Верблюды

  • Вид работы:
    Доклад
  • Предмет:
    Биология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    5,10 kb
  • Опубликовано:
    2009-01-12
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Верблюды

Оглавление

Введение

. Геологическое строение Речицкого месторождения.

.1 Общие сведения о Речицкого месторождении

.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения

.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов

.4 Нефтегазоносность

. Обсадные трубы, цементы и химические реагенты, используемые при цементировании

.1 Обсадные трубы используемые при цементировании

.2 Цементы и химические реагенты используемые при цементировании

.2.1 Основные требования к тампонажным растворам

.2.2 Общие требования к буферным жидкостям

.2.3 Добавки, вводимые в тампонажный портландцемент

. Основное и вспомогательное назначение обсадных колонн

. Способы спуска обсадной колонны

. Технологии спуска обсадных труб

.1 Особенности спуска колонн по секциям

. Задачи цементирования

. Расчет цементирования колонн от кондуктора до эксплуатационной

.1 Расчет цементирования колонны диаметром 324 мм

.2 Расчет цементирования колонны диаметром 245 мм

.3 Расчет цементирования колонны диаметром 168 мм

. Одноступенчатое цементирование

. Двухступенчатое цементирование

. Опрессовка обсадных колонн

. Цементосмесительная машина

.1 Назначение цементировочного оборудования

.2 Цементно-смесительная машина 2СМН - 20

.3 Устройство 2СМН - 20

.4 Техническая характеристика машины 2СМН - 20

. Расчет экономического эффекта

. Экология, охрана труда и техника безопасности

.1 Организация охраны труда на предприятии, в организации

.2 Характеристика производства, выполняемых работ с точки зрения охраны труда

.3 Организация пожарной охраны на предприятии, в организации

.4 Мероприятия по защите атмосферы от вредных выделений, защите водного бассейна

Список используемых источников

Введение

месторождение нефтегазоносность цементирование колонна

Бурение нефтяных и газовых скважин обеспечивает создание канала связи нефтяного и газового пласта с дневной поверхностью. Для извлечения полезных ископаемых необходимо, чтобы этот канал был долговечным, безотказным в работе. Для беспрепятственной транспортировки жидкости или газа пласты горных пород разобщаются, и стенка скважины закрепляется. В таком случае создаются условия для длительной эксплуатации скважины.

При креплении скважины применяются металлические трубы, которые, свинчивая в колонну, спускаются в пробуренную скважину на определенную глубину. Эти трубы и колонны называются обсадными.

Обсаженный колонной труб ствол скважины сохраняет круглое сечение в течении всего периода дальнейшего бурения или эксплуатации скважины. С целью разобщения пластов в обсадную колонну закачивают цементный раствор, который вытесняет находящийся в ней буровой (глинистый) раствор, и продавливают в за трубное пространство на расчетную высоту.

Процесс транспортирования (закачивание) цементного раствора в за трубное пространство получил название процесса цементирования скважин.

Цементирование скважин, особенно глубоких, наиболее ответственный этап их строительства. Значение цементировочных работ обуславливается тем, что они являются заключительным процессом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущих работ вплоть до потери скважины.

Недоброкачественное цементирование скважин нередко является единственной причиной газопроявлений, грифонообразований и открытых нефтяных и газовых фонтанов, наносящих серьезный ущерб народному хозяйству страны. Оно приводит к неправильной оценке запасов нефти и газа, перетокам их в другие пласты, имеющие меньшее давление, к обводнению продуктивных горизонтов. Вместе с тем надежное разобщение пластов, вскрытых при бурении скважин, одновременно обеспечивает охрану недр, что весьма важно с геологической и промышленной точки зрения. Поэтому вполне понятно, что изоляции продуктивных объектов, креплению скважин, разобщению пластов, качеству цементирования скважин должно быть уделено особое внимание.

До бурения скважины обосновывают и выбирают ее конструкцию. В понятие конструкции входит концентрическое расположение спущенных в скважину обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины спуска, высоты подъема закачиваемого за ними в скважину цементного раствора, диаметра долот, которыми бурят под каждую колонную.

Каждая колонна, спускаемая в скважину, имеет свое назначение и направление.

Первая, самая короткая, называется направлением. Она устанавливается до начала бурения и предохраняет устья скважины от размыва грунта циркулирующим буровым раствором.

Вторая колонна, служащая для перекрытия неустойчивых верхних пород и водоносных горизонтов, называется кондуктором. Низ кондуктора, как и низ всех спущенных после него колонн, заканчивается короткой утолщенной трубой, называемой башмаком. При бурении скважин в условиях многолетнемерзлых пород направление и кондуктор выбирают с учетом предупреждения растепления пород.

Для предупреждения или устранения осложнений, возникающих или возможных при бурении, спускают промежуточную колонну. Их может быть несколько.

Последняя колона, предназначаемая для эксплуатации горизонта, называется эксплуатационной.

При подсчете числа колонн, спущенных в скважину, направление и кондуктор не учитываются.

Колона, перекрывающая некоторый интервал без выхода к устью скважины, называется хвостовиком (потайной колонной). Хвостовики часто применяются при креплении глубоких скважин.

Иногда обсадные колонны спускают частями - секциями. Процесс спуска обсадной колонны в таком случае называется секционным, а колонна секционной.

Для цементирования нефтяных и газовых скважин используется цементный раствор - смесь вяжущих материалов (цементов), затворенных определенным количеством воды, часто с добавками химических реагентов. В связи с тем, что появились растворы, твердая фаза которых представлена не только портландцементом (а иногда и не включает последнего), более правильно называть их тампонажными растворами.

Тампонажным растворам можно дать более общую формулировку - это раствор, получаемый после затворения тампонажного цемента водой (или иной жидкостью), обработанной химическими добавками (или без них) для повышения качества раствора и камня или облегчения проведения технологического процесса.

Тампонажным цементом называется продукт, состоящий из одного или нескольких вяжущих (портландцемента, шлака, извести, органических матариалов и т. д.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака или др.) или органических (хлопковых очесов, отходов целлюлозного производства и пр.) добавок, позволяющих после затворения водой или иной жидкостью получить раствор, а затем камень обусловленного качества.

Успех цементировочных работ определяется техникой и технологией проведения процессов цементирования, качеством подготовительных работ, тампонажного материала и полнотой замещения бурового раствора тампонажным.

Серьезное значение имеет квалификация операторов и инженерно-технического персонала. В комплексе работ по обеспечению качества цементирования скважин важны все звенья.

Необходимо уделить серьезное внимание подготовке ствола скважины, выбору обсадных труб, подбору рецептуры (особенно при цементировании глубоких высокотемпературных скважин) цементного (тампонажного) раствора и проведению собственно процесса цементирования скважины.

Только при качественном креплении и разобщении пластов возможна длительная эксплуатация скважины без проведения исправительных работ.

Обеспечения качества крепи нефтяных и газовых скважин связано со всеми стадиями процесса ее формирования - научными исследованиями, проектированием, бурением, эксплуатацией, техническим обслуживанием, ремонтом.

Проблема повышения качества крепи является комплексной и поэтому требует совершенствования всех ее аспектов.

1. Геологическое строение Речицкого месторождения

1.1 Общие сведения о Речицком месторождении

Речицкое месторождение открыто в 1964 году в результате разведочных работ, когда в скважине 8 из межсолевых отложений был получен первый промышленный приток нефти. С 01.05.1965 года месторождение было введено в пробную эксплуатацию, а с 1967 - находится в промышленной разработке.

Речицкое нефтяное месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь, 15 км южнее районного центра г. Речица и 55 км юго-западнее областного центра г. Гомель. В указанных городах имеются железнодорожные узловые станции и речные порты. Непосредственно через месторождение проходит шоссейная дорога Гомель - Калинковичи - Брест. Месторождение пересекает нефтепровод «Дружба».

В геоморфологическом отношении район приурочен к восточной части Полесской низменности и представляет слегка всхолмленную заболоченную равнину с абсолютными отметками поверхности 128-138 м над уровнем моря.

Гидрографическая сеть представлена р. Днепр и ее притоками. Имеется ряд более мелких естественных водотоков, сеть осушительных каналов и небольших водоемов. Реки имеют хорошо разработанные долины.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +6°С, среднегодовое количество осадков составляет 600-700мм. Глубина промерзания почвы до 1,0м. Преобладающее направление ветров западное, северо-западное.

Район густонаселен. Основное население - белорусы, 15-20% - русские, украинцы, евреи, поляки.

В экономическом отношении район, в основном, сельскохозяйственный, хорошо развито животноводство и овощеводство. Предприятия металлообрабатывающей, химической, нефтедобывающей и легкой промышленности сосредоточены в городах Гомеле и Речице. Транспортировка нефти осуществляется через нефтепровод «Дружба» и железной дорогой.

Из полезных ископаемых местного значения в районе месторождения имеются подземные воды, торф, каменная соль, строительные материалы (пески, гравийно-галечные смеси, строительный камень).

Основные объемы геологоразведочных работ на Речицкой площади были проведены после получения здесь притока нефти. В результате проведения поисково-разведочного бурения и сейсмических работ были получены следующие данные:

. Установлено сложное блоковое строение подсолевого комплекса.

. Уточнено геологическое строение и выявлена нефтегазоносность восточной и центральной частей площади.

. В значительной степени изучено геологическое строение северного крыла структуры.

. Уточнено положение регионального Речицкого разлома и границы зоны отсутствия межсолевых отложений.

. Выявлены залежи нефти в карбонатных отложениях елецкого, задонского, воронежского и семилукского горизонтов и терригенных старооскольсколанских отложениях.

. Установлены типы залежей в межсолевых и подсолевых отложениях.

В результате проведения на Речицкой площади поисковых и разведочных работ было установлено геологическое строение межсолевых и подсолевых продуктивных отложений и выявлены промышленные залежи нефти.

В 1998 году эксплуатационной скважиной 240-Речицкая в головной части структуры открыта залежь нефти в вендских отложениях верхнего протерозоя.

В пределах изучаемого месторождения пробурены 196 скважин, из которых ликвидированы 39 скважин по геологическим причинам, 47 скважин - по техническим причинам: 2 скважины находятся в бездействии, 12 скважин - нагнетательных, остальные находятся в фонде добывающих.

1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения

В геологическом строении месторождения принимают участие породы кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста и осадочного чехла, представленные верхнепротерозойскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями, разделенными между собой крупными перерывами в осадконакоплении.

Кристаллический фундамент охарактеризован керном в 17 скважинах. Породы фундамента представлены биотитовыми, гранат-биотитовыми гнейсами, гранат-биотитовыми плагиогнейсами и гранито-гнейсами. Максимальная вскрытая толщина их составляет 51 м в скважине № 1.

Верхний протерозой сложен песчаниками кварц-полевошпатовыми разнозернистыми, прослоями переходящими в гравелиты. В центральной части месторождения (район скважин №№ 249, 7, 11, 91) отложения размыты. На остальной территории толщины их изменяются от 10 м в скважине № 2 до 31 м в скважине № 16.

Девонская система представлена средним и верхним отделами. Отложения этого возраста принято делить на 6 комплексов:

Подсолевой терригенный комплекс

Подсолевой терригенный комплекс включает отложения витебско-пярнуского, наровского, старооскольского горизонтов среднего девона и ланского горизонта верхнего девона.

Витебско-пярнуский горизонт сложен песчано-глинистыми породами с прослоями карбонатов и ангидритов в кровельной части. Толщина его 10-19 м.

Наровский горизонт представлен чередованием глин, алевролитов, мергелей с прослоями доломитов, сульфатно-карбонатных пород и песчаников. Толщина горизонта колеблется в пределах от 54,5 м в скважине № 7 до 75,5 м в скважине № 2.

Старооскольский горизонт представлен переслаиванием алевролитов, глин, песчаников с единичными прослоями доломитов глинистых и мергелей доломитовых, причем в нижней части преобладают песчаники, в верхней - глины и алевролиты. Граница с ланским горизонтом нечеткая, что обусловлено литологической невыдержанностью отложений в кровле горизонта, а возможно наличием размыва или перерыва в осадконакоплении. Толщины горизонта 90-104 м.

Ланский горизонт представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. В нижней части преобладают песчаники, в верхней - глины. В отличии от нижней верхняя часть литологически выдержана на всей территории месторождения. Толщина горизонта колеблется в пределах от 45 м в скважине № 16 до 60 м в скважине № 1.

Подсолевой карбонатный комплекс

Подсолевой карбонатный комплекс включает отложения саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и евлановского горизонтов.

Саргаевский горизонт сложен известняками в разной степени доломитизированными и глинистыми с прослоями доломитов и мергелей. Толщина его 38-43 м.

Семилукский горизонт, в основном, представлен доломитами. В подошвенной и кровельной частях присутствуют известняки глинистые и тонкие прослои мергеля. Колебания толщин в западной части месторождения составляет 24-26 м, в восточной - 26-28 м.

Речицкий горизонт сложен пестроцветными глинисто-мергельными породами с прослоями известняков глинистых, реже доломитов. Толщины его изменяются от 22 м в скважине № 60 до 34 м в скважине № 155. Толщины несколько увеличены в юго-восточной части площади по сравнению с западной.

Воронежский горизонт делится на стреличевские (II пачка) и птичские (I пачка) слои. В целом сложен доломитистыми известняками, известняками в разной степени глинистыми с прослоями мергелей, доломитов и ангидритов. Птичские слои отличаются от стреличевских большим содержанием глинистого вещества и наличием сульфатных пород. Толщины горизонта изменяются в довольно широких пределах от 74 м в скважине № 55 до 100 м в скважине № 80. Поле максимальных толщин (94-100 м) расположено в районе скважин №№ 51, 155, 80.

Евлановский горизонт представлен чередованием известняков глинистых, мергелей, алевролитов и сульфатно-карбонатных пород. Часто мергели и известняки в разной степени сульфатизированы и имеют примесь вулканогенного материала. Колебание толщин составляет от 116 м в скважине № 82 до 134 м в скважине № 18. Поля толщин имеют мозаичное распространение, хотя отмечается тенденция увеличения толщин в северо-восточном направлении. Иногда поля увеличенных и уменьшенных толщин совпадают с таковыми воронежского горизонта.

Нижнесоленосный комплекс

Нижсоленосный комплекс евлано-ливенского возраста представлен переслаиванием каменных солей, глинисто-сульфатных пород, ангидритов, мергелей и глин. В породах постоянно отмечается примесь вулканогенного материала. Толщины изменяются от 332 м в скважине № 142 до 586 м в скважине № 75. Отмечается сравнительно постепенное увеличение толщин в северо-восточном направлении и довольно резкое - на юго-востоке площади (район скважины № 75).

Межсолевой комплекс

Межсолевой комплекс включает отложения домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов.Традиционно комплекс делится на 10 пачек. X пачка соответствует домановичскому горизонту, IX пачка - кузьмичевским слоям задонского горизонта, VIII-V пачки - тонежским слоям задонского горизонта, IV пачка объединяет тремлянские, вишанские слои задонского и туровские слои елецкого горизонтов, III пачка и нижняя часть II пачки относятся к дроздовским слоям елецкого горизонта, а верхняя часть II пачки и I пачка - к петриковскому горизонту.

Комплекс в целом представлен чередованием известняков, известняков глинистых, мергелей с прослоями доломитов, доломитов глинистых, ангидритов и аргиллитов. Горизонты, слои, пачки отличаются содержанием глинистого, сульфатного и вулканогенного материала. Примесь и прослои вулканогенного материала широко развиты в X, IV, III, II пачках и подошве VII пачки. Высокое содержание сульфатного материала отмечается в X пачке. Прослои ангидрита присутствуют в VI пачке. Наиболее высокие содержания глинистого материала в X, III и II пачках. Характер изменения толщин комплекса в целом и его подразделений приблизительно такой же, как и нижнесоленосного комплекса. В приподнятом крыле межсолевой структуры минимальные толщины (140-143 м) находятся в юго-восточной части в скважинах №№ 58, 59, максимальные (357-360 м) - в северо-восточной части в скважинах №№ 3, 21. В опущенном крыле поле минимальных толщин расположено в северо-западной части, а поле максимальных - в юго-восточной. Изменение толщин в опущенном крыле происходит намного резче, чем в приподнятом.

Верхнесоленосный комплекс

Верхний соленосный комплекс делится на галитовую и глинисто-галитовую подтолщи. Галитовая подтолща, включающая отложения лебедянского горизонта и найдовские слои оресского горизонта, сложена каменными солями и несолевыми прослоями, среди которых выделяют реперные пласты «глубокий», «мелкий», «высокий», «широкий», «правый», «левый», тройной», «колесо». Глинисто - галитовая подтолща оресско -стрешинского возраста развита только в южной погруженной части площади. Сложена она чередованием каменных солей и несолевых пород (глин, мергелей, ангидритов, известняков в разной степени глинистых). Толщина комплекса изменяется от 250 м до 1500 м.

Надсолевой комплекс

Надсолевая толща сложена верхнедевонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями. Толщина ее от 500 м до 3050 м.

1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов

В тектоническом отношении Речицкая площадь расположена в пределах гребня Речицко - Вишанской ступени Припятской впадины.

Строение различных стратиграфических комплексов на площади установлено по данным сейсморазведки, поисково-разведочного и эксплуатационного бурения.

Кристаллический фундамент на Речицком месторождении залегает на глубинах 2800-3500м, его поверхность моноклинально погружается в северном направлении от Речицкого субрегионального разлома под углом 8-9°.

По поверхности подсолевых терригенных отложений Речицкая структура представляет собой моноклиналь с северо-восточным падением пород, разбитую поперечными сбросами на три крупных блока. Последние в свою очередь осложнены рядом малоамплитудных разломов. С юга структура ограничена Речицким региональным разломом амплитудой до 3000 м.

По межсолевым отложениям структура представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания, на юге, вдоль регионального сброса, зоной отсутствия межсолевых отложений. Амплитуда складки по изогипсе минус 2400 м более 600 м, длина складки около 23 км.

По поверхности верхней соленосной толщи Речицкая структура представляет собой резко ассиметричную брахиантиклиналь длиной около 12 км, шириной 2,5-4,0 км, амплитудой до 800 м.

По надсолевым девонским и каменноугольным отложениям амплитуды поднятий постепенно уменьшаются, хотя структурные планы этих отложений близки. В пределах вершины соляного купола отложения надсолевого девона и карбона выклиниваются. Пермские и мезокайнозойские отложения залегают практически горизонтально.

Структурный план поверхности верхнепротерозойских отложений в целом соответствует таковому по поверхности подсолевого терригенного комплекса и кристаллического фундамента.

Поверхность верхнепротерозойских отложений на Речицком месторождении моноклинально понижается в северном направлении от отметок -2600 м до -3400 м.

Зона отсутствия перспективных отложений в центральной части структуры (район скважин №№ 249,7, 91, 11-Речицкие), позволяет выделить два участка распространения вендских отложений - западный (район скв. 240) и восточный (район скв. 2), разделенные в свою очередь разрывными нарушениями на тектонические блоки.

Контур зоны отсутствия верхнепротерозойских отложений прогнозируется исходя из данных бурения и характера распределения толщин подсолевого терригенного комплекса в целом и отдельных его горизонтов.

Западный участок разрывным нарушением северо-западного простирания, амплитудой 60 м, разделен на два блока (I и II).

Блок I простирается с северо-запада на юго-восток и имеет линейную форму. Он ограничен с юго-запада Речицким разломом, с северо-востока малоаллитудным (около 20 м) разломом, параллельным Речицкому и разломам, разделяющим I и II блоки.

