Проект конструкции скважины на Западно-Серафимовском месторождении

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,24 Мб
  • Опубликовано:
    2014-08-11
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Проект конструкции скважины на Западно-Серафимовском месторождении

Введение


Конструкция скважины проектируется в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения. Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. Она должна удовлетворять требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, а также требованиям по охране недр и защите окружающей среды. От качества спроектированной конструкции скважины, ее соответствия геологическим условиям в значительной степени зависят надежность, технологичность, долговечность, ее производительность и стоимость строительства скважины.

1. Общий раздел

1.1 Общие сведения о районе буровых работ


В административно-территориальном отношении Западно-Серафимовское месторождение расположено в Арзгирском районе Ставропольского края. Ближайшая железнодорожная станция в г. Благодарный расположена в 87 км от месторождения, село Арзгир - в 24 км к северо-востоку [1]. Рельеф местности представлен всхолмленной равниной. Растительный покров составляют пашни и сельхозугодия. Толщина плодородного слоя равна 40 см.

Климат района континентальный. Среднегодовое количество осадков не превышает 366 мм. Среднегодовая температура составляет плюс 10,5 оС. Лето жаркое и сухое с максимальными температурами в июле равными плюс 31,7 оС. Зима относительно мягкая с минимальными температурами в январе равными минус 7,5 оС. Господствующее направление ветров - восточное, со среднегодовой скоростью 3,2 м/сек.

В непосредственной близости от месторождения проходит газопровод Арзгир-Мирное-Благодарный.

База материально-технического снабжения расположена в г. Благодарном. Энергоснабжение буровой предусматривается от двигателей внутреннего сгорания.

Снабжение буровой технической и питьевой водой осуществляется путем подвоза от Журавской КС. Основной вид связи с буровой - радиотелефон.

.2 Литолого-стратиграфический разрез

На основании данных бурения скважин в пределах Западно-Серафимовского месторождения [1], а также глубин отражающих сейсмических горизонтов, проектной скважиной при глубине 3130 м, ожидается вскрытие следующего литолого-стратиграфического разреза (сверху-вниз) - таблица 1.1.

Таблица 1.1 - Литолого-стратиграфический разрез

Отдел, ярус, горизонт

Литологическая характеристика пород

Глубина кровли, м

Толщина, м

Углы падения пластов

Четвертичная система + плиоцен

Суглинки желтовато-бурые с прослоями песка

0

200

Неогеновая система

Сармат

Глины серые, глинистые мергели с прослоями известняка, мелкозернистого песчаника

200

200

Конк + караган

Глины серые, известковистые с прослоями алевролитов

400

130

Чокрак

Чередование глин зелено-серых, темно-серых, черных

530

40

1-2о

Палеогеновая система

Майкоп

Глины темно-серые, прослои песчаников, местами карбонатных

570

1411

1-2о

Хадум

Некарбонатные глины светло и темно-серые с налетом песка мелкозернистого

1981

70

1-2о

Белая свита

Мергели светло-серые, белые глины

2051

25

2-3о

Бурая свита

Глины карбонатные с останками рыб, мергели

2076

10

2-3о

Зеленая свита

Аргиллиты темно-серые, песчаники мелкозернистые, алевролиты

2086

195

2-3о

Палеоцен

Аргиллиты серые, глинистые с прослоями песчаника

2281

215

2-3о

Меловая система

Верхний мел

Известняки светло-серые до белых, мергели, аргиллиты

2496

125

3-4о

Нижний мел

Переслаивание алевролитов, песчаников и аргиллитов

2621

509

3-4о


1.3 Газонефтеносность


По данным бурения в интервале 3050-3085 м, вид проявляемого флюида газоконденсат, плотность пластового флюида при проявлении 0,964 кг/м3.

1.4 Водоносность


На основании региональных геологических и гидрогеологических исследований и наблюдений на Западно-Серафимовском месторождении, в исследуемом районе можно выделить следующие водоносные комплексы:

плиоценовые, с минерализацией до 5 г/л и плотностью пластовой воды 1010 кг/м3;

нижнемеловой, с солоноватыми и солеными водами хлормагниевого типа, с общей минерализацией 53,57 г/л и плотностью пластовой воды 1036 кг/м3. Дебиты изменяются в зависимости от свойств вмещающих пород в пределах 0,2-0,9 м3/сут.

1.5 Температурная характеристика разреза


Данные о температурной характеристике скважины приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Температурная характеристика разреза

Глубина, м

Температура, оС

200

20

400

34

530

46

570

50

1981

110

2051

112

2076

113

2086

113

2281

120

2496

126

2621

130

3130

140


.6 Пластовые давления и давления гидроразрыва

Значения пластовых давлений и давлений гидроразрыва, рассчитанные по данным бурения скважин на Западно-Серафимовском месторождении приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Пластовые давления и давления гидроразрыва

Глубина, м

Пластовое давление, МПа

Давление гидроразрыва, МПа

200

1,80

2,80

400

3,60

5,60

530

4,77

7,42

570

5,13

7,98

1981

19,81

33,68

2051

20,51

34,87

2076

20,76

35,29

2086

20,86

35,46

2281

22,81

38,78

2496

24,96

42,43

2621

26,21

44,56

3130

31,30

53,21


1.7 Возможные осложнения


В процессе строительства скважин на Западно-Серафимовском месторождении возможны следующие виды осложнений [1]: осыпи и обвалы стенок скважины; поглощение бурового раствора; нефтегазоводопроявления; прихваты бурильной колонны, вызванные потерей устойчивости стенок скважины и т.д.

Наибольшее число прихватов, вызванных обвалами, происходит в глинистых породах вследствие их способности быстро набухать под действием фильтрата промывочной жидкости. Среди технологических факторов, способствующим обвалам и осыпям можно отметить низкое качество промывочной жидкости, большое время воздействия промывочной жидкости на породы, склонные к обвалам. Краткие сведения о прихватоопасных зонах, а также осыпях и обвалах, приведены в таблицах 1.4 и 1.5.

Таблица 1.4 - Сведения о прихватоопасных зонах

Отдел, ярус, горизонт

Интервал, м

Вид прихвата

Буровой раствор, при использовании которого произошел прихват

Допустимое время оставления бурильной колонны без движения, мин.

Условия возникновения прихвата


от

до


вязкость, сек.

плотность, кг/м3

водоотдача, см3/30 мин.

смазывающие добавки, %



Майкоп

570

1981

затяжки, заклинка инструмента

< 30

< 1,14

> 8

-

5-10

Нарушение технологии бурения скважины. Многократное хождение инструмента в разуплотненных глинистых образованиях.

Хадум

1981

2051








Белая свита

2051

2076








Бурая свита

2076

2086








Зеленая свита

2086

2281








Верхний мел

2496

2621








Нижний мел

2621

3130









Таблица 1.5 - Сведения об ожидаемых осыпях и обвалах стенок скважины

Отдел, ярус, горизонт

Интервал, м

Минимально допустимая величина градиента гидростатического давления, при котором породы сохраняют устойчивость, МПа/100 м

Интервал проработки для восстановления скважины

Условия возникновения осложнений


от

до


толщина, м

скорость, м/ч


Майкоп +  Хадум + +  Белая свита + + Бурая свита + + Зеленая свита + + Палеоцен

800

2150

1,20

-

25-30

Несоблюдение заданных параметров бурового раствора, простои скважины, не связанные с технологией строительства скважин

Палеоцен + + Верхний мел + + Нижний мел

2150

3130

1,09

-

25-30



Поглощение бурового раствора может возникнуть, если в горной породе имеются раскрытые трещины, каверны и другие полости, а также, если под влиянием давления, создаваемого на стенки скважины, раскрываются естественные микротрещины. При поглощении статический уровень жидкости непостоянен. Если при снижении уровня жидкости обнажаются неустойчивые породы, то колебания давления и периодические осушение и увлажнение могут стать причиной обваливания. Краткие сведения о поглощении бурового раствора на Западно-Серафимовском месторождении приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Возможные поглощения бурового раствора при разбуривании скважины Западно-Серафимовского месторождения

Отдел, ярус, горизонт

Интервал, м

Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч

Глубина статического уровня при максимальном его снижении, м

Имеется ли потеря циркуляции, да/нет

Градиент давления поглощения, МПа/100 м

Условия возникновения поглощения (повышение плотности бурового раствора, гидродинамическое давление и т.п.)


от

до




при вскрытии

после изоляционных работ


Четвертичная система + + плиоцен + + Неогеновая система + + Майкоп

0

700

7

нет сведений

да

1,3-1,4

-

При несоблюдении параметров бурового раствора


Нефтегазоводопроявления являются наиболее опасными осложнениями, которые могут привести к разрушению устья и бурового оборудования, возникновению пожаров и взрывов, стать причиной загрязнения окружающей среды и человеческих жертв. Сведения о возможных нефтегазоводопроявлениях в условиях Западно-Серафимовского месторождения представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Возможные нефтегазоводопроявления при разбуривании скважины Западно-Серафимовского месторождения

Отдел, ярус, горизонт

Интервал, м

Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ)

Объем притока пластового флюида при проявлении, м3/мин.

Плотность пластового флюида при проявлении, кг/м3

Условия возникновения пластового проявления


от

до





Нижний мел

3050

3085

газоконденсат

полное замещение газом

0,964

Нарушение технологии бурения скважины


2. Технико-технологический раздел


2.1 Обоснование диаметра эксплуатационных колонн, определение зон совместимости, количества обсадных колонн и глубин их спуска


Диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки месторождения.

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в добывающих скважинах приведены в таблице 2.1 [2].

Таблица 2.1 - Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

Нефтяная скважина

Газовая скважина

Максимальный дебит, м3/сут

Ориентировочный диаметр, мм

Максимальный дебит, тыс. м3/сут

Ориентировочный диаметр, мм

< 40

114,3

< 75

114,3

40-100

127,0-139,7

75-250

114,3-146,1

100-150

139,7-146,1

250-500

146,1-177,8

150-300

168,3-177,8

500-1000

168,3-219,1

> 300

177,8-193,7

1000-5000

219,1-273,1


По результатам испытаний скважин на Западно-Серафимовском месторождении установлено, что максимальный дебит проектной скважины будет равен 70 тыс. м3/сут [1]. Отсюда, согласно данным таблицы 2.1, наиболее рациональной будет скважина с диаметром эксплуатационной колонны 114,3 мм. Такая конструкция скважины будет являться наиболее оптимальной как с точки зрения пропускной способности скважины при низких дебитах, так и с точки зрения сокращения металлоемкости и общей стоимости конструкции.

Следующим этапом расчетов по проектированию конструкции скважины является определение зон совместимости, количества обсадных колонн и глубин их спуска. Эти расчеты и построения выполняются в следующей последовательности [3]:

. По литологической характеристике разреза выделяют интервалы с аномальной характеристикой пластовых давлений и давлений гидроразрыва. Для скважины Западно-Серафимовского месторождения участок в интервале глубин 0-570 метров характеризуется аномально-низкими значениями пластовых давлений, остальная же часть разреза в интервале глубин 570-3130 метров характеризуется гидростатическими значениями пластовых давлений.

. Для полученных интервалов глубин находят значения эквивалентов градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва слагающих пород. Под эквивалентом градиента давления понимают плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению гидроразрыва. Расчет эквивалента градиента пластового давления осуществляется по формуле:

,  (2.1)

Где гэ.пл. - эквивалент градиента пластового давления, гс/см3;

Рпл. - пластовое давление, кгс/см2;

Н - глубина определения, м.

Эквивалент градиента давления гидроразрыва рассчитывают по формуле:

, (2.2)

Где гэ.гр. - эквивалент градиента давления гидроразрыва, гс/см3;

Ргр. - давление гидроразрыва, кгс/см2;

Н - глубина определения, м.

Исходные данные для расчета эквивалентов градиентов давлений приведены в таблице 1.3, а результаты расчетов представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Результаты расчета эквивалентов градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва

Глубина, м

Эквивалент градиента пластового давления, гс/см3

Эквивалент градиента давления гидроразрыва, гс/см3

200

0,9

1,4

400

0,9

1,4

530

0,9

1,4

570

0,9

1,4

1981

1,0

1,7

2051

1,0

1,7

2076

1,0

1,7

2086

1,0

1,7

2281

1,0

1,7

2496

1,0

1,7

2621

1,0

1,7

3130

1,0

1,7


. На совмещенный график наносят точки эквивалентов и строят кривые эквивалентов градиентов давлений - рисунок 2.1.

. Параллельно оси ординат проводят линии касательно крайних точек эквивалентов градиентов пластового давления и линии касательно крайних точек кривой эквивалентов градиентов давления гидроразрыва.

. Области, ограниченные касательными, являются зонами совместимых условий бурения - рисунок 2.1.

. Крайняя левая линия, ограничивающая область совместимых условий, определяет граничные условия по пластовым давлениям для соответствующих интервалов разреза, а крайняя правая линия - по давлениям гидроразрыва.

Зоны совместимых условий бурения являются зонами крепления скважины обсадными колоннами. Количество зон крепления соответствует количеству обсадных колонн. Как видно из рисунка 2.1 оба интервала пластовых давлений лежат в условиях совместимого бурения, что позволяет использовать одноколонную конструкцию скважины. Это позволит сократить металлоемкость конструкции и ее общую стоимость без потери качества разобщения пластов.

Рисунок 2.1 - Совмещенный график давлений для выбора конструкции скважины

. Глубина спуска обсадных колонн (установки башмака) принимается на 10-20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий. Как было упомянуто выше, будет использована одноколонная конструкция скважины, которая спускается до глубины окончания интервала крепления - 3130 м.

. Плотность бурового раствора, применяемого при бурении в каждой конкретной зоне крепления, должна находиться в пределах зоны совместимых условий и отвечать следующим требованиям: для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора в скважине, должно превышать пластовое на 10-15 %, а для скважин глубже 1200 м - на 5-10 %.

Для проектной скважины Западно-Серафимовского месторождения пластовое давление на глубине газопроявления (3085 м) составляет 30,85 МПа [1], таким образом, гидростатическое давление бурового раствора в стволе скважины на отметке газопроявления должно составлять 33,94 МПа, что соответствует плотности бурового раствора равной 1100 кг/м3. Полученная плотность бурового раствора лежит в пределах зоны совместимых условий бурения, в тоже время согласно данным таблицы 1.5 в интервале глубин 800-2150 м минимально допустимая величина градиента гидростатического давления, при котором породы сохраняют устойчивость, составляет 1,2 МПа/100 м, а в интервале глубин 2150-3130 м - 1,09 МПа/100 м. Это, в свою очередь, соответствует минимальным плотностям буровых растворов в интервале 800-2150 м - 1200 кг/м3, а в интервале 2150-3130 м - 1090 кг/м3. Таким образом, для предупреждения осыпей и обвалов в процессе бурения плотность бурового раствора должна превышать 1200 кг/м3, такому условию будет удовлетворять раствор с плотностью 1250 кг/м3, при этом эквивалент градиента гидростатического давления будет составлять 1,25 гс/см3. Как видно из рисунка 2.1 буровой раствор с плотностью 1250 кг/м3 также будет лежать в пределах зоны совместимых условий бурения, что позволяет использовать его для разбуривания всего разреза.


,    (2.3)

Где  - глубина спуска кондуктора, м;

p2 - давление газопроявляющего пласта, МПа;

 - минимальное значение градиента давления разрыва пласта для интервала ниже башмака кондуктора, МПа/м.

Для условий скважин Западно-Серафимовского месторождения получим:

.

Таким образом, глубина спуска кондуктора составит 1815 м, цементирование кондуктора будет осуществляться по всей длине [4].

Для перекрытия рыхлых четвертичных отложений и отложений плиоцена, представленных суглинками и песками (таблица 1.1), направление должно быть спущено на глубину 210 м и зацементировано до устья.

.2 Согласование диаметров обсадных колонн и долот

На втором этапе разработки конструкции скважины после того, как было определено необходимое количество обсадных колонн, приступают к согласованию диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины, если спуск обсадной колонны проектом не предусмотрен [2].

При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632-80 на обсадные трубы (19 типоразмеров от 114,3 до 508,0 мм) и ГОСТ 20692-80 на шарошечные долота (39 типоразмеров), а также сведениями о номенклатуре долот, выпускаемых отечественной промышленностью и зарубежными фирмами.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентированным радиальным зазором, который определен в зависимости от диаметра обсадной колонны - таблица 2.3 [4].

Таблица 2.3 - Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны

Номинальный диаметр обсадной колонны, мм

Разность диаметров 2д, мм

114,3

15,0

127,0


139,7

20,0

146,1


168,3

25,0

244,5


273,1

35,0

298,5


323,9

35,0-45,0

426,0



Расчетный диаметр долота определяется по формуле [2]:

,    (2.4)

где Дд.р. - расчетный диаметр долота, мм;

dм - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80, мм;

д - разность диаметров по таблице 2.3, мм.

Затем по расчетному диаметру Дд.р. находится ближайший нормализованный диаметр Дд.н. из типоразмеров ГОСТ 20692-80.

Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти:

, (2.5)

где dвн - внутренний диаметр обсадной колонны, мм;

Дд.н. - нормализованный диаметр долота, мм;

Д - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы (обычно принимается равным 5-10 мм, причем нижний предел для труб малого диаметра), мм.

По известному внутреннему диаметру dвн обсадной трубы с использованием ГОСТ 632-80 подыскивается нормализированный диаметр обсадной колонны и выявляется наибольшая допустимая толщина стенки трубы.

Так как в ГОСТ 632-80 нормализован наружный диаметр обсадных труб и для каждого размера установлено по несколько толщин стенки трубы, внутренний диаметр может варьироваться в широких пределах:

,  (2.6)

Где dн - наружный диаметр обсадной колонны, мм;

дтр - толщина стенки трубы, мм.

Основные размеры обсадных труб и муфт к ним в соответствии с ГОСТ 632-80 приведены в таблице 2.4, основные нормализированные диаметры долот по ГОСТ 20692-80 приведены в таблице 2.5

Таблица 2.4 - Основные размеры обсадных труб и соединительных муфт к ним по ГОСТ 632-80

Наружный диаметр обсадной трубы, мм

Толщина стенки трубы

Диапазон варьирования внутреннего диаметра

Наружный диаметр соединительной муфты

Толщины стенок обсадных труб


Мин.

Макс.


нормальный

умен.





от

до




114,3

5,2

10,2

103,9

93,9

127,0 (133,0)

123,8

5,2; 5,7; 6,4; 7,4; 8,6; 10,2

127,0

5,6

10,7

115,8

105,6

141,3 (146,0)

136,5

5,6; 6,4; 7,5; 9,2; 10,7

139,7

6,2

10,5

127,3

118,7

153,7 (159,0)

149,2

6,2; 7,0; 7,7; 9,2; 10,5

146,1

6,5

10,7

133,0

124,6

166,0

156,0

6,5; 7,0; 7,7; 8,5; 9,5; 10,7

168,3

7,3

12,1

153,7

144,1

187,7

177,8

7,3; 8,0; 8,9; 10,6; 12,1

177,8

5,9

15,0

166,0

147,8

194,5 (198,0)

187,3

5,9; 6,9; 8,1; 9,2; 10,4; 11,5; 12,7; 13,7; 15,0

193,7

7,6

15,1

178,5

163,5

215,9

206,4

7,6; 8,3; 9,5; 10,9; 12,7; 15,1

219,1

6,7

14,2

205,7

190,7

244,5

231,8

6,7; 7,7; 8,9; 10,2; 11,4; 12,7; 14,2

244,5

7,9

15,9

228,7

212,7

269,9

257,2

7,9; 8,9; 10,0; 11,1; 12,0; 13,8; 15,9

273,1

7,1

16,5

258,9

240,1

298,5

285,8

7,1; 8,9; 10,2; 11,4; 12,6; 13,8; 15,1; 16,5

298,5

8,5

14,8

281,5

268,9

323,9

-

8,5; 9,5; 11,1; 12,4; 14,8

323,9

8,5

14,0

306,9

295,9

351,0

-

8,5; 9,5; 11,0; 12,4; 14,0

339,7

8,4

15,4

322,9

308,9

365,1

-

8,4; 9,7; 10,9; 12,2; 13,1; 14,0; 15,4

351,0

9,0

12,0

333,0

327,0

376,0

-

9,0; 10,0; 11,0; 12,0

377,0

9,0

12,0

359,0

353,0

402,0

-

9,0; 10,0; 11,0; 12,0

406,4

9,5

16,7

387,4

373,0

431,8

-

9,5; 11,1; 12,6; 16,7

426,0

10,0

12,0

406,0

402,0

451,0

-

10,0; 11,0; 12,0

473,1

11,1

-

450,9

-

508,0

-

11,1

508,0

11,1

16,1

485,8

475,8

533,4

-

11,1; 12,7; 16,1

Примечание - В скобках указан наружный диаметр муфт для труб исполнения Б.


