Проект строительства эксплуатационной скважины на Западно-Хосседаюском месторождении

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    539,76 Кб
  • Опубликовано:
    2014-08-19
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Проект строительства эксплуатационной скважины на Западно-Хосседаюском месторождении

Введение

В пределах Ненецкого АО расположена одна из наиболее известных и богатых нефтью и газом Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, сосредоточившая огромные разведанные и потенциальные запасы углеводородного сырья. В настоящее время на территории Ненецкого АО открыто 77 месторождений нефти и газа с начальными суммарными ресурсами углеводородного сырья 3580 млн. т. условного топлива.

Тимано-Печорская провинция является высокоперспективным нефтедобывающим регионом Европейской части России. Указанный регион занимает исключительное положение по разведанным запасам и открытым месторождениям углеводородов Севера европейской части России.

Мощная конкуренция, существующая в современной нефтяной отрасли, заставляет искать более эффективные и экономичные пути бурения. Наиболее успешно в этой отрасли работают те компании, которые обладают исчерпывающей информацией о бурении, опытным и квалифицированным персоналом, современным оборудованием.

В дипломной работе рассмотрены вопросы бурения типовой наклонно-направленной эксплуатационной скважины Западно-Хоседаюского месторождения, а также произведено обоснование применения АТП (алмазно-твёрдосплавные пластинки) долот при бурении Западно-Хоседаюского месторождения.


1.      Геолого-промышленная характеристика месторождения

.1 Общие сведения о районе работ

месторождение скважина твердосплавный долото

Общие сведения о районе буровых работ представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Общие сведения о районе буровых работ

№ п/п

Наименование

Ед. изм.

Значение, название величины

1

Наименование площади (месторождения)


Западно-Хоседаюское

2

Административное расположение


Россия, Архангельская область, Ненецкий автономный округ

3

Температура воздуха среднегодовая

°C

-3

4

Температура максимальная летняя

°C

+34

5

Температура минимальная зимняя

°C

-48

6

Среднегодовое количество осадков

мм

288-550

7

Сведения о площадке строительства: - рельеф местности


Равнина, заболоченная местность с озерами и ручьями

8

Источник водоснабжения: - для бурения - питьевая

 - -

Снабжение производства технической водой осуществляется из р. Колва Питьевая вода доставляется вертолетами (в летнее время), автотранспортом (в зимнее) из г. Усинск

9.

Источник энергоснабжения буровой


Дизель-генераторные станции типа «ЗВЕЗДА-1000ВК-02М3»

10

Средства связи


Спутниковая


1.2 Общие сведения о скважине

Таблица 1.2 - Общие сведения о скважине

Номер скважины, куст

Профиль скважины

Назначение скважины

Глубина скважины, м




по вертикали

по стволу

31001; 10

наклонно-направленный

эксплуатация

3102

3164



1.3 Стратиграфия и литология

Стратиграфический разрез, литологическая характеристика скважины приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Стратиграфия

Литологическая характеристика пород

Интервал залегания, м

Мощность по вертикали, м





Q

Четвертичная система

В верхней части разреза глины, суглинки, супеси с прослоями песков переходящих в песчаники с включениями гальки, гравия различных пород. Ниже переслаивание песков, глин, алевролитов. Пески и слабосцементированные песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, слюдистые содержат прослои глинисто-алевритовой породы. Глины алевритовые и алевролиты глинистые, зеленовато-серые.

0-245

245

K1

Нижнемеловой отдел


245-560

315

J3

Верхнеюрский отдел

Переслаивание глин, песков и алевролитов. Глины серые, алевритистые, слоистые, известковивтые. Алевролиты серые, глинистые. Встречаются прослои горючих сланцев, стяжения пирита

560-721

161

JJ2+J1

Среднеюрский +Нижнеюрский отделы

Песок кварцевый, серый, почти белый, м/зернистый, слюдистый, косослоистый, с тонкими прослойками и линзами глины, с редкими прослоями угля, с включениями гравия, реже валунов. Глины меняют окраску от серого до коричневого.

721-916

195

T3+T2

Верхнетриасовый +Среднетриасовый отдел

Глины и алевролиты с прослоями песчаников. Глины серые, зеленовато-серые, горизонтально-слоистые, с растительным детритом. Алевролиты серые, н/глинистые, слюдистые, с растительным детритом, часто переходящие в глины. Песчаники полимиктовые, серые, разнозернистые, глинистые, слюдистые, с обугленным растительным детритом.

916-1470

554

T1

Нижнетриасовый отдел

Глины аргиллитоподобные, слоистые, слюдистые, неизвестковые с прослойками песчаников и алевролитов. Песчаники и алевролиты полимиктовые, зеленовато-серые, разнозернистые, глинистые, слюдистые. В основном песчаники зеленовато-серые, средне-, крупнозернистые, полимиктовые плотные, крепкие, с обилием гальки и гравия.

1470-1794

324

P2

Верхнепермский отдел

Переслаивание песчаников, алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые, мелкозернистые, полимиктовые, слабоглинистые, известковистые. Глины серые, зеленовато-серые, аргиллитоподобные, неравномерно алевритистые, углистые, слюдистые.

1794-2131

337

P1k

Нижнепермский отдел, кунгурский ярус

Переслаивание песчаников полимиктовых, мелко-, среднезернистых, известковистых и глин аргиллитоподобных, неизвестовых, алевритов с конкрециями пирита.

2131-2230

99

P1ar

Нижнепермский отдел, артинский ярус

В верхней части известняки алевритистые. В нижней части карбонатно-глинистая порода с алевритовым материалом.

2230-2333

103

P1a+s

Нижнепермский отдел, ассельский+сакмарский ярусы

Известняки глинистые, алевритистые.

2333-2374

41

C3

Верхний карбон

Известняки серые, светло-серые и тёмно-серые, органогенно-детритовые, неравномерно перекристаллизованные, прослоями и участками доломитизированные, глинистые.

2374-2435

61

C2m+b

Средний карбон, московский+башкирский ярусы


2435-2546

111

C1s

Нижний карбон, серпуховский ярус

Чередование известняков серых, светло-серых, ангидритов тонкозернистых, доломитов тонкозернистых сульфатизированных, глин и мергелей.

2546-2694

148

C1v

Нижний карбон, Визейский ярус


2694-2866

172

D3up

Верхнедевонский отдел, Усть-печорский горизонт

Известняки органогенно-детритовые, разнозернистые, сгустково-комковатые.

2866-3015

149

D3fm IV

Верхнедевонский отдел, фаменский ярус


3015-3055

40

D3fm IIIa



3055-3080

25

D3fm IIIa



3080-3102

22


Забой


3102/3164



1.4 Физико-механические свойства горных пород

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины представлены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Краткое название горной породы

Плотность г/см3

Пористость, %

Проницаем., мкм2

Глинистость, %

Карбонатность, %

Соленость, %

Сплоченность пород

Твердость, МПа

Абразивность

Категория пород

Коэффициент Пуассона

Модуль Юнга, МПа

Гидратационное разуплотнение (набухание) пород


от (верх)

до (низ)















Q

0

245

суглинки

2,3

25

0,1

50

5

1,5

2,0

175

7

С

0,38

0,25

да




супеси

2,23

20

0,15

90

10

1,5

3,0

150

2

М

0,3

0,15

да




глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

М

0,45

0,3

да




пески

2,19

50

0,1

15

7

1,5

1,5

200

5

М

0,3

0,3

нет

K1

245

560

пески

2,19

50

0,1

15

7

1,5

1,5

200

5

М

0,3

0,3

нет




глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

М

0,45

0,3

да




алевролиты

2,0

40

0,01

60

20

1,5

2,5

1500

10

С

0,6

0,3

нет

J3

560

721

глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

М

0,45

0,3

да




алевролиты

2,0

40

0,01

60

20

1,5

2,5

1500

10

С

0,6

0,3

нет




песчаники

2,6

30

0,01

15

10

1,5

1,5

750

8

С

0,35

0,4

нет

J2+J1

721

916

песчаники

2,6

30

0,01

15

10

1,5

1,5

750

8

С

0,35

0,4

нет




глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

0,45

0,3

да

T3+T2

916

1470

песчаники

2,6

30

0,01

15

10

1,5

1,5

750

8

С

0,35

0,4

нет




алевролиты

2,0

40

0,01

60

20

1,5

2,5

1500

10

С

0,6

0,3

нет




глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

М

0,45

0,3

да

T1

1470

1794

глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

М

0,45

0,3

да




песчаники

2,6

30

0,01

15

10

1,5

1,5

750

8

С

0,35

0,4

нет



1.5 Нефтеностность, пластовое давление и температуры

Таблица 1.5 - Нефтеносность по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность, г/см3

Содержание серы, % по весу

Содержание парафина, % по весу

Свободный дебит, м3/сут

Параметры растворенного газа


от (верх)

до (низ)


в пластовых условиях

после дегазации




газовый фактор, м3

содержание сероводорода, %

содержание угл кислого газа, %

относительная по воздуху плотность газа

коэффициент сжимаемости

Давление насыщения в пластовых условиях, кгс/см2

D3fm

2974

3102

карбонатный трещеноватый

0,848

0,878

0,00023

1,4

100

100

0,00

1,71

0,704

4,24

7,0



1.6 Возможные осложнения в процессе бурения скважины

Сведения о возможных при бурении проектируемой скважины осложнениях представлены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Возможные осложнения при бурении

Наименование осложнений

Интервал от - до, м

Размыв устья, осыпание стенок скважины. Желобообразование. Замедленное твердение тампонажного раствора. Сужение ствола скважины в отложениях К1 из-за образования фильтрационной корки. Оттаивание ММП до глубины 300 м.

0-550

Разрез неустойчивый. Осыпание стенок скважины Сужение ствола скважины из-за образования фильтрационной корки в проницаемых интервалах. Желобообразование. Сальникообразование. Дифференциальные прихваты и прихваты при образовании сальников.

550-2374

Разрез относительно устойчивый. Возможно желобообразование при прохождении глинистых пород. Сужение стенок скважины из-за образования фильтрационной корки. Коагуляция бурового раствора в ангидритах С1s1. Поглощение бурового раствора от частичного до полного (C1s2-C2). Дифференциальные прихваты бурового инструмента.

2374-2867

Разрез устойчивый. Сужение ствола скважины Желобообразование. Поглощение тампонажного раствора с потерей циркуляции. Дифференциальные прихваты инструмента. Нефтеводопроявления при снижении давления в скважине до пластового.

2867-3102


1.7 Геофизические исследования в скважине

Комплекс геофизических исследований, проводимых в скважине, представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Геофизические исследования

В открытом стволе скважины

При бурении под:



Кондуктор

Тех.колонну

Экспл.колонну

Наименование работ

Масштаб

Интервал

Стандартный каротаж, ПС, Резистивиметр, БК, БКЗ

1:500


350-2406 м

2406-3164 м

Индукционный (ВИКИЗ) каротаж

1:500


350-2406 м

2406-3164 м

Акустический каротаж

1:500


350-2406 м

2406-3164 м

ГГКп

1:500


350-2406 м

2406-3164 м

Каверномер-профилемер

1:500


350-2406 м

2406-3164 м

БМК, МК

1:500



2406-3164 м

РК (ГК, ННКт)

1:500


0-2406

2406-3164 м

Термометрия

1:500


0-2406

2406-3164 м

Инклинометр

ч/з 10 м

По всему стволу

Специальные методы ГИС


В интервалах 2730-2840 м, 2960-3102 по вертикали

В колонне


⌀ 324

⌀ 245

⌀ 168

Термометрия (ОЦК)

1:500



0-3164 м

АКЦ+ВАК

1:500

0-350 м

0-2406 м

0-3164 м

СГДТ (ЦМ 8-10)

1:500


0-2406 м

0-3164 м

Локатор муфт + ГК

1:500



0-3164 м

Инклинометр-гироскоп

ч/з 10 м

0-350 м

350-2406 м

0-3164 м




2. Буровые работы

.1 Проектирование профиля скважины

Исходные данные для расчета профиля ствола скважины приведены в таблице 2.1

Рисунок 2.1 - Эскиз профиля наклонно направленной скважины

Таблица 2.1 - Исходные данные для расчета профиля

Параметр

Условное обозначение

Значение

Единица измерения

Проектная глубина скважины по вертикали

3102м



Вертикальный участок

1500м



Проектный отход скважины на глубине 3102 м

444,3м



Интенсивность набора кривизны

i

1,1

Градус/10 м




Для профиля данного типа необходимое значение максимального зенитного угла, при котором обеспечивается проектное смещение ствола скважины на проектной глубине скважины, определяется в результате решения уравнения по формуле (2.1):

,                                     (2.1)

где  - зенитный угол ствола скважины;

 - радиус кривизны участка искривления;

 - проектное смещение забоя от вертикали;

Радиус кривизны участка искривления определяется по формуле (2.2):

                                                                                      (2.2)

где  - интенсивность набора кривизны на 10 м бурения.

 м.

Зенитный угол определяется как:

.

.

Длина вертикального участка определяется по формуле (2.3):

,                                                                          (2.3)

м.