Блок II имеет треугольную форму и ограничен с востока зоной отсутствия верхнепротерозойских отложений. Блок II залегает гипсометрически выше блока I, минимальные отметки перспективных отложений в блоке I составляют -2660 м, в блоке II -2600 м.

Восточный участок разделен субмеридиональным сбросом, амплитудой 0-70 м на блоки III и IV. Абсолютные отметки поверхности верхнепротерозойских отложений в вершинах блоков составляют соответственно -2830 м и -2760 м. Относительно приподнятым является блок IV.

1.4 Нефтегазоносность

Промышленная нефтегазоносность Речицкого месторождения связана с терригенными коллекторами вендского комплекса верхнего протерозоя, старооскольско-ланского горизонтов и карбонатными коллекторами семилукских, воронежских (I-II пачки), задонских (IX-VIII и IV пачки) и елецких (III-I пачек) отложений. Признаки нефтегазоносности и нефтепроявления на площади отмечались в процессе бурения практически по всему разрезу девонских, верхнпротерозойских отложений и в кристаллическом фундаменте.

В породах карбона, перми и мезокайнозоя признаки нефти не отмечены.

Межсолевой комплекс

В межсолевых отложениях выявлены залежи нефти в IX-VIII и IV пачках задонского горизонта и III-I пачках елецкого.

Залежи IX-VIII и IV пачек имеют одинаковый ВНК на абсолютной отметке -2088 м. Залежь III-I пачек елецких отложений литологически ограниченная.

Отложения V-VII пачек опробованы в 8 скважинах (№№ 12, 16, 19, 39, 186, 189, 221, 232). Притоков не получено ни в одной из перечисленных скважин. Определены по ГИС породы-коллекторы этих пачек подлежат сомнению, ввиду возможной методической ошибки при их выделении. По промыслово-геофизическим данным VII и VIII пачки характеризуются одинаковыми показаниями РК и БК. По гамма-каротажу обе имеют минимальные значения и разделены небольшим максимумом в подошве VII пачки, который прослеживается повсеместно и является хорошим репером при корреляции разрезов. По микрозондам VIII пачка характеризуется как коллектор, а VII - как плотный комплекс пород. По нашим представлениям вышесказанное может относиться и к I-III пачкам. В них средние значения открытой пористости по ГИС превышают таковые залежей IX-VIII и IV пачек. Испытания же ряда скважин противоречат этим данным. При толщине коллектора 32 м и открытой пористости 12% в скважине № 39 приток нефти составил всего 3,0 м3/сут, а в ряде скважин №№ 34, 35, 36, 72, 84, 85, 129 пласты-коллекторы испытаниями не подтверждены.

Изменения коллекторских свойств залежей IX-VIII и IV пачек имеют близкий характер. Для этих залежей ухудшение коллекторских свойств происходит от центра к ВНК, к зоне отсутствия межсолевых отложений и в юго-западном направлении. В юго-западной части ухудшение коллекторских свойств пород происходит с уменьшением толщин межсолевых отложений. Похоже, это правило сохраняется и для некоторой части межсолевых отложений опущенного крыла, генетически связанной с приподнятым крылом. Аномальные и высокодебитные (до 720 м3/сут) притоки нефти получены в центральных частях залежей. В юго-западной части притоков или не получено, или они низкодебитные (0,2-2,8 м3/сут). В опущенном крыле из IX-VIII пачек притоки нефти получены в скважинах №№ 101 и 206 Красносельской. Дебиты их составили 0,2 и 5 м3/сут соответственно. По результатам испытания в технической колонне скважины № 1 Южно-Речицкой установлено, что пласт здесь нефтенасыщен и приток по КВД составляет 0,62 м3/сут.

Породы-коллекторы I-III пачек имеют мозаичное распространение. В 24 испытанных скважинах притоков не получено. В 5 скважинах (№№ 22, 39, 64, 84, 88, 94) притоки нефти низкодебитные (1-3 м3/сут). В опущенном крыле в испытанных скважинах №№ 93, 104, 105 притоков не получено.

В верхнесоленосном комплексе почти нигде пород-коллекторов не выявлено, за исключением скважины № 227, в которой из интервала 1857,0-1882,0 м в необсаженном стволе получен приток нефти с глинистым раствором дебитом 223,5 м3/сут. Интервал испытания охватывает верх I пачки межсолевых отложений и низ боричевских слоев лебедянского горизонта. Данное испытание отнесено к боричевским слоям, так как по ГИС пласты-коллекторы в верхней части I пачки отсутствуют.

IX-VIII пачки задонского горизонта коллекторами нефти являются известняки и доломиты трещеноватые, кавернозные.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

Тип залежи - сводовая, стратиграфически экранированная.

ВНК по данным опробования принят на отметке -2066м.

Режим залежи упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод.

Запасы нефти представляют собой категорию А.

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 13195

Извлекаемые - 4750

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 152

Залежи нефти IV пачки задонского горизонта представляет собой пласты коллекторы состоящие из известняков, доломитов пористых, кавернозных, трещеноватых.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

ВНК по данным опробования принят на отметке -2088м.

Режим залежи упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод.

Тип залежи - сводовая, стратиграфически экранированная.

Запасы нефти представляют собой категорию А.

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 9091

Извлекаемые - 3819

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 145

Залежи нефти III-I пачек елецких отложений представляет собой пласты коллекторы состоящие из известняков, доломитов пористых, кавернозных, трещеноватых.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

ВНК по данным опробования принят на отметке -2088м.

Режим залежи упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод.

Тип залежи - сводовая, стратиграфически экранированная.

Запасы нефти представляют собой категорию С1.

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 3834

Извлекаемые - 767

Подсолевой карбонатный комплекс

Воронежский горизонт

В воронежском горизонте залежи нефти установлены в стреличевских (II пачка) и птичских слоях (I пачка).

В отличии от семилукского, в воронежском горизонте породы-коллекторы имеют более ограниченное распространение. Выклинивание пород-коллекторов II пачки происходит на севере по линии скважин №№ 67, 24, 16, 55, 42, 88, 1. Также притоков не получено в скважинах №№ 91, 155, 151, 4, 104, 75. Первые две скважины расположены у кромки регионального разлома, вторые две - в промежуточном блоке, последние две - в опущенном крыле.

Аномальные притоки нефти (243-384 м3/сут) получены в скважинах №№ 51, 77, высокодебитные - в скважинах №№ 14, 50, 53, 89, среднедебитные - в скважинах №№ 40, 56, 57, 59, 110, 221, низкодебитные - в скважинах №№ 7, 20, 43, 49, 54, 58, 60, 62, 69, 80, 81, 112, 142, 143, 152, 153, 164, 248, 249, 255, 256, 257.

Коллекторами стреличевской (II пачка) являются известняки хемогенные, иногда органогенные различной степени глинистости.

Тип коллектора каверно - порово - трещинный.

Тип залежи - пластовая, тектонически экранированная с литологическим ограничением.

ВНК установлен на отметке - 2732 м.

Режим восточного участка залежи - упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод, остальной части - упруго - замкнутый.

Запасы нефти представляют собой категорию А и С1

Начальные запасами нефти в услов. ед. для категории А:

Балансовые - 3196

Извлекаемые - 1278

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 121

Начальные запасами нефти в услов. ед. для категории С1:

Балансовые - 1426

Извлекаемые - 576

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 54

В I пачке породы-коллекторы имеют мозаичное распространение, но в пределах поля коллекторов II пачки. Среднедебитные (11-13 м3/сут) притоки нефти из нее получены только в скважинах №№ 51 и 78, низкодебитные (до 9,8 м3/сут) - в скважинах №№ 40, 60, 255. Эффективные толщины коллекторов II пачки изменяются от 0,8-1,2 м в скважинах №№ 33, 39, 47, 95, 155 до 18,6-19,0 м в скважинах №№ 59, 52. Открытая пористость колеблется в пределах 4,6-10,9%. Эффективные толщины коллекторов I пачки изменяются от 1,6 м в скважинах №№ 53, 54, 56 до 15,2 м в скважине № 60. Открытая пористость колеблется в пределах 4,9-13,3%

Коллекторами являются трещеноватые, кавернозные известняки и доломиты, иногда органогенные различной степени глинистости.

Тип коллектора каверно - порово - трещинный.

Тип залежи - пластовая, тектонически и литологически ограниченная.

ВНК в восточной части залежи установлен на отметке - 2732 м.

Режим восточного участка залежи - упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод, остальной части - упруго - замкнутый.

Запасы нефти представляют собой категорию С1 и С2

Начальные запасами нефти в услов. ед. для категории С1:

Балансовые - 1404

Извлекаемые - 562

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 53

Начальные запасами нефти в услов. ед. для категории С2:

Балансовые - 3877

Извлекаемые - 1551

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 147

Семилукский горизонт

Из семилукского горизонта среднедебитные притоки нефти получены в 7 скважинах, высокодебитные - в 10 скважинах, аномальнодебитные (до 1000 м3/сут) - в 33 скважинах. Высоко- и аномальнодебитные притоки воды с нефтью получены в 8 скважинах. Притоки воды получены в 7 скважинах. В 4 скважинах (№№ 95, 104, 151, 179) притоков не получено. Данные скважины расположены в опущенном крыле, в промежуточном блоке и у кромки регионального разлома. Возможно, в пределах разломной зоны происходили вторичные процессы, отрицательно сказавшиеся на коллекторских свойствах пород. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -2790 м. Эффективные толщины коллекторов изменяются от 0,6 м в скважине № 161 до 24 м в скважине № 53. Открытая пористость колеблется в пределах 3,9-12,7%.

Пласты - коллекторы представлены известняками, доломитами в различной степени кавернозными и трещеноватыми.

Тип коллектора каверно - порово - трещинный.

Залежь нефти по типу относится к пластовым, тектонически экранированным.

ВНК залежи на отметке - 2797 м.

Режим залежи - упруго - водонапорный.

Запасы нефти представляют собой категорию А

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 30936

Извлекаемые - 19491

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 1462

Саргаевский горизонт

Из саргаевского горизонта в скважинах №№ 47, 251 получены притоки нефти, а в скважине № 233 - приток нефти с водой. Дебиты жидкости составили 35 м3/сут, 12,5 м3/сут и 26,6 м3/сут соответственно. По ГИС в 24 скважинах выделены нефтенасыщенные коллекторы. Коллекторы имеют мозаичное распространение, но тем не менее большая часть пород-коллекторов расположена вблизи вершины тектонического блока. Эффективные толщины коллекторов изменяются от 1,2-1,4 м в скважинах №№ 152, 155, 162, 163 до 19,4 м в скважине № 165. Открытая пористость колеблется в пределах 3,5-9,3%. Возможно, в районах с улучшенными коллекторскими свойствами существует гидродинамическая связь с семилукским горизонтом. Об этом может свидетельствовать наличие воды в скважине № 233, пробуренной в обводненной части семилукского горизонта.

Коллекторами нефти являются трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты.

Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным сбросом, с запада, севера и востока зоной отсутствия коллекторов.

Запасы нефти и газа по саргаевскому горизонту официально не числятся.

Подсолевой терригенный комплекс

Старооскольский и ланский горизонты

В старооскольском горизонте породы-коллекторы установлены в подошвенной части (скважины №№ 7, 16, 240) и вблизи его кровли (скважины №№ 114 и 160). В скважинах №№ 7, 16 получены низкодебитные притоки пластовой воды. В первой дебит составил 0,5 м3/сут, во второй дебит не установлен. В скважине № 240 по ГИС выделен водонасыщенный коллектор толщиной 16,0 м со средневзвешенной пористостью 14,8%. В скважинах №№ 114 и 160 получены притоки нефти. Дебиты составили 0,3 т/сут и 4 т/сут соответственно.

Из ланского горизонта притоки нефти получены в 13 скважинах. Дебиты в них изменяются от 0,1 м3/сут в скважине № 161 до 192 м3/сут в скважине № 238. В 3 скважинах (№№ 7, 62, 155) получены притоки пластовой воды с пленкой нефти, в 3 скважинах (№№ 1, 16, 17) притоки пластовой воды, а в 4 скважинах (№№ 68, 95, 179, 11) притоков не получено. По ГИС эффективные толщины коллекторов изменяются от 1,2 м в скважине № 165 до 15,8 м в скважине № 160. Открытая пористость колеблется в пределах от 13,8% до 17,3%. Значения толщин и открытой пористости для данной залежи и последующих даны по результатам обработки ГИС, выполненных в лаборатории подсчета запасов нефти «БелНИПИнефть». Наиболее лучшими емкостными и фильтрационными характеристиками обладают отложения в центральной части залежи. Ухудшение коллекторских свойств пород происходит вблизи кромки разлома и в сторону ВНК. В промежуточных блоках пластов-коллекторов не выявлено.

Пласты - коллекторы старооскольского и ланского горизонта представлены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и алевралитами, содержащими редкие, тонкие слои глин, доломитов и мергелей.

Тип коллектора порово - трещинный.

Залеж относится к типу пластовых, тектонически экранированных с литологическим ограничением.

ВНК залегает на глубине - 2066 м.

Режим залежи - упруго - водонапорный со слабой активностью законтурной зоны.

Запасы нефти Старооскольского и ланского горизонтов представляют собой категорию С1

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 2782

Извлекаемые - 835

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 70

Вендский комплекс верхнего протерозоя

На этапе поисков и разведки залежей нефти на Речицком месторождении верхнепротерозойские отложения были изучены крайне слабо.

Во многих поисково-разведочных скважинах отложения пройдены без отбора керна и испытаний, а данные ГИС зачастую не информативны.

В процессе бурения скв.240-Речицкая признаки нефтегазоносности по керну отмеча­лись в верхнепротерозойских и пярнусско-наровских отложениях. По данным газокаротажных исследований в верхнепротерозойских отложениях отмечаются повышенные значения газопоказаний и суммарных объемов содержания углеводородов, по составу аналогичных газам нефтяных месторождений .

Коллектора представлены песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, трещиноватыми, коэффициент пористости, по данным ГИС составляет 16,0-18,9%, коэффициент нефтенасыщенности - 52,5-68,6%.

При испытании в открытом стволе верхнепротерозойских отложений (инт.2886-2915 м) получен приток бурового раствора с нефтью и газом, дебитом 7.3-10,8 м3/сут. При испытании в эксплуатационной колонне интервала 2925-2942 м, получен приток сильногазированной нефти дебитом 18 м3/сут на 2 мм штуцере. Пластовое давление на глубине 2900 м составляет 28,49 МПа.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным разломом, с востока зоной отсутствия отложений, с севера и запада ВНК, предположительно на отметке минус 2780 м.

Режим залежи - упруго-водонапорная.

Запасы нефти Вендского комплекса I блока представляют собой категорию С1

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 1002

Извлекаемые - 436

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 77

Запасы нефти Вендского комплекса II блока представляют собой категорию С1

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 1377

Извлекаемые - 599

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 105

2. Обсадные трубы, цементы и химические реагенты, используемые при цементировании

2.1 Обсадные трубы, используемые при цементировании

Обсадную колонну составляют из стальных цельнокатаных труб, соединяемые друг с другом с помощью резьбы или сварки.

По конструкции все трубы можно условно разделить на две группы. Основную группу составляют трубы, изготовляемые в виде полого цилиндра круглого поперечного сечения с постоянной по длине толщиной стенки. Вторую группу - трубы, изготовляемые в форме цилиндра такого же сечения, утолщенного на одном конце наружу.

Трубы с постоянной по длине толщиной стенки соединяют друг с другом в колонну муфтами. Для этого концам каждой трубы путем обработки придают форму усеченного конуса с наклоном образующей к оси под углом 10 47’ 24’’; удвоенный тангенс этого угла, именуемый конусностью, равен 1/16. На конических поверхностях нарезают резьбу специального профиля.

Муфты к таким трубам выполняют в виде полого цилиндра круглого сечения, внутреннюю поверхность которого обрабатывают в форме двух усеченных конусов, обращенных вершинами друг к другу, на которых нарезают резьбы. Конусность и профиль резьб в муфтах такие же, как и на трубах.

Трубы с утолщенными концами составляют без помощи муфт. Для этого наружную поверхность неутолщенного конца и внутреннюю поверхность утолщенного обрабатывают на конус и на конических поверхностях нарезают резьбы специального профиля. Конусность здесь также равна 1/16. трубы соединяют, ввинчивая неутолщенный конец одной в утолщенный конец другой.

Стандартом предусмотрены пять разновидностей соединений обсадных труб, четыре из которых муфтовые:

C короткой треугольной резьбой;

C удлиненной треугольной резьбой;

C трапецеидальной резьбой (ОТТМ);

Высокогерметичные с трапецеидальной резьбой (ОТТГ).

Пятая разновидность - высокогерметичные безмуфтовые соединения ТБО с трапецеидальной резьбой.

Две первые разновидности имеют треугольную резьбу такого же профиля, как и соответствующие бурильные, и различаются между собой лишь длиной резьбы: длина резьбы в соединениях второй разновидности на 25 - 50 0/0 (в зависимости от диаметра труб) больше, чем первой. Соединения остальных разновидностей снабжены трапецеидальной резьбой.

Профиль резьбы имеет форму неравнобокой трапеции; сторона профиля, воспринимающая осевую нагрузку, наклонена к оси резьбы под углом 870, тогда как другая, гораздо менее нагружаемая, - под углом 800. Благодаря тому, что в соединениях с трапецеидальной резьбой угол наклона более нагруженной стороны профиля к оси резьбы значительно больше, чем в соединениях с треугольной резьбой (здесь он равен 600), прочность первых при растяжении существенно больше, чем последних.

На концах труб ОТТГ и ТБО и в муфтах имеются гладкие уплотнительные конические поверхности. При свинчивании с натягом ниппельный конец такой поверхностью плотно прижимается к ответной поверхности муфты ОТТГ (муфтового конца трубы ТБО), благодаря чему достигается высокая герметичность соединения. В муфтах соединений ОТТГ и в муфтовых концах соединений ТБО есть упорные уступы. После докрепления соединения машиной торец трубы должен упираться в торец упорного уступа муфты по всему периметру стыка упорных поверхностей. Это позволяет предотвратить опасность чрезмерного натягивания конической поверхности одной детали на ответную коническую поверхность другой.

Обсадные трубы с короткой треугольной резьбой могут быть 19 размеров с условным диаметром в диапазоне от 114 до 508 мм (Условным называют наружный диаметр, округленный до целого числа). Ассортимент труб с соединениями других разновидностей меньше. По точности и качеству трубы могут быть двух исполнений А и Б; исполнение А более точное.

Трубы могут иметь небольшую овальность. Овальностью называют отношение разности наибольшего и наименьшего диаметров трубы к их полусумме. ГОСТом предусмотрено предусмотрено изготовление труб одного условного диаметра с разными толщинами стенок (от 5,2 до 16,5 мм - в зависимости от диаметра, группы прочности и конструкции соединения). Наиболее широк ассортимент труб из стали группы прочности Д. С увеличением группы прочности, как и с увеличением сложности конструкции соединения, а также стоимости труды ассортимент сокращается.

После изготовления трубы с навинченными муфтами и безмуфтовые трубы подвергаются гидравлическому испытанию. Давление гидравлического испытания рассчитывают так, чтобы приведенное напряжение в теле труб с условным диаметром по 219 мм исполнения Б было 80 0/0 от предела текучести. А в теле труб большего диаметра - 60 0/0.