Таблица 2.5 - Основные нормализованные диаметры трехшарошечных долот по ГОСТ 20692-80

Номер

Номинальный диаметр, мм

1

132,0

2

139,7

3

146,0

4

151,0

5

165,1

6

190,5

7

215,9

8

244,5

9

269,9

10

295,3

11

320,0

12

349,2

13

393,7

14

444,5

15

490,0


Рассчитаем диаметры обсадных колонн для проектной скважины Западно-Серафимовского месторождения.

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны диаметром 114,3 мм согласно таблице 2.4 будет равен 127,0 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну тогда будет равен (согласно данным таблицы 2.3):

.

Диаметр ближайшего нормализированного долота согласно таблице 2.5 будет равен 146 мм.

Внутренний расчетный диаметр кондуктора будет равен:

.

Нормализованный диаметр кондуктора согласно таблице 2.4 будет 168,3 мм с максимально допустимой толщиной стенки 8,0 мм и наружным диаметром соединительной муфты 187,7 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор равен:

.

Ближайший диаметр долота для бурения под кондуктор согласно таблице 2.5 равен 215,9 мм.

Внутренний расчетный диаметр направления:

.

Нормализованный диаметр направления согласно таблице 2.4 будет 244,5 мм с максимально допустимой толщиной стенки 8,9 мм и наружным диаметром соединительной муфты 269,9 мм.

.3 Предлагаемая конструкция скважины Западно-Серафимовского месторождения по результатам выполненных расчетов

Сведения о полученной по результатам выполненных расчетов конструкции скважины приведены в таблице 2.6 и на рисунке 2.2.

Как видно из таблицы 2.6 и рисунка 2.2, предлагаемая конструкция отличается своей простотой и, в то же время повышенной надежностью цементирования, что имеет важное значение для разобщения газонасыщенных пластов, характеризующихся возникновением заколонных перетоков при недостаточном качестве цементирования. Интервал глубин 0-1815 м, представленный глинистыми породами склонными к интенсивному размыву и кавернообразованию, перекрывается удлиненным кондуктором малого диаметра. Как известно, с увеличением диаметра долота, используемого при бурении, увеличивается степень размыва стенок скважины в глинистом разрезе, что в свою очередь приводит к увеличению расхода тампонажного материала и общему снижению качества тампонажных работ.

Дополнительное повышение качества тампонажных работ обеспечивается цементированием эксплуатационной колонны на ее полную длину, что позволит создать цементное кольцо внутри кондуктора и тем самым повысить эффективность крепления наиболее неустойчивой части разреза скважины в интервале глубин 0-1815 м.

Упрощение же конструкции скважины достигается путем сокращения числа используемых обсадных колонн и их диаметра, что обосновано по результатам изучения совмещенного графика эквивалентов давлений - раздел 2.1. Упрощение конструкции скважины приводит к снижению ее металлоемкости и общей стоимости.

Таблица 2.6 - Полученная по результатам расчетов конструкция скважины

Наименование колонны

Диаметр колонны, мм

Глубина спуска, м

Интервал цементирования, м

Направление

245

210

0-210

Кондуктор

168

1815

0-1815

Эксплуатационная колонна

114

3130

0-3130


Рисунок 2.2 - Расчетная конструкция скважины Западно-Серафимовского месторождения

2.4 Расчет эксплуатационной колонны на прочность

Обсадные колонны рассчитывают с учетом максимальных значений избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробовании, эксплуатации, ремонте скважин и т.д.). Значения внутренних давлений максимальны в период ввода скважин в эксплуатацию (при закрытом устье) или при нагнетании в скважины жидкостей для интенсификации добычи (гидроразрыв). Значения внутренних давлений обычно минимальны при окончании эксплуатации скважин.

Для газовых скважин расчет эксплуатационной колонны на прочность осуществляется согласно следующей схеме [5] - рисунок 2.3.

Перед выполнением непосредственно расчетов необходимо подготовить соответствующие исходные данные. К числу таких данных относятся диаметр эксплуатационной колонны, расстояние от устья скважины до башмака эксплуатационной колонны, пластовое давление на отметке газопроявляющего горизонта, наименьшее внутреннее давление в скважине при окончании эксплуатации, давление опрессовки, плотность бурового раствора, плотность цементного раствора, плотность опрессовочной жидкости, относительная плотность газа по воздуху, коэффициент сверхсжимаемости газа, температуры на устье и забое скважины.

Ранее было установлено, что оптимальный диаметр эксплуатационной колонны составляет 114 мм - раздел 2.1.

Согласно таблице 1.3 пластовое давление на отметке газопроявляющего горизонта составляет 30,85 МПа.

Давление опрессовки определяется согласно документу [4] - таблица 2.7.

а, б - в исходном состоянии и на завершающем этапе соответственно;

L - расстояние от устья скважины до башмака колонны;

А, B - характерные точки, в которых определяют внутренние избыточные давления при испытании колонны на герметичность;

C, D - характерные точки, в которых определяют избыточные наружные давления на стадии окончания эксплуатации;

- буровой раствор за колонной;

- цементный раствор (камень);

- жидкость в колонне;

- газ в колонне

Рисунок 2.3 - Расчетная схема при проектировании эксплуатационной колонны для газовой скважины

Таблица 2.7 - Минимальные давления опрессовки при испытании колонны на герметичность

Наружный диаметр колонны, мм

Минимальные давления опрессовки при испытании колонны на герметичность, МПа

114,0-127,0

12,0

141,0-146,0

10,0

168,0

9,0

178,0-194,0

7,5

219,0-245,0

7,0

273,0-351,0

6,0

377,0-426,0

5,0


Для эксплуатационной колонны диаметром 114 мм давление опрессовки составляет 12,0 МПа. В качестве опрессовочной жидкости в основном используется техническая вода плотностью 1000 кг/м3.

По результатам определения совместимых условий бурения (раздел 2.1) установлено, что плотность бурового раствора должна быть равной 1250 кг/м3.

Плотность тампонажного раствора должна быть на 200-300 кг/м3 выше плотности бурового раствора. При этом необходимо учитывать, что давление столба тампонажного раствора должно быть на 10-15 % ниже величины давления гидроразрыва [6]. С учетом того, что предлагаемая конструкция скважины предполагает подъем цементного раствора до устья, этим двум условиям будет удовлетворять цементный раствор с плотностью 1500 кг/м3.

Остальные параметры определены в документе [1].

Все исходные параметры для расчета эксплуатационной колонны на прочность сведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны

 Наименование параметра

Численное значение

Диаметр эксплуатационной колонны, мм

114

Расстояние от устья скважины до, м: - башмака колонны - газопроявляющего пласта

 3130 3085

Плотность, кг/м3: - опрессовочной жидкости - цементного раствора за колонной - бурового раствора

 1000 1500 1250

Удельный вес газа по воздуху (относительный)

0,8

Коэффициент сверхсжимаемости газа

0,9247

Давление, МПа: - на глубине газопроявления - на отметке башмака эксплуатационной колонны  - опрессовки - при окончании эксплуатации

 30,85 31,30 12,00 2,00

Температура газа, °С: - на устье - на забое

 80 140


Наружные избыточные давления в точках C и D определяются по формулам:

в точке C при z = 0 ,  (2.7)

где pн.и. - наружное избыточное давление, МПа;

rц.р. - плотность цементного раствора за колонной, кг/м3;

z - глубина определения, м;

в точке D при z = L ,  (2.8)

где L - расстояние от устья скважины до башмака эксплуатационной колонны, м;

pmin - наименьшее давление в скважине при окончании эксплуатации, МПа;

k - коэффициент разгрузки цементного кольца.

Коэффициент разгрузки цементного кольца выбирается согласно данным таблицы 2.9.

Таблица 2.9 - Значения коэффициентов разгрузки цементного кольца

Коэффициент k

114-178

0,25

194-245

0,30

273-324

0,35

340-508

0,40

Произведем расчет избыточных наружных давлений в точках C и D для проектируемой скважины Западно-Серафимовского месторождения.

Наружное давление в точке C будет равно:

.

Наружное давление в точке D будет равно:

.

Далее строим эпюру избыточных наружных давлений (эпюра CD) - рисунок 2.4.

Рисунок 2.4 - Эпюра избыточных наружных давлений при окончании эксплуатации скважины

Внутренние избыточные давления в точках A и B определяются по формулам [5]: в точке A при z = 0  или  (принимается большая величина),     (2.9)

где pв.и. - внутреннее избыточное давление, МПа;

pу - давление на устье в период ввода скважины в эксплуатацию, МПа;

роп - давление опрессовки, МПа;

в точке B при z = L , если ,       (2.10)

или , если ,       (2.11)

где rо.ж. - плотность опрессовочной жидкости, кг/м3.

Для газовых скважин давление на устье определяется по формуле:

, (2.12)

, (2.13)

,  (2.14)

,  (2.15)

Где pпл - пластовое давление на отметке башмака колонны, МПа;

rг.отн. - относительная плотность газа по воздуху;

m - коэффициент сверхсжимаемости газа;

Ту - температура на устье скважины, К;

Тз - температура на забое скважины, К.

Произведем расчет внутренних избыточных давлений в точках A и B для скважины Западно-Серафимовского месторождения.

Первоначально определим устьевое давление:

,

,

,

.

В этом случае , что больше принятого давления опрессовки равного 12,0 МПа, то внутреннее избыточное давление в точке A будет равно 27,12 МПа, а расчет внутреннего избыточного давления в точке B будет вестись по формуле (2.10):

.

Далее строим эпюру внутренних избыточных давлений (эпюра АВ) - рисунок 2.5.

Рисунок 2.5 - Эпюра внутренних избыточных давлений при испытании колонны на герметичность

Далее определяем величину  в зоне эксплуатационного объекта. Здесь nкр коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточное давление. Принимается равным 1,0-1,3 для секций находящихся в пределах эксплуатационного объекта, и равным 1,0 для остальных секций [5].

Для скважины Западно-Серафимовского месторождения эта величина составит 43,82 МПа. Такому давлению соответствую трубы группы прочности К с толщиной стенки 8,0 мм для которых критическое давление равно 48,8 МПа - таблица 2.10. Учитывая, что согласно данным таблицы 1.1 эксплуатационный объект залегает в интервале нижнемеловых отложений (2621-3130 м), длину первой секции труб принимаем равной 509 м.

Вес первой секции по данным таблицы 2.11 составит 108926 Н или 0,1089 МН.

Таблица 2.10 - Критические давления обсадных труб по ГОСТ 632-80

Условный наружный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Группа прочности материала труб



С

Д

К

Е

Л

М

Р



Критическое давление, МПа

114

6

21,3

24,3

29,3

31,0

33,9

36,2

39,4


7

27,2

31,5

39,2

42,0

47,0

51,2

57,6


8

33,0

38,5

48,8

52,8

60,2

66,8

77,5


9

38,5

45,5

58,0

63,0

73,0

82,0

77,5


Находим внутреннее избыточное давление на глубине 2621 м по эпюре на рисунке 2.5. Оно составляет 11,61 МПа. В соответствии с данными таблицы 2.7 эта величина должна быть не менее 12,0 МПа. Далее определяем коэффициент запаса прочности на внутреннее давление для первой секции труб по формуле:

, (2.16)

Где nв - коэффициент запаса прочности на внутреннее давление;

pвд - внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, МПа.

Значение pвд для труб первой секции согласно данным таблицы 2.12 составляет 61,2 МПа. Отсюда коэффициент запаса прочности будет:

.

Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114-219 мм.

Таким образом, первая секция труб пригодна для проектируемой скважины.

Таблица 2.11 - Вес секций обсадных труб различной длины

Условный наружный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Длина секции, м



5

10

20

30

40

50

60

70

80

90



Вес секции обсадной трубы, Н

114

6

800

1600

3300

4900

6600

8200

9800

11500

13100

14800


7

1000

1900

3800

5700

7600

9500

11300

13200

15100

17000


8

1100

2100

4300

6400

8600

10700

12800

15000

17100

19300


9

1200

2400

4900

7200

9600

12000

14400

16800

19200

21600

114

6

16400

32800

49200

65000

82000

98400

114800

131200

147600

164000


7

18900

37800

56700

75600

94500

113400

132300

151200

170100

189000


8

21400

42800

64200

85600

107000

128400

149800

171200

192600

214000


9

24000

48000

72000

96000

120000

144000

168000

192000

216000

240000


Таблица 2.12 - Внутренние давления, при которых напряжение в теле трубы достигает предела текучести

Условный наружный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Группа прочности материала труб



С

Д

К

Е

Л

М

Р



Внутренние давления, при которых напряжение в теле трубы достигает предела текучести, МПа

114

6

29,4

39,9

45,9

50,5

59,7

68,9

87,3


7

34,3

40,7

53,6

59,0

60,7

80,4

101,8


8

39,2

46,5

61,2

67,4

79,6

91,9

116,4


9

44,2

52,5

68,7

75,7

89,7

103,3

130,8


Для труб второй секции наружное избыточное давление на глубине 2621 м по эпюре (рисунок 2.4) составляет 28,23 МПа. Этому давлению соответствуют трубы группы прочности Д с толщиной стенки 7 мм, критическим давлением 31,5 МПа (таблица 2.10) и предельным внутренним давлением 40,7 МПа (таблица 2.12).

Для третьей секции берем трубы группы прочности Д с толщиной стенки 6 мм, критическим давлением 24,3 МПа и предельным внутренним давлением 39,9 МПа. По эпюре наружных избыточных давлений (рисунок 2.4) находим, что допустимая глубина спуска труб с толщиной стенки 6 мм составляет 2256 м.

Тогда длина второй секции с толщиной стенки 7 мм будет равна:

, (2.17)

Где l2 - длина второй секции обсадных труб, м;

lдоп.7 - допустимая глубина спуска труб с толщиной стенки 7 мм, м;

lдоп.6 - допустимая глубина спуска труб с толщиной стенки 6 мм, м.

В этом случае:

.

Вес второй секции согласно таблице 2.11 составит 68985 Н или 0,0689 МН.

Внутреннее избыточное давление для труб второй секции на глубине 2256 м по эпюре на рисунке 2.5 будет равно 13,77 МПа. Следовательно, коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление будет равен:

.

Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114-219 мм. Таким образом, вторая секция труб также пригодна для крепления скважины.

Вес двух секций составит: .

Длину третьей секции определяем с учетом растяжения по формуле:

,  (2.18)

Где l3 - длина третьей секции обсадных труб, м;

pстр - страгивающая нагрузка (таблица 2.13), МН;

 -суммарный вес предыдущих секций труб, МН;

q3 - вес одного метра труб третьей секции, МН.

В нашем случае:

Вес третьей секции составит 213364 Н = 0,2134 МН.

Избыточное внутреннее давление на уровне верхней трубы третьей секции на глубине  по эпюре на рисунке 2.5 равно 21,47 МПа. Тогда коэффициент запаса прочности на внутреннее давление:

.

Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114-219 мм. Таким образом, третья секция труб пригодна для крепления скважины.

Вес трех секций составляет: .

Для четвертой секции принимаем трубы группы прочности Д с толщиной стенки 8 мм, критическим давлением 38,5 МПа (таблица 2.10), предельным внутренним давлением 46,5 МПа (таблица 2.12), страгивающей нагрузкой 0,65 МН и весом одного метра труб 214 Н (таблица 2.13).

Таблица 2.13 - Страгивающие нагрузки соединений обсадных труб по ГОСТ 632-80 для труб с нормальной резьбой

Условный наружный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Теоретический вес 1 м колонны, Н

Группа прочности материала труб




С

Д

К

Е

Л

М

Р




Страгивающая нагрузка, МН

114

6

164

0,38

0,45

0,60

0,65

0,77

0,89

1,13


7

189

0,46

0,55

0,72

0,80

0,94

1,09

1,38


8

214

0,55

0,65

0,85

0,94

1,11

1,28

1,62


9

237

0,63

0,75

0,98

1,08

1,27

1,48

1,86


Длина четвертой секции равна:

Вес четвертой секции согласно таблице 2.11 составит 173982 Н = 0,1740 МН.

Избыточное внутреннее давление на глубине  составляет 26,28 МПа (рисунок 2.5). Соответственно коэффициент запаса прочности:

.

Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114-219 мм. Таким образом, четвертая секция труб пригодна для крепления скважины.

Суммарный вес четырех секций равен .

Для пятой секции выбираем трубы группы прочности Д с толщиной стенки 9 мм, критическим давлением 45,5 МПа, предельным внутренним давлением 52,5 МПа, страгивающей нагрузкой 0,75 МН и весом одного метра труб 237 Н.

Длина пятой секции:

Поскольку оставшаяся длина необходимая для полного крепления ствола скважины до устья составляет 142 м, принимаем длину пятой секции равной 142 м. Ее вес составит 34080 Н = 0,0341 МН.

Избыточное внутреннее давление на отметке устья скважины составляет 27,12 МПа. Коэффициент запаса прочности:

.

Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114-219 мм. Таким образом, пятая секция труб также пригодна для крепления скважины.

Результаты расчета эксплуатационной колонны сведены в таблице 2.14.

Таблица 2.14 - Компоновка эксплуатационной колонны по результатам расчетов

Номер секции снизу вверх

Толщина стенки, мм

Группа прочности стали

Интервал спуска труб, м

Длина секции, м

Вес секции, МН

1

8,0

К

2621-3130

509

214

0,1089

2

7,0

Д

2256-2621

365

189

0,0689

3

6,0

Д

955-2256

1301

164

0,2134

4

8,0

Д

142-955

813

214

0,1740

5

9,0

Д

0-142

142

240

0,0341

Всего:

0-3130

3130

-

0,5993


.5 Выбор состава технологической оснастки обсадных труб

По терминологическому признаку к элементам технологической оснастки обсадных колонн относятся все устройства, включаемые в состав обсадной колонны или монтируемые на ее внутренней или наружной поверхности, являющиеся неотъемлемой частью сформированной крепи скважины или выполняющие технологические функции для успешного спуска и цементирования обсадной колонны [6].

Низ кондуктора, а также эксплуатационной колонны оборудуется направляющим башмаком и обратным клапаном, устанавливаемым, как правило, на расстоянии 10-12 м от башмака.

Тип обратного клапана должен предусматривать самозаполнение обсадной колонны в процессе спуска не менее чем на 90-92 %, а также выполнять, как правило, роль кольца «стоп».