,                                                                                     (2.4)

 м.

Вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка определяется по формуле (2.5):

                                                                              (2.5)

 м.

Длина участка набора зенитного угла определяется по формуле (2.6):

,                                                                                   (2.6)

 м.

Длина прямолинейного наклонного участка определяется по формуле (2.7):

                                                                                        (2.7)

 м.

Длина ствола скважины по инструменту определяется по формуле (2.8):

,                                                                                     (2.8)

 м.

Горизонтальная проекция участка набора зенитного угла определяется по формуле (2.9):

,                                                                                (2.9)

 м.

Горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка определяется по формуле (2.10):

,                                                                                      (2.10)

 м.

Горизонтальная проекция длины ствола скважины по инструменту определяется по формуле (2.11):

,                                                                                       (2.11)

 м.

Данные полученные по расчету профиля скважины представлены в таблице 2.2

Таблица 2.2 - Профиль ствола скважины

№ интервала

Глубина по вертикали, м

Зенитный угол град.

Смещение, м

Удлинение, м

Глубина по стволу, м

Дополнительная информация







интервал, м

вид интервала

1

1500

0

0

0

1500

0-1500

вертикальный участок

2

1645

16,2

20,7

1,7

1646,7

1500-1646,7

набор параметров кривизны скважины

3

3102

16,2

444

62

3164

1646,7-3164

участок стабилизации зенитного угла


2.2 Проектирование конструкции скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о числе, глубинах спуска и диаметрах обсадных колонн, диаметрах долот для каждой из колонн и интервалах цементирования. Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов Конструкция скважины должна быть прочной и обеспечивать:

изоляцию продуктивных пластов;

минимальные затраты средств на разведку и разработку месторождения;

достижение необходимого режима бурения и эксплуатации;

доведение скважины до проектной глубины.

Число обсадных колонн и глубины установки их башмаков определяются по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые определяются по совмещенному графику градиентов давлений. При выборе числа колонн также необходимо учитывать устойчивость горных пород и необходимость перекрытия ММП.

Диаметр долота Dд при бурении под обсадную колонну определяется по формуле:

Dд=Dм+bм, (2.12)

где Dм - диаметр муфт спускаемой обсадной колонны, мм;

bм - требуемый диаметральный зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колонны, мм ( =25 мм для труб 168-245 мм; = 35 мм для труб 273-299 мм; = 39-45 мм для труб 324-426 мм).

Наружный диаметр предыдущей обсадной колонны Dок, внутри которой должно проходить долото диаметром Dд, вычисляется из соотношения:

Dок=Dд+bд +2δ, (2.13)


где bд - требуемый диаметральный зазор между долотом и внутренней полостью обсадных труб (bд = 5 - 10 мм, причем bд увеличивается с увеличением Dд);

δ - толщина стенки обсадных труб, мм (принимается средняя или наибольшая толщина стенки для данного типоразмера труб).

По результатам расчетов принимаются ближайшие стандартные диаметры долот и обсадных труб.

а) для эксплуатационной колонны:

Определяем диаметр муфт для обсадной колонны диаметром 168,3 мм. Диаметр муфт Dм составит 187,7 мм.

Так как скважина имеет наклонно-направленный профиль, разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины принимаем bм =25 мм.

Таким образом, диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну составит:

Dд=187,7+25=212,7 мм.

Принимаем стандартный диаметр долот для бурения под эксплуатационную колонну Dд=215,9 мм.

б) для технической колонны

Определим диаметр колонны, исходя из формулы (2.13)

Dок=215,9+5+2·10 =244,1 мм.

Принимаем стандартный диаметр колонны Dок=244,5 мм. Диаметр муфты для труб данного диаметра составит Dм=269,9 мм.

Определим диаметр долота, применяемого при бурении под техническую колонну диаметром 245 мм.

Dд=269,9+25=294,9 мм.

Принимаем стандартный диаметр долота Dд=295,3 мм.

в) для кондуктора

Определим диаметр колонны по формуле (2.13)

Dок=295,3+7+2·9,5=314,3 мм.

Принимаем стандартный диаметр колонны Dок=323,9 мм. Диаметр муфты для труб данного диаметра составит Dм=351 мм.

Определим диаметр долота, применяемого при бурении под техническую колонну диаметром 324 мм.

Dд=351+35=386 мм.

Принимаем стандартный диаметр долота Dд=393,7 мм.

г) для направления.

Определим диаметр направления, исходя из формулы (2.13)

Dок=393,7+10+2·10=423,7 мм.

Принимаем стандартный диаметр колонны Dок=426 мм. Диаметр муфты для труб данного диаметра составит Dм=451 мм.

Определим диаметр долота, применяемого при бурении под техническую колонну диаметром 426 мм.

Dд=451+40=491 мм.

Принимаем стандартный диаметр долота Dд=490 мм.

Полученные результаты расчета проектной конструкции скважины сведены в таблицу 2.3

Таблица 2.3 - Проектная конструкция скважины

Наименование колонн

Интервал спуска (по вертикали), м

Диаметр, мм



колонны

долота

Направление

30

426

490

Кондуктор

350

324

393,7

Техническая

245

295,3

Эксплуатационная

3102

168

215,9


2.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам бурения

Основным критерием выбора типа буровых растворов является их способность обеспечивать строительство высококачественных и рентабельных скважин с минимальным негативным воздействием на окружающую природную среду и фильтрационные свойства продуктивных пластов.

Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважин, а в интервалах содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважин.

Для строительства скважин Западно-Хоседаюского месторождения устанавливаются следующие значения плотности бурового раствора при бурении под обсадные колонны:

Таблица 2.4 - Значения плотности бурового раствора при бурении под обсадные колонны

Наименование колонн

Интервал

Плотность бурового раствора, г/см3

Направление диаметром 426 мм

0-30

1,14

Кондуктор диаметром 324 мм

30-350

1,14

Промежуточная колонна диаметром 245 мм

350-2374

1,14

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм

2374-3102

1,14


Типы и параметры буровых растворов для строительства проектируемых скважин выбраны с учетом минералогического состава и свойств горных пород, слагающих разрез, а также анализа практического опыта бурения на месторождениях Центрально-Хорейверского Поднятия (ЦХП).

Таблица 2.5 - Типы и параметры буровых растворов

Название (тип) раствора

Интервал бурения, м

Параметры бурового раствора



плотность, г/см3

условная вязкость, с

водоотдача, см3/30 мин

СНС, мгс/см2 через, мин

корка, мм

содержание твердой фазы, %

рН

минерализация, г/л

пластическая вязкость, сП

Динами-ческое напря-жение сдвига, мгс/ см2

плотность до утяжеления, г/см3


от (верх)

до (низ)




1

10


коллоидной части

песка

всего






Бентонитовый

0

30

1,14

80-90

≤15

50-60

80-90

-

6

2

14

8-8,5

-

10-15

90-110

1040

Полимербентонитовый

30

350

1,14

70-80

8-10

40-50

60-80

1

5

1

12

8,5-9

0,1-0,2

15-18

90-120

1040

Известковый ингибирующий

350

2374

1,14

40-45

6-8

20-30

35-50

1

4

1

8

9-9,5

0,6-1,0

12-18

75-100

1040

Хлоркалиевый биополимерный ингибирующий

2374

3102

1,14

50-60

5-7

25-35

40-50

0,5

<2

1

6

9-10

(3,8)

15-20

90-110

1050




Таблица 2.6 - Компонентный состав бурового раствора и характеристики компонентов

Номер интервала с одинако-вым долевым составом бурового раствора

Интервал, м

Название (тип) раствора

Плот-ность, г/см3

Смена раствора для бурения интервала (да, нет)

Название компонента

Плот-ность, г/см3

Содер-жание вещества в товарном продукте (жидко-сти), %

Влажность, %

Сорт

Содер-жание компо-нента в буровом растворе, кг/м3


от (верх)

до (низ)










1

0

30

Бентонитовый

1,14

Нет

Бентонит Bentex

2,6

80

5

1

50







Сода каустическая, твердая

2,02

98,5

1

1

0,5







Сода кальцинированная, техническая

2,5

99,4

2

А

0,5







Вода

1,0

-

100

-

960

2

30

350

Полимер-бентонитовый

1,14

Нет

Бентонит Bentex

2,6

80

5

1

30







Сода каустическая, твердая

2,6

98,5

1

1

1







Сода кальцинированная, техническая

2,5

99,4

2

А

1







SB CMC HV

1,6

55

7-9

-

2







Glidex

1.02

55

-

-

3







SB Carb

2,7

95

1,5

-

170







Вода

1,0

-

100

-

970



2.4 Выбор компоновок бурильного инструмента

Используемые КНБК при бурении скважины на Западно-Хоседаюском месторождении представлены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Компоновка низа бурильных колонн (КНБК)

Условный номер КНБК

Элементы КНБК


номер по порядку

типоразмер, шифр

расстояние от забоя до места установки, м

Техническая характеристика

суммарная длина КНБК, м

суммарная масса КНБК, т

наружный диаметр, мм

длина, м

масса, кг

1

1

490 VС21G (117)

-

490,0

0,7

360




2

КЛС 490

0,7

490,0

1,15

560




3

УБТС 203×80

1,85

203,0

9,0

1793




3

ЦС 485

10,85

485,0

1,0

480




4

УБТЕЛ 203×80

11,85

203,0

9,0

1793

20,9

5,0

2

1

393,7 XR-VC (115)

-

393,7

0,5

176




2

КЛС 393,7

0,5

393,7

0,96

410




3

УБТЕЛ 203×80

1,46

230,0

80,0

15936




4

УБТЕЛ178×71

81,46

1780,0

18,0

2758

99,46

19,3

3

1

295,3 M516LKHPS (PDС)

-

295,3

0,4

84




2

КЛС 295,3

0,4

295,3

0,96

265




3

Д1-240

1,4

240,0

7,0

1700




4

ЦС 292

8,4

292,0

0,85

350




5

УБТЕЛ 203×80

9,3

203,0

80,0

15936




6

УБТЕЛ 178×71

89,3

178,0

18,0

2758

107,3

21,1

4

1

295,3 M516LKHPS (PDС)

-

295,3

0,4

84




2

КЛС 295,3

0,4

295,3

0,96

265




3

ДРУ-240

1,4

240,0

7,3

1900




4

Телесистема

8,7

120,0

1,0

120




5

НУБТ 203×80

9,7

6,0

1279




6

УБТЕЛ 203×80

15,7

203,0

9,0

1793




7

УБТЕЛ 178×71

24,7

178,0

9,0

1379

33,7

6,8

5

1

295,3 GF20PS (517)

-

295,3

0,4

84




2

КЛС 294

0,4

294,0

0,96

265




3

ДРУ-240

1,4

240,0

7,3

1900




4

Телесистема

8,7

120,0

1,0

120




5

НУБТ 203×80

9,7

203,0

6,0

1279




6

УБТЕЛ 203×80

15,7

203,0

80,0

15936




7

УБТЕЛ 178×71

95,7

178,0

18,0

2758

113,7

22,3

6

1

215,9 GFS30VPS (537) VSi616LUPX (PDС)

-

215,3

0,35

40,0




2

КЛС 214

0,35

214,0

0,96

170,0




3

ДРУ-172

1,31

172,0

5,14

750,0




4

Телесистема

6,5

120,0

1,0

120,0




5

КЛС 212

13,5

212,0

0,96

160,0




6

УБТЕЛ 178×71

14,5

178

100,0

15600

104,5

21,0

7

1

215,9 GFS30VPS (537) VSi616LUPX (PDС)

-

215,9

0,35

40,0




2

КЛС 214

0,35

214,0

0,96

170,0




3

Д5-172

1,31

172,0

5,65

610,0




4

КЛС 212

7,0

212,0

0,96

160,0




5

УБТЕЛ 178×71

8,0

178

100,0

15600

108,0

19,9


2.5 Расчет бурильной колонны

Выберем диаметр бурильных труб для интервала бурения 2374 - 3102 м (по вертикали) в зависимости от диаметра долота, равного 215,9 мм.

Руководствуясь практикой бурения, рекомендуются следующие диаметры бурильных труб для долот: Dдэ =215,9 мм, DУБТ = 178 мм и с толщиной стенки 44 мм, DБТ =127 мм и с толщиной стенки 9,11 мм [7].