2.2 Цементы и химические реагенты, используемые при цементировании

Тампонажные материалы - это такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии (обычно их называют растворами), способные в условиях скважины превратиться в твердый непроницаемый камень.

Тампонажные цементы подразделяются по следующим признакам:

вещественный состав цемента;

температура применения цемента;

плотность тампонажного раствора;

стойкость к виду агрессивного воздействия;

собственные объемные деформации цементного камня.

По вещественному составу тампонажные цементы разделяются на следующие группы:

портландцементы (без добавок, кроме гипса);

портландцементы с минеральными добавками не более 20 %;

портландцементы со специальными добавками 20 - 80 %;

цементы на основе глиноземистого клинкера;

бесклинкерные цементы на основе известково-кремнеземистых вяжущих, доменных шлаков и других отходов металлургической промышленности, а также цементы на основе гипса, полимерные и композиции нескольких вяжущих веществ.

По температуре (0С) применяемые тампонажные цементы разделяются на следующие группы:

для низких температур…………………………………….……<15

для нормальных температур…………………………………..15 - 50

для умеренных температур……………………………………50 - 100

для повышенных температур………………………..………..100 - 150

для высоких температур……………………………………....150 - 200

для сверхвысоких температур……………………………..……>250

для циклически меняющихся температур………………………...-

По плотности (кг/м3) получаемого тампонажного раствора тампонажные цементы подразделяются на следующие группы:

легкие……………..………………………………………….…<1400

облегченные………………………………………………….1400 - 1650

нормальные…………………………………….…………….1650 - 1950

утяжеленные………………………………………………….1950 - 2300

тяжелые…………………………………………………………..>2300

По устойчивости к агрессивному воздействию на тампонажный камень пластовых сред тампонажные цементы подразделяются на следующие группы:

стойкие к сульфатным средам;

стойкие к кислым (углекислая, сероводородная) средам;

стойкие к магнезиальным средам;

стойкие к полиминеральным средам.

А так же цементы для применения в условиях отсутствия агрессивного воздействия пластовых жидкостей.

По величине собственных объемных деформаций при твердении:

без особых требований;

безусадочные - величина линейной деформации расширения после 3 суток твердения до 0,1 %;

расширяющиеся - величина линейной деформации расширения после 3 суток твердения более 0,1 %.

2.2.1 Основные требования к тампонажным растворам

Рецептуру тампонажных растворов подбирает лаборатория Тампонажного управления, исходя из заданных сроков загустения при забойных условиях. Время начала загустение должно на 25% превышать время, необходимое для проведения процесса цементирования, но не более, чем на 30 - 45 мин.

Рецептура раствора подбирается для каждого конкретного цемента, который будет использован при цементировании обсадной колонны. При этом обязателен контроль загустевания смесей из бурового и тампонажного растворов.

Замедление сроков загустевания и схватывания обеспечивается введением в тампонажные растворы следующих материалов: декстрина, СВК, борной кислоты, лигносульфатов и др.

При наличии в цементируемом интервале скважины солевых отложений, затворение цементного раствора необходимо производить на соленасыщенной воде затворения.

Тампонажный раствор должен иметь высокую прокачиваемость, седиментационную и коагуляционную устойчивость.

При цементировании эксплутационных колонн применяются стабилизированные тампонажные растворы.

Для стабилизации раствора вводят реагенты: поливиниловый спирт, лигносульфонат, декстрин.

Для колонн, в компоновку которых включены пакеры типа ПФМ, понижение водоотдачи не требуется.

Прочностные характеристики цементного камня должны соответствовать ГОСТам и техническим условиям, предъявляемым к конкретному цементу или его смесям.

Для цементирования обсадных колонн в зависимости от геолого - технических условий следует применять облегченные (1500 - 1700 кг/м3), нормальной плотности (1800 - 2000 кг/м3) и утяжеленные (2000 - 2100 кг/м3) тампонажные растворы, а также различные комбинации вышеперечисленных растворов.

Для цементирования обсадных колонн рекомендуются следующие тампонажные материалы:

Цемент ПЦТ - 50 (ГОСТ 1581 - 85) при температуре забоя 500С;

Цемент ПЦТ - 100 (ГОСТ 1581 - 91) для температур до 1000С;

При температуре свыше 1000С применяются специальные цементы типа ШПЦС;

Смесь портландцемента со сланцевой золой рекомендуется при отношении масс цемента и золы 9:1. при температуре свыше 70 0С эта смесь является расширяющейся;

-Смеси портландцемента с бентонитом, керогеном, перлитом и другими добавками, которые относятся к облегченным тампонажным цементам;

-Смесь портландцемента с утяжелителем, которая относится к утяжеленным тампонажным цементам;

Смесь портландцемента с песком.

Ускорение сроков схватывания холодных цементов достигается вводом в пресную жидкость затворения цемента хлористого натрия (NaCl) или или кальцинированной соды (CaCO3). Количество ускорителя определяется по рецепту.

Для замедления сроков загустевания и схватывания при температурах свыше 400С в тампонажный раствор добавляются реагенты - замедлители, например, декстрин.

Жидкость затворения готовится на основе пресной или соленой воде. Для приготовления соленой воды применяют хлористый натрий или сильвинит. Плотность соленой воды 1180 - 1200 кг/м3. приготовленная жидкость должна иметь отстой не менее 3 суток и очищена от механических примесей.

Наполнители вводятся как в жидкость затворения, цементный раствор, так и в цемент. Во всех случаях необходимо добиваться тщательного перемешивания смеси. Перемешивания тампонажных растворов в осреднительной емкости с помощью механических или гидравлических устройств осуществляется все время, пока приготавливается и откачивается тампонажный раствор.

2.2.2 Общие требования к буферным жидкостям

Перед тампонажным раствором в скважину закачивается буферная жидкость и вводится разделительная пробка (если это предусмотрено планом).

Плотность и вязкость буферной жидкости (если это не жидкость затворения) должны иметь значения, промежуточные между аналогичными параметрами бурового и тампонажного растворов.

Буферная жидкость не должна изменять свойства бурового и тампонажного растворов при смешивании с ними.

В качестве буферной жидкости могут быть использованы как химически инертные, так и химически активные составы. При цементировании обсадных колонн в наклонно - направленных скважинах предпочтение можно отдавать химически инертному вязкоупругому разделителю.

Буферная жидкость может быть комбинированной. В этом случае первая часть ее состоять из жидкости, позволяющей обеспечивать максимальное вытеснение, как вязкоупругий разделитель, например, а вторая - из жидкости, обладающей хорошими вымывающими свойствами или высокой физико - химической активностью.

Минимальный потребный объем буферной жидкости определяется, исходя из геометрических соотношений размеров скважины и длины цементируемого интервала (50 м заколонного пространства при цементировании кондукторов и 100 и - для других колонн). Максимальный объем должен учитывать условия, исключающие снижение гидростатического давления до значений, при котором возможно нарушение равновесия в системе “скважина - пласт” и не должен превышать 10 м3.

2.2.3 Добавки вводимые в тампонажный портландцемент

Тампонажный портландцемент представляет собой разновидность портландцемента - порошкообразного минерального (неорганического) вяжущего материала, состоящего главным образом из высокоосновных силикатов калия. Благодаря их особым свойствам, а также свойствам других искусственных минералов, входящих в состав портландцемента (алюминатов, фериттов кальция и др.), порошок портландцемента при смешивании с водой образует достаточно подвижную и не расслаивающуюся в определенном диапазоне концентраций суспензию, которая затвердевает в камневидное тонкопористое тело.

В скважинах с низкой температурой и особенно в холодное время года лучше применять цементы ПЦТ - Д0, содержащие относительно большое количество трехкальциевого алюмината. При гидротации таких цементов на начальной стадии выделяется большое количество тепла, что ускоряет схватывание и уменьшает опасность замерзания раствора при отрицательных температурах стенок скважины. Эти же цементы, как правило, более восприимчивы к действию ускорителей схватывания. Ускорению гидротации и схватывания, усилению раннего тепловыделения способствует тонкий помол цемента.

Для снижения температуры замерзания цементного раствора в воду затворения вводят неорганические соли, одновременно являющиеся ускорителями схватывания. В качестве таких солей лучше применить сульфаты, карбонаты, нитраты и нитриты, которые вступают в реакцию с алюминатами кальция, содержащимися в цементе, с образованием полезных комплексных солей и с выделением большого количества тепла. Перспективно для этих условий - применение глиноземистого цемента.

Тампонажные портландцементы ПТЦ - Д0 и ПТЦ - Д20 - термостойки только <60 0С. выше этой температуры появляются деструктивные процессы, вызывающие постепенное снижение прочности и повышение проницаемости цементного камня. До 100 0С главную роль в этих процессах играет разложение комплексных солей, а выше - перекристализация гидросиликатов кальция. Выше этой температуры следует использовать специальные термостойкие цементы ПЦТ - Д70 - 150. уменьшению влияния деструктивных процессов <100 0С способствуют:

повышения содержания в цементе силикатов калия за счет уменьшения содержания гипса;

более грубый помол цемента;

уменьшение водосодержания раствора;

уменьшения содержания трехкальциевого силиката за счет двухкальциевого.

Сульфат кальция

Сульфат кальция в виде природного гипсового камня CaSO4*2H2O вводят в состав портландцемента на стадии помола с целью регулирования скорости схватывания. При температурах, соответствующих поверхности земли, цемент, несодержащий добавки гипса, при низких водоцементных отношениях (ниже 0,35) схватывается практически мгновенно. Для водоцементных пульп (цементных растворов) с водоцементным отношением более 0,4 гипс является ускорителем схватывания. Действие гипса как ускорителя, особенно проявляется при пониженных температурах. При температурах выше 100 - 120 0С его влияние на скорость схватывания уменьшается.

Содержание гипса в портландцементе составляет обычно 3 - 6 %. Общее содержание сульфатов в портландцементе в расчете на SO3 должно быть не менее 1,5 и не более 3,5 % по массе.

Добавка гипса влияет также на прочность цементного камня. Оптимальная по величине добавка повышает прочность камня, добавка выше оптимального - снижает. Оптимальная добавка зависит от минерального состава клинкера, главным образом от содержания трехкальциевого алюмината и четырехкальциевого алюмоферрита.

Инертные минеральные добавки

Инертные минеральные добавки - добавки минерального происхождения, в обычных условиях лишь незначительно химически взаимодействующие с основным веществом портландцемента в процессе твердения.

Введение инертных минеральных добавок в количестве до 10 % по массе не ухудшает существенно свойства портландцемента, в некоторых случаях может их улучшить.

Замена 10 % клинкера значительно более дешевой, не подвергнутой обжигу добавкой снижает себестоимость портландцемента и энергетические затраты на его производство.

При значительном изменении условий твердения от нормальных (соответствующих поверхности земли) инертные добавки могут стать активными. Кварц становится активной добавкой при температурах выше 60 0С.

Инертные минеральные добавки увеличивают подвижность цементного раствора и снижают его седиментационную устойчивость.

Активные минеральные добавки

Активные минеральные добавки содержат вещества, способные к химическому взаимодействию с основным веществом портландцемента с основным веществом.

Активность минеральных добавок определяют по способности затвердевать после затворения водой смеси порошка добавки с гидратной известью Ca(OH)2, причем затвердевшее на воздухе тесто должно продолжать твердеть под водой.

Большинство активных минеральных добавок носит кислый характер и химически взаимодействует с гидроксидом калия Ca(OH)2, выделяемым портландцементом в процессе твердения.

Природные активные минеральные добавки подразделяются на добавки осадочного происхождения - диатомиты, трепелы, опоки (содержат SiO2), глиежи - глины естественно жженые (содержат SiO2 и Al2O3) и вулканического происхождения - вулканические пеплы, туфы, пемзы, трассы и др.

В качестве активных минеральных добавок техногенного происхождения используют главным образом промышленные отходы - металлургические шлаки , пылевидные топливные золы, нефелиновый шлам.

Чаще других вводят доменные гранулированные шлаки и опоки. Активные минеральные добавки осадочного происхождения при их массовой доле в портландцементе более 5 % ухудшают подвижность цементного раствора и повышают седиментационную устойчивость. Цементы с этими добавками хуже сохраняют свои свойства при длительном хранении. Металлургические шлаки улучшают подвижность, но снижают седиментационную устойчивость при содержании более 10 % по массе. Все активные минеральные добавки повышают коррозионную стойкость портландцемента в сульфатных водах, а добавка шлака - к магнезиальной коррозии. Чем больше содержится минеральных добавок в портландцементе, тем больше выделяется тепла в начальной стадии твердения.

Пластифицирующие добавки

В качестве добавок - пластификаторов, вводимых на стадии помола, применяются поверхностно - активные вещества (ПАВ), такие как лигносульфонаты кальция, аммония, натрия (например, в виде сульфит - спиритовой барды - ССБ, сульфит - дрожжевой бражки - СДБ) и др. содержание пластифицирующих добавок - менее 1 % к массе портландцемента. Пластифицирующие добавки вводят для улучшения подвижности цементных растворов и бетонов.

Пластифицирующие добавки могут вызывать вспенивание цементного раствора при приготовлении.

Гидрофобизирующие добавки

Гидрофобизирующие добавки вводятся для улучшения сохранности цемента при длительном хранении. В качестве гидрофобизирующих добавок применяют асидол (0,1 %), мылонафт (0,2 %), олеиновую кислоту (0,1 %).

Добавки ускорители твердения

При помоле портландцементов могут вводится также добаки для ускорения твердения, например, кренты, обожженные алуниты и каолины, сульфоалюминатно- и сульфоферритосиликатные продукты, массовая доля которых не превышает 5 %. Указанные добавки действуют в основном как затравки и подложки для кристаллизации минералов цементного камня.

Облегчающие добавки

При низких температурах, как праволо, следует применять цементы и смеси, содержащие наименьшее количество облегчающей добавки, за исключением случаев, когда добавка служит регулированию каких-либо других свойств, кроме плотности. Поэтому в этих случаях предпочтительней использовать наиболее эффективные из облегчающих добавок - высокодисперсные бентониты, и газонаполненные гранулы (полимерные и минеральные микробаллоны, вспученные минеральные материалы). Наиболее перспективно применение облегченных цементов без облегчающих добавок - высокодисперсных цементов, однако следует учитывать, что повышение дисперсности цемента ухудшает его сохранность.

Выше описанное остается справедливым для условий с температурой <60 0С. выше этой температуры реакция синтеза гидросиликатов калия из аксида кальция, кремнезема и воды идет достаточно быстро, и ее следует использовать для улучшения свойств цементного камня из облегченных тампонажных цементов. Речь идет о применении кремнеземистых и глиноземисто - кремнеземистых облегчающих добавок - материалов типа диатомита и пылевых зол. Кремнезем и очистка глинозем, содержащиеся в этих облегченных добавках, реагируя с оксидом кальция, выделяющимся при гидролизе минералов портландцемента, образуют дополнительное количество гидросиликатов кальция - самых ценных структурных элементов цементного камня. Если количество введенного добавкой кремнезема таково, что мольное отношение CaO/SiO2 составляет 0,6 - 1,2 то прочность и термостойкость цементного камня будут наивысшими при всех температурах. Добавки, содержащие глинистые минералы, снижают термостойкость цементного камня.

В качестве облегчающих добавок могут быть применены:

).Тонкодисперсные или самораспускающиеся гидрофильные материалы, вводимые в состав цемента или раствора с целью предотврвщения седиментации при повышении водосодержания (глинопорошки, диатомит, мел и др.);

).Относительно грубодисперсные, главным образом органические материалы невысокой плотности, вводимые в качестве легкого наполнителя (угольный порошок, резиновая крошка, пластмасса и др.);

).Неорганические и органические частицы содержащие газовые включения (вспученный перлит, керамзит, полимерные микробаллоны, топливные золы и др.);

).Водорастворимые органические и неорганические вещества, предотвращающие седементацию тампонажного раствора при повышенном водосодержании (водорастворимые эфиры, целлюлозы, соли некоторых поливалентных металлов и др.);

).Добавки, вызывающие химическую реакцию газовыделения, и добавки, стабилизирующие пену.

При выборе облегчающей добавки необходимо:

).В условиях невысоких температур стремиться к получению раствора заданной плотности при сохранении максимальной концентрации вяжущего вещества;

).В условиях повышенных и высоких температур применять такие добавки и в таких количествах, чтобы они полностью химически связались с вяжущим веществом;

).Большинство облегчающих добавок ускоряют или замедляют схватывание или твердение, что следует учитывать при выборе добавки;

).При наличии агрессивных сред выбирать добавки, обеспечивающие достижение максимальной пористости цементного камня.

Исходя из этого рекомендуется в качестве облегчающих добавок применять:

Бентонитовые и другие глинопорошки при температурах <40 0С и отсутствии агрессивных сред;

Кремнеземсодержащие материалы осадочного и техногенного происхождения при температурах >40 0С и отсутствии магнезиальной коррозии;

Газонаполненные и нерастворимые органические материалы в условиях воздействия агрессивных сред;

Водорастворимые вещества при необходимости существенного замедления или ускорения схватывания с учетом их специфического действия.

Добавки утяжелители

Для повышения плотности цементного раствора следует, прежде всего, использовать снижения водосодержания за счет снижения дисперсности и введения пластификаторов. Это в меньшей степени ухудшает свойства цементного камня по сравнению с введением утяжелителей - добавок с повышенной плотностью. При температуре выше 60 0С для общего снижения дисперсности цемента полезно вводить добавку грубомолотого или природного кварцевого песка. Одновременно со снижением водопотребности это повышает термостойкость цемента. Песчаные портландцементы и шлакопесчаные цементы совместного помола также характеризуются пониженной водопотребностью и являются более подходящими для утяжеления по сравнению с чистыми минеральными вяжущими веществами.

Для утяжеления необходимо повышать плотность дисперсионной среды или твердой фазы.

Утяжеление тампонажных растворов достигается различными способами:

).Введением утяжелителя путем смешивания их в сухом виде с вяжущим материалом;

).Использование рудных цементов;

).При совместном помоле клинкера и утяжеляющих добавок;

).Увеличением количества окиси железа в портландцементе.

В зависимости от основы материала утяжелители из природных руд делятся на несколько видов:

Карбонатные (сидерит) - карбонат железа (FeCO3)-минерал. Плотность его 3800 - 3900 кг/м3, твердость по шкале Мооса 3,5 - 4.

Поскольку карбонаты растворимы в кислой среде, карбонатные утяжелители рекомендуются для повышения плотности растворов при цементировании продуктивных пластов. Это дает возможность с помощью кислотных обработок частично устранить вредное кольматации прадуктивного пласта твердой фазой тампонажного раствора.

-Баритовые - сульфат бария (BaSO4) - минерал белого цвета, в чистом виде (без примесей) имеющий плотность 4480 кг/м3 и твердость по шкале Мооса 3 - 3,5.

Барит - наиболее широко используемый утяжелитель, применяемый для тампонажных растворов всех типов.

В бурении используют преимущественно баритовые концентраты. Качество утяжелителей на основе флотационных баритовых канцентратов ниже, чем чистого жильного барита или барита, получаемого при гравитационном обогащении чисто баритовых руд.

Для повышения качества баритового утяжелителя, ослабления или нейтрализации вредного влияния различных примесей флотационные баритовые концентраты при помоле или перед сушкой обрабатывают водным раствором обезвоженных фосфатов - кислого пирофосфата или триполифосфата.