Для обеспечения полноты вытеснения бурового раствора тампонажным заколонная оснастка должна включать центраторы, скребки и турбулизаторы или устройства, сочетающие их функции.

Каждая обсадная колонна подлежит обязательному центрированию на следующих участках:

на нецементируемом фильтре;

над башмаком спускаемой потайной, нижней и промежуточной секции колонны, кондуктора и выше башмака на 8-10 м;

у башмака ранее спущенной колонны (кондуктора) и выше на расстоянии 30-50 м через каждые 8-10 м;

под и над устройством ступенчатого цементирования и ниже стыка секций по два центратора через 8-10 м;

у «головы» потайной колонны и ниже на расстоянии 8-10 м;

под и над заколонной манжетой или пакером по два центратора с расстоянием 8-10 м;

в приустьевой части, в случае подъема тампонажного раствора до устья скважины, два центратора с расстоянием 8-10 м.

Для вертикальных участков ствола скважины и участков с углом наклона до 30-35о применять центраторы типа ЦЦ-1 (упругие).

В газовых, газоконденсатных, рапосодержащих, техногенных пластах независимо от наличия АВПД, в интервалах близкорасположенных пластов с большими перепадами давлений, в нефтяных пластах с АВПД, а также над кровлей и под подошвой перечисленных пластов обсадная колонна должна оснащаться центраторами в сочетании с турбулизаторами и скребками.

Независимо от расчетной частоты расстановки центраторов, центраторы в флюидонасыщенном пласте устанавливаются через каждые 4-6 м; над каждым центратором и под ним устанавливается по одному турбулизатору и одному скребку.

Выше кровли и ниже подошвы изолируемых пластов на расстоянии не менее 15-25 м, уточняемом в зависимости от возможных градиентов перепада давления, центраторы устанавливаются через каждые 3-5 м в сочетании с турбулизаторами и скребками.

Оснастка для предложенной конструкции обсадных колонн скважины Западно-Серафимовского месторождения будет выглядеть следующим образом.

В интервале установки направления диаметром 245 мм будет установлен башмак БКМ-245 (таблица 2.15), для цементажа будет использована головка цементировочная ГЦУ-245 (таблица 2.16) и один комплект разделительных пробок ПП 219Ч245 (таблица 2.17).

В интервале установки кондуктора диаметром 168 мм будет установлен башмак БКМ-168, обратный клапан ЦКОД-168-1 (таблица 2.18), для цементажа будет использована головка цементировочная ГЦУ-168 и один комплект разделительных пробок ПП 146Ч168. Для центрирования будут использоваться центраторы ЦЦ-168/216-1 (таблица 2.19). Потребное количество центраторов рассчитывается следующим образом [6].

Допустимая стрела прогиба обсадной колонны:

, (2.19)

Где [f] - допустимая стрела прогиба обсадной колонны, мм;

D - Диаметр ствола скважины на рассматриваемом участке, мм;

dн - наружный диаметр обсадной колонны, мм.

Жесткость труб обсадной колонны:

, (2.20)

где EI - жесткость труб обсадной колонны, кгс·м2;

dн - наружный диаметр обсадной колонны, м;

dв - внутренний диаметр обсадной колонны, м.

Таблица 2.15 - Башмаки колонные типа БКМ

Типоразмер башмака

Условный диаметр оснащаемой колонны, мм

Наружный диаметр, мм

Диаметр отверстий в насадке башмака, мм

Высота, мм

Масса, кг

БКМ-114

114

133

50

274

14

БКМ-168

168

188

80

303

23

БКМ-245

245

270

120

378

53


Таблица 2.16 - Головки цементировочные универсальные типа ГЦУ

Наименование параметров

Шифр изделия


ГЦУ-114

ГЦУ-168

ГЦУ-245

Условный диаметр, мм

114

168

245

Наибольшее рабочее давление, МПа, не более

40

40

32

Наибольшая длина пробок, устанавливаемых в головке, мм, не более

400

430

515

Внутренний диаметр головки, мм, не менее

100

144

209

Кол-во присоединительных боковых отводов, шт.

3

3

3

Габаритные размеры, мм: - высота головки с переводником ± 30 мм - без переводника ± 30 мм

 980 865

 985 870

 1160 1050

Монтажная база напорных трубопроводов ± 50 мм

900

960

1050


Таблица 2.17 - Пробки продавочные

Шифр

Диаметр обсадной колонны, мм

Уплотняемый диаметр, мм

Диаметр пробок, мм

Высота, мм

Макс. допустимый перепад давления, МПа

Масса, кг



Макс.

Мин.





ПП 114Ч146

114-146

130

96

136

253

6

3,8

ПП 146Ч168

146-168

154

124

158

205

6

5,2

ПП 219Ч245

219-245

230

195

235

320

6

13,2


Таблица 2.18 - Дроссельные обратные клапаны типа ЦКОД

Типоразмер клапанов

Условный диаметр обсадной колонны, мм

Рабочее давление, МПа

Диаметр шара, мм

Наружный диаметр клапана, мм

Высота клапана, мм

Масса клапана, кг

ЦКОД-114-1

114

15

45

133

290

11,0

ЦКОД-168-1

168

15

76

188

350

25,0

ЦКОД-245-2

245

10

76

270

365

57,2


Таблица 2.19 - Упругие центраторы типа ЦЦ-1

Типоразмер центратора

Радиальная нагрузка, кН

Пусковое усилие, кН

Размеры, мм

Масса, кг




внутренний диаметр

наружный диаметр

высота


ЦЦ-114/151-1

5,2

4,5

116

210

620

6,0

ЦЦ-168/216-1

7,8

6,0

171

292

620

10,5

ЦЦ-245/295-1

10,4

8,0

249

370

660

15,0


Объем вытесненного тампонажного раствора, м3/м:

.(2.21)

Вес вытесненного тампонажного раствора:

, (2.22)

где qц - вес вытесненного тампонажного раствора, кгс/м;

rТ - плотность тампонажного раствора, кг/м3.

Внутренний объем обсадной колонны, м3/м:

. (2.23)

Вес продавочной жидкости:

, (2.24)

где qп - вес продавочной жидкости, кгс/м;

rпр - плотность продавочной жидкости, кг/м3.

Вес обсадной колонны с продавочной жидкостью:

, (2.25)

где qк - вес обсадной колонны, кгс/м;

q - вес единицы длины обсадной колонны в воздухе, кгс/м.

Вес обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе, кгс/м:

. (2.26)

Прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 м:

,  (2.27)

где P1 - прижимающее усилие, кгс;

б1 - зенитный угол наклона ствола скважины на участке расположения рассматриваемой трубы.

Расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор:

, (2.28)

где l1 - расстояние между центраторами, м;

[Q] - допустимая нагрузка на центратор согласно таблице 2.19, кгс.

Расчет расстояний между центраторами и количество центраторов: сопоставляются значения l1 и

,

где hц - высота подъема цемента, м;

hн - интервал центрирования колоны - низ, м;

hв - интервал центрирования колоны - верх, м.

При l1 ³ hц расчет ведут в следующем порядке.

Определяют расстояние между центраторами по условию допустимой стрелы прогиба обсадной колонны:

, (2.29)

где l - расстояние между центраторами, м;

б2 - средневзвешенный зенитный угол ствола скважины в интервале от hв до L;

L - глубина спуска обсадной колонны, м.

Необходимое число центраторов в рассматриваемом интервале, шт:

. (2.30)

В случае, когда l1 < hц расчет продолжают по нижеописанной схеме.

Стрела прогиба обсадной колонны от собственного веса, мм:

. (2.31)

Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, кгс:

. (2.32)

Критическая сила, кгс

. (2.33)

Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия, мм:

. (2.34)

Выбирается расстояние между центраторами l по сопоставлению значений f и [f].

Если f £ [f] принимают l = l1 и расчет ведут по формуле (2.30). Если f > [f] расчет последовательно осуществляют по формулам (2.29)-(2.30).

Рассчитаем потребное количество центраторов для кондуктора диаметром 168 мм.

В разделе 2.2 было установлено, что диаметр долота для бурения под кондуктор должен составлять 215,9 мм. Отсюда допустимая стрела прогиба обсадной колонны будет:

.

Согласно результатам расчетов в разделе 2.2 установлено, что внутренний диаметр кондуктора будет равен 152,3 мм. Отсюда жесткость труб обсадной колонны:

.

Объем вытесненного тампонажного раствора:

Вес вытесненного тампонажного раствора:

.

Внутренний объем обсадной колонны:

.

Вес продавочной жидкости:

.

Согласно ГОСТ 632-80 вес одного метра труб с наружным диаметром 168,3 мм и толщиной стенки 8,0 мм составляет 325 Н или 32,5 кгс/м. Таким образом, вес обсадной колонны с продавочной жидкостью будет:

.

Вес обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе:

.

Поскольку скважина является вертикальной, будем считать, что на отклонение скважины от вертикали будет влиять лишь зенитный угол падения пластов. Согласно таблице 1.1 средний угол падения пластов (и следовательно отклонение ствола скважины от вертикали) в интервале установки кондуктора (0-1815 м) составляет 1,2о. Тогда прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 м, будет:

.

Допустимая нагрузка на центратор ЦЦ-168/216-1 согласно данным таблицы 2.19 составляет 7,8 кН или 780 кгс/м. Отсюда расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор составит:

.

Поскольку цементирование кондуктора осуществляется до устья, то hц = 1815 м. В этом случае 118 < 1815, т.е. l1 < hц, следовательно далее рассчитываем стрелу прогиба обсадной колонны от собственного веса:

.

Цементирование кондуктора будет осуществляться до устья, поэтому hв = 0 м, L = 1815 м, а б2 будет равен б1. Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны будет:

.

Критическая сила:

.

Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия:

.  

0,54 < 7,85, т.е. f < [f], поэтому принимаем l = l1 = 118 м и расчет ведем по формуле (2.30):

.

По длине кондуктора через каждые 118 м будут установлены 16 центраторов ЦЦ-168/216-1. Помимо этого согласно требованиям [6] для кондуктора должен быть установлен один центратор на расстоянии 10 м над башмаком, а поскольку цементаж кондуктора осуществляется до устья, то дополнительно должны быть установлены у устья два центратора с расстоянием 10 м. Таким образом, общее потребное количество центраторов при креплении кондуктора составит 19 шт.

В интервале установки эксплуатационной колонны диаметром 114 мм будет установлен башмак БКМ-114, обратный клапан ЦКОД-114-1, для цементажа будет использована головка цементировочная ГЦУ-114 и один комплект разделительных пробок ПП 114Ч146. Для центрирования будут использоваться центраторы ЦЦ-114/151-1 (таблица 2.19). Потребное количество центраторов будет рассчитываться по формулам (2.19)-(2.34).

Рассчитаем потребное количество центраторов для кондуктора диаметром 114 мм.

По результатам расчетов в разделе 2.4 установлено, что эксплуатационная колонна будет состоять из нескольких секций с разным внутренним диаметром, поэтому перед проведением дальнейших расчетов определим средневзвешенный внутренний диаметр эксплуатационной колонны:

,      (2.35)

где dв.ср. - средневзвешенный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм;

l1,2,3,4,5 - длина 1, 2, 3, 4 и 5 секций соответственно, м;

d1,2,3,4,5 - внутренний диаметр 1, 2, 3, 4 и 5 секций соответственно, мм.

Согласно данным таблицы 2.14 в нашем случае имеем:

.

В разделе 2.2 было установлено, что диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну должен составлять 146 мм. Отсюда допустимая стрела прогиба обсадной колонны будет:

.

Жесткость труб обсадной колонны:

.

Объем вытесненного тампонажного раствора:

Вес вытесненного тампонажного раствора:

.

Внутренний объем обсадной колонны:

.

Вес продавочной жидкости:

.

Согласно таблице 2.14 вес всей эксплуатационной колонны составляет 0,5993 МН, вес 1 м труб тогда составит 191,47 Н или 19,15 кгс/м. Таким образом, вес обсадной колонны с продавочной жидкостью будет:

.

Вес обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе:

.

Поскольку скважина является вертикальной, будем считать, что на отклонение скважины от вертикали будет влиять лишь зенитный угол падения пластов. Согласно таблице 1.1 средний угол падения пластов (и следовательно отклонение ствола скважины от вертикали) в интервале установки эксплуатационной колонны (0-3130 м) составляет 2,04о. Тогда прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 м, будет:

.

Допустимая нагрузка на центратор ЦЦ-114/151-1 согласно данным таблицы 2.19 составляет 5,2 кН или 520 кгс/м. Отсюда расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор составит:

.

Поскольку цементирование обсадной колонны осуществляется до устья, то hц = 3130 м. В этом случае 72 < 3130, т.е. l1 < hц, следовательно далее рассчитываем стрелу прогиба обсадной колонны от собственного веса:

.

Как было упомянуто выше цементирование кондуктора будет осуществляться до устья, поэтому hв = 0 м, L = 3130 м, а б2 будет равен б1. Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны будет:

.

Критическая сила:

.

Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия:

.  

В этом случае 0,13 < 5,23, т.е. f < [f], поэтому принимаем l = l1 = 72 м и расчет ведем по формуле (2.30):

.

По длине эксплуатационной колонны через каждые 72 м будут установлены 44 центратора ЦЦ-114/151-1. Помимо этого согласно требованиям [6] для эксплуатационной колонны должен быть установлен один центратор на расстоянии 10 м над башмаком, а поскольку цементаж эксплуатационной колонны осуществляется до устья, то дополнительно должны быть установлены у устья два центратора с расстоянием 10 м. Выше и ниже кровли продуктивного пласта (3050-3085 м) на расстоянии 15 метров будут установлены центраторы через каждые 5 метров в сочетании с турбулизаторами ЦТ-114/151 (таблица 2.20) и скребками СК-114/151 (таблица 2.21). В интервале продуктивного пласта будут установлены центраторы через каждые 5 метров с турбулизаторами и скребками, устанавливаемыми над и под каждым центратором. Таким образом, общее потребное количество центраторов при креплении эксплуатационной колонны составит 60 шт., турбулизаторов - 20 шт., скребков - 20 шт.

Состав технологической оснастки обсадных труб скважины Западно-Серафимовского месторождения представлен в сводной таблице 2.22.

Таблица 2.20 - Эластичные турбулизаторы типа ЦТ

Типоразмер турбулизатора

Внутренний диаметр, мм

Наружный диаметр, мм

ЦТ-114/151

116

170

2,0

ЦТ-168/216

171

236

4,5

ЦТ-245/295

248

293

8,5


Таблица 2.21 - Скребки корончатые типа СК

Типоразмер скребка

Высота, мм

Наружный диаметр, мм

Масса, кг

СК-114/151

190

220

-

СК-168/216

190

300

2,8

СК-245/295

230

400

-


Таблица 2.22 - Состав технологической оснастки обсадных труб скважины Западно-Серафимовского месторождения

Наименование, диаметр колонны

Наименование элементов оснастки

Шифр элементов оснастки

Техническая характеристика

Кол-во, шт.




диаметр, мм

высота, м

масса, кг





наруж.

внут.




Направление, 245 мм

Башмак колонный

БКМ-245

270

120

0,378

53,0

1


Головка цементировочная

ГЦУ-245

-

209

1,160

-

1


Разделительная пробка

ПП 219Ч245

235

-

0,320

13,2

1

Кондуктор, 168 мм

Башмак колонный

БКМ-168

188

80

0,303

23,0

1


Обратный клапан

ЦКОД-168-1

188

76

0,350

25,0

1


Головка цементировочная

ГЦУ-168

-

144

0,985

-

1


Разделительная пробка

ПП 146Ч168

158

-

0,205

5,2

1


Центратор

ЦЦ-168/216-1

292

171

0,620

10,5

19

Эксплуатационная колонна, 114 мм

Башмак колонный

БКМ-114

133

50

0,274

14,0

1


Обратный клапан

ЦКОД-114-1

133

45

0,290

11,0

1


Головка цементировочная

ГЦУ-114

-

100

0,980

-

1


Разделительная пробка

ПП 114Ч146

136

-

0,253

3,8

1


Центратор

ЦЦ-114/151-1

210

116

0,620

6,0

60


Турбулизатор

ЦТ-114/151

170

116

-

2,0

20


Скребок

СК-114/151

220

190

-

-

20


2.6 Расчет компоновки низа бурильного инструмента для подготовки скважины и скорости спуска обсадных колонн

Подготовка ствола скважины является одним из важнейших процессов, определяющих надежность и качество крепления.

В оптимальном случае процесс подготовки скважины должен сводиться лишь к контрольному спуску бурильной компоновки для калибровки и промывки интервала крепления непосредственно перед спуском обсадной колонны.

Р.Н. Марченко и Л.Б. Измайловым были разработаны требования к компоновкам низа бурильного инструмента и составлена методика подготовки стволов скважин к спуску обсадных колонн. Использование этой методики позволило совместить процесс подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны с процессом его бурения [7].

На проходимость обсадных колонн по стволу скважины, наряду с другими факторами, большое влияние оказывают уступы в стволе и интенсивность пространственного искривления скважины. Уступы или резкие перегибы ствола на относительно коротком его участке возникают в результате изменения свойств пород или при изменении нагрузок на долото во время бурения. При образовании уступа (рисунок 2.6) изменяется направление скважины, но сохранению нового направления мешает соприкосновение УБТ со стенкой скважины вблизи долота. После образования уступа дальнейшее углубление скважины происходит по прямой, параллельной первоначальному направлению, до тех пор, пока УБТ не потеряет опору на стенке скважины, что создает условия для образования нового уступа, затем следующего и т.д.

Таким образом, можно предположить, что ствол реальной скважины состоит как бы из ряда ступенек-уступов, а траектория его осевой линии имеет плавный изгиб с определенной интенсивностью искривления.

Установить места образования уступов, а тем более охарактеризовать их размеры существующими методами замера кривизны скважин невозможно. Невозможно также выявить уступы в стволе при спуске или подъеме инструмента с той компоновкой, которой пробурена скважина.

Рисунок 2.6 - Образование уступа в стволе бурящейся скважины на границе несогласного залегания пород

При этом может создаться представление о соответствии конфигурации ствола требованиям спуска колонны. Однако уступы в скважине, как правило, имеются. Это подтверждают посадки и заклинивания инструмента в скважине при его спуске с измененной компоновкой низа, а также недоспуски обсадных колонн в ряде скважин, номинальный диаметр которых и другие условия были достаточны для проведения успешной операции.

В местах образования уступов реальный диаметр ствола скважины уменьшается до некоторого эффективного диаметра, определяемого выражением:

,   (2.36)

где Dэф - эффективный диаметр долота, мм;

Dдол - диаметр долота, мм;

dУБТ - наружный диаметр УБТ, мм.

Для успешного спуска в скважину колонны обсадных труб в зависимости от ее диаметра, конструкции соединений и элементов технологической оснастки эффективный диаметр ствола должен отвечать следующим условиям:

а) для безмуфтовых обсадных колонн

;    (2.37)

б) для муфтовых обсадных колонн

;    (2.38)

в) для обсадных колонн, оборудованных элементами технологической оснастки

,    (2.39)

где d, dм - наружные диаметры обсадных труб и муфт соответственно, мм;

dmax - максимальный наружный диаметр элементов технологической оснастки, мм.

Следует отметить, что при длине элементов технологической оснастки меньше высоты калибрующей части долота необходимый эффективный диаметр скважины должен определяться по формуле (2.38).

Сопоставив выражение (2.36) последовательно с выражениями (2.37)-(2.39), получим для каждого случая минимальные необходимые диаметры УБТ, которые следует использовать для успешности операции:

а) при использовании безмуфтовых обсадных колонн

;    (2.40)

б) при использовании муфтовых обсадных колонн

;   (2.41)

в) при применении элементов технологической оснастки

,    (2.42)

где D - диаметр ствола скважины, мм.