Исходные данные для расчета бурильной колоны для бурения эксплуатационной колонны представлены в таблице 2.7

Таблица 2.7 - Исходные данные для расчета бурильной колоны

Параметр

Значение

Единица измерения

1

Интервал бурения (по стволу)

2406-3164

м

2

Диаметр долота

215,9 мм

мм

3

Диаметр бурильных труб

127 мм

мм

4

Вес 1 п. м. бурильных труб марки Д×9, 0,295кН/м



5

Допустимая нагрузка на растяжение тела бурильной трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм группы прочности Д

1240

кН

6

Вес 1 п. м. бурильных труб марки К×9, 0,295кН/м



7

Допустимая нагрузка на растяжение тела бурильной трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм группы прочности К

1670

кН

8

Вес 1 м УБТС2-178,1,56кН/м



9

Нагрузка на долото, 120кН



10

Длина забойного двигателя, 5,14 мм



11

Длина забойной телесистемы, 1 мм



12

Коэффициент запаса прочности, 1,3



13

Угол отклонения УБТ от вертикали, 16,2



14

Вес забойного двигателя ДРУ-172

7,5

кН

15

Вес забойной телесистемы БТС-172

1,2

кН


Рассчитаем необходимую нагрузку на долото создаваемую УБТ по формуле (2.16)

,    (2.16)

где  - коэффициент, учитывающий превышение нагрузки УБТ над нагрузкой на долото (согласно ЕТП должно быть превышение на 25%);

РД - осевая нагрузка на долото;

 - нагрузка создаваемая весом забойного двигателя кН;

 - нагрузка создаваемая весом забойной телесистемы, кН;

-максимальный зенитный угол в интервале.

кН

,  (2.17)

м

Согласно выбранной компоновки выбираем бурильные трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм и группы прочности Д, допустимая растягивающая нагрузка для которых, с учетом коэффициента запаса прочности рассчитывается по формуле (2.18)

,   (2.18)

кН.

По формуле (2.19) рассчитаем длину первой секции колонны бурильных труб.

,        (2.19)

м.

Для второй секции выбираем бурильные трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм и группы прочности К, допустимая растягивающая нагрузка для которых, с учетом коэффициента запаса прочности рассчитывается по формуле (2.18)

кН.

По формуле (2.20) рассчитаем длину второй секции колонны бурильных труб.

,    (2.20)

м.

Длины второй секции достаточно для бурения под эксплуатационную колонну. По формуле (2.21) вычислим длину секции:

                                                              (2.21)


Таблица 2.8 - Сводная таблица расчета бурильных колонн

№ секции

Длина секции, м

Группа прочности

Толщина стенки, мм

Вес 1 м труб, кН

Вес секции, кН

1

94 (УБТ)

-


1,56

146,6

2

2703

Д

9

0,295

797,4

3

361

К

9

0,295

106,5

Итого

3158




1050,5


2.6 Проектирование режима бурения

Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих накачество бурения, к числу которых относится: осевая нагрузка на долото Pд, частота вращения долота n, расход бурового раствора Qр.

Параметры оптимального режима бурения отображены в таблице 2.9.


Таблица 2.9 - Режим бурения проектируемой скважины

Интервал (по вертикали)

Вид технической операции

Способ бурения

Режимы бурения

от

до



Pд, т

n, мин-1

Qр, л/с

0

30

бурение под направление

СВП

с навеса

120-160

52-54

30

350

бурение под кондуктор

ВЗД+СВП

2-12

160-180

45-50

350

2374

бурение под техническую колонну

ВЗД+СВП

6-12

160-180

42-45

2374

3102

бурение под эксплуатационную колонну, с набором зенитного угла

ВЗД+СВП

6-12

160-180

30-32


2.7 Разработка гидравлической программы проводки скважины

При расчете промывки скважины определяют необходимый расход бурового раствора и потерь напора в циркуляционной системе с целью выбора буровых насосов и установления режима их работы по интервалам бурения [7].

Для каждого разбуриваемого одним и тем же инструментом интервала минимальная подача буровых насосов определяется по формуле (2.22)

,       (2.22)

где  - диаметр скважины, м (2.23)

,       (2.23)

где  - коэффициент кавернозности в интервале;

 - наружный диаметр бурильных труб, м;

 - критическая скорость (скорость витания) для наиболее крупной частицы шлама, м/с. На практике в большинстве случаев рекомендуется принимать =0,4…0,6 м/с.

Рассчитаем диаметр скважины при бурении интервала под эксплуатационную колонну по формуле (2.23).

м;

Определим подачу буровых насосов при бурении интервала под эксплуатационную колонну

 м3 л/с;

Исходя из данных таблицы 2.8 принимаем оптимальный расход промывочной жидкости. Для бурения под эксплуатационную колонну он составит 30 л/с.

Потери давления при циркуляции для каждого интервала бурения определяются как сумма потерь в отдельных элементах циркуляционной системы (2.24)

,        (2.24)

где  - коэффициент запаса на случай преодоления дополнительных сопротивлений в осложненных условиях бурения, ;

 - потери давления в бурильных трубах, кольцевом пространстве, трубах УБТ, бурильных замках, промывочных отверстиях долота, поверхностной обвязке буровой установки, МПа.

Потери давления в бурильных трубах определяются по формуле (2.25)

,        (2.25)

где  - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений, который определяется в зависимости от режима течения промывочной жидкости, а режим течения оценивается через обобщенныйй критерий Рейнольдса (2.26)

,   (2.26)

где  - средняя скорость течения жидкости в трубах, м/с,

,        (2.27)

 - плотность бурового раствора, кг/м3;

 - глубина скважины, м;

 - длина УБТ, м;

 - внутренний диаметр колонны бурильных труб, м;

 - пластическая вязкость бурового раствора, Па∙с;

 - динамическое напряжение сдвига, Па.

Экспериментально установлено, что в большинстве случаев полностью турбулентный поток образуется при величине числа . При  поток всегда ламинарный. В переходном потоке, когда значение  изменяется в пределах 2000…3000, поток является пробковым (струйным).

При ламинарном и струйном течении коэффициент гидравлического сопротивления труб определяется по формуле (2.28)

,       (2.28)

при турбулентном режиме (2.29)

,     (2.29)

м/с;

 - режим ламинарный;

;

МПа;

Для определения потерь давления в кольцевом пространстве определим режим течения по числу Рейнольдса (2.30).

,     (2.30)

где  - средняя скорость течения жидкости по кольцевому пространству, м/с,

,         (2.31)

Потери давления в кольцевом пространстве скважины определяются по формуле (2.31)

,       (2.32)

где  для турбулентного режима течения,  для ламинарного и структурного режимов;

 м/с;

 - режим ламинарный;

;

МПа;

Определение потерь давления в УБТ производится по методу эквивалентных длин по формуле (2.33)

,   (2.33)

где  - эквивалентная длина местных сопротивлений, м

.     (2.34)

м.

МПа.

Определение потерь давления в бурильных замках также производят через эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле (2.35)

,   (2.35)

где  - эквивалентная длина местных сопротивлений, м

,      (2.36)

где  - эквивалентная длина замкового соединения, выраженная в долях внутреннего диаметра труб, для труб 127 мм

м;

 МПа;

Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота производится по формуле (2.37)

,    (2.37)

где  - величина, зависящая от расхода промывочной жидкости и формы сопла, изменяется в пределах 120∙10-8…57∙10-8 у гидромониторных долот с округленным входом и конусностью;

 - скорость истечения жидкости из промывочных отверстий долота, м/с;

F - суммарная площадь отверстий в долоте, м2 F=5,67·10-4 м2

МПа;

Потери давления в поверхностной обвязке скважины с буровыми насосами определяются по формуле (2.38)

,       (2.38)

где

Потери давления при циркуляции (2.24)

МПа;

Полученные результаты расчета необходимы для подбора насоса, который приведен в третьем разделе данной пояснительной записки.

2.8 Расчет обсадных колонн

Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм рассчитывается:

- на наружное избыточное давление в момент окончания цементирования;

на наружное избыточное давление на поздней стадии эксплуатации скважин;

на внутреннее избыточное давление в момент опрессовки колонны;

на растягивающую нагрузку от собственного веса.

Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны представлены в таблице 2.10

Таблица 2.10 - Исходные данные для расчёта эксплуатационной колонны

Параметр

Единицы измерения

Значение

Диаметр обсадной колонны

мм

168

Глубина спуска колонны

м

3102

Плотность бурового раствора

кг/м3

1140

Глубина до уровня цемента за колонной

м

2074

Интервал продуктивного пласта

м

2974-3102

Коэффициент аномальности пластового давления в продуктивном пласте

-

0,95

Плотность пластового флюида (в период ввода в эксплуатацию)

кг/м3

848

Плотность жидкости, поступающей в скважину в конце эксплуатации

кг/м3

878

Плотность минерализованной воды в застывшем цемете

кг/м3

1100

Снижение уровня в колонне в конце эксплуатации

м

2500



1) Расчет наружных давлений.

На глубине 2074 м около цемента:

 (2.39)

На глубине 2974 м над продуктивным пластом:

На глубине 2974 м в продуктивном пласте:

 (2.40)

На глубине 3102 м в продуктивном пласте:

Так как толщина продуктивного пласта менее 200 м, давление в нем принимается постоянным и равным среднеарифметическому:

Это давление распространяется на 50 м выше кровли продуктивного пласта, т.е. до глубины 2924 м.

Давление на отметке 2924 м в цементном камне:

2) Расчет внутреннего давления в колонне.

Давление на устье:

В период ввода в эксплуатацию:

 (2.41)

При опрессовке колонны - так как это давление не превышает минимально рекомендуемое давление опрессовки роп=11,5, то принимаем давление на устье ру=11,5.

Минимальное давление у башмака колонны в период ввода в эксплуатацию:

Давление у башмака колонны:

в период опрессовки:

   (2.42)

- в конце эксплуатации:

   (2.43)

3) Построение эпюры наружного избыточного давления.

Эпюра наружного избыточного давления строится для самых неблагоприятных условий нагружения, т.е. на заключительном этапе эксплуатации, когда вследствие снижения уровня жидкостив колонне внутренне противодавление становится минимальным:

На глубине 2074 м:

На глубине 2500 м:

На глубине 2924 м:

На глубине 3102 м:

По разностям наружного и внутреннего давлений в характерных точках строится эпюра наружного избыточного давления, которая изображена на рисунке 2.2.

) Построение эпюры внутреннего избыточного давления.

Приведем некоторые расчетные значения внутреннего избыточного давления в характерных точках:

На устье:

На глубине 2074 м:

На глубине 2924 м:

На глубине 2924 м (под влиянием продуктивного пласта):

На глубине 3102 м:




Рисунок 2.2 - Эпюра наружных избыточных и внутренних избыточных давлений при испытании колонны на герметичность

Проектирование обсадной колонны.

Исходные данные:

. Глубина скважины - 3102 м;

. Расчетное сминающее давление - 29,1 МПа;

. Расчетное внутренние давление - 18,2 МПа;

. Интервал зоны перфорации - 2974-3102 м (по вертикали); 3164 - 3030 (по стволу)

. Коэффициенты запаса прочности:

- На смятие,  - 1,0;

На смятие в зоне перфорации, - 1,3;

На внутренние давление, - 1,1;

На страгивающую нагрузку, - 1,3;

Таблица 2.11 - Прочностные характеристики обсадных труб диаметром 168 мм по ГОСТ 632-80.

Толщина стенки, мм

Вес 1 м трубы, кг

Предельное внутреннее давление, МПа

Предельное сминающее давление, МПа

Предельная страгивающая нагрузка, т



Д

Е

Л

Д

Е

Л

Д

Е

Л

7,3

29,0

28,8

41,9

49,7

18,3

21,9

-

84,3

123,5

146,1

8,0

32,0

31,6

45,8

54,

22,1

27,3

-

93,1

137,3

163,8

8,9

35,1

35,1

51,0

60,6

26,9

34,4

37,6

107,8

156,9

186,3

10,6

41,7

41,9

60,7

72,2

35,4

47,9

54,2

129,4

192,2

228,5

12,1

47,5

47,7

69,3

82,4

42,6

59,3

68,3

150,0

222,6

263,8


Расчет производится из условия равнопрочности колонны на смятие, внутренние давление, страгивающую нагрузку и мнимой металлоемкости.

Интервалу перфорации 3164-3030 м по стволу 3102-2974 м по вертикали соответствуют трубы Д с толщиной стенки δ=12,1 мм, сминающие давление для которых МПа. Расчетное: МПа. Фактический коэффициент запаса прочности на смятие нижней трубы:

Длина первой секции:

м

Длину второй секции определяем из условия прочности на смятие нижней трубы третьей секции. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 8,9 мм.), для которых МПа. По эпюре (рисунок 2.2) этому давлению соответствует глубина 2500 м.

 м.

Длину третьей секции определяем из условия прочности на смятие нижней трубы четвертой секции. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 8,0 мм.), для которыхМПа. По эпюре (рисунок 2.2) этому давлению соответствует глубина 2000 м.

 м.

Длину четвертой секции определяем из условия прочности на смятие нижней трубы пятой секции. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 7,3 мм.), для которыхМПа. По эпюре (рисунок 2.2) этому давлению соответствует глубина 1650 м.

Согласно эпюре трубы всех четырех секций соответствуют условию прочности на внутренние давление, следовательно дальнейший расчет производим из условия прочности на страгивающую нагрузку.

Длину пятой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 8,0 мм.), для которыхт. Допускаемая страгивающая нагрузка:

 т.

 м.

Длину шестой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 8,9 мм.), для которыхт. Допускаемая страгивающая нагрузка:

т.

м.

Длину седьмой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 10,6 мм.), для которыхт. Допускаемая страгивающая нагрузка:

т.

м.

Длину восьмой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 12,1 мм.), для которыхт. Допускаемая страгивающая нагрузка:

т.

м.