Наиболее полным требованиям утяжеления тампонажных растворов отвечает утяжелитель из концентратов, полученных путем гравитационного обогощения баритовых руд. Утяжелители, полученные измельчением гравитационных концентратов до необходимой дисперсности, имеют ряд преимуществ перед баритом, полученным флотационным методам:

отсутствие флотореагентов на поверхности утяжелителя;

возможность обеспечения оптимального гранулометрического состава;

отсутствия большего количества коагулирующих солей, возникающих в следствии разложения не термостойких примесей в процессе интенсивной сушки флотоконцентратов, так как гравитационные канцентраты можно сушить при более мягких режимах.

железистые (гематит, магнетит, ильменит).

Гематит (Fe2O3) - один из главных минералов железистых руд вишнево - красного цвета. Плотность его (без примесей) 5300 кг/м3, твердость по шкале Мооса 5 - 6. Гематитовый утяжелитель обладает высокой образивностью.

Магнетит FeO* Fe2O3 минерал железистых руд черного цвета со слабым металлическим блеском. Он представляет собой двойной окисел с содержанием до 31 % FeO. Плотность его 4900 - 5200 кг/м3, твердость по шкале Мооса 5,5 - 6,5. Он обладает сильными магнитными свойствами. Для утяжеления раствора применяются руды, содержащие 53 - 55 % магнетита в виде порошка плотностью 4200 - 4350 кг/м3. магнетитовый утяжелитель характеризуется повышенными абразивными свойствами по сравнению с баритом.

Ильменит FeO*TiO2 представляет собой двойной окисел железа и титана. Плотность его 4790 кг/м3, твердость по шкале Мооса 5 - 6. в качестве утяжелителя применяют редко.

свинцовые (галетит) PbS, или свинцовый блеск, - один из основных минералов свинцовых руд. Плотность его 7400 - 7600 кг/м3, твердость по шкале Мооса 2 - 3. Галенит рекомендуется применять как утяжелитель для получения растворов высокой плотности. При его добавке плотность тампонажного раствора можно увеличить до 3000 кг/м3.

Используемые утяжеленные тампонажные цементы:

Утяжеленный цемент типа УЦГ - для умеренных температур предназначен для тампонажа скважин в температурных условиях свыше 1000С и при наличии зон аномально- высоких пластовых давлений.

Шлакового утяжеленного типа УШЦ предназначен для цементирования высокотемпературных и газовых скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, в том числе для изоляции соленосных отложений.

3. Основное и вспомогательное назначение обсадных колонн

В процессе бурения вскрываются горные породы с различными литологическими составами, физико-механическими свойствами, степенью насыщенности жидкостью и коэффициентами аномальных пластовых давлений. Наряду с устойчивыми породами, которые позволяют оставить без закрепления ствол скважины на длительное время и на большую глубину, встречаются неустойчивые и не связанные. Такие породы имеют большие пластические деформации, легко высыпаются после выработки. Они обычно встречаются на небольших глубинах и в зонах тектонических нарушений.

Для того чтобы предотвратить нарушение устойчивости стенок скважины, ствол ее приходится крепить.

Проницаемые породы, насыщенные водой, нефтью или газом, чаще всего имеют нормальное пластовое давление, т.е. коэффициент аномальности примерно равен единице. Однако в процессе бурения встречаются горизонты с разными коэффициентами аномальности пластовых давлений. В этих случаях создают условия для притока жидкости из горизонта с высоким пластовым давлением в горизонт с низким. Переток жидкости из одного горизонта в другой может стать причиной осложнений, для предотвращение которых необходимо разобщить горизонты с разными коэффициентами аномальности.

Из этого следует, что необходимо надежно крепить стенки ствола скважины после проходки.

Для крепления стенок скважины используют обсадные колонны, составленные из стальных труб, которые должны обеспечивать:

Крепление стенок ствола скважины в зонах неустойчивых горных пород;

Герметичное разобщение горизонтов с различными коэффициентами аномальных пластовых давлений;

Транспортировку жидкости и газа от продуктивных горизонтов к устью скважины (в эксплутационных скважинах);

Подачу рабочего агента (воды, газа, пара и др.) с устья скважины к эксплутационным объектам (в нагнетательных скважинах).

 Конструкция скважины должна обеспечивать:

-Прочность и долговечность скважины;

Бурение скважины до проектной глубины;

Достижение проектных режимов эксплуатации;

Максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа;

Возможность применения эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации;

Надежную изоляцию газонефтеводонасыщенных горизонтов;

Минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;

Производство ремонтных работ в скважине.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины их спуска определяется количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола скважины по градиентам пластовых давлений и давлений гидроразрыва пласта, прочности и устойчивости пород.

Все обсадные колонны по своему назначению подразделяются следующим образом.

Направление - первая колонна труб или одна труба.

Главная функция - закрепление приустьевой части скважины от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости.

Вспомогательная функция - способность сохранять устойчивость стенок скважины при дальнейшем ее углублении.

Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями, когда верхняя часть разреза представлена лессовыми почвами, насыпным песком или имеет другие особенности. Обычно направление спускают в заблаговременно подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направление забивают в породу как сваю.

Кондуктор - колонна обсадных труб, спускаемая на глубину на 20 м ниже “подошвы” меловых отложений.

Цементный раствор до устья.

Главная функция - разобщение верхнего интервала разреза горных пород, изоляция пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн.

Вспомогательная - предупредить обвало- и осыпеобразования, разобщение пластов, а так же размыв неустойчивых пород при дальнейшем углублении скважины.

Промежуточная обсадная колонна - спускается для перекрытия надсолевых отложений и вод.

Главная функция - разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченной глубины.

Вспомогательная - предупредить осложнения, которые могут наблюдаться при дальнейшем углублении скважин.

Цементный раствор до устья.

Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:

-сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;

-хвостовики - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;

-летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.

При наличии геологических и технических условий допускается спуск первой технической колонны в отложения 1-ой соли. Длина колонны в этом случае принимается по данным накопленного опыта равной 2150 м.

Вторая и третья промежуточные колонны диаметром 245 мм или 194 мм предназначены для перекрытия несовместимых по условиям бурения зон. Спускаются как сплошными, так и потайными. При отсутствии несовместимых зон вторая или третья колонна может не спускаться. Голова потайной колонны (хвостовика) должна находиться на глубине не менее 70 м выше башмака предыдущей колонны.

Эксплуатационная колонна - последняя колонна обсадных труб.

Главная функция - крепление скважины для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или, наоборот, для нагнетания в пласты жидкости или газа.

Глубина спуска эксплуатационной колонны должна быть не ниже 50 м нижних дыр перфорации. Искусственный забой в скважине должен находиться на расстоянии не менее 20 м от нижних дыр перфорации.

Если колонна цементируется не до устья, то высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной над кровлей продуктивного горизонта или МСЦ должна быть не менее 150 - 300 м для нефтяных и 500 м для газовых скважин.

4. Способы спуска обсадной колонны

Способ спуска колонн и порядка спуска секции зависит от геологических, технических и технологических условий проводки скважины:

-Назначение обсадной колонны;

-Глубины спуска;

Конфигурации ствола скважины в интервале спуска предыдущей колонны и объем работ в ней;

-Техники и технологии бурения в обсаженной скважине до спуска проектируемой колонны;

Давление высоконапорных горизонтов и градиента гидроразрыва пластов, перекрываемых колонной;

Гидравличекой мощности бурового оборудования, ограничивающей возможности углубления скважин на больших глубинах при значительных гидравлических потерях в циркуляционной системе.

Спуск обсадной колонны в один прием от забоя до устья скважин используется при следующих условиях:

а). Для крепления скважин, стволы которых достаточно устойчивы и не осложняются в течении трех - четырех суток при оставлении их без промывки, т.е. за время, необходимое для производства комплекса работ от последней промывки до окончания спуска обсадной колонны;

б). При общей массе обсадной колонны, не превышающей грузоподъемности бурового оборудования, вышки, талевой системы;

в). при наличии ассортимента обсадных труб по маркам стали и толщинам стенок, соответствующих данным прочностного расчета обсадной колонны;

г). при креплении стволов скважин кондукторами и эксплутационными колонными.

При разработке конструкции глубоких скважин должны использоваться безмуфтовые или сварные обсадные колонны, которые позволяют усовершенствовать конструкции многоколонных скважин, осуществлять крепление стволов при малых кольцевых зазорах, значительно увеличить проектные глубины бурящихся скважин и изолировать интервалы осложнений, крепление которых не было предусмотрено первоначальным проектом работ.

Использование сварных эксплутационных колонн в газовых скважинах обеспечивает и гарантирует их герметичность.

Спуск обсадных колонн секциями необходим при следующих условиях:

а).Если призабойная зона не промывается в течение полутора - двух суток и при этом происходят осложнения с потерей проходимости обсадных труб в скважину без проработки ствола (осыпи, сужения, нарастание толстых глинистых корок, выпучивание или пластическое течение горных пород и др.);

б). Если необходимо закрепить скважину обсадной колонной большего диаметра на значительную глубину;

в). При необходимости подъема тампонажного раствора на большую высоту при наличии поглощающих пластов или пластов с низким градиентом гидроразрыва;

г). Когда с целью сохранения верхней части обсадной колонны от протирания в процессе бурения верхнюю секцию необходимо спускать в скважину перед вскрытием напорных горизонтов либо при протирании предыдущей колонны в верхней ее части;

д). Если отсутствуют обсадные трубы с прочностной характеристикой, соответствующей расчетным данным по страгивающим усилиям.

Крепление ствола скважин с использованием секционного спуска обсадных колон позволяет:

Перекрыть интервал осложнений на больших глубинах с минимальной затратой времени и конца последней промывки до начала цементирования;

- Надежно изолировать два и более продуктивных горизонта скважин с высоким пластовым давлением или какие-либо осложненные интервалы, разделенные между собой мощной устойчивой толщей горных пород;

- Применять комбинированный бурильный инструмент, в результате чего увеличивается прочность бурильной колонны, снижаются гидравлические сопротивления при прокачке промывочной жидкости в трубах, обеспечивается эффективность буровых работ и возможность углубления скважины на большую глубину;

Экономить металл в результате использования обсадных труб с меньшими толщинами стенок по сравнению со сплошными колоннами, а также использовать трубы с пониженными прочностными характеристиками.

Длину первой секции обсадной колонны выбирают из геологических требований перекрытия интервала осложнений в минимально возможное время из условий прочности верхних труб секции и растягивающей нагрузки.

В случае установки головы секции в открытом стволе местоположение устройства для стыковки секций выбирают с учетом данных каверно - и профилеметрии на номинальном по диаметру участке ствола скважины. При перекрытии высоконапорных горизонтов и наличии заколонных проявлений над головой спущенной секции необходимо наращивать последующую секцию обсадной колонны с применением герметизирующих заколонных устройств.

5. Технология спуска обсадных труб

Спуск обсадной колонны - весьма ответственная операция. До начала спуска должны быть закончены все исследовательские и измерительные работы в скважине, тщательно проверено состояние бурового оборудования и инструмента, соответствие грузоподъемности вышки и талевой системы весу подлежащей спуску колонны, подготовлен ствол скважины.

За несколько дней до спуска на буровую завозят обсадные трубы, элементы технологической оснастки и необходимый дополнительный инструмент, тщательно проверенные и испытанные на базе, а также специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких температурах, возможных в данной скважине.

На буровой обсадные трубы вновь осматривают, проверяют овальность жесткими двойными шаблонами соответствующих диаметров; трубы, поврежденные при транспортировке и с повышенной овальностью, отбраковывают, а годные сортируют по группам прочности, толщинам стенок и видам резьбовых соединений и укладывают на стелажи в порядке, противоположном очередности спуску их в скважину. При укладке каждую трубу нумеруют, измеряют ее длину; номер трубы, ее длину и нарастающую длину колонны записывают в специальный блокнот.

По данным каверно- и профилеграмм выявляют участки сужения ствола скважины, а по инклинограммам - участки резкого искривления. Эти участки тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью не более 35 - 40 м/ч и расширяют до нормального диаметра. При проработке целесообразно применить ту же компоновку низа бурильной колонны, которую использовали для бурения последнего интервала скважины. После проработки ствол скважины, особенно если условия бурения сложные, калибруют: спускают бурильную колонну, низ которой имеет примерно такую же жесткость, как и подлежащая спуску обсадная колонна, и следят за успешностью прохождения такой компоновки до забоя. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывают повторно с несколько меньшей скоростью. По окончании калибровки скважину тщательно промывают в течении одного - двух циклов циркуляции. При проработке применяют промывочную жидкость с минимальной фильтратоотдачей, низкими значениями статического и динамического напряжений сдвига и пластической вязкости, а так же с хорошими смазочными характеристиками.

При подъеме бурильной колонны после проработки или калибровки измеряют ее длину и уточняют длину скважины; при этом надо учитывать, что действительная длина скважины больше суммарной измеренной длины поднятых из нее бурильных труб на величину удлинения колонны.

К спуску колонны приступают сразу же, как только закончен подъем бурильных труб после промывки скважины.

Обсадные колонны длиной до 3000 - 3500 м спускают с помощью механизированных клиньев и одного элеватора; при большой длине колонны клинья обычно не применяют из-за опасности повреждения обсадных труб сухарями; вместо клиньев используют второй элеватор.

При спуске нижний конец колонны может упереться в выступы ствола скважины, что опасно возможностью аварии. Во избежание этого низ колонны оборудуют специальным толстостенным стальным кольцом - башмаком с боковыми промывочными каналами и направляющей пробкой, изготовленной из легко разбуриваемого материала. Пробка имеет центральный проходной канал и наружную отсекаемую форму.

Башмак навинчивают на башмачный патрубок - отрезок толстостенной трубы порядка 2 м, в котором по спиральной линии просверлены несколько отверстий для выхода жидкости. Диаметр и число отверстий выбирают с таким расчетом, чтобы скорость струи при промывке и цементировании не превышала 20 м/с, а поток жидкости равномерно распределялся по периметру колонны.

На расстоянии одной - двух труб от башмака в колонне устанавливают обратный клапан. Назначение этого клапана - предотвратить поступление тампонажного раствора из кольцевого пространства скважины в колонну по окончании цементирования. Наиболее совершенным является дифференциальный обратный клапан ЦКОД. На обсадную трубу такой клапан навинчивают без запорного шара. При спуске в скважину обсадной колонны вытесняемая последней продавочная жидкость направляется частично в кольцевое пространство, а частично через дроссель внутрь обсадных труб. Благодаря этому, достигается самозаполнение колонны жидкостью, а гидравлические потери в кольцевом пространстве оказываются меньше, чем в случае, если клапан закрыт и вся вытесняемая жидкость направляется в заколонное пространство.

После спуска в колонну сбрасывают пластмассовый шар и потоком промывочной жидкости продавливают его через резиновую диафрагму до посадки в седло ограничителя. С этого момента устройство ЦКОД начинает работать как обратный клапан: при прямой циркуляции жидкость из колонны вытекает в скважину через окно в ограничителе, прикрытые резинотканевой мембраной. Обратному же току жидкости из скважины в колонну препятствует шар, который, слегка приподнявшись, упирается в резиновую диафрагму и наглухо закрывает проход в ней.

Клапан ЦКОД может выполнять так же функцию посадочного седла для разделительной цементировочной пробки.

Перед навинчиванием очередной трубы, тщательно очищают резьбу свободного от муфты конца обсадной трубы волосяной или капроновой щеткой и наносят на нее тонкий слой специальной смазки. Обсадную трубу навинчивают с помощью механизированных ключей или кругового ключа Залкина, а затем докрепляют машинными ключами с контролем крутящего момента моментомером. Величина крутящего момента докрепления резьбового соединения регламентирована и зависит от диаметра трубы. При отсутствии моментомера контроль за докреплением ведут по регламентированному натягу, а труб ОТТГ и ТБО - до упора торца трубы в выступ муфты. Если после приложения регламентированного момента над торцом муфты остается более двух свободных витков резьбы или навинчивания вручную резьба полностью скрылась в муфту, соединение бракуют. Трубу бракуют и в том случае если при навинчивании сорвана резьба. Муфты нижних 5 - 10 труб приваривают к телу последних прерывистым швом во избежание отвинчивания при последующих работах в скважине.

Спущенная в скважину обсадная колонна должна быть хорошо центрирована относительно ствола, чтобы можно было вокруг нее создать сплошную равномерной толщины цементную оболочку и изолировать друг от друга все проницаемые породы. Для этого колонну оснащают пружинными или жесткими центраторами. Пружинный центратор состоит из двух шарнирных обойм, шести пружинных планок и двух стопорных штырей. Положение центратора на трубе фиксируют с помощью ограничительного кольца и двух витых клиньев. Наибольший диаметр такого центратора должен быть примерно на 20 % больше диаметра скважины. Жесткость пружин центратора должна быть выбрана с таким расчетом, чтобы ось обсадной колонны под действием боковой составляющей веса ее практически не сминалась относительно оси скважины.

Жесткий центратор представляет собой патрубок с резьбами на концах, к наружной поверхности которого приварено несколько планок, разположенных вдоль или под углом к образующей. Диаметр жесткого центратора всегда меньше диаметра скважины на 10 %.

Центраторы целесообразно размещать на колонне на расстоянии 20 - 25 м один от другого, если зенитный угол скважины не превышает 30; на участках с большим зенитным углом расстояние между смежными центраторами рассчитывают так, чтобы наибольшая стрела прогиба участка колонны между ними не превышала 4 - 5 % диаметра скважины. Центраторы желательно ставить на каждой трубе близ кровли и подошвы каждого продуктивного горизонта и ближайших к ним водоносных объектов, выше и ниже каждого наружного пакера и цементировочной муфты на обсадной колонне, а также на участках интенсивного изменения зенитного и азимутного углов. Их не ставят в кавернозных участках ствола скважины.

Для лучшего вытеснения промывочной жидкости тампонажным раствором из участков с увеличенным диаметром скважины на колонне близ границ их полезно размещать турбулизаторы, которые завихряют восходящий поток в кольцевом пространстве. Турбулизатор - это патрубок, на наружной поверхности которого укреплены сваркой три лопасти; они смещены друг относительно друга на 1200 и расположены под углом 350 к оси патрубка. На обсадной колонне турбулизатор фиксируется витым клином. Расстояние между смежными турбулизаторами не должно превышать 3 м. Места размещения турбулизаторов и центраторов на колонне уточняют по данным кавернометрии.

При быстром спуске обсадной колонны возникает значительное гидростатическое давление, особенно если обратный клапан закрыт. Повышение давления на стенки скважины может явиться причиной поглощения промывочной жидкости, разрушение обратного клапана или смятия колонны. Поэтому скорость спуска колонны ограничивают.

Пока башмак колонны находится выше слабого пласта, гидродинамическое давление на глубине нижнего конца ее во избежание возникновения поглощения должно быть меньше наименьшего из двух значений:

Ргд < (рп - пgzп) ехр [0.00047 (Lп - Lсп)];

Ргд < 0.5(рп - пgzп) ехр [0.00047(2Lс - Lсп - Lп)];

Где:

рп - давление поглощения на глубине zп, Па;

zп - глубина залегания слабого пласта, м;

Lп - растояние от устья до слабого пласта по оси скважины, м;

Lсп - длина обсадной колонны в рассматриваемый момент спуска, м;

Lс - общая длина скважины, м.

Когда же башмак колонны окажется ниже слабого пласта, скорость спуска необходимо поддерживать не выше найденной из условия выше указанных при Lсп = Lп.