Рекомендуемые диаметры утяжеленных бурильных труб, установленных над долотом при бурении или подготовке скважин к спуску обсадных труб, приведены в таблице 2.23.

В определенных условиях причиной недоспуска обсадных колонн может стать и чрезмерная интенсивность пространственного искривления скважины. В интервалах ствола, характеризующихся большой интенсивностью искривления, как указывалось ранее, могут возникать прижимающие силы и силы сопротивления, способные остановить движение обсадной колонны вниз. Значения интенсивности пространственного искривления скважин, вычисленные для наиболее сложных условий крепления (, ) и принятые в дальнейшем для расчета компоновок низа бурильного инструмента, приведены в таблице 2.24.

Максимальная интенсивность искривления скважины, которая может быть во время бурения, при прочных равных условиях определяется длиной УБТ, установленных над долотом. Зависимость между длиной используемых УБТ и возможной максимальной интенсивностью искривления скважины определена следующим образом.

Максимальное поперечное смещение ствола при образовании уступа на участке, равном длине УБТ, установленных над долотом

,    (2.43)

где Д - максимальное поперечное смещение ствола, мм.

Таблица 2.23 - Минимальные диаметры УБТ, обеспечивающие успешный спуск обсадных колонн в скважину

Диаметр обсадной колонны, мм

Необходимый эффективный диаметр скважины, мм

Минимальный необходимый диаметр УБТ наддолотного комплекта (в мм) в скважинах различных диаметров, мм

обсадной трубы

муфты


346

320

295

269

243

214

190

161

245

270

258

203

203

229

229

-

-

-

-

168

188

178

-

-

-

-

146

146

146

-

140

159

150

-

-

-

-

-

133

133

133


Таблица 2.24 - Допустимые значения интенсивности искривления скважины

Наименование параметра

Численное значение

Диаметры обсадных колонн, мм

245

168

114

Допустимая интенсивность искривления, градус/10 м

2,3

5,0

11,0


Кроме того, смещение ствола на той же длине при плавном искривлении скважины

,       (2.44)

где l1 - длина УБТ, установленных над долотом, м;

i - максимальная интенсивность искривления скважины, градус/ 10 м.

Отсюда

.        (2.45)

Подбор компоновок для подготовки скважин к спуску обсадных колонн осуществляют в такой последовательности.

С помощью формул (2.36)-(2.45) и таблицы 2.23 определяют диаметр и длину УБТ, установленных непосредственно над долотом на участке l1, или диаметр центраторов и порядок их расстановки.

Используя приведенные в таблице 2.25 массы УБТ, подбирают длину остальных УБТ, исходя из имеющихся труб, с учетом обеспечения общей массы компоновки 4-6 тонн.

Таблица 2.25 - Значения массы УБТ различных диаметров

Наименование параметра

Численное значение

Диаметр УБТ, мм

133

146

229

Масса 1 м УБТ, кг/м

84

100

260


Произведем расчет компоновки низа бурильного инструмента для подготовки ствола скважины Западно-Серафимовского месторождения к спуску обсадной колонны.

Для эксплуатационной колонны диаметром 114 мм согласно разделу 2.2 диаметр долота составляет 146 мм, высота калибрующей части долота согласно ГОСТ 20692-80 (таблица 2.26) составляет 223 мм. Как видно из таблицы 2.22, максимальная длина неуплотняемых элементов технологической оснастки эксплуатационной колонны (башмаки колонные и обратные клапаны) составляет 290 мм, а максимальный наружный диаметр - 133 мм. В связи с этим, расчет необходимого диаметра УБТ ведем по формуле (2.42):

.

Согласно таблице 2.23 ближайший ближний диаметр УБТ составляет 133 мм.

Далее рассчитываем длину УБТ установленных над долотом:

.

Согласно таблице 2.25 для обеспечения общей массы компоновки УБТ 5 тонн требуется 60 м УБТ диаметром 133 мм.

Для кондуктора диаметром 168 мм согласно разделу 2.2 диаметр долота составляет 215,9 мм, высота калибрующей части долота согласно ГОСТ 20692-80 (таблица 2.26) составляет 350 мм. Как видно из таблицы 2.22, максимальная длина неуплотняемых элементов технологической оснастки эксплуатационной колонны (башмаки колонные и обратные клапаны) составляет 350 мм, а максимальный наружный диаметр - 188 мм. Поскольку, длина элементов технологической оснастки равна высоте калибрующей части долота, расчет необходимого диаметра УБТ будем вести по формуле (2.41) исходя из диаметра муфты равного 187,7 мм (таблица 2.4):

.

Согласно таблице 2.23 ближайший ближний диаметр УБТ составляет 146 мм.

Далее рассчитываем длину УБТ установленных над долотом:

.

Согласно таблице 2.25 для обеспечения общей массы компоновки УБТ 5 тонн требуется 50 м УБТ диаметром 146 мм.

Для направления диаметром 245 мм согласно разделу 2.2 диаметр долота составляет 295,3 мм, высота калибрующей части долота согласно ГОСТ 20692-80 (таблица 2.26) составляет 420 мм. Как видно из таблицы 2.22, максимальная длина неуплотняемых элементов технологической оснастки эксплуатационной колонны (башмак колонный) составляет 378 мм, а максимальный наружный диаметр - 270 мм. Поскольку, длина элементов технологической оснастки меньше высоты калибрующей части долота, расчет необходимого диаметра УБТ будем вести по формуле (2.41) исходя из диаметра муфты равного 269,9 мм (таблица 2.4):

.

Согласно таблице 2.23 ближайший ближний диаметр УБТ составляет 229 мм.

Далее рассчитываем длину УБТ установленных над долотом:

.

Согласно таблице 2.25 для обеспечения общей массы компоновки УБТ 5 тонн требуется 20 м УБТ диаметром 229 мм.

Результаты расчетов представлены в сводной таблице 2.27.

Таблица 2.26 - Высота калибрующей части трехшарошечных долот по ГОСТ 20692-80

Номинальный диаметр долота, мм

Высота, мм

146,0

223

215,9

350

295,3

420


Таблица 2.27 - Компоновка низа бурильного инструмента для подготовки скважины Западно-Серафимовского месторождения к спуску обсадных колонн

Наименование, диаметр колонны

Диаметр УБТ, мм

Длина УБТ, м

Вес УБТ, т

Направление, 245 мм

229

20

5

Кондуктор, 168 мм

146

50

5

Эксплуатацион-ная колонна, 114 мм

133

60

5


В процессе спуска колонны без ограничения скорости, особенно при малых кольцевых зазорах, возможны гидроразрыв пород и поглощение бурового раствора, что осложнит допуск колонны и последующее ее цементирование. Поэтому скорости спуска обсадных колонн должны выбираться исходя из конкретных геологических условий интервала крепления, технического состояния, ствола скважин и свойств бурового раствора.

В общем случае максимально допустимая скорость спуска обсадной колонны [V]i из условия предотвращения поглощения бурового раствора и непревышения репрессии на продуктивные пласты, имевшей место при их вскрытии и углублении скважины, вычисляется по формуле [6]:

,  (2.46)

где [P]i - допустимое давление на рассматриваемый пласт, МПа (принимается равным величине максимального гидравлического давления, имевшего место при последних долблениях);

Ргi - гидростатическое давление на рассматриваемый пласт при последних долблениях, МПа;

li - длины участков спущенной части колонны до подошвы рассматриваемого пласта с одинаковыми для данного участка Di и di (спущенная ниже кровли пласта часть колонны не учитывается), м;

di, Di - соответственно диаметр обсадной колонны, в том числе бурильных труб, на которых спускается секция или потайная колонна, и средневзвешенный на длине li диаметр ствола скважины, м;

сб - плотность бурового раствора в скважине, кг/м3;

л - коэффициент гидравлических сопротивлений (рассчитывается для измеренных реологических параметров бурового раствора по известным зависимостям, при отсутствии данных принимается равным 0,055).

Рассчитаем скорость спуска обсадных колонн для скважины Западно-Серафимовского месторождения.

Для направления диаметром 245 мм и длиной 210 м максимальное давление принимаем равным давлению гидроразрыва на глубине 210 м - 2,94 МПа, давление столба бурового раствора плотностью 1250 кг/м3 (раздел 2.1) на глубине 210 м будет равно 2,63 МПа. Диаметр ствола скважины на участке установки направления составит 295,3 мм, а наружный диаметр направления равен 244,5 мм.

Максимально допустимая скорость спуска направления составит:

Для кондуктора диаметром 168 мм и длиной 1815 м целессобразно определить значение скорости спуска на двух участках - на участке установки направления в обсаженном стволе и на остальном участке его установки в необсаженном стволе. Давления гидроразрыва и столба бурового раствора на глубине 210 м были приведены ранее. Диаметр ствола скважины при спуске кондуктора в интервале 0-210 м будет равен внутреннему диаметру направления - 226,7 мм, а наружный диаметр кондуктора будет 168,3 мм.

Максимально допустимая скорость спуска кондуктора в интервале глубин 0-210 м составит:

Согласно [6] в обсаженном стволе скорость спуска должна находиться в пределах 0,5-0,7 м/с, в нашем случае скорость спуска в интервале 0-210 м равная 1,26 м/с превышает установленные пределы. Поэтому, принимаем скорость спуска кондуктора в интервале глубин 0-210 м равной 0,5 м/с.

На участке 210-1815 м диаметр ствола скважины будет равен 215,9 мм, а наружный диаметр кондуктора - 168,3 мм. Давление гидроразрыва на глубине 1815 м составит 30,86 МПа, а давление столба бурового раствора - 22,69 МПа.

Максимально допустимая скорость спуска кондуктора в интервале глубин 210-1815 м составит:

Для эксплуатационной колонны диаметром 114 мм и длиной 3130 м также целесообразно определить значение скорости спуска на двух участках - на участке установки кондуктора в обсаженном стволе и на остальном участке ее установки в необсаженном стволе. Давления гидроразрыва и столба бурового раствора на глубине 1815 м были приведены ранее. Диаметр ствола скважины при спуске эксплуатационной колонны в интервале 0-1815 м будет равен внутреннему диаметру кондуктора - 152,3 мм, а наружный диаметр эксплуатационной колонны будет 114,3 мм.

Максимально допустимая скорость спуска эксплуатационной колонны в интервале глубин 0-1815 м составит:

Согласно [6] в обсаженном стволе скорость спуска должна находиться в пределах 0,5-0,7 м/с, в нашем случае скорость спуска в интервале 0-1815 м равная 1,87 м/с превышает установленные пределы. Поэтому, принимаем скорость спуска эксплуатационной колонны в интервале глубин 0-1815 м равной 0,5 м/с.

На участке 1815-3130 м диаметр ствола скважины будет равен 146 мм, а наружный диаметр эксплуатационной колонны - 114,3 мм. Давление гидроразрыва на глубине 3130 м составит 53,21 МПа, а давление столба бурового раствора - 39,13 МПа.

Максимально допустимая скорость спуска кондуктора в интервале глубин 1815-3130 м составит:

При спуске эксплуатационной колонны на расстоянии 250 м до кровли продуктивного пласта (3050 м) скорость спуска должна быть снижена до 0,5 м/с. В интервале же продуктивного пласта (3050-3085 м) скорость спуска эксплуатационной колонны должна составлять 0,25 м/с.

Результаты расчета допустимых скоростей спуска обсадных колонн по скважине Западно-Серафимовского месторождения представлены в таблице 2.28.

Таблица 2.28 - Режим спуска обсадных труб по скважине Западно-Серафимовского месторождения

Наименование, диаметр колонны

Допустимая скорость спуска


Интервал глубин, м

Величина, м/с


от

до


Направление, 245 мм

0

210

Кондуктор, 168 мм

0

210

0,50


210

1815

1,82

Эксплуатационная колонна, 114 мм

0

1815

0,50


1815

2800

1,99


2800

3050

0,50


3050

3130

0,25


.7 Выбор тампонажного материала

Одним из основных этапов заканчивания скважин является цементирование скважин с использованием тампонажных цементов.

Раствор, получаемый после затворения тампонажного цемента водой (или иной жидкостью), обработанный химическими реагентами (или без них) для повышения качества раствора и камня или облегчения проведения технологического процесса, называют тампонажным.

Тампонажные растворы применяют для разобщения пластов в самых различных геолого-технических условиях: от -15 до +250 оС и от 1,5 до 200 МПа в каналах заколонного пространства размером от нескольких миллиметров до 0,5 м, в каналах высотой от нескольких сот до нескольких тысяч метров при наличии самых разнообразных пород в разрезе скважины, представленных относительно инертными в химическом отношении породами и легко растворимыми солями, прочными или рыхлыми, подверженными гидроразрывам и другим видам разрушений [7].

В таких условиях, используя цементный раствор лишь одного типа, нельзя обеспечить герметичность заколонного пространства. Нужны растворы, изготовляемые из разных цементов и обрабатываемые химическими реагентами при использовании различных технологических схем приготовления.

Тампонажные цементы, из которых изготовляют тампонажные растворы, могут быть классифицированы по следующим признакам: вещественному составу, температуре применения, плотности тампонажного раствора, устойчивости тампонажного камня к воздействию агрессивных пластовых вод, линейным деформациям тампонажного камня при твердении.

. По вещественному составу в зависимости от содержания добавок тампонажные цементы разделяются на группы: 1 - без добавок; 2 - с добавками.

. По температуре применения (оС) тампонажные цементы разделяются на группы: 1 - для низких температур (ниже 15), 2 - для нормальных температур (от 15 до 150), 3 - для умеренных температур (от 50 до 100), 4 - для повышенных температур (от 100 до 150), 5 - для высоких температур (от 150 до 250), 6 - для сверхвысоких температур (выше 250), 7 - для циклически меняющихся температур.

. По плотности тампонажного раствора (кг/м3) тампонажные цементы разделяют на группы: 1 - легкие (ниже 1400), 2 - облегченные (1400-1650), 3 - нормальные (1650-1950), 4 - утяжеленные (1950-2300), 5 - тяжелые (выше 2300).

. По устойчивости тампонажного камня к воздействию агрессивных пластовых вод тампонажные цементы разделяются на группы: 1 - устойчивые только к хлоркальциево-натриевым водам; 2 - устойчивые к сульфатным водам, а также хлоркальциево-натриевым; 3 - устойчивые к кислым (углекислым, сероводородным) водам; 4 - устойчивые к магнезиальным водам; 5 - устойчивые к полиминеральным водам.

. Кроме того, применяют тампонажные растворы, в которых в качестве жидкости затворения применяют воду с солями (до насыщения), тампонажные растворы на нефтяной основе, аэрированные тампонажные растворы, органоминеральные композиции (вплоть до исключения минерального компонента), быстросхватывающиеся составы для борьбы с поглощением при бурении скважин и др.

На базе успешного промышленного опыта применения различных цементов предложена классификация тампонажных материалов - рисунок 2.7.

Рисунок 2.7 - Номенклатура и область применения тампонажных цементов

Выбранный тампонажный материал должен обеспечить приготовление из него тампонажного раствора, плотность которого на 200-300 кг/м3 выше плотности бурового раствора. При этом необходимо учитывать, что давление столба тампонажного раствора или составного столба (бурового раствора, буферной жидкости и тампонажного раствора) должно быть на 10-15 % ниже величины давления гидроразрыва.

Для проектной скважины плотность бурового раствора равна 1250 кг/м3, градиент давления гидроразрыва согласно данным таблицы 2.2 - 1,7 МПа/100 м (0,017 МПа/м), а забойная температура - 140 оС, подъем цементного раствора будет осуществляться до устья. Согласно данным рисунка 2.7 и требованиям предотвращения гидроразрыва выбираем тампонажный цемент ЦТО с плотностью тампонажного раствора 1500 кг/м3.

Облегченные тампонажные цементы типа ЦТО предназначены для цементирования скважин, вскрывших зоны с АНПД, при геостатических температурах от 15 до 250 оС.

ЦТО получают при смешении вяжущего с облегчающей добавкой - фильтроперлитом или тампонажным перлитом и, при необходимости, со стабилизирующей добавкой (бентонит, палыгорскит, ПВС).

В зависимости от температуры применения в качестве вяжущего в ЦТО используют: при температурах в скважинах от 15 до 100 оС - тампонажный портландцемент для нормальных или умеренных температур; при 100-250 оС - тампонажный цемент ЦТПН.

Фильтроперлит и тампонажный перлит - высокоэффективные облегчающие добавки (водопотребность до 6-8 кг/кг), получаемые при обжиге перлита, и отличаются от перлитового вспученного песка большой удельной поверхностью и минимумом (массовая доля 12 %) воздухосодержащих сферических частиц.

В зависимости от температуры применения ЦТО подразделяют на три марки: ЦТО-100 (15-100 оС), ЦТО-150 (100-150 оС), ЦТО-250 (150-250 оС).

Плотность раствора из тампонажных цементов ЦТО может быть от 1350 до 1650 кг/м3.

Для регулирования технологических свойств раствора и камня из ЦТО рекомендуется использовать выпускаемые промышленностью химические реагенты. Применение ЦТО позволяет качественно цементировать скважины, обеспечивает подъем тампонажного раствора на большую высоту в одну ступень, во многих случаях позволяет отказаться от применения муфты ступенчатого цементирования (МСЦ).

Параметры тампонажного цемента, выбранного для цементирования скважины Западно-Серафимовского месторождения, сведены в таблице 2.29.

Таблица 2.29 - Параметры тампонажного цемента, выбранного для цементирования скважины Западно-Серафимовского месторождения

Марка тампонажного цемента

Водоцементное отношение

Плотность тампонажного раствора, кг/м3

Режим твердения

Предел прочности камня при изгибе, МПа, при твердении в течение, сут




температура, оС

давление, МПа







1

2

ЦТО-5-150

0,90 ± 0,05

1500 ± 50

120

40

2,9-3,8

4,1-4,6


.8 Выбор буферной жидкости

Под буферной жидкостью понимают промежуточную жидкость между буровым и тампонажным растворами, которая способствует повышению качества цементирования скважин и облегчает проведение процесса цементирования. Как показали эксперименты, при отсутствии буферных жидкостей в результате коагуляции бурового раствора в зоне его смешения с тампонажными наблюдается рост давления в 1,4-1,8 раза, при этом коэффициент вытеснения бурового раствора не превышает 0,4-0,6.

Классификация буферных жидкостей по их свойствам и составу положена в основу действующего ОСТа. По физическим свойствам буферные жидкости подразделяются на вязкоупругие и вязкие, которые, в свою очередь, делятся на высоковязкие и низковязкие. Большинство буферных жидкостей - низковязкие.

В комплексе мероприятий, обеспечивающих высокую степень вытеснения бурового раствора из колонного пространства и удаление глинистых корок со стенок скважины, одним из основных является использование буферных жидкостей.

Поскольку разрез скважины Западно-Серафимовского месторождения представлен рыхлыми глинистыми породами, склонными к образованиям обвалов и осыпей при воздействии на них воды, при цементировании целесообразно использование структурированных буферных жидкостей [6].

Структурированные БЖ с низкой водоотдачей предназначены для цементирования скважин, при бурении которых используются утяжеленные буровые растворы, с целью исключения образования седиментационных пробок или смешивания их между собой, а также для цементирования скважин с низкими значениями градиентов пластового давления (АНПД), неустойчивыми глинистыми породами и наличием пластов с высокой проницаемостью.

Представителями этого класса БЖ являются растворы, получаемые из порошкообразных материалов: МБП-С-100, БП-100, БП-150, БПС-170.