Таблица 2.12 - Конструкция обсадной колонны

№ секции

Группа прочности

Толщина стенки, мм

Длина секции, м

Суммарная длинна, м

Вес 1 м, трубы, кг/м

Вес секции, т

Суммарный вес, т


1

Д

12,1

134

134

47,5

6,4

6,4

1,1

-

2

Д

8,9

530

664

35,1

18,6

25,0

1,1

-

3

Д

8,0

500

1164

32,0

16,0

41,0

1,1

-

4

Д

7,3

350

1514

29,0

10,2

51,2

1,1


5

Д

8,0

640

2154

32,0

20,5

71,7

-

1,3

6

Д

8,9

322

2476

35,1

11,3

83,0

-

1,3

7

Д

10,6

396

2872

41,7

16,5

99,5

-

1,3

8

Д

12,1

292

3164

47,5

13,9

113,4

-

1,3



2.9 Цементирование обсадных колонн

Выбор способа цементирования

Цементирование всех обсадных колонн осуществляется прямым способом. Эксплуатационная колонна цементируется не до устья, высота недоподъема цемента составляет 2074 м. (таблица 2.13).

Таблица 2.13 - Общие сведения о цементировании скважины

Номер колонны в порядке спуска

Название колонны

Способ цементирования (прямой, ступенчатый, обратный)

Данные по раздельно спускаемой части колонны




номер раздельно спускаемой части колонны в порядке спуска

интервал установки, м





от

до

1

Направление

прямой

1

0

30

2

Кондуктор

прямой

1

0

350

3

Техническая

прямой

1

350

2374

4

Эксплуатационная

прямой

1

2074

3102


2.10 Выбор типа тампонажного цемента

В общем случае основными факторами для выбора тампонажного материала являются температура в скважине (на глубине 3102 м., t = 670С), давление гидроразрыва пород, а также наличие нефтегазоносных пластов.

Для предотвращения поглощения тампонажного раствора предусматривается регулирование сроков схватывания таким образом, чтобы время цементирования составляло 75% от сроков начала схватывания.

Концентрация реагентов подбирается лабораторным путем и в проекте не указывается.

С целью предупреждения перетоков между пластами, упрочнения стенок скважины и изоляции нефтегазоводоносных горизонтов затрубное пространство между обсадными колоннами и стенками скважины перекрывается цементным раствором.

Компоненты для цементирования обсадных колонн представлены в таблице 2.14.

Таблица 2.14 - Компоненты для цементирования обсадных колонн.

Наименование колонны

Название (тип жидкости для цементирования)

Плотность, кг/м3

Плотность порции, кг/м3

Направление

АРКЦЕМЕНТ, ТУ 536-00200282205-9

3200

1830

Кондуктор

АРКЦЕМЕНТ, ТУ 536-00200282205-9

3200

1830

ПЦТ III-Об4-50, ГОСТ 1581- 96

2600

1440


ПЦТ-I-50, ГОСТ 1581-96

3200

1860

Эксплуатационная

ПЦТ-I-G-CC-1, ГОСТ 1581-96

3100

1860


Расчет цементирования эксплуатационной колонны

Исходные данные для расчета цементирования эксплуатационной колонны представлены в таблице 2.15

Таблица 2.15 - Данные для расчета цементирования эксплуатационной колонны

Параметр

Условное обозначение

Значение

Единица измерения

Длина обсадной колонны

L

302

м

Расстояние от устья до уровня цементного раствора, м

Hц

2074

м

Плотность цементного раствора

1860кг/м3



Плотность бурового раствора

1140кг/м3



Плотность буферной жидкости

1080кг/м3



Диаметр ствола скважины (диаметр долота)

DД

215,9

мм

Наружный диаметр обсадной трубы

0,168м



Внутренний диаметр обсадной трубы

0,1468м



Глубина спуска обсадной колонны

l

3102

м

Высота подъема цемента

lц

1028

м

Высота столба буферной жидкости

lб

100

м

Высота цементного стакана

h

5

м

Водоцементное отношение

W

0,5


Коэффициент кавернозности в интервале

k1

1,1


Коэффициент учитывающий потери цемента

k2

1,05


Коэффициент сжимаемости продавочной жидкости

kc

1,04


Вместимость манифольда

Vм

0,8

м3


Определим высоту столба бурового раствора за колонной (2.44)

, (2.44)

м.

Находим требуемый объем цементного раствора по формуле (2.45)

, (2.45)

где - коэффициент кавернозности в интервале;

 - диаметр долота, м;

,  - наружный и внутренний диаметры обсадных труб, м;

 - высота подъема цементного раствора за колонной, м;

 - высота цементного стакана, м.

Требуемый объем цементного раствора составляет

Требуемая масса сухого цемента (2.46)

 (2.46)

где k2 - коэффициент, учитывающий потери.

Объем воды для приготовления раствора определяется по формуле (2.47)

 (2.47)

где qв - единичный расход воды на 1 т сухого цемента, м3/т,

.

Требуемый объем продавочной жидкости (2.48)

,        (2.48)

где kc - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости;

Vм - вместимость манифольда, м3.

Гидравлический расчет цементирования:

Определим максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо по формуле (2.49)

        (2.49)

где p1 - давление, создаваемое за счет разности плотности жидкости в затрубном пространстве и в трубах (2.50).

,     (2.50)

p2 - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, находится по формуле Шищенко-Бакланова (2.51)

(2.51)

Подставив числовые значения, получаем

Максимальное давление составит


2.11 Выбор технических средств цементирования скважины

Находим количество цементировочных агрегатов из условия обеспечения определенной скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве vв. Принимаем v=1,5 м/с и находим требуемую подачу цементировочных агрегатов для обеспечения этой скорости.

Требуемая подача цементировочных агрегатов (2.52)

,         (2.52)

где Dд и d - диаметры долота и обсадной колонны, м.

При v = 1,5 м/с подача цементировочных агрегатов составит

Принимаем цементировочный агрегат 3ЦА-400А, имеющий на 5-й скоростей производительность 19,5 л/с и давление 13 МПа при диаметре втулок 110 мм, что обеспечивает заданный режим (по давлению).

Тогда количество цементировочных агрегатов определим по формуле (2.53)

+1,   (2.53)

где qi - производительность цементировочного агрегата на пятой скорости, л/с.

Таким образом, для цементирования колонны необходимо 3 цементировочных агрегата. Находим необходимое количество цементосмесительных машин (2.54)

,  (2.54)

где Vбун - вместимость бункера цементосмесительной машины, м3, для цементосмесительной машины 2СМН-20 = 14,5;

 - насыпная масса цемента, т/м3,

Тогда количество цементосмесительных машин составит

Принимаем m = 2.

Определим количество цементировочных агрегатов для закачки буферной жидкости объемом:

Вместимость одного мерного бака 3ЦА-400А составляет 6,4 м3. Поэтому для закачки буферной жидкости принимаем один цементировочный агрегат (n1 = 1).

Число цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора определим по формуле (2.55)

       (2.55)

Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью агрегатов, при подаче 19,5 л/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче Q = 14,1 л/с, что необходимо для ловли момента «стоп» - момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

Определяем продолжительность цементирования по формуле (2.56)

      (2.56)

Для цементирования обсадной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания (2.57)

=45 мин. (2.57)

2.12 Техника для строительства скважины

Выбор буровой установки и основного оборудования

Выбор буровой установки производится по главному параметру - допускаемой нагрузке на крюк [1].

Допускаемая нагрузка на крюк - это вертикальная статическая нагрузка на крюке, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины независимо от вида и продолжительности выполнения операций. Допускаемая нагрузка на крюк от веса обсадной и бурильной колонны определяется по формулам (3.1) и (3.2)

;     (3.1)

,     (3.2)

где  - допускаемая нагрузка на крюке от веса наиболее тяжелой обсадной или бурильной колонны, кН;

 - вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны (секции колонны, включая вес труб, на которых производится их спуск), кН;

 - вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной колонны, кН;

 - коэффициенты запаса допускаемой нагрузки на крюке соответственно для обсадной и бурильной колонны, ;.

Вес обсадных колонн в воздухе определяестя по формуле (3.3)

,       (3.3)

где  - длина кондуктора, или эксплуатационной колонны;

 - вес 1 погонного метра обсадных труб, кондуктора, или эксплуатационной колонны.

Вес бурильной колонны определяется по формуле (3.4)

, (3.4)

где ,- длина бурильных и утяжеленных бурильных труб, м;

 - вес 1 погонного метра бурильных труб и утяжеленных бурильных труб, кН/м.

Кондуктор диаметром 324 мм (толщина стенки труб  мм,  кН/м) спускается на глубину 350 м.

Техническая колонна диаметром 245 мм (толщина стенки труб  мм,  кН/м) спускается на глубину 2374 м (2406 м по стволу).

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм (толщина стенки труб  мм,  кН/м) спускается на глубину 3102 м (3164 м по стволу)

Вычисляем вес обсадных колонн:

 кН;

 кН;

 кН.

Наиболее тяжелой является техническая колонна.

Определяем вес бурильной колонны

;

 кН.

Допускаемая нагрузка на крюке:

для обсадной колонны:

 кН;

для бурильной колонны:

 кН;

>.

По  кН выбираем буровую установку БУ3900/225 ЭПК-БМ. производства «Волгоградского» завода буровой техники (ВЗБТ).


2.13 Выбор оборудования для строительства скважины

Выбор буровой вышки

Буровая вышка выбирается по допускаемой нагрузке на крюке. Допускаемая нагрузка на крюке составляет 1691 кН. Таким образом, выбираем буровую вышку УМ-45/225 с максимальной нагрузкой на крюке Qдоп. = 2250 кН.

Выбор ротора

Параметры ротора определяем исходя из конструкции скважины, компоновки бурильной колонны и требований, предъявляемых технологиями бурения и крепления скважины.

Диаметр проходного отверстия в столе ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении и креплении скважины.

Диаметр проходного отверстия в столе ротора выбираем по диаметру долота для бурения под направление, который составляет 490 мм.

Таким образом, принимаем ротор Р-700, имеющий диаметр проходного отверстия в столе 700 мм.

Выбор верхнего силового привода

В зависимости от геологических и технологических условий проводки скважины, выбираем верхний привод Varco TDS - 9SA с электрическим приводом мощностью 522 кВт (700 л.с.) и грузоподъёмностью 400 т. Подробный выбор системы верхнего привода выполнен в разделе 4 данного проекта.

Выбор бурового насоса

Насос выбирается по механической мощности

                                                (3.5)

где LК - проектная глубина скважины, тыс. м.

Выбираем трехплунжерный насос ВНБТ-950 (2 шт.), мощность которого составляет 950 кВт.

Выбор кратности оснастки

При глубине бурения до 3200 м число подвижных струн талевой системы , то есть оснастка 5×6.

Выбор буровой лебедки

Буровая лебедка выбирается по натяжению ходового конца талевого каната (3.6)

,     (3.6)

где  - вес подвижных частей талевой системы, кН. При оснастке 5×6 принимаем  кН [7];

 - коэффициент полезного действия талевой системы. При  принимаем .

 кН.

При выборе буровой лебедки учитывается условие . Определяем  кН.

Принимаем буровую лебедку ЛБУ 1200.

Выбор талевого каната

При глубине бурения до 4500 м диаметр талевого каната принимается 32 мм.

Выбираем канат МС-1-32-1568

Выбор крюкоблока

Крюкоблок выбирается по допускаемой нагрузке на крюке: .

Выбираем крюкоблок УТБК-5-225.

Выбор кронблока

Кронблок выбирается по допускаемой нагрузке на кронблок (3.7)

,       (3.7)

где  - натяжение неподвижной ветви талевого каната, кН,

,         (3.8)

 кН.

 кН.

Выбор производится из условия: .

Выбираем кронблок УКБ-6-250.

Результаты выбора буровой установки и основного оборудования заносим в таблицу 2.12.

Таблица 2.12 - Тип буровой установки и ее комплектность

Тип БУ

Комплектность (типы элементов БУ)


вышка

СВП

ротор

насос

оснастка

буровая лебедка

талевый канат

крюкоблок

кронблок

БУ3900/225 ЭПК-БМ

УМ-45/225

Varco TDS-9SA

Р-700

ВНБТ-950 (2 шт.).

5х6

ЛБУ 1200

МС-1-32-1568

УТБК-5-225

УКБ-6-250




3. Технология зарезки и бурения бокового ствола из бездействующей скважины

Одной из основных задач нефтедобывающего предприятия является увеличение добычи нефти и газа за счет восстановления бездействующего фонда скважин, который, как правило, составляет около 10-12% от всего фонда добывающих скважин.

Кроме того, в продуктивных пластах остается значительное количество нефти в застойных зонах. Доля трудноизвлекаемых запасов достигает 20%. Около 30% остаточных запасов месторождений не могут рентабельно разрабатываться традиционными технологиями.

Аварийные скважины, ликвидированные на месторождениях по различным причинам, а также скважины, находящиеся в консервации, составляют значительную часть бездействующего фонда. При этом экономическая эффективность их восстановления путем проведения капитального ремонта или других стандартных технологий незначительна и кратковременна.