Даже при наиболее благоприятных условиях рекомендуется поддерживать среднюю скорость спуска каждой трубы эксплуатационной колонны не более - 1 м/с, промежуточной - не более 0,8 м/с, а кондуктора - не более 0,5 м/с.

При спуске колонны с обратным клапаном, допускающим самозаполнение ее промывочной жидкостью, нужно контролировать полноту заполнения, следя за объемом жидкости, вытекающей из скважины, и нагрузкой на крюк. Если же клапан закрыт и самозаполнение не происходит, в колонну периодически доливают жидкость после спуска каждых 200 - 400 м труб в зависимости от их диаметра. Во время долива колонну необходимо расхаживать во избежание прихвата. Кроме того, после спуска каждых 500 - 800 м труб необходимо делать промежуточные промывки, чтобы освежить жидкость в скважине, удалить скопившийся шлам и уменьшить опасность газирования.

В скважинах с продолжительными сроками бурения и возможностью сильного износа устьевого участка промежуточной колонны, последнюю нужно составлять из двух - трех специальных толстостенных труб.

После окончания спуска колонну оставляют подвешенной на буровом крюке, а скважину тщательно промывают; при этом колонна не должна упираться на забой.

5.1 Особенности спуска колонн по секциям

Большинство обсадных колон спускают в скважину за один прием. Нередко, однако, очень тяжелые или очень длинные колонны делят на две три части и спускают соответственно в два или три приема. Так поступают в следующих условиях:

если вес обсадной колонны больше грузоподъемности буровой установки;

если из - за недостаточной прочности обсадных труб на растяжение невозможно скомпоновать цельную колонну;

если при длительном оставлении скважины без промывки (сутки и более) возможно возникновения газонефтепроявлений или других серьезных осложнений.

Если колонну приходится делить на части из-за опасности возникновения осложнений, длину нижней части выбирают так, чтобы верхний коней возвышался примерно на 200 м выше кровли возможной зоны осложнений. В других случаях длину каждой части колонны выбирают с учетом прочности труб на растяжение и грузоподъемности буровой установки. Всегда желательно, чтобы верхний коней каждой части выше башмака предыдущей колонны, чтобы легче было состыковать с ним нижний конец смежной сверху другой части колонны. Если же это невозможно, верхний конец должен быть расположен в участке скважины с номинальным диаметром и хорошо центрирован.

Нижнюю (среднюю) часть обсадной колонны спускают с помощью бурильных труб. В связи с этим в состав обсадной колонны вводят дополнительно элементы оснастки: разъединитель - для соединения нижней (средней) части с бурильными трубами; стыковочный узел - для соединения двух частей друг с другом, а иногда устройство для подвески нижней (средней) части в скважине.

Конструкция разъединителя представляет собой корпус соединяемый с бурильными трубами замковой резьбой; переводника соединяемого со спускаемой частью обсадной колонны; втулки перекрывающей промывочные отверстия в корпусе; калиброванных срезных штифтов удерживающих втулку в корпусе; втулки с нижней частью секционной разъединительной пробки и переводника ввинченного в корпус. Втулку подвешивают в переводнике с помощью срезных штифтов. Корпус и переводник соединяют друг с другом с помощью левой резьбы.

Нижнюю (среднюю) часть обсадной колонны спускают в скважину и цементируют. После закачки тампонажного раствора в бурильные трубы сбрасывают верхнюю часть секционной разъединительной пробки и поверх нее закачивают продавочную жидкость. Когда верхняя часть сядет на седло втулки, давление в трубах возрастет, штифты будут срезаны и секционная пробка начнет продвигаться вниз по обсадной колонне до посадки на клапан ЦКОД (или на специальное стоп кольцо близ нижнего конца колонны, если клапан ЦКОД отсутствует). В конце закачки продавочной жидкости в бурильные трубы сбрасывают дюралевый и пластмассовый шар. После посадки шара на седло втулки повышают давление в бурильных трубах, штифты при этом срезаются, втулка опускается до упора в торец переводника, а промывочная жидкость через отверстия выходит в кольцевое пространство. Скважину промывают через эти отверстия, пока в пространстве за нижней (средней) частью колонны не образуется цементный камень, способный удерживать эту часть на весу. Затем бурильные трубы поднимают из скважины, предварительно вращением вправо отсоединив в левой резьбе их от переводника. Основной недостаток разъединителя состоит в том, что во время цементирования и промывки бурильную колонну нельзя вращать.

Для соединение двух частей обсадной колонны друг с другом нижний конец верхней части оборудуют специальным стыковочным устройством. Оно состоит из собственного стыковочного узла и узла пакеровки кольцевого пространства между верхней частью данной обсадной колонны и предыдущей промежуточной колонны. В состав стыковочного узла входит корпус, на котором укреплены уплотнительные элементы и разрезные металлические кольца, и специальный переводник, который при спуске навинчивают на верхний конец нижней части колонны.

Верхнюю часть обсадной колонны спускают в скважину до посадки корпуса, соединенного посредством пакерующего узла с нижним концом этой части, на специальный переводник на верхнем конце нижней части колонны. Убедившись в том, что две части колонны состыкованы правильно, верхнюю часть немного приподнимают; затем промывают и цементируют верхний участок скважины через открытый конец верхней части колонны, а по окончании цементирования вновь сажают корпус в специальный переводник и создают на последний осевую нагрузку, необходимую для плотного прижатия уплотнительных элементов стыковочного узла к внутренней конической поверхности спец переводника, а уплотнительных элементов пакирующего узла к внутренней поверхности предыдущей обсадной колонны. Для того чтобы облегчить захождение конуса корпуса в раструбный конец спецпереводника, на каждой из трех четырех труб выше и ниже стыковочного устройства обязательно устанавливают пружинные центраторы.

Потайные колонны также спускают с помощью бурильных труб и разъединителя. Короткие потайные колонны иногда сразу же после цементирования ставят на забой, а бурильные трубы отсоединяют; при этом колонна под действием собственного веса может продольно изогнуться и утратить герметичность в резьбовых соединениях. Если при дальнейшем углублении скважины возможны газопроявления, соединение потайной колонны с предыдущей промежуточной колонной полезно герметизировать пакером.

6. Задачи цементирования

Цементированием называют процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способной в покое загустевать и превращаться в твердое, практически непроницаемое тело.

В нефтегазодобывающей промышленности цементирование широко применяют для решения следующих задач:

. Изоляция проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной, и предотвращение перетоков пластовых жидкостей по заколонному пространству;

. Удержания в подвешенном состоянии обсадной колонны;

. Защиты обсадной колонны от воздействия агрессивных пластовых жидкостей, способных корродировать ее наружную поверхность;

. Устранения дефектов в крепи скважины;

. Создания разобщающих экранов, препятствующих обваднению продуктивных горизонтов;

. Создание высокопрочных мостов в скважине, способных воспринимать достаточно большие осевые нагрузки (например, при забуривании боковых стволов, при опробовании перспективных горизонтов пластоиспытателями);

. Изоляции поглощающих горизонтов;

. Упрочнения стенок скважины в осыпающихся породах;

. Уменьшения передачи тепла от потока, движущегося по колонне труб в скважине, к окружающим породам;

. Гермитизация устья в случае ликвидации скважины.

7. Расчет цементирования колонн от кондуктора до эксплуатационной

.1 Расчет цементирования колонны диаметром 324 мм

Производим расчет цементирования 324 - мм обсадной колонны, спущенной в скважину на глубину H=160 м, при следующих условиях:

Диаметр долота Dдол=445 мм

Наружный диаметр обсадных труб d1=324 мм

Толщина стенок 324 мм обсадной колонны 9,5 мм

Внутренний диаметр обсадных труб d2=324-(2*9,5)=305 мм

Высота подъема цементного раствора Hц=160 м

Плотность глинистого раствора pр=1140 кг/м3

Плотность цементного раствора pц=1850 кг/м3

Кольцо “стоп” установлено на высоте h=10 м

Коэффициент ковернозности к=1,2

.Определим диаметр скважины под колонну:


. Определим объем цементного раствора, подлежащего закачке в скважину.

.1.Определим объем цементного раствора между колонами диаметром 630 мм и 324 мм на глубину 7 м:

=

Где:

 - высота подъема цемента между обсадными трубами диаметром 630 мм и 324 мм на глубине от 0 до 7 м;

- наружный диаметр кондуктора.

2.2. Определим объем цементного раствора за обсадной колонной диаметром 324 мм на глубине от 7 м до 160 м:

     =

Где:

- высота подъема цементного раствора за обсадной колонной от 7 до 160 м.

.3. Определим объем цементного раствора в обсадной колонне диаметром 324 мм до стоп кольца:

=

Общий объем цементного раствора подлежащий закачке в скважину:


. Определим количество сухого цемента для приготовления цементного раствора:

        - водоцементное отношение;

4. Определим количество сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора:


Где:

=1.05 - коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора, при использовании машин.

. Определим необходимое количество воды для приготовления цементного раствора 50 0/0 консистенции:


6. Определим необходимое количество продавочного раствора:


Где:

- коэффициент, учитывающий сжатие цементного раствора;

   - глубина скважины.

7. Определим максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо:


где:

      - давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве.

Величину обычно находят по эмпирическим формулам. Наиболее распространенной является формула Шищенко - Бакланова.

Для скважин глубиной до 1500 м :


- давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений;

- глубина скважины.


. Определим число цементировочных агрегатов

Число цементировочных агрегатов определяют, исходя из условия получения скорости  подъема цементного раствора в кольцевом пространстве у башмака колонны в момент начала продавки не менее 1,5 м/с для кондуктора и промежуточных колонн и не менее 1,8 - 2,0 м/с для эксплуатационных колонн. Это условие вытекает из предположения, что увеличение скорости движения цементного раствора в затрубном пространстве способствует более полному вытеснению глинистого раствора.

Часто ствол скважины искривлен, имеет локальные расширения, а колонна не строго сцентрирована в нем. В подобных случаях целесообразно цементный раствор вытеснять из колонны, поддерживая небольшую скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве =0,1 - 0,4 м/с. так же следует поступать и в том случае, если колонна хорошо центрирована, но создать турбулентный режим течения цементного раствора в затрубном пространстве невозможно.

Так как продавка почти всегда начинается с высшей скорости (как правило на 4 - передаче), то количество агрегатов из условия обеспечения скорости подъема цементного раствора в затрубном пространстве определяют по формуле:


Принимаем число цементировочных агрегатов

Где:

- производительность цементировочного агрегата на четвертой скорости при закачке цементного раствора, м3/с.

9. Определим продолжительность цементирования.

Тцем. = Тзатв. + Тпромыв. + Тпрокач. = 90 + 10 + 20 = 120 мин.

Где:

Тцем. - время цементирования.

Тзатв. = 90 - время на затворения цемента, мин.

Тпромыв. = 10 - время на промывку линий и спуск пробки, мин.

Тпрокач. = 20 - время на прокачку 11,28 м3 продавочной жидкости, мин.

Для процесса цементирования необходимо приготовить:

ЦА-320 - 5 шт.

БМ-700 - 1 шт.

СКЦ-2М - 1шт.

ОЕ - 1 шт.

СМН-20 - 2шт.

7.2 Расчет цементирования колонны диаметром 245 мм.

Производим расчет цементирования 245-мм обсадной колонны, спущенной в скважину на глубину H=800 м, при следующих условиях:

Диаметр долота Dдол=295,3 мм

Наружный диаметр обсадных труб d1=245 мм

Толщина стенок 245 мм обсадной колонны:

От 0 до 20 м - 12 мм

От 20 до 220 м - 11,1 мм

От 220 до 800 м - 8,9 мм

Внутренний диаметр обсадных труб:

От 0 до 20 м - d2=245-(2*12)=221 мм

От 20 до 220 м - d2=245-(2*11,1)=222,8 мм

От 220 до 800 м - d2=245-(2*8,9)=227,2 мм

Высота подъема цементного раствора Hц=800 м

Плотность глинистого раствора pр=1310 кг/м3

Плотность цементного раствора pц=1950 кг/м3

Кольцо “стоп” установлено на высоте h=10 м

. Определим диаметр скважины под колонну:


Где:

коэффициент ковернозности.

2. Определим объем цементного раствора, подлежащего закачке в скважину.

.1. Определим объем цементного раствора между обсадными колонами диаметром 324 мм и 245 мм на глубине от 0 до 160 м.

     =

Где:

 - высота подъема цемента между обсадными трубами диаметром 324 мм и 245 мм на глубине от 0 до 160 м;

- наружный диаметр 324 мм колонны.

2.2. Определим объем цементного раствора за обсадной колонной диаметром 245 мм на глубине от 160 м до 800 м:

     =

Где:

- высота подъема цементного раствора за обсадной колонной от 160 до 800 м.

.3. Определим объем цементного раствора в обсадной колонне диаметром 245 мм до стоп кольца:

на глубине 800 м установлена колонна с толщиной стенки 8,9 мм

=

Общий объем цементного раствора подлежащий закачке в скважину:


. Определим количество сухого цемента для приготовления цементного раствора:

Где:

        - водоцементное отношение;

4. Определим количество сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора:


Где:

=1.01 - коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора, при использовании машин.

.Определим необходимое количество воды для приготовления цементного раствора 50 0/0 консистенции:


6. Определим необходимое количество продавочного раствора:


Где:

- коэффициент, учитывающий сжатие цементного раствора;

   - глубина скважины;

- средний внутренний диаметр колонны;


7. Определим максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо:


где:

      - давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве.

Величину обычно находят по эмпирическим формулам. Наиболее распространенной является формула Шищенко - Бакланова.

Для скважин глубиной до 1500 м :


- давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений;

- глубина скважины.


. Определим число цементировочных агрегатов.


Принимаем число цементировочных агрегатов

Где:

    - производительность цементировочного агрегата на четвертой скорости при закачке цементного раствора, м3/с.

9). Определим продолжительность цементирования.

Тцем. = Тзатв. + Тпромыв. + Тпрокач. = 90 + 10 + 45 = 120 мин.

Где: Тцем. - время цементирования.

Тзатв. = 90 - время на затворения цемента, мин.

Тпромыв. = 10 - время на промывку линий и спуск пробки, мин.

Тпрокач. = 45 - время на прокачку 31,96 м3 продавочной жидкости, мин.

Для процесса цементирования необходимо приготовить:

ЦА-320 - 6 шт.

БМ-700 - 1 шт.

СКЦ-2М - 1шт.

ОЕ - 1 шт.

СМН-20 - 3шт.

7.3 Расчет цементирования колонны диаметром 168 мм

Производим расчет цементирования 168-мм обсадной колонны, с муфтой ступенчатого цементирования на глубине 1600 м, при следующих условиях:

Диаметр долота Dдол=215,9 мм

Наружный диаметр обсадных труб d1=168 мм

Толщина стенок 168 мм обсадной колонны:

От 0 до 1000 м - 8,9 мм

От 1000 до 1400 м - 10,6 мм

От 1400 до 1700 м - 12,1 мм

От 1700 до 1900 м - 10,6 мм

От 1900 до 2000 м - 10,6 мм

От 2000 до 2345 м - 12,1 мм

Внутренний диаметр обсадных труб:

От 0 до 1000 м - d2 = 168 - (2*8,9) = 150,2мм

От 1000 до 1400 м - d2 = 168 - (2*10,6) = 146,8 мм

От 1400 до 1700 м - d2 = 168 - (2*12,1) = 143,8 мм

От 1700 до 1900 м - d2 = 168 - (2*10,6) = 146,8 мм

От 1900 до 2000 м - d2 = 168 - (2*10,6) = 146,8 мм

От 2000 до 2345 м - d2 = 168 - (2*12,1) = 143,8 мм

7.3.1Произведем расчет цементирования первой ступени

Высота подъема цементного раствора Hц = от 1600 до 2345 м

Плотность глинистого раствора pр=1600 кг/м3

Плотность цементного раствора pц=1950 кг/м3

Кольцо “стоп” установлено на высоте h=20 м

. Определим диаметр скважины под колонну:

коэффициент ковернозности.

2. Определим объем цементного раствора, подлежащего закачке в скважину.

.1. пределим объем цементного раствора за обсадной колонной диаметром 168 мм на глубине от 1600 м до 2345 м:

=

Где:

- высота подъема цементного раствора за обсадной колонной от 1600 до 2345 м.

2.2 Определим объем цементного раствора в обсадной колонне диаметром 168 мм до стоп кольца:

на глубине 2345 м установлена колонна с толщиной стенки 12,1 мм

=

Общий объем цементного раствора подлежащий закачке в скважину:


.Определим количество сухого цемента для приготовления цементного раствора:


Где:

        - водоцементное отношение;

4. Определим количество сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора:


Где:

=1.01 - коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора, при использовании машин.

.Определим необходимое количество воды для приготовления цементного раствора 50 0/0 консистенции:

6.Определим необходимое количество продавочного раствора:


Где:

- коэффициент, учитывающий сжатие цементного раствора;

   - глубина скважины;

- средний внутренний диаметр колонны;


7.Определим максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо:


где:


      - давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве.

Величину обычно находят по эмпирическим формулам. Наиболее распространенной является формула Шищенко - Бакланова.

Для скважин глубиной более 1500 м :


- давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений;

- глубина скважины.


. Определим число цементировочных агрегатов.


Принимаем число цементировочных агрегатов

Где:

    - производительность цементировочного агрегата на четвертой скорости при закачке цементного раствора, м3/с.

9. Определим продолжительность цементирования.

Тцем. = Тзатв. + Тпромыв. + Тпрокач. + Тсмыв. = 65 + 10 + 30 + 45 = 150 мин.

Где: Тцем. - время цементирования.

Тзатв. = 65 - время на затворения цемента, мин.

Тпромыв. = 10 - время на промывку линий и спуск пробки, мин.

Тпрокач. = 30 - время на прокачку 40,3 м3 продавочной жидкости, мин.

Тсмыв. = 45 - время смыва цементного раствора

Для процесса цементирования необходимо приготовить:

ЦА-320 - 6 шт.

БМ-700 - 1 шт.

СКЦ-2М - 1шт.

ОЕ - 1 шт.

СМН-20 - 2шт.

7.3.2 Произведем расчет цементирования второй ступени

Высота подъема цементного раствора Hц = от устья до 1600 м

Плотность глинистого раствора pр=1310 кг/м3

Плотность цементного раствора pц=1950 кг/м3

.Определим диаметр скважины под колонну:


Где:

коэффициент ковернозности.

2. Определим объем цементного раствора, подлежащего закачке в скважину.

.1. Определим объем цементного раствора между колоннами диаметром 245 мм и диаметром 168 мм на глубине от устья до 800 м:

     =

Где:

- высота подъема цементного раствора за обсадной колонной от устья до 800 м.

.2.Определим объем цементного раствора за колонной диаметром 168 мм от 800 до 1600 м:

     =

Общий объем цементного раствора подлежащий закачке в скважину:


. Определим количество сухого цемента для приготовления цементного раствора:


Где:

        - водоцементное отношение;

4. Определим количество сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора:


Где:

=1.01 - коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора, при использовании машин.

. Определим необходимое количество воды для приготовления цементного раствора 50 0/0 консистенции:


6.Определим необходимое количество продавочного раствора:

Где:

- коэффициент, учитывающий сжатие цементного раствора;

- глубина скважины;

- средний внутренний диаметр колонны;


. Определим максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо:


где:


      - давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве.