Поскольку температура на забое скважины составляет 140 оС, целесообразно использование буферной жидкости БПС-170.

Материал буферный порошкообразный БПС-170 предназначен для получения термосолестойкой БЖ с регулируемой плотностью от 1050 до 2100 кг/м3, служащей для разделения различных по составу и плотности тампонажных и буровых растворов и эффективного вытеснения их из скважин с динамической температурой от 0 до 170 оС.

БПС-170 - порошкообразный материал, получаемый совместным перемешиванием кальцинированной соды, лигнина, карбоксиметилцеллюлозы, нитрилотриметилфосфоновой кислоты и пенозола.

Буферные жидкости из порошкообразных материалов приготавливается с помощью гидромешалок, фрезерно-струйных мельниц, цементировочной техники, а также гидравлических диспергаторов типа «струя в струю»; последние позволяют значительно ускорить приготовление жидкости и повысить ее качество.

Согласно данным таблицы 2.2 градиент пластовых давлений в разрезе скважины Западно-Серафимовского месторождения составляет 1,0 МПа/100 м, ранее была обоснована плотность бурового раствора равная 1250 кг/м3. Таким образом, для предотвращения газопроявлений при цементировании скважины необходимо использование буферной жидкости БПС-170 с плотностью 1100 кг/м3.

.9 Выбор способа цементирования

Все способы цементирования имеют одну цель - вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять последний на заданную высоту. В результате этого предотвращается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой через заколонное пространство, обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраняется от коррозии пластовыми водами и повышается ее несущая способность.

Весь комплекс работ, связанных с замещением бурового раствора цементным (тампонажным), называется цементированием скважины или обсадной колонны; сюда же входят ожидание затвердения цементного раствора (ОЗЦ) и период формирования цементного камня. Существует несколько методов цементирования. Из них наиболее распространен метод прямого цементирования, применяемый с некоторыми вариациями и изменениями с начала прошлого века [8].

Поскольку скважина будет зацементирована до устья с применением одного типа тампонажного раствора, целесообразно использование метода прямого цементирования.

Метод прямого цементирования реализуется в способе сплошного цементирования с двумя пробками, который заключается в следующем.

После спуска в скважину колонны обсадных труб с установленным над башмаком стоп-кольцом на верхней трубе монтируется цементировочная головка. В цементировочной головке закрепляется верхняя цементировочная (разделительная) пробка. В головках некоторых конструкций и нижняя цементировочная пробка монтируется в корпусе.

Цементировочная головка соединяется с цеметировочными насосами или насосами буровой. После промывки скважины в колонну продавливается нижняя цементировочная пробка. Если нижняя цементировочная пробка вставлена в цементировочную головку, то она продавливается в колонну. Одновременно в работу включаются насосы цементировочных агрегатов и цементно-смесительные машины, приготовляющие цементный (тампонажный) раствор.

После закачки в скважину необходимого количества цементного раствора сбрасывают верхнюю цементировочную пробку. Цементный раствор движется между двумя пробками, которые отделяют его от бурового раствора, предохраняя от загрязнения в обсадной колонне.

Вслед за верхней цементировочной пробкой закачивают продавочную жидкость (чаще всего буровой раствор), которой цементный раствор продавливают в затрубное пространство. Продавливание начинается с момента посадки нижней пробки на стоп-кольцо и продавливания диафрагмы в пробке. Это достигается незначительным повышением давления в колонне.

Подсчитывается количество продавочной жидкости, закачиваемой в скважину. Когда остается около 1-2 м3 продавочной жидкости, интенсивность ее закачки снижают. Процесс ведут до схождения пробок, посадки верхней пробки на нижнюю. Этот момент называется моментом «стоп» и характеризуется повышением давления.

Применение нижней цементной пробки весьма целесообразно: цементный раствор не смешивается с буровым в трубах, уменьшаются размеры зоны смешения растворов в затрубном пространстве; меньше возможность увеличения давления при прокачке цементного раствора в затрубном пространстве.

Перед тампонажным раствором закачивают буферную жидкость, предназначенную для предупреждения смешения бурового и тампонажного растворов, для очистки ствола и стенок скважины.

.10 Обоснование коэффициента кавернозности по данным кавернометрии

Коэффициент кавернозности ствола скважины, являющийся отношением фактического диаметра ствола скважины по данным кавернометрии к номинальному диаметру долота, выступает важным параметром определяющим объем затрубного пространства и необходимое количество тампонажного раствора при цементировании скважины. Правильный выбор этого параметра определяет качество проведения тампонажных работ в частности и разобщения пластов в целом.

Для наглядной демонстрации влияния значения коэффициента кавернозности на качество тампонажных работ приведем результаты акустического качества цементирования (АКЦ) по скважине Западно-Серафимовского месторождения.

При строительстве скважины на Западно-Серафимовском месторождении была принята следующая конструкция - таблица 2.30, рисунок 2.8.

Таблица 2.30 - Конструкция, принятая при строительстве скважины на Западно-Серафимовском месторождении

Наименование колонны

Диаметр колонны, мм

Глубина спуска, м

Интервал цементирования, м

Направление

426

8

0-8 (забутовывается)

Направление

324

60

0-60

Кондуктор

245

800

0-800

Промежуточная (потайная) колонна

168

700-2150

700-2150

Эксплуатационная колонна

114

3130

1650-3130


Рисунок 2.8 - Конструкция, принятая при строительстве скважины на Западно-Серафимовском месторождении

Применение данной конструкции объясняется тем, что первоначально Западно-Серафимовское месторождение рассматривалось как нефтяное, после уточнения характера насыщения - раздел 1.3, месторождение было охарактеризовано как газовое и при проектировании скважины была принята конструкция, обоснованная в разделе 2.3.

Результаты АКЦ в интервале установки эксплуатационной колонны для принятой ранее конструкции скважины приведены на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 - Совмещенная диаграмма показаний АКЦ и каверномера для эксплуатационной колонны диаметром 114 мм

При цементировании обсадной колонны цемент был поднят до глубины 1845 м вместо проектной равной 1650 м. Практически до глубины 2597 м качество цементирования можно охарактеризовать как крайне низкое. Общая длина участков с плохим качеством сцепления цемента с колонной составила 774 м, коэффициент успешности цементирования при проектной длине цементируемого интервала 1456 м (фактический забой скважины составил 3106 м при проектном 3130 м, что связано с недоспуском эксплуатационной колонны) составил всего лишь 0,47. Как видно это значение крайне низко и позволяет охарактеризовать качество тампонажных работ как невысокое.

В целом, как видно из рисунка 2.9, хорошее качество тампонажных работ было обеспечено в интервалах со значением кавернозности ствола скважины меньше проектного равного 1,25. Однако видно, что в интервале 2971,6-3106,0 м при максимальном значении коэффициента кавернозности равном 1,73 было обеспечено хорошее качество тампонажных работ. Данное обстоятельство вызвано тем, что при подъеме в затрубном пространстве тампонажный раствор интенсивно заполняет полости расположенные вблизи забоя скважины, при этом высота подъема тампонажного раствора всегда будет меньше проектной.

Поэтому для повышения качества разобщения пластов при строительстве скважины на Западно-Серафимовском месторождении, необходимо закладывать значение коэффициента кавернозности исходя из анализа результатов кавернометрии по ранее пробуренным скважинам. Это позволит определить оптимальный объем тампонажного раствора, необходимого для качественного цементирования скважины.

При определении оптимального значения коэффициента кавернозности ствол скважины необходимо разбить на несколько участков характеризующихся определенной амплитудой значения коэффициента кавернозности и выбирать его значение по максимальному значению в данном интервале.

Установим значения коэффициента кавернозности для проектируемой скважины Западно-Серафимовского месторождения по данным кавернометрии - рисунки 2.10 и 2.11

Рисунок 2.10 - Результаты кавернометрии по Западно-Серафимовскому месторождению в интервале 0-800 м

Рисунок 2.11 - Результаты кавернометрии по Западно-Серафимовскому месторождению в интервале 800-2150 м

Как видно из рисунка 2.10 принятый коэффициент кавернозности при цементировании интервала установки кондуктора существенно выше фактического. Это обеспечивает с одной стороны высокое качество тампонажных работ, а с другой - нецелесообразный перерасход тампонажного материала. Таким образом, значение коэффициента кавернозности в интервале 0-800 метров может быть уменьшено, что позволит сократить затраты на тампонажные работы при обеспечении должного их качества.

Как видно из рисунка 2.11 в интервалах 800,0-1670,5 м и 1975,0-2150,0 м фактический коэффициент кавернозности также существенно меньше принятого, а в интервале 1670,5-1975,0 м - выше принятого. Таким образом, значение коэффициента кавернозности в интервалах 800,0-1670,5 м и 1975,0-2150,0 м может быть снижено, а в интервале 1670,5-1975,0 - должно быть увеличено.

Результаты определения коэффициента кавернозности для проектируемой конструкции скважины Западно-Серафимовского месторождения приведены в таблице 2.31.

Таблица 2.31 - Результаты определения коэффициента кавернозности по скважине Западно-Серафимовского месторождения

Наименование, диаметр колонны

Интервал цементирования, м

Коэффициент кавернозности


от

до

интервал глубин, м

значение




от

до


Направление, 245 мм

0

210

0,0

195,4

1,20




195,4

210,0

1,25

Кондуктор, 168 мм

0

1815

0,0

210,0

1,00




210,0

266,1

1,35




266,1

792,6

1,20




792,6

800,0

1,35




800,0

1072,2

1,10




1072,2

1373,8

1,20




1373,8

1664,3

1,30




1664,3

1815,0

1,60

Эксплуатацион ная колонна, 114 мм

0

3130

0,0

1815,0

1,00




1815,0

1977,6

1,80




1977,6

2150,0

1,20




2150,0

2331,3

1,25




2331,3

2500,0

2,05




2500,0

2639,6

1,20




2639,6

2737,4

1,70




2737,4

2898,3

1,25




2898,3

3130,0

1,85


.11 Расчет цементирования скважины

Произведем расчет цементирования эксплуатационной колонны скважины Западно-Серафимовского месторождения.

Определяем плотность тампонажного раствора на базе цемента ЦТО-5-150 имеющего водоцементное отношение равное 0,9 и плотность сухого цемента равную 2,727 г/см3 [6]:

,    (2.47)

где-сц.р.---плотность тампонажного цементного раствора, г/см3;

m---водоцементное отношение;

сц---плотность тампонажного цемента, г/см3;

св---плотность воды, г/см3.

.

Вычисляем минимальный объем буферной жидкости для обеспечения качества цементирования при плотности буферной жидкости равной 1,1 г/см3:

, (2.48)

где-Vбуф.min---минимальный объем буферной жидкости, м3;

kкавер.---коэффициент кавернозности ствола скважины;

Д---толщина фильтрационной корки, м;

Dдол---диаметр долота, м;

Dн---наружный диаметр колонны, м;

Нц.р---высота подъема тампонажного цементного раствора, м.

Как было установлено в главе 2.10. коэффициент кавернозности существенно меняется на разных участках ствола скважины, поэтому перед проведением расчетов по формуле (2.48) целесообразно рассчитать средневзвешенный по стволу коэффициент кавернозности:

, (2.49)

где   kкавер.ср - средневзвешенный коэффициент кавернозности;

kкавер.i - коэффициент кавернозности на i-том участке ствола скважины;

li      длина i-того участка ствола скважины, м.

Имеем

Диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну составлял 146 мм, а наружный диаметр эксплуатационной колонны равен 114,3 мм, тампонажный раствор будет поднят до устья, таким образом, высота подъема тампонажного раствора будет равна 3130 м, толщину фильтрационной корки принимаем равной 3 мм. Отсюда минимальный объем буферной жидкости будет:

Рассчитываем критический объем буферной жидкости для предотвращения проявлений в процессе цементирования по формуле:

;  (2.50)

,   (2.51)

где-Vбуф.кр- - критический объем буферной жидкости, м3;

сб.р- - плотность бурового раствора, г/см3;

Lпл  -глубина определения максимального пластового давления, м;

рплmax-- максимальное пластовое давление, МПа;

б -угол наклона скважины;

Dскв--диаметр скважины, м;

сбуф - плотность буферной жидкости, г/см3.

Глубина спуска эксплуатационной колонны равна 3130 м, пластовое давлении на этой отметке равно 31,30 МПа, плотность бурового раствора равна 1,25 г/см3, средний угол наклона скважины в интервале установки эксплуатационной колонны равен 2,04о. Отсюда имеем:

.

Объем буферной жидкости принимается из условия:

,   (2.52)

где Vбуф - объем буферной жидкости, м3.

, поэтому принимаем объем буферной жидкости равный 10 м3.

Определяем требуемое количество тампонажного цементного раствора по формуле:

,  (2.53)

где Vц.р - объем тампонажного раствора, м3;

Dв.п.к - внутренний диаметр ранее спущенной колонны, м;

Нп.к - глубина спуска предыдущей колонны, м;

Dскв.i - диаметр скважины на i-том участке ствола, м;

Нi - длина i-того участка ствола, м;

d - внутренний диаметр эксплуатационной колонны в интервале установки цементного стакана, м;

h - высота цементного стакана, м.

Для проектируемой скважины внутренний диаметр ранее спущенного кондуктора равен 152,3 мм, а его длина 1815 м, сведения о коэффициенте кавернозности и длинах участков ствола скважины, соответствующих им приведены в таблице 2.31, внутренний диаметр эксплуатационной колонны в интервале цементного стакана равен 98,3 мм, а высота цементного стакана - 20 м. Отсюда имеем:

Рассчитываем массу тампонажного цемента по формуле:

,   (2.54)

где 1,05 - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах.

.

Определяем объем воды для затворения тампонажного цемента по формуле:

,   (2.55)

где 1,1 - коэффициент резерва жидкости затворения.

.

Находим объем продавочного раствора по формуле:

,  (2.56)

где Vп.р - объем продавочного раствора, м3;

di - внутренний диаметр i-той секции эксплуатационной колонны, м;

li - длина i-той секции эксплуатационной колонны, м;

kс - коэффициент сжимаемости жидкости за счет газа (принимается равным 1,02-1,04).

Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока тампонажного цементного раствора в затрубном пространстве 1,8 м/с и определяем подачу насосов ЦА для обеспечения данной скорости по формуле:

;    (2.57)

,    (2.58)

где Q - подача насосов ЦА, дм3/с;

Fзатр - площадь сечения затрубного пространства, м2;

V - скорость восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве, м/с;

Vстак - объем цементного стакана, м3.

;

.

Определяем максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования по формуле:

,   (2.59)

где рк - максимальное давление в конце цементирования, МПа;

рр - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования, МПа;

ртр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах, МПа;

рзатр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве, МПа.

Определяем максимальную ожидаемую разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования по формуле:

.   (2.60)

.

Рассчитываем давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах:

,   (2.61)

где; лб.р; -; коэффициент гидравлических сопротивлений бурового раствора (принимается равным 0,02);

L; -; длина эксплуатационной колонны, м;

dср.; -; средневзвешенный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, см.

По результатам расчетов в разделе 2.5 средневзвешенный внутренний диаметр эксплуатационной колонны составил 100,11 мм, отсюда имеем:

.

Вычисляем давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве по формуле:

,  (2.62)

где лц.р - коэффициент гидравлических сопротивлений тампонажного раствора (принимается равным 0,035).

.

Максимальное давление в конце цементирования составит:

.

Допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование рассчитываем по формуле:

,    (2.63)

где рд.г - допустимое давление на устьевое оборудование, МПа;

pу - наибольшее рабочее давление, МПа.

Согласно таблице 2.16 наибольшее рабочее давление для цементировочной головки ГЦУ-114 составляет 40 МПа, отсюда имеем:

.

Поскольку 20,32 < 26,67, устьевое оборудование будет обладать необходимой прочностью для проведения тампонажных работ.

В соответствии с подачей равной 32,22 дм3/с и максимальным давлением 20,32 МПа выбираем агрегат ЦА-320М. Характеристики агрегата ЦА-320М приведены в таблицах 2.32 и 2.33.

Таблица 2.32 - Параметры цементировочного агрегата ЦА-320М

Наименование параметра

Численное значение

Максимальное давление при подаче 2,9 дм3/с, МПа

32,0

Максимальная подача при давлении 4,0 МПа, дм3

23,0

Тип цементировочного насоса

Тип водоподающего насоса

Вместимость, м3 - мерного бака - цементного бачка

 6,40 0,25

Диаметр трубопроводов, мм: - приемных - нагнетательных

 100,0 50,0

Общая длина разборного трубопровода, м

22,0

Общая масса агрегата, т

17,5


Таблица 2.33 - Характеристика цементировочного насоса 9Т

Включенная передача

Давление, МПа

Подача, дм3


Диаметр втулки, мм


100

115

127

100

115

127

II

30,50

22,50

18,20

3,00

5,10

III

15,90

11,70

9,50

5,80

7,90

9,80

IV

10,26

7,60

6,10

9,00

12,20

15,10

V

6,90

5,00

4,00

13,50

18,30

23,00


Определяем число ЦА из условия их подачи, рассчитанной при pк. По таблице 2.33 находим, что при диаметре втулки 115 мм и давлении насоса ЦА pII = 22,5 МПа, qII = 4,1 дм3/с:

,    (2.64)

где n - число ЦА, шт.;

q - подача насоса ЦА при заданной скорости, дм3/с.

Принимаем 9 агрегатов ЦА-320М.

Рассчитываем необходимое число цементосмесительных машин в зависимости от массы цемента, его насыпной объемной массы и вместимости бункера по формуле:

,    (2.65)

где m - число цементосмесительных машин, шт.;

Vбун - объем бункера цементосмесительной машины, м3;

гн - насыпная объемная масса цемента, г/см3.

Объем бункера цементосмесительной машины согласно таблице 2.34 равен 14,5 м3, насыпная объемная масса облегченных цементов типа ЦТО составляет 0,84 г/см3, отсюда:

Принимаем 4 цементосмесительных машины, в каждую из которых будет загружено по 11,66 т цемента.

Таблица 2.34 - Характеристика цементосмесительной машины 2СМН-20

Наименование параметра

Численное значение

Транспортная грузоподъемность, т

8-10

Вместимость бункера по сухому цементу, т

20

Объем бункера, м3

14,5

Производительность при приготовлении раствора, м3/мин: - цементного - цементно-бентонитового - глинистого

 0,6-1,2 0,5-1,0 1,0-2,0

Давление жидкости затворения, МПа

0,8-2,0

Масса незагруженной машины, т

13,8


Определяем количество работающих ЦА при закачке буферной жидкости. Так как объем буферной жидкости 10 м3, а емкость мерного бака ЦА 6,4 м3 - таблица 2.32, то для закачки буферной жидкости принимаем два ЦА.

Исходя из давления на преодоление гидравлических сопротивлений равного , принимаем подачу при закачке буферной жидкости согласно таблице 2.33 равной qII = 4,1 дм3/с.

Число работающих ЦА при закачке тампонажного цементного раствора рассчитывают по формуле:

.    (2.66)

.

Поскольку,  (56,25 > 25,13), для обеспечения общей подачи 32,22 дм3/с достаточна принятая подача одного агрегата qII = 4,1 дм3/с, т.е. .

Таким образом, подача смесительных машин обеспечит полученную суммарную подачу ЦА.

Закачивание 0,98 объема продавочного раствора будет осуществляться 8 ЦА при подаче qII = 4,1 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче qII = 4,1 дм3/с.

Определяем продолжительность цементирования обсадной колонны по формуле:

,  (2.67)

где tц - продолжительность цементирования, мин;

n1 - количество ЦА при закачке буферной жидкости, шт.;

n2 - число агрегатов при закачке тампонажного раствора, шт.;

n3 - число агрегатов при закачке 0,98 объема продавочного раствора, шт.