Одним из эффективных методов восстановления бездействующего фонда скважин является бурение боковых стволов. Практика реализации этого метода свидетельствует о его технико-экономических преимуществах по сравнению с бурением новых скважин, как за счет меньшей стоимости бурения, так и возможности использования существующей на месторождении системы сбора, транспорта нефти и газа, коммуникаций.

Строительство же новых сооружений требует больших затрат и, как правило, является экономически нецелесообразным. Таким образом, разработка эффективных технологий бурения боковых стволов приобретает особую актуальность и экономическую целесообразность.


3.1 Выбор способа забуривания бокового ствола

В настоящее время наибольшее распространение получили следующие два способа (две схемы) забуривания бокового ствола из обсаженной эксплуатационной колонны вертикальной или наклонной скважины:

вырезка части обсадной колонны на длину 10-12 метров с помощью специального вырезающего устройства (например, УВУ - ВНИИБТ). Далее цементирование ствола на высоту 20-30 м и выше вырезанной части колонны. При необходимости ниже вырезанной части может быть установлен пакер. После ОЗЦ бурение цементного камня компоновкой с отклонителем и зарезание нового ствола в требуемом направлении;

вырезка «окна» в обсадной колонне при помощи вырезающих фрез с устанавливаемого клина-отклонителя и последующей зарезки БС скважины с этого клина-отклонителя.

В нашем проекте предполагается бурение бокового ствола по второй схеме.

Основные преимущества способа строительства боковых стволов вырезкой «окна» в обсадной колонне:

высокая точность ориентирования за счет того, что направление бурения дается уже установленным и сориентированным клином-отклонителем (конструкция клинового отклонителя и схема вырезания окна представлены на рисунке 7);

возможность использования роторного бурения;

небольшой объем фрезеруемого металла (для 1-го способа зарезки БС необходимо вырезать не менее 7-10 м обсадной колонны), что ведет к уменьшению числа спускоподъемных операций;

возможность вырезание одновременно нескольких колонн;

возможность вырезки «окна» в обсадной колонне любой прочности, а также в плохо закрепленных колоннах.

- спускной клин; 2 - клин-отклонитель; 3 - хвостовик; 4 - центральная труба;

- канал; 6 - райбер; 7 - обсадная колонна; 8 - бурильная труба; 9 - центратор;

- цементный камень; 11 - УБТ

Рисунок 7 - Конструкция клинового отклонителя (а) и схема вырезания окна (б)

3.2 Компоновка для вырезания «окна» в обсадной колонне

Компоновка для вырезания «окна» в обсадной колонне приведена на рисунке 8. Клин-отклонитель состоит из желоба с отклоняющей плоскостью с углом наклона 2,5° и узла фиксации клина-отклонителя в обсадной колонне. Спуск клина-отклонителя в скважину осуществляется на инструменте одновременно со стартовым фрезером. Для осуществления направленной вырезки «окна» в колонне клин-отклонитель ориентируется по азимуту.

Рисунок 8 - Компоновка для вырезания «окна» в обсадной колонне при помощи вырезающих фрез с устанавливаемого клина-отклонителя

При достижении клином-отклонителем забоя силой тяжести бурильного инструмента срезается стопорный штифт в узле фиксации клина-отклонителя. Плашка, перемещаясь по пазам, выходит из узла фиксации и врезается в стенку обсадной колонны. Узел фиксации надежно расклинивается внутри колонны и удерживает клин-отклонитель от проворота, таким образом, отпадает необходимость цементирования клина-отклонителя. При дальнейшем увеличении нагрузки на клин-отклонитель происходит его отсоединение от стартового фреза. После чего вращением инструмента производится начальное фрезерование обсадной колонны стартовым фрезом и подъём КНБК.

Далее с помощью оконного фреза вырезается «окно» в колонне, а затем арбузообразный фрез его калибрует. При выходе фрезерующей компоновки из колонны производится смена компоновки для дальнейшего бурения второго ствола. В новых моделях клиньев-отклонителей (например, серии «П» и «С» ООО «БИТТЕХНИКА») корпус узла фиксации после подготовки клина-отклонителя к работе становится жестко связанным с желобной частью, а подвижный элемент, служащий для выдвижения расклинивающей плашки, находится внутри этого корпуса и срабатывает только при непосредственной опоре клина-отклонителя на забой. Тем самым исключается преждевременное срабатывание узла фиксации клина-отклонителя при его транспортировке до забоя, которое может произойти из-за разной толщины стенок обсадной колонны или недостаточной подготовки колонны для проведения работ по зарезке БС. Кроме того, клин-отклонитель серии «С» при посадке на забой принудительно изгибается таким образом, что верхняя часть желоба прижимается к одной стороне колонны, а нижняя часть желоба - к другой, что обеспечивает лучшее дальнейшее прохождение инструмента, а также возможность установки данного клина-отклонителя в интервалах с большим углом наклона ствола скважины.

3.3 Фрезы для вырезания «окна» в обсадной колонне

Для удобства реализации технологии вырезки «окна» с клина-отклонителя вырезающие фрезы изготавливаются и поставляются в комплекте. Стандартный комплект фрез состоит из стартового фреза, оконного (торцевого) фреза и арбузообразного (калибровочного) фреза. Стартовый фрез предназначен для спуска клина-отклонителя и начального фрезерования «окна», оконный фрез - для непосредственного прорезания «окна» в обсадной колонне, арбузообразный фрез - для калибрования окна.

Подготовка к работе фрез достаточно простая и сводится к внешнему осмотру всех фрез на предмет повреждений режущей поверхности и целостности резьбовых соединений. Затем осуществляется стыковка стартового фреза с клином-отклонителем для спуска его на забой и начального фрезерования. Компоновка в составе оконного и арбузообразного фрезов собирается для непосредственного фрезерования «окна» в колонне. В некоторых случаях для улучшения калибрования «окна» в компоновку включают два арбузообразных фреза.

Рисунок 9 - Комплект фрез серии КФ

3.4 Общие требования при работе фрезами для вырезания «окна» в обсадной колонне

Вскрытие «окна» необходимо производить, не превышая заданной осевой нагрузки. Значительные осевые нагрузки на райбер приводят к преждевременному выходу его за колонну и «окно» получается укороченным. Это создает условия для возникновения и концентрации переменных напряжений в теле бурильных труб, особенно в то время, когда в интервале нижней части среза отклоняющего клина, то есть на выходе из «окна», находится замковое соединение бурильных труб. Это приводит к довольно быстрому появлению усталости металла и, как следствие, к поломке бурильных труб в утолщенной части. Поломка бурильных труб в том месте, где конец оставшихся труб находится сразу же за «окном», опасна тем, что в последующем их трудно извлечь. При укороченном «окне» подвергается кольцевым порезам и тело бурильных труб, что снижает их прочность и может привести к аварии. Кроме того, затрудняется пропуск долота за колонну, и долото, как правило, останавливается в «окне» в результате образования «мертвого» пространства необработанной стенки колонны, возвышающейся над нижним окончанием среза отклоняющего клина. Обработать эту выступающую часть стенки райберами практически невозможно, и в некоторых случаях приходится вновь спускать клин-отклонитель и повторять работы по вскрытию нового «окна». Во избежание этого над райбером для создания жесткости рекомендуется устанавливать утяжеленные бурильные трубы соответствующих размеров.

3.5 Выбор места зарезки второго ствола

При этом необходимо учитывать следующие условия:

место зарезки должно находиться между муфтами обсадной колонны;

место зарезки должно находиться в интервалах устойчивых пород, не склонных к осыпанию;

в интервале зарезки должно быть наличие цементного кольца;

в интервале отсутствия второй колонны;

в интервале, обеспечивающем вскрытие продуктивного горизонта в заданной точке при требуемом отходе и зенитном угле.

3.6 Технология установки клина (порядок производства работ)

1) Выбор места установка клина производиться по данным геофизических исследований и согласно программе ведения работ.

) Перед началом работ проверить состояние и исправность бурового оборудования, наличие инструмента согласно спецификации, а также провести инструктаж бригады.

) Спустить КНБК - долото, скрепер (скребок), на шаблонировку до текущего забоя. Подтвердить текущий забой, по ГИС (локатор муфт) определить место установки клина-отклонителя. Если голова цементного моста не соответствует программе работ произвести бурение цементного моста до нужной глубины. Обработать скрепером интервал посадки клина-отклонителя. Проскреперовать интервал установки клина-отклонителя (от головы цементного моста и 10-12 м выше - 5 операций), промыть скважину до выхода чистого раствора. Разгрузкой инструмента на 10-15 т проверить прочность и качество цементного стакана. Поднять КНБК. Убедиться в том, что мера инструмента выполнена корректно.

) Промыть скважину полным объёмом, опрессовать, произвести подъём и разборку КНБК.

) Произвести сборку клина согласно инструкции по сборке клина. Произвести сборку следующей компоновки: клин-отклонитель, стартовый фрез, буровой инструмент. Замерить длину КНБК, составить эскиз с записью в вахтовом журнале.

) Произвести спуск отклоняющей компоновки со скоростью не более 0,25 м/с, не допускать посадки клина более 1т. Произвести спуск на 10 м выше текущего забоя.

) Произвести расхаживание колонны на длину 5 метров для удаления реактивного крутящего момента колонны (удалить скручивание колонны).

) Спустить компоновку на глубину 2 м над забоем. Восстановить циркуляцию.

) Произвести ориентирование клина с помощью телесистемы.

) Нащупать забой, произвести разгрузку до 2,5 т., срезать штифт стопорного устройства зафиксировать (согласно инструкции по клину). Разгрузить инструмент на 8-10 т для срезания подвесного болта (согласно инструкции по клину).

) После отсоединения стартового фреза поднять инструмент на 0,5 м выше головы клина зафиксировать глубину спуска.

) Приступить к фрезерованию колонны ротором стартовым фрезам. Режим фрезерования: число оборотов ротора 60-90 об/мин, осевая нагрузка 0,5-2 т, производительность насоса 6-9 л/с. Пройти интервал не более 0,53 м от верхней точки клина.

) По окончании фрезерования произвести подъём и разборку КНБК.

3.7 Технология вырезки окна (порядок производства работ)

1) Перед началом работ проверить состояние и исправность бурового оборудования, наличие инструмента согласно спецификации, а также провести инструктаж бригады.

) Завести или приготовить раствор в соответствии с программой работ и ГТН. Проводить вырезку технологического «окна» на солевом растворе или любой другой скважинной жидкости, технической воде, на том, что в скважине, установив магнит на виброситах, затем после вырезки уже переводить скважину на буровой раствор. В случае, когда планируется неориентированное бурение, возможен сразу перевод на буровой раствор.

) Установить улавливающий магнит в приемнике вибросита. Чистку магнита от металлической стружки производить через 15-20 минут.

) Собрать вырезающую КНБК (вторая КНБК, первая - стартовый фрез) в следующей последовательности: алмазный фрез или торцевой райбер, обратный клапан, УБТ (или одиночная труба используемого бурового инструмента), сбивной клапан, бурильный инструмент. При сборке КНБК производить докрепление низа КНБК с помощью машинных ключей на рекомендуемый момент затяжки. Замерить длину КНБК, составить эскиз с записью в вахтовом журнале.

) Произвести спуск вырезающей КНБК на бурильном инструменте со скоростью не более 1 м/с, не доходя 15 м до головы клина-отклонителя, скорость спуска ограничить до 0,5 м/с, нащупать место посадки райбера на клин-отклонитель разгрузкой инструмента на 4-5 т. Поднять КНБК на 2-3 м., вызвать циркуляцию, произвести выравнивание параметров раствора. Произвести запуск вращения ротора, осуществить спуск КНБК с вращением до места посадки, плавно увеличить осевую нагрузку до величины 2-4 т.

) Произвести фрезерование колонны. Режим фрезерования: производительность насоса 6-10 л/с, осевая нагрузка 2-4 т. Длина участка фрезерования 1,5-2,0 м с выходом в породу (в соответствии с программой работ). По окончании фрезерования произвести промывку скважины в течение двух циклов, поднять инструмент для смены КНБК.

) Собрать расширяющую КНБК (КНБК для обработки и расширки интервала пройденного вырезающей компоновкой): торцевой райбер с плоским наконечником, арбузный райбер, обратный клапан, УБТ (или одиночная труба используемого бурового инструмента), сбивной клапан, бурильный инструмент. При сборке производить докрепление низа КНБК с помощью машинных ключей на рекомендуемый момент затяжки. Замерить длину КНБК, составить эскиз с записью в вахтовом журнале.

) Произвести спуск расширяющей КНБК на бурильном инструменте со скоростью не более 1 м/с, не доходя 3-5 м до головы клина-отклонителя, произвести вызов циркуляции и выравнивание раствора. Произвести запуск вращения ротора, осуществить спуск КНБК с вращением до места посадки, плавно увеличить нагрузку до величины 2-4 т.

) Произвести фрезерование окна расширяющей компоновкой. Режим фрезерования: производительность насоса 6-10 л/с, осевая нагрузка 2-4 т. Длина участка фрезерования - 1,5-2,0 м с выходом в породу (в соответствии с программой работ). По окончании фрезерования произвести промывку скважины в течение двух циклов, поднять инструмент для смены КНБК.