Величину обычно находят по эмпирическим формулам. Наиболее распространенной является формула Шищенко - Бакланова.

Для скважин глубиной более 1500 м :


- давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений;

- глубина скважины.


.Определим число цементировочных агрегатов.


Принимаем число цементировочных агрегатов

Где:

    - производительность цементировочного агрегата на четвертой скорости при закачке цементного раствора, м3/с.

9. Определим продолжительность цементирования.

Тцем. = Тзатв. + Тпромыв. + Тпрокач. + Тсмыв. = 65 + 10 + 35 + 45 = 150 мин.

Где: Тцем. - время цементирования.

Тзатв. = 65 - время на затворения цемента, мин.

Тпромыв. = 10 - время на промывку линий и спуск пробки, мин.

Тпрокач. = 35 - время на прокачку 27,93 м3 продавочной жидкости, мин.

Тсмыв. = 45 - время смыва цементного раствора

Для процесса цементирования необходимо приготовить:

ЦА-320 - 7 шт.

БМ-700 - 1 шт.

СКЦ-2М - 1шт.

ОЕ-1 шт.

СМН-20 -3 шт.

8. Одноступенчатое цементирование

Это наиболее распространенный способ.

Цементирование по этому способу осуществляют в тех случаях, когда скважина не имеет осложнений, перекрываемые пласты не поглощают раствора, высота перекрытия ствола скважины цементным раствором позволяет цементировать при однократной подаче цементного раствора.

После спуска в скважину обсадной колонны на верхней муфте укрепляют промывочную головку, обвязывают ее с насосами буровой установки и приступают к промывке скважины. Если промывку скважины предполагается проводить не более 30 мин, то допускается установка цементировочной головки в место промывочной. В противном случае при длительной промывке могут быть разъедены краны и цементировочная головка выйдет из строя.

Во время промывки скважины (а иногда и до этого) бригада по цементированию проводит подготовку к цементировочным работам: загружает цементосмесительные машины, обвязывает цементировочные агрегаты, заготовляет продавочную жидкость и воду для затворения цемента и т.д.

По окончании промывки скважины промывочную головку заменяют цементировочной, боковые отводы которой с помощью трубопроводов соединяют с цементировочными насосами, и внутрь колонны через нижний боковой отвод 12 при закрытых кранах 13 и 14 закачивают порцию буферной жидкости. Затем закрывают кран 15, открывают кран 14, вывинчивают стопор в цементировочной головке, удерживающий от падения вниз нижнюю разделительную пробку, и цементировочными насосами через боковые отводы 2 закачивают нужный объем тампонажного раствора 3. тампонажный раствор проталкивает разделительную пробку вниз по колонне. После закачки тампонажного раствора временно закрывают краны 14, вывинчивают стопор, удерживающий в цементировочной головке верхнюю разделительную пробку, открывают кран 13 и через верхний боковой отвод 11 закачивают порцию продавочной жидкости. Когда верхняя разделительная пробка войдет в колонну, вновь открывают краны 14 и продавочную жидкость закачивают также через боковые отводы 2.

Тампонажный раствор закачивают в объеме, необходимом для заполнения заданного интервала кольцевого пространства скважины и участка обсадной колонны ниже обратного клапана, а продавочную жидкость - в объеме, необходимом для заполнения внутренней полости колонны выше обратного клапана.

Нижняя пробка 4, дойдя до обратного клапана 9, останавливается. Так как закачку жидкости в колонну продолжают, мембрана в нижней пробке под влиянием избыточного давления в колонне над ней разрушается, и тампонажный раствор через открывшийся проходной канал в пробке и далее через отверстия в башмачном патрубке и в направляющей пробке устремляется в кольцевое пространство скважины.

Плотность тампонажного раствора почти всегда больше плотности продавочной жидкости. Поэтому по мере заполнения колонны тампонажным раствором разность давлений столбов жидкостей в ней и в заколонном пространстве возрастает, а давление в цементировочной головке и в цементировочных насосах уменьшается, иногда даже ниже атмосферного.

Для предотвращения возникновения вакуума в цементировочной головке целесообразно кольцевое пространство герметизировать превентором и поддерживать в нем у устья достаточное противодавление. С того момента, как тампонажный раствор начнет выходить из колонны в кольцевое пространство, давление в насосах и цементировочной головке станет возрастать и постепенно противодавление можно снять.

 Как только верхняя пробка сядет на нижнюю и остановится. Давление в колонне начнет резко возрастать. Это служит сигналом для прекращения закачки продавочной жидкости; все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое для затвердения тампонажного раствора.

9. Двухступенчатое цементирование

На практике ступенчатое цементирование (двух- или трехступенчатое) применяется в следующих случаях:

).Тампонажный раствор не может быть поднят на требуемую высоту в одну ступень (по геологическим, техническим или другим причинам);

).В зоне подъема тампонажного раствора имеются пласты с резко различающимися температурами, оказывающие заметное влияние на сроки схватывания раствора;

).Отсутствует тампонажный раствор, сроки схватывания которого обеспечивали безаварийное проведение цементирования во времени;

).На буровую нельзя одновременно вызвать расчетное количества цементировочного оборудования (агрегаты, цементосмесительные машины;

)Отсутствует необходимое количество тампонажного материала;

).Процесс цементирования второй ступени колонны необходимо провести с разрывом во времени.

Процесс двухступенчатого цементирования проводится в две стадии с использованием специальной муфты. Муфту следует размещать обязательно против устойчивых непроницаемых пород в интервале с наминальным диаметром скважины. На каждой из трех-четврех труб выше и ниже муфты необходимо установить центраторы. В начале цементируется нижняя часть колонны, а затем верхняя.

Двухступенчатое цементирования осуществляется в следующем порядке. Сначала цементируют нижнюю часть скважины. Для этого после закачки порции буферной жидкости в колонну спускают специальную эластичную нижнюю пробку 4, поверх которой закачивают первую порцию тампонажного раствора 3. Объем этой порции равен объему кольцевого пространства на участке от башмака колонны до цементировочной муфты плюс объем участка колонны ниже обратного клапана. Затем освобождают вторую специальную эластичную пробку 10 и поверх нее закачивают порцию продавочной жидкости 11 в объеме, равном внутреннему объему колонны выше обратного клапана. Конструкция эластичных пробок позволяет им пройти через сужения в цементировочной муфте и не сдвинуть втулки в ней. В конце закачки порции продавочной жидкости в колонну сбрасывают пластмассовый шар такого диаметра, чтобы он, пройдя через верхнюю втулку 3, сел на седло нижней втулки 7. как только верхняя эластичная пробка сядет на нижнюю, давление на устье скачком возрастет и закачку жидкости временно прекращают.

Шар 12 под действием силы тяжести опускается по колонне и садится на нижнюю втулку 7 цементировочной муфты. После этого вновь возобновляют закачку продавочной жидкости. Под действием возникающего над шаром избыточного давления нижняя втулка 7 срезает штифты, которыми она закреплена в корпусе муфты, сдвигается вниз до упора в ограничитель 9 и открывает отверстия 8 в корпусе. Через эти отверстия скважину промывают, пока не затвердеет тампонажный раствор в нижнем участке. Затем в колонну закачивают вторую порцию тампонажного раствора 14, освобождают верхнюю разделительную пробку 13 и поверх нее закачивают вторую порцию продавочной жидкости 15. Объем второй порции тампонажного раствора равен объему подлежащего цементированию участка кольцевого пространства, расположенного выше муфты, а объем второй порции продавочной жидкости - внутреннему объему участка колонны выше муфты.

Проталкиваемая продавочной жидкостью пробка 13 опускается вниз по колонне. В момент, когда она достигает верхней втулки 6 цементировочной муфты и остановится, давление в колонне возрастает, втулка 6 срезает штифты, которые удерживают ее в корпусе муфты, опускается до упора в торец нижней втулки 7 и закрывает отверстия 8 в корпусе. Поскольку после этого жидкость не сможет вытекать в кольцевое пространсто, давление в колонне начнет резко возрастать; это служит сигналом прекращения процесса цементирования.

Герметичность перекрытия отверстий проверяют открытием крана на цементировочной головке. Отсутствие обратного движения жидкости через кран свидетельствует о том, что отверстия муфты закрыты герметично. При этом цементного стакана в колонне (в интервале муфты) не остается.

После затвердения второй порции тампонажного раствора пробки, шар, втулки 6 и 7, а также излишний цементный камень в колонне и обратный клапан разбуривают.

При применении заливочной муфты низ колонны оборудуют, как правило, двумя обратными клапанами, которые препятствуют поступлению цементного раствора обратно при промывке колонны через заливочные отверстия в муфте. Ниже и выше муфты на расстоянии 2-3 м устанавливают по одному пружинному фонарю для ее центровки в скважине. Упорное кольцо в башмаке колонны не устанавливают.

Если причиной ступенчатого цементирования является опасность поглощения тампонажного раствора, муфту размещают на такой глубине, чтобы сумма статического давления столбов жидкости и гидродинамического давления в кольцевом пространстве была меньше давления поглощения.

Если изолируют два продуктивных горизонта, то муфту устанавливают ниже верхнего горизонта на 10-30 м.

Если же причиной является опасность газопроявлений, муфту размещают на 200 - 250 м выше кровли газоносного горизонта.

Сократить разрыв во времени между цементированием нижней и цементированием верхней частей скважины можно, если непосредственно под муфтой установить на колонне наружный пакер и сразу же по окончании цементирования нижней части запокировать им кольцевое пространство. 

Во всех случаях двухступенчатого цементирования муфту рекомендуется устанавливать против пачек глин или других низкопроницаемых пород.

10. Опрессовка обсадных колонн

Испытание обсадных колонн на герметичность и время окончания процесса цементирования производится в соответствии с требованиями инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность.

При опрессовке кондукторов и промежуточных колонн буровой раствор в верхней части колонны на глубине 20 - 25 м заменяется водой, а эксплуатационные колоны, если опрессовываются не во время цементирования, испытываются давлением после затворения водой на всю глубину.

Допускается опрессовка промежуточных и эксплуатационных колонн цементируемых одноступенчатым способом во время цементирования. При этом давление должно выдерживаться в течение не менее 30 мин.

Давление опрессовки на 10 % должно превышать максимально возможное внутреннее рабочее давление колонны. Минимальное давление опрессовки эксплуатационных колон - 21 Мпа.

При восстановлении ликвидированных скважин методом бурения второго ствола давление опрессовки обсадных колонн перед забуриванием, а также эксплуатационных колонн, образованных из части прежней (существующей) колонны и вновь спускаемого хвоставика, должно превышать максимально возможное внутреннее рабочее давление на 10 %, но не менее минимального допустимого.

Колонна считается выдержавшей испытание, если в течении 30 минут давление опрессовки понизилось не более 0,5 Мпа. Наблюдение за изменением давления начинается через пять минут после создания давления опрессовки.

Испытание эксплуатационных колонн снижением в ней уровня производится после испытания внутреннего давления.

Для условий белорусских месторождений величина снижения уровня:

Глубина положения искусственного забоя 1500 - 2000 м при снижении уровня не менее 1000 м;

Глубина положения искусственного забоя 2000 - 3000 м при снижении уровня не менее 1800 м;

Глубина положения искусственного забоя более 3000 м при снижении уровня не менее 2000 м.

Примечание:

Если плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну больше 1,4 г/см3, то вместо понижения уровня необходимо заменить продавочную жидкость на пресную воду и наблюдать за уровнем в скважине. Колонна считается герметичной в случае, если в течении одного часа наблюдения после прогрева воды до температуры пород перелива жидкости или выделение газа из скважины не будет.

При испытании способом снижения уровня колонна считается герметичной в случае, если уровень за 8 часов наблюдения повысится не более чем на 2 метра. Замеры уровня должны производиться через 3, 5, 7 и 8 часов стояния.

В случае, если уровень жидкости в колонне за 8 часов поднимается более чем на 2 м, производится повторный замер в течении 8 часов. Если при повторном замере уровень поднимается также больше нормы, колонна считается не герметичной.

При совместном вскрытии надсолевого и верхнего солевого комплексов и если противовыбросовое оборудование не устанавливается, то кондуктор и цементное кольцо за ним испытывается двумя методами. Давление опрессовки равно 1 Мпа, глубина снижения уровня должна быть в пределах 50 % от глубины спуска колонны.

Требуется опрессовка цементного кольца у кондукторов или промежуточных колонн, на которых устанавливается противовыбросовое оборудование. Опрессовка производится после выхода 1 - 3 м из под башмака, при спущенной в скважину колонне бурильных труб с закачкой на забой порции воды с подъемом ее в башмак на 10 - 20 м.

Давление опрессовки определяется по формуле:


где:

- ожидаемое максимальное давление при газонефтепроявлениях на глубине L (в м), кг/см2;

-плотность жидкости, г/см3.

Давление опрессовки не должно превышать контрольных значений по гидроразрыву пласта, определяемого из выражения:


где:

Pгр- давление гидроразрыва на глубине L;

-плотность жидкости, г/см3.

11. Цементосмесительная машина 2СМН - 20

В настоящее время для транспортирования тампонажных материалов к буровым скважинам и для механизированного приготовления растворов применяются цементосмесительные машины и агрегаты. До создания этих машин цемент затворяли с помощью гидромешалок, к которые его засыпали вручную из мешков.

Создание этих машин позволило механизировать и облегчить труд обслуживающего персонала, снизить потери сухого материала, повысить качество и стабильность свойств растворов, т. е. повысить качество цементирования скважин. Эти машины могут быть использованы также и для приготовления промывочных жидкостей и сухих смесей.

Машины монтируются на автомобилях или прицепах и имеют в качестве основных узлов бункер, погрузочно-разгрузочное устройство и устройство для приготовления растворов.

Имеются два типа смесительных машин: с механической и пневматической разгрузкой бункера. Наибольшее распространения получили цементосмесительные машины с механической разгрузкой 2СМН - 20.

Оборудование цементосмесительной машины 2СМН - 20 смонтировано на шасси автомобиля КрАЗ - 257.

Машина 2СМН - 20 состоит из:

Бункера;

Двух разгрузочных шнеков;

Приемной камеры;

Смесительного устройства;

Раздаточной коробки;

Погрузочного шнека;

И других более мелких устройств и механизмов.

Она рассчитана на перевозку до 9 т сухого цемента. По прибытию на место и после установки на откидные домкраты машину догружают до полной грузоподъемности при помощи съемного вертикального погрузочного шнека.

Количество подаваемого цемента регулируется изменением частоты вращения горизонтальных шнеков - дозаторов.

Догрузка на месте проведения работ осуществляется специальным загрузочным шнеком производительностью от 12 до 15 т/ч или автоцементовозами с пневматической разгрузкой производительностью 1 т/мин.

11.1 Устройство 2СМН - 20

Бункер цементосмесительной машины предназначен для загрузки цемента или других порошкообразных материалов. Он представляет собой емкость, изготовленную из стальных листов и приваренную к несущей раме из швеллера. Его боковые стенки наклонены под углом 530 - 540 и переходят в полуэллептическую кровлю с двумя погрузочными люками. Люки перекрываются съемными решетками и плотно закрываются крышками. На бункере имеются настилы с откидными перилами для удобства обслуживания машины в период загрузки цемента. Лестница для подъема на кровлю бункера расположена с левой стороны машины на задней торцовой стенке.

С заднего торца рама бункера удлинена и образует открытый ящик с откидной дверцей. В этом ящике размещена приемная воронка. На передней торцовой стенке бункера размещены приводные механизмы.

Для разгрузки шасси автомашины при максимальном заполнении бункера имеется четыре откидных домкрата механического типа, приваренные к несущей раме.

На случай выхода из строя механизмов привода или двигателя автомашины в бункере (справа в передней части и слева в задней части) предусмотрены два аварийных люка для выгрузки порошкообразного материала. Днище бункера выполнено в виде двух параллельных корыт. Два шнековых транспортера располагаются каждый в своем корыте и имеют подшипниковые опоры. Передние опоры шнеков смонтированы на фланцах, закрепленных болтами на передней торцевой стенке бункера. Задние концы опоры шнеков размещены на торцах кожуха приемной воронки, соединенной на фланцах с бункером. Конические роликоподшипники задней опоры воспринимают радиальные и осевые усилия, передаваемые шнеками.

Диаметр шнека 245 мм, шаг 150 мм. Разгрузочные концы шнеков выходят за пределы бункера в приемную воронку, в которой оба потока цемента соединяются и направляются к смесительному устройству. Витки погрузочных транспортеров не доходят до конца подшипников и перед цапфой снабжены отбойными дисками.

Приемная воронка предназначена для приема цемента, подаваемого двумя шнековыми транспортерами, и для направления его в смесительное устройство.

Она состоит из корпуса и двух задних опор подшипников разгрузочных шнеков. Кроме того, имеет специальное устройство для присоединения смесителя, а также снабжена шиберной заслонкой, перекрывающей выходное отверстия бункера. Заслонка имеет приводной вал с двумя квадратами на концах для установки съемной ручки. В воронке имеется смотровой люк.

В смесительном устройстве вакуумно - гидравлического типа разряжение создается струей жидкости, благодаря чему подаваемый шнеками порошкообразный материал всасывается в смеситель и затем интенсивно перемешивается в турбулентном потоке жидкости в напорной трубе.

Некоторые смесительные устройства снабжены обводной трубкой с краном для регулирования плотности путем добавлении необходимого количества воды непосредственно в напорную трубу. Качество перемешивания раствора улучшается с увеличением производительности.

Приводы шнековых транспортеров и погрузочного шнека осуществляется от двигателя автомашины через коробку перемены передач, раздаточную коробку и специальную коробку отбора и распределения мощности, установленную за кабиной водителя над раздаточной коробкой автомашины между лонжеронами. Раздаточная коробка имеет два вспомогательных и три выходных вала: два боковых для привода разгрузочных (основных) шнеков и один для приводя погрузочного (вспомогательного) шнека. Эта коробка позволяет отбирать мощность от двигателя автомашины и распределять ее. Мощность может быть передана разгрузочным шнекам или вспомогательным механизмам.

Рычажное управление коробкой отбора мощности выведено в кабину водителя оно расположено в общем кронштейне между двумя дополнительными рычагами. Рычаг может находиться в трех положениях: нейтральном, при котором привод всех механизмов включен; “от себя”, когда включены основные механизмы (разгрузочные шнеки); “к себе”, когда выключены приводные механизмы загрузочного шнека. За кабиной водителя имеется люк для смазки и осмотра коробки отбора мощности и привода шнеков.

Погрузочный шнек применяется в основном для догрузки 2СМН - 20 тампонажным материалом на месте проведения работ. Производительность погрузочного шнека 12 - 15 т/ч. Погрузочный шнек, привод к которому осуществляется через систему шестеренчатых и цепных передач, состоит из двух частей. Верхняя часть вмонтирована в бункер с левой стороны машины, а нижняя, соединенная с ней шарниром, при транспортировании поднимается и закрепляется в горизонтальном положении.

Привод всех основных и вспомогательных механизмов осуществляется от двигателя автомашины через коробку отбора мощности и передаточные механизмы.