Для цементирования обсадной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания:

.    (2.68)

.

Результаты расчета цементирования эксплуатационной колонны сведены в таблице 2.35.

Таблица 2.35 - Результаты расчета цементирования эксплуатационной колонны скважины Западно-Серафимовского месторождения

Наименование параметра

Численное значение

Количество, м3: - тампонажного цементного раствора - буферной жидкости - сухого тампонажного цемента, т - воды затворения - продавочного раствора

 56,25 10,00 46,63 46,16 25,13

Число агрегатов ЦА-320М

9

Число машин 2СМН-20

4

Продолжительность цементирования, мин

73,47


.12 Схема размещения и обвязки оборудования при цементировании

В настоящее время в различных нефтегазовых районах применяют несколько отличающихся друг от друга технологических схем приготовления и нагнетания тампонажных растворов. Это отличие обусловлено спецификой геолого-технических, а иногда и климатических условий данного района, что определяет выбор конструкции скважины, способа цементирования и тампонажного материала для каждого конкретного района [8].

Отличие этих схем заключается в использовании различного числа цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин, а также в применении специальных устройств или механизмов, повышающих качество раствора или цементирования в целом и улучшающих условия труда обслуживающего персонала.

Во всех этих схемах, как правило, предусматривается такое соотношение между численностью цементосмесительных машин и цементировочных агрегатов, при котором обеспечивается бесперебойное приготовление и нагнетание тампонажного раствора в скважину с заданным темпом. Обычно с одной цементосмесительной машиной 2СМН-20 работают два цементировочных агрегата, один из которых (имеющий водоподающий насос) подает жидкость на затворение в гидровакуумное смесительное устройство цементосмесительной машины, а второй (не имеющий водоподающего насоса) вместе с первым нагнетает готовый раствор в скважину. При этом суммарная подача жидкости (по паспортным данным) двумя агрегатами несколько больше производительности цементосмесительной машины. Как правило, для продавливания верхней разделительной пробки используют агрегат 3ЦА-400А, который обвязывают с цементировочной головкой.

Прежде чем подать раствор в скважину, его некоторое время перемешивают в осреднительной емкости; благодаря этому повышается его однородность, что существенно улучшает качество цементирования. На рисунке 2.12 показана схема расстановки и обвязки оборудования при цементировании скважин облегченным тампонажным раствором с применением осреднительной емкости и использованием резервуара вместимостью 50 м3 для заготовки воды затворения.

Поскольку крепление скважины осуществляется облегченным тампонажным раствором, а объем воды затворения, согласно данным таблицы 2.35, составляет 46,16 м3, целесообразно применение именно такой схемы обвязки при цементировании скважины Западно-Серафимовского месторождения.

Пунктирными линиями показано направление движения воды, сплошными - тампонажного раствора, штрихпунктирными - продавочной жидкости. При работе по этой схеме после приготовления и нагнетания тампонажного раствора при его продавливании смесительные машины и обвязанные с ними цементировочные агрегаты могут быть отсоединены и отправлены на базу.

- цементосмесительная машина 2СМН-20;

- цементировочный агрегат ЦА-320М;

- цементировочный агрегат 3ЦА-400А;

-  блок манифольда 1БМ-700;

- станция контроля цементирования СКЦ-2М;

- цементировочная головка;

- осреднительная емкость;

- резервуар;

пунктиром обозначено движение жидкости затворения

Рисунок 2.12 - Схема обвязки агрегатов при цементировании облегченным раствором с использованием осреднительной емкости и резервуара для заготовки жидкости затворения

.13 Заключительные работы после цементирования

Заключительные работы после цементирования скважины включают: 1) ожидание затвердения цементного раствора, закачанного в затрубное пространство скважины (ОЗЦ); 2) терморадиометрию для установления границ цементного камня за колонной (ОЦК); 3) оборудование устья скважины для ее эксплуатации; 4) разбуривание обратного клапана и цементного стакана; 5) опрессовку и испытание колонны на герметичность; 6) перфорацию колонны; 7) спуск насосно-компрессорных труб и освоение скважины [8].

После того, как цементный раствор закачан в колонну и поднят на заданную высоту в затрубном пространстве, скважину оставляют в покое для твердения цементного раствора.

Колонну держат под давлением, для чего перекрывают краны на цементировочной головке.

Длительность времени твердения цементного раствора (ОЗЦ) в практике бурения нефтяных и газовых скважин принята 24 часа для эксплуатационных колонн, 16 ч - для промежуточных колонн и 12 ч - для кондукторов.

В течение периода твердения цементного камня следят за показаниями манометра на цементировочной головке. В скважинах с повышенной температурой на забое давление внутри колонны может подняться выше допускаемого. В этом случае его снижают. В зависимости от качества используемого цемента, величины водоцементного отношения, глубины скважины и ее геологических особенностей (например, высокой забойной температуры) время, отводимое на твердение цементного камня, может изменяться; однако, независимо от условий, ОЗЦ не должно превышать 24 ч.

По истечении срока твердения цементного раствора снимают цементировочную головку и приступают к определению фактической высоты подъема цементного кольца при помощи электротермометра, спускаемого в колонну.

АКЦ необходимо производить сразу же после окончания цементирования (конца схватывания цементного раствора).

По окончании электротермометрических работ для определения высоты подъема цементного раствора и характера его расположения вокруг колонны в скважине приступают к оборудованию устья скважины.

Цель обвязки устья скважины - укрепить эксплуатационную колонну и герметично перекрыть межтрубное пространство между всеми выходящими на дневную поверхность колоннами.

В зависимости от назначения и конструкции скважины для обвязки устья применяют оборудование, соответствующее одной из трех типовых схем.

По первой схеме предусматривается обвязка устья скважины одноколонной конструкции для колонн диаметром 114, 141 и 168 мм, рассчитанных на рабочее давление 7,5 и 12,5 МПа. Оборудование состоит из фланца диаметром 203 мм (8”), навинчиваемого на резьбу эксплуатационной колонны. Наружные диаметры фланцев унифицированы, размеры их соответствуют размерам фланцев крестовины фонтанной арматуры.

Для контроля межтрубного пространства в корпусах колонных головок имеется по два 50-мм отвода, из которых один закрывается пробкой, а другой является выкидом с установленной на нем задвижкой и манометром.

Концы промежуточных и эксплуатационных колонн привариваются к катушкам колонных головок плотным герметизирующим швом.

При разбуривании в колонне упорного кольца, обратного клапана и цементного стакана применяют пикообразные долота без наварки твердым сплавом, диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны на 6-10 мм. Для разбуривания в 146-мм колонне используют бурильные трубы диаметром 73 мм, в 168-мм - бурильные трубы диаметром 89 мм. Во избежание повреждения колонны в процессе разбуривания металлических деталей необходимо соблюдать осторожность - уменьшить скорость вращения долота и осевую нагрузку на него.

Обратный клапан целесообразно разбуривать специальным фрезером с последующим извлечением металлических кусков магнитным пауком.

После промывки водой или буровым раствором приступают к испытанию колонны на герметичность одним их двух существующих способов: опрессовкой водой или снижением уровня жидкости.

Эксплуатационную колонну в эксплуатационных скважинах испытывают на герметичность опрессовкой, в разведочных скважинах применяют оба способа - опрессовку водой и снижение уровня жидкости оттартыванием ее или поршневанием.

При испытании колонны опрессовкой на устье устанавливают цементировочную головку и, заполнив скважину водой, создают при помощи бурового насоса или насоса цементировочного агрегата давление, величина которого устанавливается в зависимости от диаметра и марки стали труб.

Если через 30 мин давление в колонне не снизится больше чем на 0,5 МПа, то колонна считается герметичной.

По второму способу колонна испытывается понижением уровня жидкости.

Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в ней после снижения до заданной глубины не поднимается более чем на 1 м в колоннах диаметром 146-168 мм и на 0,5 м - в колоннах диаметром 219 мм и выше в течение 8 ч.

При неудовлетворительных результатах испытание повторяют, и если окажется, что колонна негерметична, то приступают к обследованию состояния колонны и к ремонтным работам.

После испытания на герметичность на колонну устанавливают задвижку на случай фонтанирования скважины во время перфорации колонны. В результате перфорации, т.е. пробивки в колонне пулевых отверстий на уровне продуктивных горизонтов, нефть и газ получают возможность войти во внутреннюю полость колонны, откуда их извлекают на поверхность одним из существующих способов эксплуатации скважин.

После установления при помощи перфорации сообщения между продуктивными пластами и эксплуатационной колонной оборудуют устье скважины под эксплуатацию (соответственно категории данной скважины).

Для фонтанного способа эксплуатации устанавливают фонтанную арматуру с системой выкидных отводов и манифольдов.

Установке фонтанной арматуры предшествует спуск в эксплуатационную колонну до начала фильтра насосно-компрессорных труб, предназначаемых для подъема по ним нефти или газа в процессе фонтанирования скважины. После спуска колонны-подъемника из насосно-компрессорных труб и окончания монтажа фонтанной арматуры (елки) приступают к выполнению последней операции - к освоению скважины.

Под освоением скважины понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до наибольшего значения для данной категории скважины и для подъема ее на дневную поверхность в сборные резервуары, а газа - в газопроводы.

Процесс освоения скважины - заключительный этап строительства глубокой скважины.

колонна цементирование скважина

3. Безопасность и экологичность проекта

Современный комплекс работ по добыче нефти и газа тесно связан с использованием большого количества сложного оборудования и характеризуется постоянным совершенствованием технологии за счет внедрения новейших достижений науки и техники, лучшей организации процесса производства и введения прогрессивных методов труда. Основным техногенным фактором процесса строительства скважин является технологическое загрязнение объектов природной среды, прежде всего отходами бурения, которые содержат в своем составе вредные для почвогрунтов, водоемов, почвенно-растительного покрова и биоценоза вещества органической и минеральной природы. При этом экотоксический эффект воздействия производственно-технологических отходов заключается в нарушении естественного равновесия в районе ведения буровых работ, снижении народнохозяйственной ценности фонда гидросферы. В этой связи возникла задача большой социальной значимости - повышение экологичности буровых работ путем разработки эффективных средозащитных мер и правильного выбора необходимого их комплекса в зависимости от природных условий районов бурения и принятой технологии проводки скважин.

Стратегия выбора необходимого комплекса природоохранных мероприятий при строительстве скважин в различных природно-климатических и почвенно-ландшафтных условиях базируется, прежде всего, на четком понимании механизма устойчивости компонентов окружающей среды. В то же время многие аспекты этой чрезвычайно важной проблемы остаются до сих пор недостаточно глубоко исследованными, что не позволяет на практике правильно реализовывать те или иные средозащитные мероприятия.

Работы по строительству всех видов скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, инструкциями и правилами по охране окружающей среды с учетом специфических условий проведения работ. Одним из важных природоохранных мероприятий при строительстве нефтяных и газовых скважин является повсеместное применение экологически безвредных буровых растворов, компоненты которых не оказывают загрязняющего и токсичного действия на объекты окружающей среды. Это, в свою очередь, обусловливает необходимость использования для приготовления и регулирования показателей буровых растворов минимальных концентраций биоразлагаемых, малотоксичных материалов и химических реагентов, в том числе смазывающих добавок. В процессе бурения, кроме всего прочего, возникает необходимость охраны человека от различных воздействий на него, к которым относят климат данного района, условия труда и др. Это возможно, лишь в случае осуществления комплекса защитных мер.

.1 Характеристика условий труда

Для буровых предприятий характерны сложные условия труда, воздействующие на рабочих. К сожалению, комплексное действие всех факторов производственной среды не учитывается, а рассматривается только влияние отдельных факторов.

Метеорологические условия при бурении - один из наиболее тяжелых факторов условий труда. Это обусловлено тем, что современные буровые имеют плохую защиту от ветра и перепадов температур. Среди наиболее эффективных мер по борьбе с низкими температурами является использование индивидуальных средств защиты и создание микроклимата. Последнее является проблемой, так как создание замкнутого пространства на буровой практически невозможно.

Поэтому, необходимо предусмотреть меры профилактики охлаждения и переохлаждения, а также обморожения: обеспечить работников теплой одеждой, теплой обувью, а также организовать перерывы для обогрева рабочих в специально оборудованном помещении с температурой в нем не ниже плюс 25 оС, сократить продолжительность рабочей смены. Наиболее эффективной мерой в холодный и переходный периоды является создание искусственного микроклимата с помощью отопления от котельной в пределах буровой установки и рабочего поселка.

Проводить профилактические прививки против энцефалита, и обеспечить работников средствами индивидуальной защиты от насекомых. Однако никакие средства индивидуальной защиты не помогут, если работники будут пренебрегать технологической дисциплиной, правилами эксплуатации оборудования и инструкцией по охране труда. Пренебрежительное отношение к вопросам охраны труда приводит к тяжелым последствиям.

Условия работы на буровой характеризуются также работой с химическими реагентами и другими вредными веществами. Основными потенциальными источниками загрязнения при строительстве скважины являются:

·   буровые растворы, материалы и реагенты для их приготовления;

·   буровые сточные воды и буровой шлам;

·   материалы и реагенты для приготовления и обработки тампонажных растворов;

·   горюче-смазочные материалы;

·   пластовые минеральные воды и продукты освоения скважины (нефть);

·   продукты сгорания топлива при работе двигателей и котельной;

·   хозяйственно-бытовые жидкие и твёрдые отходы;

·   загрязнённые ливневые сточные воды.

Вредные вещества в процессе строительства скважин могут поступать в рабочую зону в качестве продуктов сгорания топлива: углерод, диоксид углерода СО2, оксиды углерода СО и др. Кроме того, при ненормальном протекании технологического процесса возможно поступление вредных веществ к устью скважины из недр: углеводород, сероводород. Сильными и острыми последствиями, которые могут возникнуть при действии ядовитых веществ на человека, являются острые и хронические отравления. Для приготовления промывочных жидкостей и поддержания на нужном уровне их свойств используется множество органических и неорганических веществ, которые и определяют загрязняющую способность буровых растворов своим количеством и токсикологической характеристикой [9] .

Таблица 3.1 - Вредные вещества в бурении и добыче

Вещество

ПДК, мг/м3

Класс опасности

Глинопорошок

4

4

Цемент, асбоцемент

6

4

KCl

5

3

Нефть

10

3

Масла минеральные (нефтяные)

5

3

CO

20

4

Na2CO3

2

3

ПАВы (сульфонол и др.)

3

4

КМЦ

10

3

Полимеры на основе ПАН

10

3

ХС

10

3

ФК-2000

10

4

Bio Lub

10

4

ЭКОС

5

4

Пыль

5

3


В действующих нормах по проектированию искусственного освещения минимальную освещенность на рабочих местах устанавливают с учетом размеров объектов размещения, разряда работы, контраста объекта различия с фоном и светлоты фона. Отраслевые нормы освещенности рабочих мест на буровой и нормы освещенности представлены в таблице 3.2 [10].

 

Таблица 3.2 - Отраслевые нормы освещенности

Рабочие места, подлежащие освещению

Разряд зрительной работы

Место установки светильников

Норма освещенности, лк




отраслевая

Рекомендуемая СНиП

Роторный стол

II

На ногах вышки на высоте 4 м (для вышки 41 м) и 6 м (для вышки 53 м), под углом 45-50о. Над лебедкой на высоте 4 м под углом 45-50о к вертикали

100

200

Щит КИП

III

Перед приборами

75

220

Полати верхового рабочего

II

На ногах вышки на высоте не менее 2,5 м от пола полатей под углом не менее 50о

75

150

Путь талевого блока

IV

На лестничных площадках под углом не менее 65-70о

30

80

Кронблок

IV

Над кронблоком

25

80

Глиномешалки

III

На высоте не менее 3 м

75

200

Приемный мост

IV

На передних ногах вышки на высоте не менее 6 м

10

80

Редукторное помещение

II

На высоте не менее 6 м

75

200

Насосное помещение

III

На высоте не менее 3 м

75

200

Превентор

III

Под полом буровой

75

220

Желобная система

V

На высоте не менее 3 м на протяжении всех желобов

10

80


Современное освещение на буровой неравномерное, большое количество теней, и слепящих ламп, как правило, плохая контрастность объектов различения с фоном, большое количество светоотражающих, блескучих предметов в поле зрения бурильщика, величина освещенности постоянно меняется, что связанно с перепадом напряжения и раскачиванием светильников.

Недостаток света и нерационально устроенное производственное освещение затрудняет деятельность рабочих, ухудшает их ориентировку в пространстве, координацию движений, скорость ответных реакций, что снижает производительность и качество труда, нередко приводит к авариям и несчастным случаям.

.2 Шум и вибрация

При бурении скважин используются различные машины и механизмы, которые являются источниками шумов и вибраций, к ним относятся: электромоторы, лебедки, вибросито, ротор и др. Для того, чтобы снизить вредное воздействие шумов и вибраций на буровой, необходимо производить своевременный профилактический осмотр и ремонт, подтягивание ослабевших соединений, своевременно смазывать вращающиеся детали [11].

Для борьбы с вибрацией применяют следующие методы [12]:

подавление в источнике возникновения (центровка, регулировка);

изменение в конструкции (отстройка от режима резонанса изменением массы и жесткости вибрирующих конструкций или установлением нового режима);

вибродемпфирование;

виброгашение;

виброизоляция (использование амортизаторов, фундаментов и т. д.).

.3 Пожарная безопасность

Территория вокруг буровой установки должна быть очищена от сухой травы, валежника, кустарника и деревьев в радиусе 15 м, а при бурении на нефть и газ в радиусе 50 м. По границам этих территорий необходимо создать минерализованную полосу шириной не менее 1,4 м и содержать ее в течение пожароопасного сезона в очищенном состоянии. Расстояние от буровой установки до скирд соломы и сена должно быть не менее 50 м. Запрещается загрязнять территорию буровой горючими материалами. Использованные и промасленные обтирочные материалы должны уничтожаться за пределами территории буровой с соблюдением пожарной безопасности. Наиболее частой причиной пожара являются: курение в неустановленных местах; неправильное хранение ГСМ; несоблюдение правил безопасности при сварочных работах; технологические аварии.

Меры противопожарной безопасности при хранении ГСМ:

хранить ГСМ в емкости на санном основании на расстоянии не менее 40 м от насосного блока, электростанции, силового блока;

место размещения емкостей обваловывается;

электрооборудование в радиусе 20 м от емкостей применяется во взрывобезопасном исполнении;

питание электроприемников в этой зоне осуществляется кабелем;

емкости ГСМ необходимо заземлять;

при проливе ГСМ место пролива засыпать;

при разбуривании продуктивного горизонта не менее чем три раза в смену проводить анализ воздушной среды газоанализатором в насосном блоке и блоке очистки;

запрещается использовать открытый огонь на территории буровой;

емкости должны быть окрашены в белый или серебристый цвет и снабжены плакатами «НЕ КУРИТЬ», «ОГНЕОПАСНО».

Для тушения очагов пожара твердых и жидких материалов (горючих) на стадии возникновения на объектах нефтяной промышленности используются ручные пенные огнетушители типа ОП-5 и воздушно-пенные огнетушители высокократной пены типа ОВП-5 и ОВП-10. Для тушения электрооборудования, когда имеется опасность поражения электрическим током, применяются ручные огнетушители ОУБ-7, в которых огнегасительным веществом является галоидированные углеводороды. Для тушения еще не развившихся очагов пожара применяют также передвижные установки, смонтированные на специальных двухколесных тележках. К ним относится порошковый огнетушитель ОППС-10, углекислотные огнетушители УП-1М, УП-2М.