) После подъёма КНБК произвести замер диаметра райберов. При потере 2 мм от первоначального диаметра райберов, произвести смену райберов и спуск КНБК по п. 11.

) Собрать расширяющую КНБК (данная КНБК для обработки стенок «окна» и выхода в породу спускается в случае износа райберов более 2 мм от первоначального диаметра): торцевой райбер, арбузный райбер, обратный клапан, УБТ (или одиночная труба используемого бурового инструмента), сбивной клапан, бурильный инструмент. При сборке производить докрепление низа КНБК с помощью машинных ключей на рекомендуемый момент затяжки. Замерить длину КНБК, составить эскиз с записью в вахтовом журнале. Далее повторить работы в той же последовательности как это указано в пунктах 8 и 9.

) «Окно» в колонне считается полностью вскрытым и обработанным, когда третий райбер (третья КНБК) без вращения инструмента свободно проходит в него, при этом диаметр райбера сохраняется в пределах не более чем на 1 мм меньше номинального диаметра (первоначального диаметра неиспользованного райбера). В противном случае рекомендуется обработать «окно» еще одним райбером с номинальным диаметром.

) Смена бурового раствора (если это предусмотрено программой работ) после вырезки окна производится только после согласования с заказчиком.

3.8 Технология бурения бокового ствола из вырезанного окна (порядок производства работ)

) Перед началом работ проверить состояние и исправность бурового оборудования, наличие инструмента согласно спецификации, а также провести инструктаж бригады.

) В случае если это предусмотрено программой работ, завести или приготовить буровой раствор в соответствии с параметрами заложенными в ГТН и карте поинтервальной обработки.

) Собрать КНБК для бурения в следующей последовательности: бицентричное долото, ВЗД, обратный клапан, сбивной клапан, бурильные трубы, расчётное количество утяжелённых бурильных труб, гидравлический ясс, расчётное количество утяжелённых бурильных труб, бурильные трубы. При сборке производить докрепление низа КНБК с помощью машинных ключей на рекомендуемый момент затяжки. Замерить длину КНБК, составить эскиз с записью в вахтовом журнале.

) Произвести спуск собранной КНБК на бурильном инструменте со скоростью не более 1 м/с в обсадной колонне, не доходя 10 м до вырезанного в обсадной колонне «окна» скорость спуска ограничить до 0,1 м/с.

) Произвести бурение прямолинейного участка скважины (согласно программы работ). Режим бурения: приработать долото «с навеса» (при минимальной осевой нагрузке) в течении 20-25 мин., после чего плавно довести нагрузку на долото до 3-5 т, при расходе 8-10 л/с. По окончании бурения произвести промывку скважины в течении двух циклов, привести параметры раствора согласно КПО и ГТН, поднять инструмент для смены КНБК.

) Собрать КНБК для наклонно-направленного ориентированного бурения в следующей последовательности: бицентричное долото, ВЗД с установленным заданным углом перекоса, телесистема, обратный клапан, сбивной клапан, бурильные трубы, расчётное количество утяжелённых бурильных труб, гидравлический ясс, расчётное количество утяжелённых бурильных труб, бурильные трубы. При сборке производить докрепление низа КНБК с помощью машинных ключей на рекомендуемый момент затяжки. Замерить длину КНБК, составить эскиз с записью в вахтовом журнале.

) Произвести спуск собранной КНБК на бурильном инструменте со скоростью не более 1 м/с в обсадной колонне, не доходя 10 м до вырезанного в обсадной колонне «окна» скорость спуска ограничить до 0,1 м/с. При спуске в обсадной колонне, не допускается вращение бицентричного долота. После выхода из «окна» скорость спуска в открытом стволе ограничить до 0,4 м/с.

) Произвести ориентированное бурение скважины согласно заданных параметров. Режим бурения: приработать долото «с навеса» (при минимальной осевой нагрузке) в течение 20-25 мин., после чего плавно довести нагрузку на долото до 3-5 т, при расходе 8-10 л/с. По окончании бурения произвести промывку скважины в течение двух циклов, привести параметры раствора согласно КПО и ГТН, поднять инструмент.

3.9 Технология крепления бокового ствола (порядок производства работ)

) Произвести комплекс ГИС

) Подготовить, завезти на куст оборудование на спуск, согласно перечню. Завезти и уложить в порядке спуска обсадные трубы, опрессованные на соответствующее давление, в том числе дополнительное количество (с учетом 3% запаса отбраковки). Проверить акт и ведомость на подготовку труб, подлежащих спуску.

) Проверить состояние фундаментов, оснований и других механизмов БУ. Проверить центровку БУ. Проверить техническое состояние силовых приводов насоса, контрольно-измерительной аппаратуры. Составить акт о готовности БУ к спуску хвостовика и креплению скважины, при выявлении дефектов или неисправностей, их необходимо устранить до начала работ. Спуско-подъёмное оборудование должно соответствовать типоразмеру труб, весу хвостовика и не иметь повреждений.

) Провести инструктаж бригады по безопасному спуску хвостовика и технологическим особенностям производимых работ, назначить ответственного за шаблон с росписью в буровом журнале.

) Подготовить технологическую оснастку хвостовика. До начала спуска необходимо уточнить глубины установки башмака, элементов технологической оснастки.

) Собрать КНБК: долото, УБТ, обратный клапан, бурильная труба, шаровой (опрессовочный) переводник, сбивной клапан, бурильные трубы. Спустить и произвести калибровку (шаблонирование) скважины. Произвести промывку в течение двух циклов. Произвести опрессовку допускных бурильных труб на максимальное давление опрессовки подвески хвостовика. При подъёме произвести взвешивание инструмента (зафиксировать по индикатору веса нагрузку на крюке, создаваемую той частью бурильной колонны, которая будет использоваться при спуске хвостовика и его подвешивания). Прошаблонировать бурильные трубы шаблоном соответствующего диаметра. Допускную бурильную колонну установить за отдельный «палец» и уточнить длину.

) Составить акт о готовности скважины к спуску хвостовика.

) Производить сборку оснастки для спуска хвостовика и хвостовика в присутствии представителя заказчика, по плану согласованному с заказчиком. При нахождении на буровой представителя фирмы изготовителя оснастки, затягивание резьбовых соединений элементов оснастки, производить под его руководством, согласно инструкции по сборке. Промежуточную промывку производить перед открытым стволом. При сборке оснастки и хвостовика применять резьбоуплотнительную смазку.

) Производить спуск хвостовика на инструменте по плану, скорость спуска в эксплуатационной колонне 0,5 м/с, в открытом стволе 0,3 м/с. Промыть скважину, сдать скважину для заливки по акту.

) Цементирование хвостовика производить по отдельному плану, согласованному с заказчиком.

) По окончании продавки цементного раствора произвести отсоединение посадочного инструмента. Осуществить вымыв («срезку») цементного раствора над разъединительным устройством. Поднять инструмент из скважины.

) Собрать КНБК: долото, ВЗД, обратный клапан, бурильная труба, сбивной клапан, СБТ или НКТ (согласно соответствующих проходному диаметру подвески и «хвостовика»). Спустить инструмент в скважину, скорость спуска 0,5 м/с. С глубины 10 м выше головы хвостовика производить спуск с промывкой, производительность 4-5 л/с, скорость спуска 0,1 м/с. С промывкой войти в хвостовик на две трубы и промыться в течение цикла. Поднять инструмент из скважины.

) Спустить в скважину «перо» на СБТ/НКТ (согласно проходному диаметру «хвостовика»), до искусственного забоя. Промыться (промывка обратная), до выхода чистой технической воды. Опрессовать скважину на избыточное давление. В случае негерметичности дальнейшие работы согласовать с заказчиком и производить, по дополнительному плану.

) Произвести запись ГИС.

) Произвести работы по вызову притока, согласно плана работ.

) Спустить подземное оборудование в скважину согласно плана работ.

) Смонтировать ФА, опрессовать ФА, сдать скважину по акту заказчику.

Комплект инструмента и технологической оснастки для спуска, подвески и цементирования потайных обсадных колонн (хвостовиков) Ø101,6 и 114 мм представлены на рисунке 10.

3.10 Технологический эффект

За базисный вариант сравнения принят вариант бурения вертикальной скважины

Технологический эффект зарезки и бурения бокового ствола обеспечивается за счет:

) Сокращения эксплуатационных затрат (в т.ч. долот, химреагентов, материалов) на бурение скважины;

) Ускорения буровых работ;

) Получения дополнительного объема нефти для ее реализации.

Выводы по расчету технологического эффекта сводим в таблицу 40.


Рисунок 10 - Комплект инструмента и технологической оснастки для спуска, подвески и цементирования потайных обсадных колонн (хвостовиков)

Ø 101,6 и 114 мм

Таблица - Выводы по расчету технологического эффекта

Показатели

Единица измерения

По проекту (зарезка и бурение БС)

Материалы и химреагенты

кг/м

75,72

11,04

Долота

шт.

27

9

Обсадные трубы

м

6240

689

Нормативное время на бурение и крепление

час ст-мес

2426,4 3,370

1231,4 1,710

Коммерческая скорость

м/ст-мес

3710/3,370=1101

3771/1,71=2205

Среднесуточный дебит

т/сут

12,5

49,8




3.11 Вывод

Был рассмотрен вопрос и сделаны необходимые расчеты по зарезке и бурению БС. БС бурится с целью ввода скважины в фонд эксплуатационных скважин. В качестве сравнения с бурением БС была выбрана вертикальная скважина. Как показали расчеты, преимущество бурения БС обусловлено сокращением эксплуатационных затрат на бурение скважины, ускорением буровых работ и получением дополнительного объема добычи нефти на 13614,5 тонн в год. Экономический эффект от бурения БС составляет свыше 290 млн. рублей в год.


4. Безопасное введение буровых работ

.1 Техника безопасности

Охрана труда работников

Для реализации своих обязательств по созданию безопасных условий труда, соблюдения прав работников на охрану труда и обеспечения правовой защиты своих интересов в области охраны труда, предприятие осуществляет выполнение комплекса организационных, организационно-технических и технических мероприятия. Ниже приводятся основные организационные и организационно-технические мероприятия.

Организационные мероприятия.

Предварительный медосмотр при поступлении на работу. Определение перечней профессий и работ, для выполнения которых необходим предварительный медосмотр. Направление работников на медосмотр, в том числе всех лиц моложе 21 года. Получение заключения медучреждения.

Заключение трудового договора. Ознакомление работника с условиями и охраной труда на рабочем месте, возможным риском повреждения здоровья, с льготами и компенсациями по условиям труда.

Допуск работника к работе без повышенной опасности. Проведение вводного инструктажа по безопасности труда и инструктажа по пожарной безопасности. Проведение первичного инструктажа на рабочем месте.

Допуск работника к работам с повышенной опасностью. Определение перечня работ, к которым предъявляются дополнительные (повышенные) требования безопасности труда. Проведение первичного инструктажа на рабочем месте. Создание комиссии по проверке знаний. Обучение и проверка знаний.

Допуск руководителей и специалистов к работе. Ознакомление с состоянием условий труда на объекте, средств защиты, травматизмом, нормативными актами и должностными обязанностями по охране труда. Проверка знаний правил и норм по безопасности труда. Инструкции по охране труда, производственные инструкции, должностные обязанности. Разработка и обеспечение работников инструкциями по охране труда. Разработка и обеспечение работников производственными инструкциями. Разработка и ознакомление работников с должностными обязанностями, включающими в себя требования по охране труда.

Обеспечение средствами защиты. Разработка и утверждение перечней работ и профессий, по которым должны выдаваться средства индивидуальной защиты. Осуществление контроля за правильностью применения работниками средств индивидуальной защиты.

Периодические медицинские осмотры. Направление работников на периодические медицинские осмотры в установленные сроки. Получение от медицинского учреждения заключительного акта. Принятие решения по заключительному акту.

Периодические и другие виды инструктажей по безопасности труда. Проведение повторного и других видов инструктажей по безопасности труда. Осуществление контроля за правильностью и своевременностью проведения инструктажей.

Периодическая проверка знаний правил и норм охраны труда. Определение перечней профессий и должностей работников и специалистов, подлежащих периодической проверке знаний. Организация работы экзаменационных комиссий по проверке знаний.

Расследование несчастных случаев на производстве. Организация первой помощи пострадавшему и доставка его в медучреждение. Сообщение о несчастном случае в установленные адреса. Образование комиссии по расследованию несчастного случая. Расследование и составление актов ф. Н-1. Разработка мероприятий по предупреждению несчастных случаев. Издание приказа по результатам расследования несчастных случаев. Контроль за выполнением мероприятий по предупреждению несчастных случаев.

Возмещение работнику вреда, причиненного ему увечьем. Рассмотрение заявления от пострадавшего. Принятие решения и издание приказа о возмещении вреда. Выплата возмещения вреда.

Льготы и компенсации по условиям труда. Образование льготной комиссии предприятия. Определение перечня профессий и работ, за выполнение которых по действующему законодательству предоставляются льготы и компенсации, а также их виды. Предоставление работникам льгот и компенсаций.