11.2 Техническая характеристика машины 2СМН- 20

Транспортная грузоподъемность, т                           8 - 9

Вместимость бункера, м3                                   14,5

Производительность при приготовлении

цементного раствора, л/с                                    20

Плотность приготовляемого раствора, г/см3:

Цементного                                          1,7 - 2,1

Цементно - песчаного                                  1,9 - 2,3

Цементно - бентонитового                             1,4 - 1,6

Глинистого                                         1,02 - 1,4

Утяжеленного глинистого                              1,35 - 2,3

Давление жидкости в линии к смесителю, Мпа (кгс/см2)      0,8 - 1,5

Смесительное устройство                             вакуумно-

гидравлическое

Максимальная потребляемая мощность, кВт                  29,4

Подача загрузочного шнека, т/ч                         12 - 15

Масса, кг                                              13500

Габаритные размеры, мм:

Длина                                                  9580

Высота с грузом                                        3510

Высота без груза                                         3550

Ширина в транспортном положении                       2700

Ширина в рабочем положении                            4000

МОНЖЕТНАЯ БАЗА

Трехосный грузовой автомобиль                      КрАЗ - 257

Грузоподъемность, кг                            10000 - 12000

Двигатель                                     четырехтактный

восьмицилиндровый

дизель

Наибольшая мощность двигателя (n=2100 об/мин), л. с.       240

Топливо                                           дизельное

Коробка передач                                 пятискоростная

Передаточные отношения                              i1 = 6,17

i2 = 1 3 = 1,79

i4 = 15 = 0,78

 

СИСТЕМА ЗАГРУЗКИ

Привод шнеков:

Разгрузочного                           от двигателя автомобиля

через коробку отбора

мощности (i=9,05)

Загрузочного                             от двигателя автомобиля

через коробку отбора

мощности, цепную

передачу и конический

редуктор (i=4,54)

Смесительное устройство                        струйного типа

12. Расчет экономического эффекта

Расчет экономического эффекта от производства и использования новых или усовершенствованных предметов труда (материалы, долота, вещества, сырье и т. д.), а также средств труда со сроком службы не менее одного года, производится по формуле:

 

Где:

З1 и З2 - приведенные затраты единицы соответственно базового и нового предметов труда руб.;

У1 и У2 - удельные расходы соответственно базового и нового предметов труда в расчете на единицу продукции (работы), выпускаемой потребителем, в натуральных единицах;

И/1 и И/2 - затраты на единицу продукции (работы), выпускаемой потребителем соответственно при использовании базового и нового предметов труда без учета их стоимости, руб.;

К/1 и К/2 - сопутствующие капитальные вложения потребителя при использовании им соответственно базового и нового предметов труда в расчете на единицу продукции (работы) производимой с применением нового предмета труда, руб.;

А2 - годовой объем производства нового предмета труда в расчетном году, в натуральных единицах;

Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.

Для обеспечения адекватного в масштабе всего общественного производства подхода к оценке экономической эффективности новой технологии, и исходя из этого, что организация ее производства трубует дополнительных ресурсов, в расчетах экономической эффективности используется единый нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений (Ен ), равный 0,15.

Произведем расчет экономической эффективности применения цементо-бентонитовой смеси вместо Здолбуновского ПТЦ-50-Д10 для цементирования обсадной колонны диаметром 245 мм скважины №228 Речицкого месторождения нефти.

В ходе расчета будем рассчитывать базовую цементную смесь - ПТЦ-50-Д10 и новую цементную смесь - цементо- бентонитовую.

1.Цель бурения.

Цель бурения скважины № 228 Речицкая - Эксплуатация

.Способ бурения.

Способ бурения скважины роторный.

.Вид привода.

Вид используемого при бурении привода дизельный.

.Глубина скважины.

Глубина скважины до забоя составила 2345 м

.Интервал применения новой цементной смеси.

Новая цементная смесь применялась в интервале от устья до 800 м

6.Высота подъема цемента в интервале.

Высота подъема цемента в интервале составила 800 м

.Диаметр обсадной колонны.

Диаметр обсадной колонны производимой цементирование 245 мм

.Диаметр скважины.

Диаметр скважины номинальный (под долото)составил 295,3 мм

Диаметр скважины от 160 м до 800 м с учетом коэффициента пористости (к = 1,33) составляет 340 мм

.Объем цементного раствора (расчетный).

Объем цементного раствора (расчетный) применяемый при цементировании составляет 34 м3

.Выход раствора из 1 т цемента.

.1.Выход раствора из 1 т базового цемента (по данным Тампонажного управления) составляет 0,67 м3

.2.Выход раствора из 1 т нового цемента (по данным Тампонажного управления) составляет 0,9 м3

.Удельный расход цемента.

Удельный расход цемента рассчитаем по формуле (кг/мпроходки):

N = Р / L

Где:

Р - Расход цемента в интервале крепления (расчетный), кг;

L - Глубина скважины до забоя, м.

N = 51000 / 2345 = 21,8 кг/мпроходки

.Расход цемента в интервале крепления (расчетный).

.1.Расход цемента в интервале крепления (расчетный) при использовании базовой цементной смеси, кг:

Рц.1 = Vц.р.р. : Вр

 

Где:

Vц.р.р. - Объем цементного раствора (расчетный), м3;

Вр. - Выход раствора из 1 т цемента из базовой цементной смеси, м3/т;

Рц.1 = 34. : 0,67 = 51000кг

.2.Расход цемента в интервале крепления (расчетный) при использовании новой цементной смеси, кг:

Рц.2 = Vц.р.р. : Вр

 

Где:

Vц.р.р. - Объем цементного раствора (расчетный) м3;

Вр. - Выход раствора из 1 т цемента из новой цементной смеси м3/т;

Рц.2 = 34. : 0,9 = 37800кг

 

13.Процентное соотношение.

.1.Процентное соотношение базового цементного раствора:

Количественное содержание цемента в базовой цементной смеси - 100%

.2.Процентное соотношение нового цементного раствора:

Количественное содержание цемента и бентонита в новой цементной смеси:

цемента - 67%

бентонита - 33%

.Цена базовой цементной смеси.

Цена базовой цементной смеси (по данным Тампонажного управления) составляет 80594 руб/т

.Цена новой цементной смеси.

Цена новой цементной смеси (по данным Тампонажного управления) составляет 74323 руб/т

.Стоимость приготовления 1м3 раствора.

Стоимость приготовления 1м3 раствора (по данным растворного узла) составляет 28603 руб

.Объем использования новой цементной смеси.

Объем использования новой цементной смеси составил 37,8 т

.Расход цемента на 1м крепления.

.1.Расход цемента на 1м крепления при использовании базовой цементной смеси:

Рц.1.1. = Рц.(н.ц.с.) : Нц.

Где:

Рц.(б.ц.с.) - Расход цемента в интервале крепления (расчетный) при использовании базовой цементной смеси кг;

Нц. - Высота подъема базовой цементной смеси м

Рц.1.1. = 51000 :800 = 63,75 кг/м

.2.Расход цемента на 1м крепления при использовании новой цементной смеси:

Рц.2.2. = Рц.(н.ц.с.) : Нц.(н.ц.с.)

 

Где:

Рц.(н.ц.с.) - Расход цемента в интервале крепления (расчетный) при использовании новой цементной смеси кг;

Нц.(н.ц.с.) - Интервал применения новой цементной смеси м;

Рц.2.2. = 37800 : 800 = 4725 кг/м

.Затраты на крепление колонны.

.1.Затраты на крепление колонны при использовании базовой цементной смеси:

Зк.к.(б.ц.с.) = Ср. + Сц.

Где:

Зк.к.(б.ц.с.) - Затраты на крепление колонны при использовании базовой смеси руб;

Ср. - Стоимость раствора (по данным растворного узла) руб;

Сц. - Стоимость цемента руб;

Стоимость цемента:

Сц. = Vц.р.р. * Сб.ц.с.

Где:

Сб.ц.с. - Стоимость 1 м3 базовой цементной смеси руб/м3

Стоимость 1 м3 базовой цементной смеси:

Сб.ц.с. = Ст. * Вр.

Где:

Ст. - Стоимость 1 т базовой цементной смеси, руб/т;

Вр. - Выход раствора из 1 т цемента из базовой цементной смеси м3/т;

Сб.ц.с. = 80594 : 0,67 = 120289,5 руб/м3

Сц. = 34 * 120289,5 = 4089843 руб

Зк.к.(б.ц.с.) = 28603 + 4089843 = 4118446 руб

.2.Затраты на крепление колонны при использовании новой цементной смеси:

Зк.к.(б.ц.с.) = Ср. + Сц.

Где:

Зк.к.(н.ц.с.) - Затраты на крепление колонны при использовании новой смеси руб;

Ср. - Стоимость раствора (по данным растворного узла) руб;

Сц. - Стоимость цемента руб;

Стоимость цемента:

Сц. = Vц.р.р. * Сн.ц.с.

Где:

Vц.р.р. - Объем цементного раствора (расчетный) м3;

Сн.ц.с. - Стоимость 1 м3 новой цементной смеси руб/м3

Стоимость 1 м3 новой цементной смеси:

Сн.ц.с. = Ст. * Вр.

Где:

Ст. - Стоимость 1 т новой цементной смеси, руб/т;

Вр. - Выход раствора из 1 т цемента из новой цементной смеси м3/т;

Сб.ц.с. = 74323 : 0,9 = 82581,1 руб/м3

Сц. = 34 * 82581,1 = 2807757,4 руб

Зк.к.(б.ц.с.) = 28603 + 2807757,4 = 2836360,4 руб

.Затраты на 1 м крепления колонны.

.1.Затраты на 1 м крепления колонны при использовании базовой цементной смеси (И1):

З1.м.к.к.(б.ц.с.) = Зк.к.(б.ц.с.) : Нц.

Где:

Зк.к.(б.ц.с.) - Затраты на крепление колонны при использовании базовой смеси руб;

Нц. - Высота подъема базовой цементной смеси м

З1.м.к.к.(б.ц.с.) = 4118446 : 800 = 5148,1 руб

.2.Затраты на 1 м крепления колонны при использовании новой цементной смеси(И2):

З1.м.к.к.(нц.с.) = Зк.к.(нц.с.) : Нц.(н.ц.с.)

Где:

Зк.к.(б.ц.с.) - Затраты на крепление колонны при использовании базовой смеси руб;

Нц.(н.ц.с.) - Интервал применения новой цементной смеси м

З1.м.к.к.(б.ц.с.) = 2836360,4 : 800 = 3545,45 руб

.Экономический эффект от применения ЦБС.

Если для использования новой технологии не требуется сопутствующие капитальные вложения и скорость бурения в результате ее применения практически не изменяется, расчет экономического эффекта ведется по разнице годовых эксплуатационных затрат потребителя по базовому и новому средствам или предметам труда на объем продукции (работы), производимой единицей нового средства или предмета труда, руб. Тогда формула (1) принимает вид:

Где:

Ц1 - Цена базовой цементной смеси, руб;

Ц2 - Цена новой цементной смеси, руб;

Рц.1. - Расход цемента в интервале крепления (расчетный) при использовании базовой цементной смеси, т;

Рц.2. - Расход цемента в интервале крепления (расчетный) при использовании новой цементной смеси, т;

З1.м.к.к.(б.ц.с.) - Затраты на 1 м крепления колонны при использовании базовой цементной смеси, руб;

З1.м.к.к.(н.ц.с.) - Затраты на 1 м крепления колонны при использовании новой цементной смеси, руб;

А2 - Объем использования новой цементной смеси, т.


. Снижение сметной стоимости за счет применения ЦБС

Снижение сметной стоимости за счет применения ЦБС рассчитаем по формуле (руб/м):

Сст. = Э / L

Где:

Э - Экономический эффект от применения ЦБС, руб;

L - Глубина скважины до забоя, м.

Сст. = 1309540,35 / 2345 = 558,44 руб

13. Экология, охрана труда и техника безопасности

.1 Организация охраны труда на предприятии, в организации

.1.1 Лица ответственные за состояние охраны труда

На основе государственной системы законодательных актов по охране труда, ее положений и с учетом особенностей той или отрасли народного хозяйства в каждой из них действует Единая отраслевая система управления охраной труда. Структура такой системы предусматривает единые требования к организации работ по охране труда в аппарате министерства, промышленных и производственных объединениях, на предприятиях и в организациях отрасли. Главные управления, управления и отделы министерства в пределах своих функций организуют внедрение новой техники и технологии, направленных на оздоровление условий труда, контролируют включение в проекты всех требований охраны труда и осуществляют руководство приемкой в эксплуатацию законченных строительством объектов, обеспечивают финансирование и контроль за расходованием средств, отпущенных на выполнение мероприятий по охране труда.

На предприятиях обязанность и персональная ответственность за создание безопасных и здоровых условий труда возлагаются на первого руководителя (начальника, директора), который подбирает управленческие кадры и распределяет их функции в области управления охраной труда.

Начальник (директор) является единоличным распорядителем людских, денежных и материальных ресурсов. Он не допускает ввод в эксплуатацию объектов, если на них не обеспечены безопасные и здоровые условия труда, контролирует выполнение комплексного плана улучшения условий охраны труда и санитарно-оздоровительных мероприятий.

Главный инженер совместно с главными специалистами (главным геологом, главным механиком, главным энергетиком) обеспечивает безопасные и здоровые условия труда при проведении технологических процессов и строгое соблюдение ГОСТов, правил, инструкций. Он организует внедрение последних достижений науки и техники, улучшает условия труда, разрабатывает СПТ ССБТ, организует кабинеты по охране труда, участвует в расследовании несчастных случаев и аварий, намечает мероприятия по предупреждению и устранению их причин.

Помощник главного инженера - служба охраны труда (заместитель главного инженера по технике безопасности, начальник отдела охраны труда) контролирует выполнение требований охраны труда. Эта служба организует обучение и пропаганду по охране труда, контролирует своевременность проведения всех видов обучения во всех подразделениях предприятия, оказывает методическую помощь по разработке и внедрению стандартов ССБТ, СТП ССБТ, инструкций по охране труда, участвует в расследовании аварий и несчастных случаев, ведет их учет и анализ, контролирует своевременность мероприятий по их предупреждению.

На предприятии в управлении охраной труда участвуют главный механик, энергетик, главный бухгалтер, начальник планово-финансового отдела, начальник отдела кадров и др.

Непосредственную ответственность за безопасность при проведении работ и использовании оборудования, инструментов, защитных средств и за поведение рабочих на местах несет мастер.

Он ежедневно проверяет состояние оборудование, механизмов, предохранительных и сигнализирующих устройств и при обнаружении неисправностей немедленно устраняет их.

Мастер - непосредственный руководитель работ повышенной опасности. В случаях отклонения процессов от нормальных режимов он немедленно ставит в известность начальника цеха (участка) и принимает необходимые меры по восстановлению режима. При несчастных случаях мастер организует оказание первой до врачебной помощи, немедленный вызов медицинской помощи, газоспасательной службы и пожарной охраны.

13.1.2 Виды инструктажей по технике безопасности, их периодичность

Для административно-технических работников (должностных лиц) предусматривается вводный инструктаж при поступлении их на работу. Такой инструктаж необходим в целях ознакомления указанных работников с производственной обстановкой (назначением и условиями работы отдельных объектов, цехов, предприятий в целом), организацией работы по охране труда на данном предприятии, с обязанностями и ответственностью за состояние охраны труда, а также с руководящими материалами (правилами, нормами, приказами, постановлениями, директивными указаниями и т.п.) по вопросам охраны труда.

Периодически один раз в три года или чаще, если это предусмотрено специальными правилами, руководящие и административно-технические работники предприятий и организаций проходят проверку знаний по охране труда по профилю их служебных обязанностей. Вместе с тем эти же работники обязаны проходить и внеочередную проверку знаний в следующих случаях:

при вводе в действие новых правил охраны труда или внесении в них дополнений или изменений;

при внедрении новых видов оборудования и механизмов, вводе новых производств или технологических процессов в объеме новых требований для этих видов оборудования;

при назначении впервые на работу в качестве лица технологического надзора или при переводе на другую должность, требующую дополнительных знаний по охране труда;

в случаях неудовлетворительного состояния техники безопасности на объектах;

по требованию вышестоящих организаций, органов государственного надзора, в случае обнаружения недостаточных знаний правил, норм, инструкций по охране труда.

В каждом конкретном случае объем и сроки внеочередной проверки устанавливаются по распоряжению руководителей предприятия или вышестоящей организации.

Обучение рабочих состоит из следующих этапов:

вводного инструктажа (при поступлении на работу);

целевого обучения по охране труда на специальных курсах или на предприятии;

инструктажа на рабочем месте;

проверки знаний и допуска к самостоятельной работе;

повторного инструктажа;

разового инструктажа при смене вахты (смены).

При вводном инструктаже поступающего на работу знакомят с правилами внутреннего трудового распорядка, специфическими особенностями данного производства, основными требованиями производственной санитарии, техники безопасности и противопожарной охраны на объекте.

Целевое обучение по охране труда обязаны пройти все рабочие в учебно-курсовом комбинате или индивидуальным методом у опытного квалифицированного рабочего.

После целевого обучения работника обязательно проводится инструктаж на рабочем месте с практическим показом безопасных приемов и методов труда.

После вводного инструктажа, целевого обучения и инструктажа на рабочем месте перед допуском работника к самостоятельной работе у него проверяет знания по охране труда комиссия.

Ежегодно рабочие и служащие проходят периодическую проверку знаний по охране труда.

Работники, занятые на работах с повышенной опасностью, перечень которых определяется руководителем предприятия, проходят повторный инструктаж один раз в 3 мес. Исключение составляют рабочие, которым в силу специфических особенностей выполняемых работ специальными правилами устанавливаются другие сроки. Все остальные рабочие, независимо от квалификации и стажа работы, повторный инструктаж должны проходить не реже одного раза в 6 мес.

Если на рабочем месте произошли незначительные технологические изменения, не требующие повторного инструктажа, то при смене вахты работающие проходят разовый инструктаж. Специальный инструктаж проводится также перед получением задания на выполнение особо опасных работ. Характеристика производства, выполняемых работ с точки зрения охраны труда.

Генподрядная буровая организация, субподрядная организация, выполняющая буровые работы по скважине, а также организация, обслуживающая технологические процессы по всему циклу буровых работ, обязаны выполнять требования по подготовке, принятию и реализации комплекса мероприятий (организационных, технических, правовых, санитарно-гигиенических, лечебно-профилактических, социально-экономических), направленных на сохранение здоровья и работоспособности персонала в процессе труда в соответствии с Системой управления охраны труда на предприятиях концерна «Белнефтепродукт», утвержденной концерном «Белнефтепродукт» 26.01.96 г., по согласованию с Государственной инспекцией труда, Проматомнадзором МЧС, отраслевым профсоюзом и « Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности ».

13.1.3 Основные решения по технике и технологии, обеспечивающие безопасный и безаварийный процесс работ

Для буровых работ используется установка Уралмаш 3Д-86 грузоподъемностью 320 т, вышка ВБ-53-320М грузоподъемностью 320 т. Использование указанного оборудования обеспечивает коэффициенты запаса по грузоподъемности:

по массе наиболее тяжелой колонны бурильных труб (в соответствии с ГОСТ 16293-89 Кб=1,67-2,0);

по массе наиболее тяжелой колонны обсадных труб (в соответствии с ГОСТ 16293-89 Ко=1,15-1,6).

Принятые конструкции колонн бурильных труб обеспечивают коэффициенты запаса прочности 1,05-2,57, что соответствует нормативным запасам или значительно их привышает.

Проектная конструкция скважины обеспечивает:

установку необходимого комплекса противовыбросового оборудования перед вскрытием межсолевого продуктивного горизонта;

возможность проведения испытаний в эксплуатационной колонне.