Каждая установка, должна иметь первичные средства пожаротушения -таблица 3.3.

Противопожарный инструмент должен находиться на щитах в специально отведенных, на буровой и жилых вагончиках, местах. Запрещается использовать противопожарный инструмент не по назначению [13].

Таблица 3.3 - Первичные средства пожаротушения

№ п./п.

Наименование

ГОСТ на изготовление

Количество, шт.

1

Огнетушитель пенный ОХП-10

ГОСТ 4132-85

12

2

Ящик с песком объемом 0,5 м3

-

4

3

Ящик с песком объемом 1 м3

-

2

4

Лопаты

-

5

5

Топоры

-

2

6

Багры

-

2

7

Ломы

-

2

8

Ведра пожарные

-

4

Примечание - Противопожарный инструмент должен находиться на щитах в специально отведенных местах на буровой, насосном блоке, жилом городке и котельной.


Источниками воспламенения могут стать открытые факелы, паяльные лампы, костры, электродуги сварочных аппаратов, искры от электрооборудования. В связи с этим запрещается на буровой установке:

- разводить открытый огонь;

- применять источники открытого огня (факел и др.);

хранить запас топлива более сменной потребности;

располагать электропроводку в местах возможного повреждения.

3.4 Требования к персоналу. Обучение и инструктажи по технике безопасности

К работам на объектах нефтегазового комплекса допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний по здоровью.

Организация и порядок обучения, проведение инструктажей, проверки знаний и допуска персонала к самостоятельной работе должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.0.004 и «Положения о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по безопасности у руководящих работников и специалистов предприятий, подконтрольных Ростехнадзору России», утвержденных Ростехнадзором России 19.05.1993 г.

Обучение в области промышленной безопасности рабочих основных профессий проводится в специализированных учебных центрах, комбинатах, имеющих разрешение (лицензию) территориальных органов Ростехнадзора России.

Специалисты с высшим и средним специальным образованием, работающие по рабочим специальностям, для допуска к самостоятельной работе должны иметь соответствующие удостоверения по рабочим профессиям. При выдаче такого удостоверения в учебных заведениях за теоретический курс обучения засчитывается диплом его соответствующей специальности, а за  производственный - месячная стажировка на рабочем месте.

Рабочие допускаются к самостоятельной работе после обучения и стажировки на рабочем месте, проверки знаний, проведения производственного инструктажа и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ.

Проверка знаний по безопасному ведению работ должна проводиться ежегодно. При внедрении новых технологий, оборудования, изменения действующих правил безопасности после соответствующего обучения должна проводиться внеочередная проверка знаний. Проверка знаний у руководящих работников и специалистов проводится не реже одного раза в три года.

Специалисты и рабочие, прибывшие на объект для работы, должны быть ознакомлены с вопросами, входящими в объем вводного инструктажа. Сведения о проведении инструктажей фиксируется в специальных журналах с подтверждающими подписями инструктируемого и инструктирующего.

Персонал предприятия обеспечивается спецодеждой, спецобувью, защитными касками (зимой с утепленными подшлемниками) и другими средствами индивидуальной защиты. Спецодежда, предназначенная для использования на взрывопожароопасных объектах или взрывопожароопасных участках производства, должна быть изготовлена из термостойких антистатических материалов.

3.5 Требования к строительству, объектам, рабочим местам


Решение о начале строительства, расширения, реконструкции, технического перевооружения, консервации и ликвидации опасного производственного объекта принимается при наличии утвержденной в установленном порядке проектной документации в количестве, необходимом для выполнения работ, в том числе силами подрядных организаций.

Территория, отведенная в установленном порядке под строительство предприятий, производственных объектов, сооружений и коммуникаций, должна быть спланирована, ограждена (обозначена) и застроена с учетом границ санитарно-защитной зоны и в соответствии с генеральным планом, являющимся составной частью проектной документации.

Строящиеся и эксплуатируемые опасные производственные объекты (скважины, насосные и компрессорные станции и т.п.) должны иметь надежное круглогодичное транспортное сообщение (подъезды, дороги) с базами материально-технического обеспечения и местами дислокации производственных служб организации.

При наличии в продукции месторождений вредных примесей между опасными производственными объектами, добывающими (транспортирующими) эту продукцию и служебными территориями, должна быть установлена буферная зона, размеры которой устанавливаются проектной документацией.

Персонал производственных объектов, в зависимости от условий работы и принятой технологии производства, должен быть обеспечен соответствующими средствами коллективной защиты. Каждый производственный объект, где обслуживающий персонал находится постоянно, необходимо оборудовать круглосуточной телефонной (радиотелефонной) связью с диспетчерским пунктом или руководством участка, цеха, организации.

На рабочих местах, а также во всех местах опасного производственного объекта, где возможно воздействие на человека вредных и (или) опасных производственных факторов, должны быть предупредительные знаки и надписи.

Искусственное освещение должно быть выполнено в соответствии с установленными нормативами, и кроме особых случаев, оговоренных настоящими правилами, обеспечить установленный санитарными нормами уровень освещения. Замеры уровня освещенности следует проводить перед вводом объекта в эксплуатацию, после реконструкции помещений, систем освещения, а также ежегодно на рабочих местах.

В производственных помещениях, кроме рабочего, необходимо предусматривать аварийное освещение, а в зонах работ в ночное время на открытых площадках не только аварийное, но и эвакуационное освещение.

Расстояние между отдельными механизмами должно быть не менее 1 м, а ширина рабочих проходов - 0,75 м. Для передвижных и блочно-модульных установок и агрегатов ширина рабочих проходов допускается не менее 0,5 м.

Объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту до 0,75 м, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 м - лестницами с перилами. В местах прохода людей над трубопроводами, расположенными на высоте 0,25 м и выше от поверхности земли, площадки или пола, должны быть устроены переходные мостики, которые оборудуются перилами, если высота расположения трубопровода более 0,75 м.

Маршевые лестницы должны иметь уклон не более 60о (у резервуаров - не более 50о), ширина лестниц должна быть не менее 65 см, у лестницы для переноса тяжестей - не менее 1 м. Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. Ступени должны иметь уклон во внутрь 2-5о.

С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 15 см, исключающую возможность проскальзывания ног человека. Лестницы должны быть с двух сторон оборудованы перилами высотой 1 м.

Лестницы необходимо оборудовать промежуточными площадками, установленными на расстоянии не более 6 м по вертикали одна от другой.

Расстояние между ступенями лестниц тоннельного типа и лестниц-стремянок должно быть не более 35 см.

Работы, связанные с опасностью падения работающего с высоты, должны проводиться с применением предохранительного пояса.

Предохранительные пояса и фалы следует испытывать не реже двух раз в год статической нагрузкой, указанной в инструкции по эксплуатации завода-изготовителя, специальной комиссией с оформлением акта. При отсутствии таких данных в инструкции по эксплуатации, испытание следует проводить статической нагрузкой 225 кгс в течение пяти минут.

.6 Требования к оборудованию, инструменту, другим техническим средствам

Разработка и использование технических устройств должны осуществляться в порядке, предусмотренном «Положением о рассмотрении документации на технические устройства для нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производств, объектов геологоразведочных работ и магистральных газо-, нефте- и продуктопроводов, проведении приемочных испытаний технических устройств и выдаче разрешений на их применение», утвержденным постановлением Ростехнадзора России от 05.11.2001 г. № 51 (зарегистрировано Министерством юстиции России 29.11.2001 г. № 3059).

Для взрывоопасных технологических процессов должны предусматриваться автоматические системы регулирования и противоаварийной защиты, предупреждающие образование взрывоопасной среды и другие аварийные ситуации при отклонении от предусмотренных регламентом предельно допустимых параметров во всех режимах работы и обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние.

Оборудование должно быть установлено на прочных фундаментах (основаниях), выполненных в соответствии с проектом или требованиями инструкций по монтажу (эксплуатации) завода-изготовителя и обеспечивающих его нормальную работу.

Для взрывопожароопасных технологических систем, оборудование и трубопроводы которых в процессе эксплуатации подвергаются вибрации, в проекте необходимо предусматривать меры по ее снижению, исключению возможности значительного (аварийного) перемещения, сдвига, разрушения оборудования и разгерметизации систем.

Изменение в конструкцию оборудования может быть внесено по согласованию с разработчиком этого оборудования и территориальным органом Ростехнадзора России. Использование модернизированного оборудования допускается при положительном заключении экспертизы промышленной безопасности.

Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета в соответствии с установленными требованиями и нормами.

На металлических частях оборудования, которые могут оказаться под напряжением, должны быть предусмотрены видимые элементы для соединения защитного заземления. Рядом с этим элементом изображается символ «Заземление».

Открытые движущиеся и вращающиеся части оборудования, аппаратов, механизмов и т.п. ограждаются или заключаются в кожухи. Такое оборудование оснащается системами блокировки с пусковыми устройствами, исключающими пуск его в работу при отсутствующем или открытом ограждении.  Соответствующие требования устанавливаются техническими заданиями на разработку и изготовление оборудования.

Температура наружных поверхностей оборудования и кожухов теплоизоляционных покрытий не должна превышать температуры самовоспламенения наиболее взрывопожароопасного продукта, а в местах, доступных для обслуживающего персонала, должна исключить возможность ожогов.

В комплекте оборудования и механизмов должны быть предусмотрены специальные приспособления или устройства для замены быстроизнашивающихся и сменных деталей и узлов, обеспечивающие удобство и безопасность работы.

Снятие кожухов, ограждений, ремонт оборудования проводятся только после его отключения, сброса давления, остановки движущихся частей и принятия мер, предотвращающих случайное приведение их в движение под действием силы тяжести или других факторов. На пусковом устройстве обязательно вывешивается плакат: «Не включать, работают люди».

Стальные канаты, используемые для оснастки грузоподъемных механизмов, должны соответствовать требованиям безопасности, согласно действующим законодательным актам и нормативно-технической документации.

Для талевой системы буровых установок и агрегатов по ремонту скважин должны применяться канаты талевые для эксплуатационного и разведочного бурения, соответствующие требованиям государственных стандартов.

Соединение канатов должно выполняться с применением кожуха с заплеткой свободного конца каната, обжимкой металлической втулкой или установкой не менее трех винтовых зажимов. При этом расстояние между ними должно составлять не менее шести диаметров каната.

За состоянием каната должен быть установлен контроль. Частота осмотров каната устанавливается в зависимости от характера и условий работы. Выбраковка и замена канатов производится в соответствии с критериями, установленными «Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов». Запрещается использование канатов, если:

одна из прядей оборвана, вдавлена или на канате имеется выдавление (расслоение) проволок в одной или нескольких прядях;

выдавлен сердечник каната или пряди;

на канате имеется деформация в виде волнистости, корзинообразности, местного увеличения или уменьшения диаметра каната;

число оборванных проволок на шаге свивки каната диаметром до 20 мм составляет более 5 %, а на канате диаметром свыше 20 мм - более 10 %;

на канате имеется скрутка («жучок»), перегиб, залом;

в результате поверхностного износа, коррозии, диаметр каната уменьшился на 7 % и более;

при уменьшении диаметра наружных проволок каната в результате их износа, коррозии, на 40 % и более;

на нем имеются следы пребывания в условиях высокой температуры (окалины) или короткого электрического замыкания (оплавление от электрической дуги).

При перетяжке каната перед подъемом талевого блока с пола буровой площадки на барабане лебедки должно быть намотано 3 витка талевого каната.

Применять сращенные канаты для оснастки талевой системы буровой установки, агрегатов для освоения и ремонта скважин, а также для подъема вышек и мачт, изготовления растяжек, грузоподъемных стропов, удерживающих рабочих, и страховых канатов запрещается.

Резка талевых канатов, а также канатов для подъема вышек и мачт, растяжек, страховочных канатов с использованием электросварки запрещается. Резку канатов следует производить с использованием специальных приспособлений с применением защитных очков (масок).

3.7 Требования техники безопасности при креплении скважин


Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов (цементно-бентонитовых смесей) и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.

Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.

Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть проведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.

Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора.

Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.

Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.

Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются проектом на строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем плане на спуск колонны.

Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;

истощенные горизонты;

водоносные проницаемые горизонты;

горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;

интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны, в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м.

Все вышеуказанные интервалы цементирования объединяются в один общий. Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.

Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.

При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.

Цементировочная головка до ввода ее в эксплуатацию и далее с периодичностью, установленной документацией изготовителя, должна быть опрессована давлением в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.

Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию устанавливается документацией, разработанной тампонажной организацией и согласованной с буровой организацией.

В целях обеспечения безопасности производства работ при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее подготовленной площадке, при этом должны соблюдаться следующие расстояния:

от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов - не менее 10 метров;

от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 метров;

между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 метров.

Кабины передвижных агрегатов должны быть расположены в противоположенную от цементируемой скважины сторону.

Результаты спуска обсадной колонны и ее цементирования оформляются актами по установленной форме и хранятся в деле скважины на протяжении всего периода ее эксплуатации, наряду с заключениями геофизических организаций о фактическом состоянии цементного камня за обсадными колоннами.

3.8 Охрана окружающей среды. Природоохранные мероприятия


К основным загрязнителям относятся буровые растворы (особо опасны на нефтяной основе), химические реагенты, а также диспергированные глины, выбуренные породы, утяжелители (механическая примесь), смазочные добавки, использующиеся при приготовлении буровых растворов.

Причины опасного загрязнения растворами водоемов (особенно при наличии земляных амбаров) связаны с переливами и выбросами из бурящихся скважин избыточного раствора, образующегося при разбуривании глинистых пород. При этом не вытекающий густой осадок остается в земляном амбаре и при затвердении засыпается землей.

Более современный способ удаления буровых растворов заключается в использовании бетонированных амбаров вместимостью 15-20 тыс. м3. Жидкие остатки в них отстаиваются в течении, двух и более лет.

Актуальной научно-прикладной проблемой в бурении остается изыскание наиболее простых и дешевых способов утилизации отработанных буровых растворов. Наиболее перспективным здесь остается многократное их использование. Этот метод пригоден только при плотной сетке бурящихся скважин.

Эффективно использование отработанных буровых растворов для приготовления на их основе отвержденных смесей для крепления и изоляции зон поглощения. В качестве отвердителей можно использовать синтетические смолы, цемент, гипс и другие материалы. Образованное вещество нерастворимо в пластовых флюидах, непроницаемо и устойчиво к коррозии в водных растворах солей одновалентных металлов. Доказано использование обработанного бурового раствора в производстве керамзитового гравия по методу скоростной термообработки глинистых пород.

3.9 Рекультивация земель


При добыче полезных ископаемых ухудшается гидрогеологический режим территорий, нарушается структура и состав земли. Это выдвигает необходимость своевременной рекультивации (восстановления) нарушенных земель и вовлечения их в хозяйственный оборот. На участках, выделенных для размещения буровых установок, плодородный слой земли снимают и складируют, обычно в пределах участка.

Поскольку верхняя часть почвы (перегнойно-аккумулятивный слой) толщиной 30-40 см более плодородна, чем нижняя - толщиной 69-80 см, земля снимается бульдозерами в два приема. Земля перегнойно-аккумулятивного слоя хранится отдельно в буртах высотой от 4 до 10 м. Для хранения почвы в буртах выбирают возвышенные участки, на которых не застаиваются поверхностные и не выступают грунтовые воды. При рекультивации промышленных площадок буровых установок сначала засыпают нижний слой почвы, а затем верхний. Толщина создаваемого плодородного слоя должна быть не менее 50-70 см. Все работы выполняются в соответствии с планом-графиком, согласованным с графиком движения буровых станков. На проведение работ по каждой скважине составляют проектно-сметную документацию.

Способ удаления сточных остатков заключается в вывозе их на поля испарения, представляющие собой огражденные амбары для твердой и жидкой фаз вместимостью 1500 м3 каждый. В течении двух лет сточные воды опресняются в этих амбарах на глубине 1,5-2 м от поверхности. Опресненную воду откачивают. Экономически этот способ целесообразно использовать в случае, когда расстояние до полей испарения не превышает 30 км. При этом на поля испарения вывозится только жидкая часть стоков, а оставшаяся грязь выдавливается в узкие траншеи.

После удаления стоков рекультивируемый участок очищают от строительного мусора и металлических предметов, перепахивают на глубину, при которой после покрытия плодородным грунтом толщина очищенного слоя составляла бы не менее 0,7 м. Затем участок по акту передают землепользователю.

3.10 Контроль за состоянием и охраной окружающей среды


Контроль за состоянием и охраной окружающей среды при бурении скважин на нефть и газ осуществляется в виде разноплановых мероприятий.

Для предупреждения нефтегазопроявления и открытых выбросов применяют промывочные жидкости с параметрами, соответствующими геолого-техническому наряду (ГТН).

Промывочную жидкость по удельному весу и вязкости контролируют:

в емкостях не реже 2 раз в неделю;

при разбуривание газоопасных горизонтов через каждые 30 мин.

При необходимости промывочные растворы дегазируют вакуумным де-газатором ДВС-2. Перед вскрытием горизонта на буровой установке создают запас химических реагентов, утяжелителя.

При вскрытых продуктивных и водонапорных горизонтов в случае вынужденного простоя, устье скважины герметизируют превентором при спущенном бурильном инструменте для периодических промывок с целью выравнивания параметров глинистых растворов.

При наличии признаков газопроявления в процессе бурения, на скважине выполняют работы в соответствии с «Инструкцией по действию обслуживающего персонала при нефтегазопроявлениях» и «Инструкцией по предупреждению нефтегазопроявлений и открытых фонтанов в бурении».

Для предотвращения загрязнения окружающей среды горючесмазочными материалами дизельное топливо и другие горюче-смазочные вещества, необходимые для работы буровой установки, хранят в специальных емкостях, которые перед заполнением испытывают на прочность, оборудуют мерными трубками, дыхательными и предохранительными клапанами.

Для защиты окружающей среды от химических реагентов, цемента и глинистого порошка все химические вещества (УЩР, КССБ, КМЦ, СМАД, кальцинированная сода и др.) доставляют на буровые в заводской упаковке, полиэтиленовых мешках или резино-кордовых контейнерах и хранят в специальных помещениях. После растворения в воде, химические реагенты вводят в раствор без потерь и остатков. Бумажную и другую тару от цемента, барита, графита, мела и т.п., полиэтиленовые мешки от реагентов вывозят в специальных контейнерах на пункты утилизации.

4. Организационно-экономический раздел


.1 Организационно-производственная структура бурового предприятия

Основу деятельности каждого промышленного предприятия составляет производственный процесс - совокупность взаимосвязанных процессов труда и естественных процессов, направленных на преобразование предмета труда в продукт труда.

Производственный процесс строительства нефтяной или газовой скважины делится на следующие частичные процессы: подготовительные работы к строительству скважины, сооружение вышки, монтаж бурового оборудования, подготовительные работы к бурению, проходка скважины, испытание скважины на продуктивность, демонтаж оборудования, транспортировка буровой установки.

Бурение относится к капитальному строительству, создающему наиболее важную часть основных производительных фондов в нефтегазодобыче. Строительство скважины сопряжено с большим объемом работ по проведению глубоких горных выработок. Это определяет отличительные особенности предметов труда в бурении. Помимо таких элементов как обсадные трубы и цемент, в их состав входят горные породы, преграждающие доступ к полезным ископаемым. Их разрушение и извлечение из скважины требуют применения специального оборудования и сложной технологии ведения буровых работ. К главнейшим из средств труда, непосредственно используемых в процессе строительства скважин, относят буровое и силовое оборудование, буровой инструмент (бурильные трубы, долота), спуско-подъемное оборудование и инструмент, ловильный инструмент, объекты малой механизации и транспортные средства.