Страхование работников. Осуществление обязательного страхования работников от временной нетрудоспособности вследствие заболевания, а также от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний.

Распорядительные документы. Издание приказа о распределении функциональных обязанностей по охране труда среди руководящего состава. Издание приказа о назначении ответственного за электрохозяйство и лица, замещающего его в период длительного отсутствия. Издание приказов о назначении лиц ответственных за безопасную эксплуатацию объектов подконтрольных Госгортехнадзору.

Организационно-технические мероприятия.

Обеспечение безопасных условий труда на рабочих местах.

Образование комиссии по проведению аттестации рабочих мест по условиям труда. Проведение аттестации рабочих мест. Разработка и осуществление мероприятий по улучшению и оздоровлению условий труда, приведению рабочих мест в соответствие с требованиями норм и правил труда. Определение должностных лиц, ответственных за организацию и проведение сертификации постоянных рабочих мест. Проведение сертификации рабочих мест. Оснащение производственных помещений, оборудования и рабочих мест средствами коллективной защиты, в том числе:

Средствами нормализации воздушной среды

Средствами нормализации освещения рабочих мест

Средствами защиты от поражения электрическим током

Средствами защиты от воздействия механических факторов

Средствами защиты от химических факторов

Средствами защиты от повышенного уровня шума и вибрации и др.

Организация эффективной эксплуатации средств коллективной защиты

Организация контроля за уровнем воздействия вредных или опасных производственных факторов, включая оснащение рабочих мест средствами автоматического контроля и сигнализации.

Санитарно-бытовое обслуживание работников.

Определение потребности в санитарно-бытовых помещениях и устройствах, исходя из специфики производства. Обеспечение работающих такими помещениями и устройствами и содержание их в надлежащем техническом и санитарном состоянии

Опасные и вредные производственные факторы

Работа на открытом воздухе при низких температурах.

Высокая температура (при отогревании замерзших трубопроводов, арматуры, при паротепловой обработке призабойной зоны пласта).

Высокое давление (при опрессовке оборудования и коммуникаций, глушении и промывке скважины, гидропескоструйной перфорации и других технологических операциях).

Загроможденность рабочего места посторонними предметами, отходами, ненужными материалами создает дополнительную опасность в рабочей зоне.

Большие динамические нагрузки, возникающие при спускоподъёмных операциях в узлах оборудования, которые могут привести к разрушению или поломке узлов талевой системы буровой установки.

Шум, вибрация

Строительство скважин сопровождается использованием различных самоходных машин и механизмов, автомобильного транспорта и мобильной специальной техники: автокранов, тракторов, бульдозеров, цементировочных агрегатов, цементосмесительных машин, геофизических лабораторий, а так же стационарных агрегатов: дизелей, буровых насосов, трансмиссий, ротора, лебедки, компрессоров и т.д. (в дальнейшем оборудования).

Перечисленное оборудование в процессе своей работы является источником шумового и вибрационного воздействия, прежде всего на обслуживающий персонал, а также является фактором беспокойства объектов животного мира.

4.1.3 Обеспечение специальной одеждой, обувью и другими средствами индивидуальной защиты

Средства индивидуальной защиты, спецодежда представлены в таблице 6.1 и 4.2.

Таблица 4.1 - Средства индивидуальной защиты, спецодежда

Наименование, тип, вид, шифр и т.д.

Потребное количество, шт.

Средства индивидуальной защиты

1. Пояс предохранительный ВР и ВМ

8

2. Когти монтерские

4

3. Медицинская аптечка

3

4. Очки защитные закрытые

8

5. Щиток для защиты электросварщика

5

6. Номенклатура электрических средств защиты для буровой бригады и распределение с указанием мест хранения должно быть зафиксировано в списках, утвержденных главным инженером УБР (УРБ)


7. Сапоги резиновые диэлектрические

3

8. Перчатки резиновые диэлектрические

3

9. Сапоги резиновые (инвентарь)

4

10. Беруши

1

11. Респераторы

1

12. Костюм брезентовый или х/б с водоотталкивающей пропиткой

каждому члену бригады

13. Рукавицы брезентовые

каждому члену бригады

14. Сапоги кирзовые

каждому члену бригады

15. Каска

каждому члену бригады

16. Куртка х/б на утепляющей прокладке

каждому члену бригады

17. Брюки х/б на утепляющей прокладке

каждому члену бригады


Таблица 6.2 - Средства защиты персонала и состав КИП при вскрытии продуктивных горизонтов с агрессивными флюидами

Наименование

Тип, вид, шифр, марка и т.д.

1. Противогазы: фильтрующие с коробками

В, КД, БКФ;

изолирующие шланговые

ПШ-1 и ПШ -2

2. Газоанализатор переносной

АНКАТ


Маски противогазов должны быть подобраны по размерам.

4.1.4 Мероприятия по электробезопасности

Проектирование, монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования буровых и нефтепромысловых установок должны проводиться в соответствии с установленными требованиями.

Ячейки распредустройства буровых установок, рассчитанных на напряжение 6 кВ, должны быть оборудованы запорным устройством и блокировкой, исключающей возможность:

проведения операций с разъединителем при включенном масляном, вакуумном, электрогазовом выключателях или высоковольтном контакторе;

включения разъединителя при открытой задней двери ячейки;

открывания задней двери при включенном разъединителе.

Расстояние по горизонтали от крайнего провода воздушной линии электропередачи напряжением 6-10 кВ (при наибольшем его отклонении) до помещения насосной, бытовых и других сооружений буровой установки должно быть не менее 2 м, а для воздушных линий напряжением до 1 кВ - не менее 1,5 м.

Пересечение вертикальной плоскости, проходящей через крайние провода воздушных линий электропередач, с растяжками вышки не допускается.

Для обеспечения безопасности людей металлические части электроустановок, корпуса электрооборудования и приводное оборудование должны быть выполнены в соответствии с требованиями настоящих Правил и заземлены, занулены в соответствии с требованиями ПУЭ 2006 г.

Для определения технического состояния заземляющего устройства с составлением протокола замера и акта проверки должны проводиться:

внешний осмотр видимой части заземляющего устройства;

осмотр с проверкой цепи между заземлителем и заземляемыми элементами (выявление обрывов и неудовлетворительных контактов в проводнике, соединяющем аппарат с заземляющим устройством), а также проверка пробивных предохранителей трансформаторов;

измерение сопротивления заземляющего устройства (с составлением акта проверки и протокола замера);

проверка цепи «фаза-ноль» в электроустановках до 1кВ с глухим заземлением нейтрали (с составлением протокола испытаний);

выборочное вскрытие грунта для осмотра элементов заземляющего устройства, находящегося в земле.

Ремонт оборудования с приводом от электродвигателя можно проводить только после выполнения мер, исключающих возможность случайного включения электропривода.

Для обеспечения ремонта коммутационной аппаратуры в распределительном устройстве буровой установки со снятием напряжения на вводе каждой питающей линии следует предусматривать линейный разъединитель.

Каждая буровая установка, взрывопожароопасные объекты по добыче, сбору и подготовке нефти, газа и газового конденсата, ремонту скважин на нефть и газ должны быть обеспечены переносным светильником, напряжением не более 12 В во взрывозащищенном исполнении и оборудованным защитной сеткой от механических повреждений.

Обслуживание электроприводов буровых установок до и выше 1000 В должно осуществляться электротехническим персоналом, имеющим группу по электробезопасности не ниже IV.

Одиночно установленное оборудование должно иметь самостоятельные заземлители или присоединяться к общей заземляющей магистрали установки при помощи отдельного заземляющего провода. Запрещается последовательное включение в заземляющую шину нескольких заземляемых объектов.

Молниезащита и защита от статического электричества нефтепромысловых объектов должна осуществляться в соответствии с требованиями нормативных технических документов, регламентирующих эту сферу безопасности.

Для непосредственного выполнения функций по организации эксплуатации электроустановок руководитель организации должен назначить своим приказом (распоряжением) ответственного за безопасную эксплуатацию электрохозяйства, а также лицо, его замещающее. В организации должны быть определены и оформлены распоряжением руководителя границы обслуживания электрохозяйства электротехническим персоналом.

Персонал, допускаемый к работе с электротехническими установками, электрифицированным инструментом или соприкасающийся по характеру работы с машинами и механизмами с электроприводом, должен иметь квалификационную группу по электробезопасности, соответствующую требованиям действующих нормативных документов в области электробезопасности.

Прокладка контрольных, осветительных и силовых кабелей напряжением до 1,0 кВ с сечением жил до 70 мм2 включительно на буровых установках (внутри помещений и снаружи) должна быть выполнена согласно требованиям «Правил устройства электроустановок».

Знаки и надписи безопасности. Опознавательная краска

Сигнальные цвета и знаки безопасности предназначены для привлечения внимания работающих к непосредственной опасности, предупреждения о возможной опасности, предписания и разрешения определенных действий с целью обеспечения безопасности, а также для необходимой информации.

Сигнальные цвета и знаки безопасности не заменяют необходимых мероприятий по безопасности труда и средств защиты работающих.

Сигнальные цвета следует применять для знаков безопасности поверхностей конструкций, приспособлений и элементов производственного оборудования, которые могут служить источниками опасности для работающих, поверхностей ограждений и других защитных устройств, а также пожарной техники.

Знаки безопасности следует устанавливать на территории предприятий, строительных площадок, в производственных помещениях, на рабочих местах, участках работ и на производственном оборудовании.

Места расположения знаков безопасности, номера их размеров, а также порядок применения поясняющих надписей к знакам безопасности на территории предприятия, в производственных помещениях и на рабочих местах устанавливает администрация предприятия по согласованию с профсоюзным комитетом и соответствующими органами государственного надзора.

Места расположения и номера размеров знаков безопасности на производственном оборудовании, а также обозначение опасных элементов оборудования сигнальными цветами устанавливают в конструкторской документации на изделие (группу изделий).

Знаки безопасности, установленные на воротах и входных дверях помещений, означают, что зона действия этих знаков охватывает все помещение. Знаки безопасности, установленные у въезда (входа) на объект (участок), означают, что их действие распространяется на объект (участок) в целом. При необходимости ограничить зону действия знака соответствующее указание следует приводить в поясняющей надписи.

Знаки безопасности должны контрастно выделяться на окружающем их фоне и находиться в поле зрения людей, для которых они предназначены. Знаки безопасности должны быть расположены с таким расчетом, чтобы они были хорошо видны, не отвлекали внимания работающих и сами по себе не представляли опасности.

Окраску оборудования лакокрасочными материалами сигнальных цветов и нанесение (установку) знаков безопасности должно производить предприятие-изготовитель оборудования. В случае необходимости дополнительную окраску лакокрасочными материалами сигнальных цветов и нанесение (установку) знаков безопасности на оборудование, находящееся в эксплуатации, производит предприятие, эксплуатирующее это оборудование.

Символическое изображение и поясняющие надписи на знаках безопасности отраслевого назначения устанавливаются отраслевыми стандартами при соблюдении требований настоящего стандарта.

На местах и участках, являющихся временно опасными, следует устанавливать переносные знаки безопасности и временные ограждения, окрашенные лакокрасочными материалами сигнальных цветов.

Знаки и ограждения должны быть сняты после того, как отпадет необходимость в их применении.

Промышленная безопасность

Обеспечение требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта

Требования, процедуры и условия ведения работ при проектировании, строительстве, реконструкции, эксплуатации, консервации и ликвидации производственных объектов; конструировании, изготовлении, ремонте машин, механизмов, других технических устройств; разработке технологических процессов; подготовке и аттестации работников; организации производства и труда; взаимодействии Госгортехнадзора России с организациями по обеспечению безопасных условий производства и рационального использования природных ресурсов установлены «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03).

На основании и с соответствиями с требования и нормативами этих правил, организации должны в установленном порядке разработать и утвердить инструкции по промышленной безопасности по профессиям, видам работ (в том числе работ повышенной опасности) с учетом специфики производства и рабочих мест. При выполнении нерегламентированных работ, организации должны руководствоваться иными нормативными документами, утвержденными в установленном порядке государственными органами исполнительной власти Российской Федерации в соответствии с их компетенцией.

Скважина любой категории должна закладываться за пределами охранных зон линий электропередач, магистральных нефтегазопроводов, водозаборных, других промышленных и гражданских объектов.

Основным документом на строительство скважины является рабочий проект, разработанный и утвержденный в соответствии с требованиями ПБ, других нормативных документов, регламентирующих порядок проектирования.

Зарубежные техника и технологии, технические устройства выполненные по зарубежным стандартам, могут быть использованы при строительстве скважин, если они соответствуют требованиям ПБ или отечественных стандартов, гармонизированных с соответствующими зарубежными стандартами, включены в состав проекта или дополнений к нему и при наличии технической документации фирм-разработчиков, а также разрешений Госгортехнадзора России на применение такого оборудования и технологий на территории Российской Федерации.

Пуск в работу буровой установки может быть произведен после полного завершения и проверки качества строительно-монтажных работ, обкатки оборудования при наличии укомплектованной буровой бригады по решению рабочей комиссии с участием представителя территориального органа Ростехнадзора России.