Расчет обсадных колонн на прочность и подбор обсадных труб выполнен с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом, а также давлений, возникающих при цементировании обсадных колонн.

Эксплуатационная колонна D140x168мм оборудуется комплектом герметизирующего оборудования с рабочим давлением 21 МПа, при этом максимальное давление опрессовки колонн на герметичность составляет 21 МПа.

При производстве отдельных видов работ следует руководствоваться нормотивными документами, а также выполнять следующие мероприятия:

Подготовительные работы к восстановлению скважины.

Монтаж и демонтаж установки для буровых работ.

Опрессовка (испытание) оборудования и трубопроводов производятся по планам работ и в соответствии с требованиями ПБ НГДП и ЕТП.

Пуско-наладочные работы.

Испытание и освоение.

Геофизические работы.

На каждом производственном объекте должен быть комплект инструкций по охране труда по профессиям и видам работ согласно перечня, утвержденного главным инженером подразделения. На рабочих местах должны быть знаки безопасности, предупредительные надписи.

Все машины и механизмы должны иметь прочные металлические ограждения, надежно закрывающие доступ со всех сторон к движущемся частям, выполненные в соответствии с требованиями.

Объекты, для обслуживания которых требуется подъем на высоту 0,75 м, должны быть оборудованы ступенями, а на высоту более 0,75 м - лестницами и перилами, выполненными в соответствии с требованиями.

На химические вещества, применяемые в технологических операциях, должны иметься паспорта безопасности вещества, предоставляемые заводом-изготовителем, либо документ, где указываются характеристики химического вещества, степень его опастности, основные меры безопасности при работе с ними.

При производстве работ с привлечением субподрядных и специализированных организаций, других подразделений (цехов) РУПНП и РС и ВМУ следует руководствоваться положениями о взаимоотношениях между предприятиями (структурными единицами), утвержденными руководителями этих подразделений.

13.2 Характеристика производства, выполняемых работ с точки зрения охраны окружающей среды

.2.1 Производственные вредности и меры борьбы с ними

Для обеспечения безопасных условий труда при буровых работах на скважине и выполнения основных требований по промышленной санитарии и гигиене труда (санитарных норм СН 245-71, «Санитарных правил для нефтяной промышленности», утвержденных Минздравом СССР 15.10.86 г.), персонал должен быть обеспечен санитарно-бытовыми помещениями, средствами индивидуальной защиты: спецодеждой, спецобувью, средствами защиты органов дыхания в соответствии с нормами.

С целью снижения шума и вибрации на рабочих местах следует выполнять следующие мероприятия:

соблюдать требования инструкций по монтажу оборудования и технических условий на монтаж-демонтаж установок для буровых работ;

своевременно и качественно устранять неисправности и поломки оборудования и металлоконструкций, своевременно проводить все виды ремонтов, соблюдать рекомендации, приведенные в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации;

оснастить установку для буровых работ коллективными средствами снижения уровня шума и вибрации.

Производственное помещение и рабочие места следует содержать в чистоте. Полы должны быть ровными и удобными для очистки и ремонта. Для сбора отбросов и мусора должны быть установлены ящики или урны.

В производственных помещениях должны быть приняты меры к максимальному использованию естественного освещения. Окна должны содержаться в чистоте.

.2.2 Средства коллективной защиты от шума и вибрации

Виброизолирующая площадка конструкции ВНИИБТ устанавливается у пульта бурильщика

Виброизолирующие устройства (крепление при помощи полухомутов через мягкие прокладки) в соответствии с техническими условиями на строительство буровых установок устанавливаются у нагнетательной линии манифольда буровых насосов.

.2.3 Требования к естественному и искусственному освещению

Освещение производственных объектов может быть естественны и искусственным. Естественное освещение бывает боковым, верхним и комбинированным. К первому относится освещение через окна в наружных стенах, ко второму ¾ освещение через световые фонари и проемы в перекрытиях, к третьему ¾ освещение через световые фонари и окна. Естественное освещение в помещениях регламентируется нормами, предусмотренными СНБ 2.04.05 - 98 « Естественное и искусственное освещение».

Искусственное освещение производственных объектов также регламентируется СНБ 2.04.05 - 98 «Естественное и искусственное освещение». В них задаются как количественные ( величина минимальной освещенности, допустимая яркость в поле зрения ), так и качественные характеристики (показатель ослепленности, глубина пульсации освещенности), которые важны для создания нормальных условий труда.

Производственные помещения должны освещаться в первую очередь газоразрядными лампами независимо от принятой системы освещения в связи с большими преимуществами их перед лампами накаливания экономического и светотехнического характара.

В нефтяной и газовой промышленности для освещения широко применяются лампы накаливания. Это связано с тем, что светильники во взрывобезопасном исполнении выпускаются только для ламп накаливания.

На объектах нефтяной и газовой промышленности, особенно на групповых установках, в резервуарных парках, на территории буровой установки, на открытых площадках для оборудования, на скважинах при проведении текущего ремонта и других работ широко применяется прожекторное освещение.

Применяемое на производственных объектах аварийное освещение должно быть рассчитано на напряжение электрического тока 12В.

Для буровых установак правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности установлена норма общей минимальной освещенности (в люксах), которая равна 75.

13.2.4 Расчет производственного освещения

Для примера произведем расчет освещения насосного блока, фактически лишенного естественного освещения.

Расчет искусственного освещения осуществляется в следующей последовательности: выбор системы освещения, выбор и размещение светильников в плане и по высоте помещения, определение нормируемого значения освещенности (Ен, лк), расчет светового потока ламп и выбор типовых ламп (газоразрядных ламп, ламп накаливания), которые обеспечат требуемую освещенность рабочих поверхностей (Ен).

Положение светильника в разрезе и на плане помещения:

Расчетная высота подвеса светильника h может быть определена исходя из геометрических размеров помещения


где Н - высота помещения, м; c - расстояние от перекрытия до светильника, м; р - высота рабочей поверхности над полом.


Расстояние между светильниками при многорядном расположении:


Индекс площади помещения:

i=(A+B)/[h(A+B)]

где А и В - длина и ширина помещения соответственно, м.=(18,5+3)/[1,7(18,3+3)]= 0,59

Потребное количество ламп шт.:


где Е - освещенность, Е=75 лк;- площадь помещения м2,

- коэффициент неравномерности освещения, Z=1,5;

 коэффициент использования светового потока, ;

Кз=1,5;

Фе=11800 лм - световой поток, создаваемый лампой ЛБ-20-4.


13.3 Организация пожарной охраны на предприятии, в организации

13.3.1 Общие требования безопасности

Для предприятий нефтяной промышленности характерная повышенная опасность по сравнению с предприятием других отраслей народного хозяйства.

Бурение и крепление скважин связано с использованием на буровых легковоспламеняющихся горюче-смазочных материалов и возможных нефтегазопроявлений.

Строгое соблюдение правил пожарной безопасности членами буровой бригады является одним из главных условии ритмичной и безаварийной работы.

Важное значение на буровых имеет правильный выбор средств пожаротушения, а так же содержание их в постоянной готовности к использованию при возникновении пожара.

За нарушение требований настоящей инструкции рабочие буровой несут персональную ответственность в порядке, установленном Правилами внутреннего распорядка и Уголовным кодексом Р.Б.

Все вновь поступающие, на предприятие рабочие и инженерно-технические работники должны пройти инструктаж о мерах пожарной безопасности на всех рабочих местах и предприятию в целом.

Помимо первичного первоначального инструктажа со всеми рабочими и ИТР ежегодно должен проводиться повторный противопожарный инструктаж.

Ответственным лицом за пожарную безопасность буровой и подсобных помещений является буровой мастер,на которого возлагается:

Контроль за соблюдением пожарной безопасности на буровой и прилегающей к ней территории.

Обеспечение буровой и подсобных помещений первичными средствами пожаротушения согласно перечня и содержание их в чистоте и исправном состоянии.

Выполнение предложенных представителями пожарной охраны мероприятий.

Организация повторного противопожарного инструктажа на рабочем месте для членов буровых бригад.

Руководство буровой бригады по тушению пожаров в случае его возникновения до прибытия пожарной команды .

Не допускать замазученность территории буровой, загромождение дорог, подъездов к сооружениям буровой, средствами пожаротушения и водоисточникам. Ширина проезда на буровой должна быть не менее 10м.

Каждая бурящая скважина должна быть обеспечена водой для целей пожаротушения путем установки не менее 3-х пожарных стояков на расстоянии от буровой 10м или устройтво водоема объемом не менее 50м с оборудованом на нем центробежным насосом. В зимнее время пожарные краны, трубопроводы к ним и задвижки должны быть утеплены. Отдельные буровые обеспечиваются мотопомпой.

Освещение буровой допускается только электричеством применительно к особо старым помещениям - с обязательным дополнительным монтажом аварийного освещения от аккумуляторов. Применение для этой цели освещения факелов, также других источников огня ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

ЗАПРЕЩАЕТСЯ производить самовольное переоборудование электросетей, устраивать временную электропроводку, устанавливать кустарные предохранители и пользоваться кустарными электронагревательными приборами

Производтство огневых работ разрешается по наряду-допуску, выданному начальником подразделния.

ЗАПРЕЩАЕТСЯ на буровой курение, разведение костров, отогревание механизмов и трубопроводов с помощью источников открытого огня. Для курения должно быть определено специальное место.

Буровая установка должна быть обеспечена телефонной или радиосвязью с постоянным вызовом.

Использование первичных средств пожаротушения (пожарные рукава, канаты, топоры, песок и т.д./ для целей не связанных с тушением пожара).

13.3.2 Требования безопасности перед началом работ

Перед заступленном на работу, вахта обязана проверить:

Наличие и исправность пожарного оборудования и первичных средств пожаротушения;

Наличие воды в водяной емкости, песка в пожарных ящиках;

Состояние рабочих мест, где перед этим проводились огневые работы, ГСМ;

Противопожарное состояние жилого комплекса.

13.3.3 Требования техники безопасности при выполнении работ

Меры пожарной безопасности для буровых, работающих на электроприводе. Трансформаторная подстанция буровой устанавливается не ближе 30 м от устья скважины на площадке, поднятой над землей не менее чем на 0,5м чтобы исключить затопление ее глинистым раствором и ливнивымм дождями. На трансформаторной подстанции кабели должны прокладываться под полом или в желобах.

В целях обеспечения безопасной эксплуатации электрооборудования и пожаровзрывоопасных помещениях и наружных установках необходимо регулярно проводить осмотр, профилактичекое испытание и ремонты.

Распределительные устройства должны быть укомплектованы средствами пожаротушения согласно перечня для данной установки.

Для быстрой остановки грязевых насосов пусковая аппаратура электродвигателей должна быть оборудована стоп кнопкой, установленной у поста бурильщика,

Все электрооборудование буровой должно быть заземлено.

Применение на буровой переносных ламп, питаемых от осветительной сети, а также применение штепсельных соединений ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

Под трансформаторами подстанции должна быть устроена яма, расчитанная на объем масла в одном трансформаторе.

Меры пажарной безопасноти для буровых, работающихна двигателях внутреннего сгорания.

Для отвода замазученности из под двигателей внутреннего сгорания в амбар, оборудуются бетонные стояки.

Топливно- масляные установки для двигателей внутреннего сгорания располагать 40м от устья скважины.На линии подводящей топливо к двигателям в 5м от стенки моторной будки должен устанавливаться за­порный вентиль.

Выхлопные трубы двигателей при прохождении через сте­ны помещений должны быть удалены от сгораемых конструкций не менее чем на 1м и не менее 1,5м от стенки моторной будки должен устаналиваться запорный вентиль.

Хранение легковоспламеняющихся горючих жидкостей, смазочных и обтирочных материалов в помещении буровой ЗАПРЕЩАЕТСЯ. Для хранения ЛВЖ и смазочных материалов отводится специальное хранилище на расстоянии не менее 40м от буровой.

Для сбора использованного обтирочного материала устанавливается металлический ящик, содержимое которого каждую вахту удаляется с буровой и сжигается в пожаробезопасном месте.

Эксплуатация двигателей внутреннего сгорания с неисправными топливопроводами (подтекание, просачивание), неисправными выхлопными коллекторами, пропуском масла и т.п. не допускается.

ЗАПРЕЩАЕТСЯ отогревание двигателей в холодное время года с помощью паяльных ламп, факелов и других источников открытого огня. Отогревание двигателей разрешается только паром или горячей водой.

13.3.4 Требования техники безопасности при креплении скважин

Спуск обсадной колонны - весьма ответственная операция. Ей должна предшествовать тщательная подготовка элементов колонны, бурового оборудования и инструмента, а также самой скважины.

При спуске обсадной колонны на буровое оборудование действуют повышенные нагрузки. Поэтому перед ее спуском следует проверить состояние и центрированость вышки, состояние бурового основания, фундаментов, исправность бурового оборудования, талевой системы. Все обнаруженные недостатки должны быть устранены до спуска обсадной колонны. Кроме того, необходимость проверить исправность инструментов, предназначенных для спуска обсадной колонны (машинных ключей, кругового ключа, пневматического бурового ключа АКБ, клинового захвата, элеваторов, спайдера.

При спуске обсадной колонны в ночное время перед приемным мостом и рабочей площадкой для усиления освещения устанавливаются прожекторы.

Кроме подготовки самой скважины, оборудования и инструмента можно подготовить также обсадную колонну. Подготовленные элементы обсадной колонны и опрессованные обсадные трубы доставляют на буровую. На буровой обсадные трубы укладывают на стеллажи не более чем в четыре ряда. При этом высота штабеля не должна превышать 1,25 м. Между рядами следует укладывать прокладки.

При подтаскивании обсадных труб от места выгрузки (с земли) на передний мост буровой даже при помощи якоря и катушки возникает ряд опасных моментов, например в результате плохого обзора бурильщиком приемного приемного моста. Для согласования действия бурильщика, работающего на катушке, и рабочих, подтаскивающих трубы, нудно, чтобы у приемных ворот стоял рабочий - сигнальщик. Бурильщик должен включать катушку только после получения сигнала от рабочего о готовности труб к перемещению и о нахождении рабочих в безопасном месте.

Предохранительные кольца и ниппели следует отвинчивать специальным ключом. Чистка резьбы должна проводиться волосяными щетками. Во избежание порезов кистей рук и пальце о заусенцы, следует работать в рукавицах. После очистки резьбу следует промывать углеводородной жидкостью.

По окончании всех подготовительных работ спуск в скважину обсадной колонны разрешается только при наличии у бурового мастера утверждающего плана проведения этой работы, акта на опрессовку обратных клапанов, цементировочной головки, а также копии анализа тампонажного цемента.

Спуск обсадной колонны состоит из следующих операций: подтаскивания трубы к ротору, шаблонирования, снятия предохранительного кольца, смазки резьбы, навинчивания очередной трубы с колонной, находящейся в скважине и спуске колонны. При выполнении этих операций возможны опасные моменты.

Подтаскивать трубы с мостков следует якорем при помощи пенькового каната. Запрещается рабочим находиться вблизи подтаскиваемой трубы. Подаваемую с мостков очередную трубу шаблонируют вторично. Шаблон, закладываемый в передний конец трубы, при ее подъеме должен выпасть из противоположного конца. Во избежание ушибов ног нельзя находиться на пути выпадающего из труб шаблона.

Для обеспечения герметичности резьбовых соединений необходимо применять только специальные смазки (УС - 1). Смазка УС - 1 состоит из компаунда К - 153, отвердителя и наполнителя. Эпоксидные смолы, и особенно отвердители, содержат токсичное вещество, оказывающее вредное действие на организм человека. Отвердители вызывают раздражение кожи и слизистых оболочек дыхательных путей. Уплотнительная смазка УС - 1 приготавливается непосредственно в процессе спуска обсадной колонны. Дозировку компонентов смеси, приготовление ее и нанесение на резьбу должны проверить специально обученные рабочие. При работе со смазкой УС - 1 необходимо соблюдать осторожность. При нанесении смазки на резьбу не следует допускать попадания ее на открытые части тела. В противном случае надо снять смазку, вымыть кожу водой с мылом и смазать жирной мазью на основе ланолина, вазелина и касторового масла.

Опасные моменты при навинчивании труб возможны из - за нахождения рабочих в радиусе действия ключа, разрыва пенькового каната и т.п.

При свинчивании обсадной колонны необходимо центрировать ее по оси скважины. Для облегчения труда и создания безопасных условий работы верхового рабочего при центрировании труб обсадной колонны следует применять люльку (ЛОК).

Конструкция люльки предусматривает перемещение ее по вертикали, а также по горизонтали, что необходимо во избежание зацепления люльки талевым блоком. На люльки находится устройство для центрирования труб обсадной колоны по оси скважины.

В процессе эксплуатации нужно следить за исправностью всех тросов и каната, пружины ловителя люльки, храпового устройства и за надежностью крепления деталей.

При спуске обсадной трубы перемещать люльку по горизонтали к оси скважины следует после того, как очередная обсадная труба окажется на муфтой уже спущенной в скважину колонны. Это предотвратит задевание люльки движущимся талевым блоком. Далее люльку надо переместить по вертикали и установить на высоте, которая обеспечит удобство центрирования трубы с помощью вилки и освободит трубу от облегченного элеватора (хомута) в случае его применения.

Последнюю обсадную трубу, на которую устанавливается заливочная головка, нужно подобрать такой длины, чтобы верхний конец обсадной колонны находился не высоко над полом буровой. Это облегчит присоединение трубопроводов к голове и дальнейшие работы по обвязки устья для промывки и цементирования скважины.

По окончании промывки колонну обвязывают с цементировочными насосами.

Цементирование обсадных колонн - одна из самых ответственных работ при бурении скважины. Цементировочные агрегаты, смесительные машины, а при наличии и водяные бочки располагаются и обвязываются по схеме с учетом площадки перед буровой. При необходимости площадку и дополнительно расчищают.

Для цементирования глубоких скважин применяют большое число агрегатов. Расположение их относительно друг друга и устья скважины должно отвечать требованиям безопасности, а именно:

-       расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м;

-        агрегаты должны располагаться так, чтобы их кабины небыли обращены к устью скважины;

         расстояние от агрегатов до устья скважины должно составлять не менее 10 м.

При цементировании сигналы должны подаваться одним лицом, ответственным за заливку, а на площадке должны присутствовать те лица, которые связаны с проведением заливки, остальные должны быть удалены на бозопасное расстояние. После закачки цементного раствора в колонну и перед продавкой цемента необходимо устранить продавочную пробку из головки. После того как пробка будет выдавлена из головки в колонну, что видно по скачку давления на манометре, приступают к закачке продавочной жидкости всеми агрегатами в заданном объеме.

Во время закачки продавочной жидкости необходимо следить за работой насосов, герметичностью нагнетательной линии, кранов давления на цементировочной головке и сальников штуцеров.

Если необходимо закрепить соединения нагнетательного трубопровода в процессе цементирования, то следует приступить к ликвидации неисправности только после остановки насосов агрегатов, подающих жидкость в неисправный трубопровод, закрытия соответствующего крана на цементировочной головке и снижения давления в трубопроводе до атмосферного.

Момент посадки пробки на упорное кольцо определяется по резкому повышению давления на насосе.

После окончания цементирования краны на цементировочной головке закрывают и давление на насосных агрегатах снижают до нуля через спускные линии замерных мерников медленным открытием кранов и только после этого отсоединяют и разбирают нагнетательные линии.

13.3.5

Похожие работы на - Верблюды

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!