При строительстве скважин основной процесс - проходка ствола скважин осуществляется с поверхности земли без непосредственного доступа человека к забою, находящемуся на большой глубине. Это обуславливает применение особых технических средств и технологических методов, которые обеспечивали бы бурение скважин в точно заданном направлении, надежный контроль за работой породоразрушающего инструмента и забойного двигателя, доставку этих механизмов к забою и обратно. Особенность технологии проходки скважин состоит в том, что она не остается стабильной. Для эффективного бурения технологические параметры (нагрузка на долото, количество и качество промывочной жидкости, частота вращения инструмента) должны корректироваться, т.е. поддерживаться оптимальными при росте глубины скважины и изменении геологических характеристик проходимых пород. Не остаются неизменными также размер и тип долот.

Состав и специфика работ по строительству скважин определяют особенности производственной структуры буровых предприятий, структуры и профессионального состава кадров.

Важной особенностью процесса строительства скважин является его подвижность, которая обусловлена технологией разведки и разбуривания нефтяных и газовых месторождений. Фронт буровых работ перемещается с одних площадей на другие, а в пределах месторождения - от одной скважинно-точки к другой.

Производственная структура предприятия зависит от форм и методов организации производственных процессов и, прежде всего, от уровня их концентрации, специализации, кооперирования и комбинирования.

Под производственной структурой понимается совокупность внутрипроизводственных подразделений и служб предприятия, соотношение и взаимосвязь между ними.

Организационно-производственная структура бурового предприятия на Западно-Серафимовском месторождении представляет собой Филиал  ООО «Газпром ПХГ» «Ставропольское УАВР и КРС».

Организационная структура СУАВР и КРС представлена на рисунке 4.1.

Общее и административное руководство предприятием осуществляет руководитель - начальник филиала. Он организует работу филиала и координирует действия заместителей начальника филиала, направляет работу предприятия по производству продукции, внедрению новой и совершенствованию действующей техники, технологии и организации производства, определяет пути и методы выполнения задания по бурению и креплению скважин, содействует своевременному обеспечению производства необходимыми материально-техническими средствами и обеспечивает выполнение плана работ по ремонту скважин, повышению эффективности производства и качества работ. Руководитель осуществляет планирование производства, материально-технического снабжения, финансирования, капитального строительства на основе Устава предприятия.

Важнейшая работа по управлению - организация непосредственно производства и техническое руководство по усовершенствованию техники и технологии. Ее осуществляет служба главного инженера. Главный инженер - первый заместитель начальника управления и наравне с ним отвечает за правильное производственно-техническое руководство. Главный инженер возглавляет научно-исследовательскую и рационализаторскую работу на предприятии, обеспечивает выполнение качественных ремонтов скважин, осуществляет техническое и технологическое руководство деятельностью подразделений, определяет основные задачи, направляет деятельность и осуществляет контроль за работой отделов и служб (ВМЦ, ОТ и ПБ, ТО, ПТО, МЭО, ЦИТС), руководит постоянно действующими комиссиями по безопасности труда, по аттестации и рационализации рабочих мест.

Вышко-монтажный цех (ВМЦ) в его состав входят бригада электромонтеров и бригада ремонта связи.

Служба охраны труда и промышленной безопасности (ОТ и ПБ) должна обеспечить создание четкой системы организации работы в области охраны труда и техники безопасности, проведение профилактических мероприятий, направленных на предотвращение травматизма, аварий и пожаров, сбор и анализ информации о состоянии охраны труда, разработку по результатам анализа эффективных мероприятий.

Основная задача технологического отдела (ТО) разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин, анализ режимов бурения и технологии.

Главной задачей ПТО является разработка и анализ выполнения оперативных планов-графиков, составление документации на планово-предупредительное, материально-техническое обеспечение производственных объектов, разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин, ремонта и освоения скважин, направленной на повышение производительности труда и улучшение технико-экономических показателей бурения, ремонта и освоения скважин. ПТО работает в тесном контакте с центральной инженерно-технологической службой.

Обеспечение бесперебойной и качественной работы оборудования осуществляет механико-энергетический отдел. Он обеспечивает контроль и текущее обслуживание оборудования, планирует графики планово-предупредительного ремонта, разрабатывает наиболее совершенные методы проведения ремонтных работ, а также нормы времени на отдельные виды ремонтных работ. В состав механико-энергетического отдела входят прокатно-ремонтный цех бурового оборудования, труб и трубопроводов (ПРЦБО и Т), прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭ и Э).

Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС) возглавляет выполнение запланированных заданий по проходке и работам, обеспечивающим выполнение заданий буровых бригад, а также по аварийным заявкам.

Заместитель начальника отвечает за всю административно-хозяйственную работу, включая вопросы материально-технического обеспечения, жилищно-бытового, транспортного обслуживания, ремонта административных и жилищных помещений. Ему подчиняется ведущий инженер по производству, под руководством которого находятся следующие отделы: канцелярия, режимно-охранное отделение, автотракторная колонна (АТК), врачебный здравпункт, отдел материально-технического снабжения (ОМТС), склад.

Особые функции в управлении производством буровых предприятий выполняет геологический отдел, подчиняющийся главному геологу - второму заместителю начальника филиала. Главный геолог обеспечивает выбор и обоснование основных направлений поисково-разведочных работ, осуществление геологического контроля в процессе бурения, выявление промышленных нефтегазоносных горизонтов, оценку нефтегазоносности разбуриваемых площадей, выдачу достоверных исходных данных для составления технических планов на ремонт скважин, принимает участие в разработке перспективных годовых планов, месячных графиков по ремонту скважин. Анализирует информацию по производству ремонтных работ и, при необходимости, принимает меры по повышению качества ремонта скважин.

Отдел планирования, организации труда и заработной платы (ОПОТ и З). Этот отдел осуществляет руководство работой по экономическому планированию в филиале, направленному на организацию рациональной хозяйственной деятельности, выявление и использование резервов производства с целью достижения наибольшей экономической эффективности и т.д.

Отдел кадров и социального развития выполняет задачи по обеспечению фирмы кадрами рабочих, специалистов и служащих требуемых специальностей и квалификаций в соответствии с планами по труду и заработной плате, их изучению, расстановке, подготовке и воспитанию.

Организационная структура управления буровых работ представляет собой схему взаимодействия структурных подразделений управления - рисунок 4.1.

Рисунок 4.1 - Организационная структура СУАВР и КРС

.2 Сметный расчет на крепление скважины под эксплуатационную колонну на Западно-Серафимовском месторождении

Финансирование буровых работ и расчеты с заказчиками осуществляют на основе смет на строительство нефтяных и газовых скважин, которые определяют общую сумму необходимых затрат, согласно техническому проекту. Порядок и методика составления сметной документации регламентируются соответствующей инструкцией.

Для определения сметной стоимости строительства скважины в зависимости от условий и состава работ разрабатывается сводный сметный расчет. Сводный расчет состоит из одиннадцати глав: подготовительные работы к строительству скважины; строительство и разборка (передвижка) вышки, привышечных сооружений, монтаж и демонтаж оборудования; бурение и крепление скважины; испытание скважины на продуктивность; промыслово-геофизические работы; дополнительные затраты при строительстве скважины в зимнее время; накладные расходы; плановые накопления; прочие работы и затраты; авторский надзор; проектные и изыскательские работы. Предусматривается также резерв средств на непредвиденные работы и затраты, не предусмотренные рабочим проектом и не зависящие от исполнителя работ по строительству скважин. Суммарная сметная стоимость всех скважин, подлежащих строительству в плановом периоде, определяет объем капитальных вложений на этот период.

Для определения затрат по разделам и статьям расходов используют следующие материалы: технические проекты на строительство скважин, которые содержат данные об объемах отдельных видов работ, об используемом оборудовании, инструменте, конструкции скважин, виде энергии, продолжительности строительства и другие показатели, определяющие технику, технологию и организацию работ.

Все затраты в сметном расчете подразделяются на затраты, зависящие от времени и затраты, зависящие от объема работ.

К затратам, зависящим от времени, относятся: оплата буровой бригады; оплата труда рабочих по обслуживанию буровой; эксплуатация и пробег компрессора; содержание трактора на скважине; эксплуатация водонасосной установки; содержание полевой лаборатории; материалы для приготовления бурового раствора и его обработки; техническая вода; специальный транспорт; транспортировка вахт, грузов, трактора и бульдозера до скважины. К затратам, зависящим от объема работ, относятся: износ бурильных труб по интервалам; дефектоскопия бурильных труб и оборудования на буровой; элементы компоновки низа бурильной колонны; опрессовка бурильных труб; транспортировка грузов.

Для определения экономической эффективности необходимо сравнить базовый вариант (по результатам технологического проекта) и проектируемый вариант (по результатам технологической части дипломного проекта).

Сметные расчеты на крепление скважины под эксплуатационную колонну по базовому и проектному вариантам на Западно-Серафимовском месторождении представлены в таблицах 4.1 и 4.2.

Таблица 4.1 - Сметный расчет на крепление скважины под эксплуатационную колонну по базовому варианту

№№ п.п.

Наименование работ и затрат

Единица измерения

Стоимость единицы, руб.

Эксплуатационная колонна





Количество

Стоимость, в руб.

Затраты, зависящие от времени

1

Повременная зарплата бурбригады, сдельная

сут.

6636,25

17,9

118788,88

2

Повременная без пометр. оплаты зарплата слесаря, круглосуточно

сут.

1358,90

17,9

24324,31

3

Повременная без пометр. оплаты зарплата электромонтера, 1 смена

сут.

388,43

17,9

6952,95

4

Содержание бурового оборудования, эл/энергия

сут.

5760,72

17,9

103116,92

5

Износ бурового инструмента

сут.

1577,31

17,9

28233,85

6

Работа трактора 3,5 час/сутки

сут.

705,82

17,9

12634,18

7

Дежурство трактора 8 час/сутки

сут.

1048,65

17,9

18770,84

8

Материалы и запчасти, расходуемые в процессе бурения.

сут.

8166,71

17,9

146184,11

9

Содержание полевой лаборатории

сут.

688,76

17,9

12328,80

10

Содержание бурильных труб

сут.

4311,86

17,9

77182,29

11

Амортизация бурового оборудования

сут.

17305,13

17,9

309761,83

Всего:

858278,96

Затраты, зависящие от объема

12

Трубы обсадные Д 114Ч8,6 мм

м

528,05

2200

1161710,00

13

Трубы обсадные Е 114Ч8,6 мм

м

732,81

910

666857,10

14

Трубы обсадные Д 140Ч9,2 мм

м

715,44

20

14308,80

15

Цемент тампонажный ШПЦС-120

т

1987,46

26,59

52846,56

16

Башмак колонный БКМ-114

шт.

1192,60

1

1192,60

17

Центратор ЦЦ-114/146-165-1

шт.

457,93

43

19690,99

18

Клапан ЦКОД-114-1

шт.

1987,46

2

3974,92

19

Пробка продавочная ПП-114Ч146

шт.

2342,39

1

2342,39

20

Работа цементировочного агрегата ЦА-320М

агр.

6147,91

7

43035,37

21

Пробег агрегатов, на 280Ч2 км при цементировании

км

11814,32

7

82700,24

22

Затворение цемента

т

258,75

26,59

6880,16

23

Опрессовка колонны

агр.

3688,87

2

7377,74

24

Работа блока манифольда БМ-700

агр.

3256,38

1

3256,38

25

Работа СКЦ-2М

агр.

3385,45

1

3385,45

26

Работа осреднительной емкости

агр.

5363,60

1

5363,60

27

Амортизация вагон-домов

сут.

1918,21

17,9

34335,96

Всего:

2109258,26

ИТОГО:

2967537,22


Таблица 4.2 - Сметный расчет на крепление скважины под эксплуатационную колонну по проектируемому варианту

№№ п.п.

Наименование работ и затрат

Единица измерения

Стоимость единицы, руб.

Эксплуатационная колонна





Количество

Стоимость, в руб.

1

2

3

4

5

6

Затраты, зависящие от времени

1

Повременная зарплата бурбригады, сдельная

сут.

6636,25

17,9

118788,88

2

Повременная без пометр. оплаты зарплата слесаря, круглосуточно

сут.

1358,90

17,9

24324,31

3

Повременная без пометр. оплаты зарплата электромонтера, 1 смена

сут.

388,43

17,9

6952,95

4

Содержание бурового оборудования эл/энергия

сут.

5760,72

17,9

103116,92

5

Износ бурового инструмента

сут.

1577,31

17,9

28233,85

6

Работа трактора 3,5 час/сутки

сут.

705,82

17,9

12634,18

7

Дежурство трактора 8 час/сутки

1048,65

17,9

18770,84

8

Материалы и запчасти, расходуемые в процессе бурения

сут.

8166,71

17,9

146184,11

9

Содержание полевой лаборатории

сут.

688,76

17,9

12328,80

10

Содержание бурильных труб

сут.

4311,86

17,9

77182,29

11

Амортизация бурового оборудования

сут.

17305,13

17,9

309761,83

 

Всего:

858278,96

 

Затраты, зависящие от объема

 

12

Трубы обсадные К 114Ч8,0 мм

м

586,45

509

298503,05

 

13

Трубы обсадные Д 114Ч7,0 мм

м

429,81

365

156880,65

 

14

Трубы обсадные Д 114Ч6,0 мм

м

368,41

1301

479301,41

 

15

Трубы обсадные Д 114Ч8,0 мм

м

491,21

813

399353,73

 

16

Трубы обсадные Д 114Ч9,0 мм

м

552,61

142

78470,62

 

17

Цемент тампонажный ЦТО-5-150

т

1656,22

46,63

77229,54

 

18

Башмак колонный БКМ-114

шт.

1192,60

1

1192,60

 

19

Центратор ЦЦ-114/151-1

шт.

307,03

60

18421,80

 

20

Клапан ЦКОД-114-1

шт.

1987,46

1

1987,46

 

21

Пробка продавочная ПП-114Ч146

шт.

2342,39

1

2342,39

 

22

Работа цементировочного агрегата ЦА-320М

агр.

6147,91

9

55331,19

 

23

Пробег агрегатов, на 280Ч2 км при цементировании

км

11814,32

9

106328,88

 

24

Затворение цемента

т

258,75

46,63

12065,51

 

25

Опрессовка колонны

агр.

3688,87

2

7377,74

 

26

Работа блока манифольда БМ-700

агр.

3256,38

1

3256,38

 

27

Работа СКЦ-2М

агр.

3385,45

1

3385,45

 

28

Работа осреднительной емкости

агр.

5363,60

1

5363,60

 

29

Амортизация вагон-домов

сут.

1918,21

17,9

34335,96

 

Всего:

1741127,26

 

ИТОГО:

2599406,22

 


4.3 Технико-экономический анализ принимаемых решений

Расчёт экономической эффективности проекта крепления скважины заключается в сравнении сметной стоимости базового варианта крепления скважины и предлагаемого проектного варианта крепления.

Сметная стоимость крепления эксплуатационной колонны по базовому варианту составляет 2967537,22 рублей. В результате проведенных расчетов была предложена конструкция скважины, отличающаяся высоким качеством разобщения пластов за счет цементирования эксплуатационной колонны на всю ее длину, а также меньшей стоимостью по сравнению с базисным вариантом за счет использования обсадных труб меньшей категории прочности, что обосновано результатами расчетов эксплуатационной колонны на прочность в разделе 2.4. Сметная стоимость крепления эксплуатационной колонны по предложенному варианту составляет 2599406,22 рублей.

Экономический эффект (Э) представляет собой разность между базовым и проектируемым вариантами и рассчитывается по формуле:

,    (4.1)

где

Э

-

экономический эффект, руб.;


Ссм.баз

-

сметная стоимость крепления эксплуатационной колонны по базовому варианту, руб.;


Ссм.пр

-

сметная стоимость крепления эксплуатационной колонны по проектируемому варианту, руб.


Таким образом, анализ сметной стоимости по проектируемому варианту дает экономическую выгоду в размере 368131,00 рублей. Эта выгода подтверждает правильность выполнения технологической части дипломного проекта. Система основных технико-экономических показателей работы скважины по базовому и проектируемому вариантам при креплении под эксплуатационную колонну на Западно-Серафимовском месторождении представлена в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Система основных технико-экономических показателей работы скважины по базовому и проектируемому вариантам при креплении скважины под эксплуатационную колонну на Западно-Серафимовском месторождении

Показатели

Единица измерения

2011 г.

1

Конструкция скважины: Направление Кондуктор Эксплуатационная колонна

ммЧм

 245Ч210 168Ч1815 114Ч3130

2

Проектная глубина

м

3130

3

Численность рабочих

чел.

21

4

Выработка на одного работающего по: - базовому варианту - расчетному варианту

руб./чел.

 141311,30 123781,25

5

Сметная стоимость затрат на крепление скважины по: - базовому варианту - расчетному варианту

руб.

 2967537,22 2599406,22

6

Стоимость одного метра крепления по: - базовому варианту - расчетному варианту

руб./м

 948,10 830,48

7

Экономический эффект от крепления скважины под эксплуатационную колонну

руб.

368131,00


Список использованных источников

1 Рабочий проект на строительство поисковой скважины № 4 Западно-Серафимовской площади [Текст] : отчет: 4СТ/03.03/ОАО «СевКавНИПИгаз» ; рук.: Дубенко В.Е.; исполн.: Епифанов К.Г. [и др.] - Ставрополь, 2003.

Калинин, А.Г. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые [Текст] : справочное пособие / А.Г. Калинин, А.З. Левицкий, А.Г. Мессер, Н.В. Соловьев; под общ. ред. А.Г. Калинина. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.

Булатов, А.И. Теория и практика заканчивания скважин [Текст]. В 5 т. Т. 2. / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников [и др.]; под. общ. ред. А.И. Булатова. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1997.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [Текст] : ПБ 08-624-03 : утв. Госгортехнадзором России 05.06.03. - Вып. 4. - Сер. 08 Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2003.

Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин [Текст] : утв. Госгортехнадзором России 12.03.1997 - М., 1997.

Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин [Текст] : РД 39-00147001-767-2000 : утв. Членом Правления ОАО «Газпром»  Б.А. Никитиным 25.07.2000 : ввод в действие с 01.08.2000. - М.: ИРЦ Газпром, 2000.

Булатов, А.И. Теория и практика заканчивания скважин [Текст]. В 5 т. Т. 3. / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников [и др.]; под. общ. ред. А.И. Булатова. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1997.

Басарыгин, Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин [Текст] : учеб. пособие для вузов / М.Ю. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.

Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше [Текст] : РД 39-133-94 : утв. Заместителем Председателя Комитета Российской Федерации по геологии и использованию недр  Б.А. Яцкевичем 28.12.1993 : ввод. в действие с 01.07.1994 - М.: НПО «Буровая техника», 1994.

СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение [Текст]. - Взамен СНиП II-4-79 ; введ. 1995-08-02. - М.: Минстрой России, 1995.

ГОСТ 12.1.003-83. ССБТ. Шум. Общие требования безопасности. Классификация [Текст]. - Взамен ГОСТ 12.1.003-76 ; введ. 1984-07-01. - М.: Изд-во стандартов, 1983.

ГОСТ 12.1.012-2004. ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования [Текст]. - Взамен ГОСТ 12.1.012-90 ; введ. 2008-07-01 - М.: Стандартинформ, 2008.

Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности [Текст] : ВППБ 01-04-98 : утв. Минтопэнерго РФ 18.06.1998. - М.: ОАО «Газпром», 1998.

Похожие работы на - Проект конструкции скважины на Западно-Серафимовском месторождении

 

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