного заключения государственной экологической экспертизы и необходимых согласований местных органов власти (профильных инстанций) допускается хранить отработанный буровой раствор или буровой шлам в земляных амбарах с дальнейшим восстановлением планировки поверхности грунта, в местах иловых захоронений, на снегоплавильных пунктах, в очистные сооружения, сточные коллекторы. Места захоронений и слива отработанного бурового раствора должны быть расположены за пределами водоохранных и природоохранных зон, объектов инфраструктуры.