Ввод в эксплуатацию или ликвидация законченной строительством скважины производятся в установленном порядке.

При выполнении специальных работ силами буровой бригады (передвижки буровой установки, монтаж мобильных буровых установок, ремонтные работы повышенной сложности и т.п.) рабочие бригады должны пройти дополнительное обучение и получить допуски к самостоятельной работе по основной и совмещаемой профессиям.

На всех этапах строительства скважины (в т.ч. выполняемых подрядчиками, субподрядчиками) должно быть обеспечено наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственным процессом в соответствии с требованиями рабочего проекта и соответствующих нормативных документов.

Контроль и надзор за ходом строительства скважины, качеством выполнения работ, уровнем технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда должен осуществляться организацией, пользователем недр (заказчиком), другими уполномоченными субъектами в соответствии с требованиями законодательных и нормативных актов, положений и инструкций, разработанных и утвержденных в установленном порядке.

Профессиональная подготовка персонала

Работники, занятые на работах с опасными и вредными условиями труда, должны проходить обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в возрасте до 21 года - ежегодные) медицинские осмотры (обследования) для определения пригодности этих работников для выполнения поручаемой работы.

Работники могут проходить внеочередные медицинские осмотры (обследования) при наличии соответствующих медицинских рекомендаций.

При выполнении работ, связанных с повышенной опасностью (влияние вредных веществ, неблагоприятные производственные факторы), работники должны проходить обязательное психиатрическое освидетельствование не реже одного раза в пять лет в порядке, устанавливаемом Правительством Российской Федерации.

Все работники организаций, в том числе их руководители, обязаны проходить обучение в области промышленной безопасности и проверку знаний. Проверка знаний у рабочих должна проводиться ежегодно, у руководителей и специалистов - не реже одного раза в три года.

и порядок обучения, проведения инструктажей, проверки знаний и допуска работников к самостоятельной работе должны соответствовать требованиям Трудового кодекса Российской Федерации и «Положения о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России» (РД 03-444-02), утвержденного Постановлением Госгортехнадзора России от 30.04.2002 №21 (зарегистрировано в Минюсте России 31.05.2002 за №3489).

Подготовка и аттестация по вопросам промышленной безопасности рабочих основных профессий осуществляется в порядке, установленном Госгортехнадзором России.

К работам на опасных производственных объектах допускаются работники после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ.

Срок стажировки устанавливается работодателем, но не может быть менее двух недель.

Работники должны владеть приемами оказания доврачебной помощи пострадавшим при несчастных случаях. Порядок обучения приемам оказания доврачебной помощи устанавливается работодателем.

Периодическое обучение по промышленной безопасности в период работы, порядок переподготовки и дополнительного обучения, внеочередной проверки знаний при изменении требований правил безопасности, внедрении новых технологий и технических устройств устанавливается Госгортехнадзором России (Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России).

К руководству работами по строительству, освоению, ремонту скважин, ведению геофизических работ в скважинах, а также по добыче и подготовке нефти и газа допускаются лица, имеющие профессиональное образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности. Периодичность и порядок проверки знаний по промышленной безопасности у руководителей организаций, а также руководителей работ устанавливается нормативными документами Госгортехнадзора России.

Специалисты с высшим и средним профессиональным образованием, в том числе работающие по рабочим специальностям, а также практиканты высших и средних профессиональных учебных учреждений для получения допуска к самостоятельной работе должны пройти аттестацию с выдачей соответствующего удостоверения по рабочим профессиям. При выдаче такого удостоверения за теоретический курс обучения засчитывается подтвержденный дипломом теоретический курс по соответствующей специальности в рамках образовательной программы (для практикантов - справка), а за производственный - стажировка на рабочем месте в порядке, установленном в данной организации.

Работники комплексных бригад при необходимости выполнения работ, требующих совмещения профессий, должны пройти обучение и получить соответствующую квалификацию по видам выполняемых работ, а также иметь допуски к самостоятельной работе по совмещаемым профессиям.

Работники, прибывшие на опасный производственный объект для работы, должны быть ознакомлены с правилами внутреннего распорядка, характерными опасными и вредными производственными факторами и признаками их проявления, поведения и обязанностям по конкретным видам тревог, другим вопросам, входящим в объем вводного инструктажа. Сведения о проведении инструктажа фиксируются в специальных журналах с подтверждающими подписями инструктируемого и инструктирующего

Производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности и охраны труда

Основными задачами производственного контроля являются:

Анализ состояния промышленной безопасности в эксплуатирующих организация, в том числе путём проведения соответствующих экспертиз. На предприятии и в его структурных подразделениях действует установленная практика расследования и анализа причин любых инцидентов, их документального оформления и учета. Расследуются и анализируются даже те происшествия, которые не привели, но могли бы привести к инциденту. Причины инцидентов и меры по недопущению их впредь, рассматриваются на регулярных заседаниях ПДК.

Разработка мер, направленных на улучшение состояния промышленной безопасности и предотвращение ущерба окружающей природной среде. Постоянно действующей комиссией (ПДК), опираясь на анализ причин происшедших инцидентов, разрабатываются мероприятия, которые включаются в планы по снижению аварий и травматизма в структурных подразделениях предприятия.

Контроль за соблюдением требований промышленной безопасности, установленных федеральными законами и иными нормативно правовыми актами. На предприятии установлена строгая система своевременного устранения нарушений соблюдения требований промышленной безопасности, федеральных законов и иных нормативно правовых актов выявленных, в том числе и органами государственного надзора. Контроль за своевременным информированием этих органов возложен на службу экологии, промышленной безопасности и ОТ.

Координация работ, направленных на предупреждение аварий на опасных производственных объектах и обеспечение готовности к локализации аварий и ликвидации их последствий. Осуществляется с учетом требований нормативных документов РФ. Для проектируемых и действующих опасных производственных объектов разрабатываются «Планы эвакуации в чрезвычайных ситуациях» и «Планы ликвидации аварийных ситуаций», которыми предусматривается:

меры по защите жизни и здоровья работников при аварии;

порядок информирования соответствующих органов об аварии, её причинах и принятых мерах;

мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий;

координация действий всех структурных подразделений предприятия по обеспечению готовности к локализации аварии и ликвидации её последствий.

Контроль за проведением необходимых испытаний и технических освидетельствований технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, ремонтом и поверкой контрольных средств измерений. Выполняется посредством соблюдения графиков технического освидетельствования грузоподъёмных машин, механизмов, технических устройств, котлов, а также по требованию органов надзора и соответствующих правил безопасности. Ремонт и поверка контрольных средств измерений производится специализированными организациями, которые имеют соответствующие лицензии. Эта работа возложена на руководителей производственных объектов, а контроль за её своевременным исполнением на службу экологии, промышленной безопасности и ОТ.

Контроль за соблюдением технологической дисциплины. Осуществляется посредством анализа оперативной информации (ежесуточных сводок) и целевыми и периодическими проверками объектов структурных подразделений, группами производственного контроля комиссией ПДК, на предмет соблюдения проектной документации, режимно-технологических карт, регламентов, качества проведения инструктажей по профессиям и видам работ, обучения и аттестации персонала структурных подразделений. Ответственность за соблюдение технологической дисциплины возложена на руководителей объектов.

Планы действий в аварийных и чрезвычайных ситуациях

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении газонефтеводопроявления (ГНВП):

Первый, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.

Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик (старший оператор) обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.

Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера или ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана:

Остановить двигатели внутреннего сгорания;

Отключить силовые и осветительные линии электропитания;

Отключить электроэнергию в загазованной зоне;

Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины;

Прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование;

Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне;

Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана;

Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны;

Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы;

При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения.

4.2 Характеристика твердых и высокопластичных отходов бурения

К экологически опасным твердым отходам бурения (ТОБ), требующим нейтрализации и переработки, относится: буровой шлам, отработанный буровой раствор, загущенный твердый осадок, образующийся после процесса обезвреживания буровых сточных вод. В связи с тем, что данные отходы встречаются чаще всего в виде смесей (в отстойниках-накопителях), данная аббревиатура «ТОБ» относится главным образом к смеси вышеназванных отходов.

Буровой шлам (БШ) представляет собой смесь выбуренной породы с буровым раствором (БР), содержащую органические вещества (в том числе нефть), водорастворимые соли, специфический набор тяжелых металлов и другие вещества-загрязнители. При контакте БШ с ОБР частицы БШ адсорбируют на своей поверхности различные компоненты бурового раствора, которые являются загрязнителями.

К неорганическим загрязняющим компонентам относятся CaCI2, KCI, KOH, Ca(OH) 2, NaOH, Na2SiO3, MgCI2, соли фосфорных кислот, полихроматы и др.

К органическим загрязнителям относятся нефть, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), сульфитно-спиртовая барда (ССБ), углещелочной реагент (УЩР), полифенол лесохимический (ПФЛХ), окзил и др.

Наибольшую опасность представляют органические соединения нефти: углеводороды, водорастворимые фенольные соединения, карбоновые кислоты, асфальто-смолистые вещества и т.п.

Уровень насыщенности БШ загрязняющими веществами увеличивается с ростом дисперсности шламовых частиц.

Отработанный буровой раствор (ОБР) представляет собой водоглинистую суспензию, в состав которой входят также утяжелитель, нефть (растворенная и эмульгированная), химические реагенты, органика и минеральные соли.

Загущенный твердый осадок, образующийся в процессе обезвреживания буровых сточных вод.

Определяющую роль в загрязнении буровых сточных вод (БСВ) играют поступающие в процессе бурения природные соединения из состава нефти, газа, газоконденсанта и минерализованных пластовых вод, а также химические реагенты, которые содержатся в буровых растворах.

Из числа неорганических реагентов к последним относятся электролиты, применяемые для регулирования параметров и для основы буровых растворов: CaCI2, KCI, KOH, Ca(OH) 2, NaOH, Na2SiO3, MgCI2, а также соли фосфатных кислот, изополихроматы и др.

В число органических соединений входят нефть, КССБ. УЩР, дислован, нитролигнин, полифенол лесохимический, чивпан, метас, полиакриламид и др.

Все реагенты, применяемые в бурении, относятся к высокомолекулярным соединениям, слабо разлагаемым в природных условиях. Сточные воды, образующиеся из отходов буровых растворов и сам буровой раствор, насыщенный химическими реагентами, являются токсичными продуктами длительного действия, загрязняющими окружающую среду.

Химический состав БСВ колеблется в широких пределах и зависит в основном от количества попавшего в них бурового раствора и химических реагентов.

Основная масса вышеназванных веществ-загрязнителей выводится из состава БСВ и поступает в загущенный осадок в процессе очистки.

Т.о., по спектру загрязняющих веществ, агрессивности воздействия, длительности и масштабам его проявления в природе отходы бурения не уступают химическим производствам. Твердая фаза отходов бурения особо опасна как с точки зрения агрессивности, так и по длительности воздействия.

Наиболее губительно влияние ТОБ на экологию Крайнего севера, где процессы природного самовосстановления замедлены в силу климатических особенностей.

Экономические и климатические ограничения применения экологически приемлемых технологий устранения негативных последствий освоения сырьевых ресурсов Крайнего Севера, предопределяет острую необходимость внедрения в северных регионах предупреждающих мер повышения экологической безопасности при строительстве скважин на нефть и газ.

Методы и технологии нейтрализации и утилизации отходов бурения

В этом разделе представлен небольшой информационный обзор по методам и технологиям нейтрализации и утилизации отходов бурения.

Предотвращение негативного воздействия бурового шлама, нефтешлама, твердой фазы отработанного бурового раствора и буровых сточных вод (БСВ) в современной практике отечественного и зарубежного бурения на нефть и газ и нефтедобычи осуществлялся путем:

- захоронения в специально подготовленных резервуарах (реже закачкой в скважины в составе жидкой фазы);

нейтрализацией и утилизацией в местах складирования;

нейтрализацией и переработкой в экологически инертные материалы и полезную продукцию (строительные материалы, топлива и т.д.).

Нейтрализация твердых отходов бурения может проводиться методами гидрофобизации, окисления, капсулирования, отмыва от компонентов раствора на углеводородной основе, а также экстракционным и термическим способами (Безродный, 1996).

Метод отмыва выбуренной породы от компонентов бурового раствора на углеводородной основе заключается в том, что принудительно подаваемая (наосом или мешалкой) промывная жидкость диспергирует захваченный со шламом известково-битумный раствор, образуя неустойчивую взвесь, из которой на вибросите легко удаляется вся углеводородная жидкость.

В качестве промывной жидкости наиболее эффективным являются дизельное топливо с небольшим содержанием малорастворимого ПАВ (0,1-0,2%) эмультата. А для доочистки шлама от остаточных углеводородов - 1%-ный водный раствор МЛ-72.

Эти жидкости обеспечивают 90-95% степень очистки при практически неизменной степени дисперсности выбуренной породы.

Шлам, прошедший обработку углеводородной жидкостью, в зависимости от его природы может быть использован для получения асфальтобетона.

Для нейтрализации БШ методом окисления рекомендуется использовать перекись водорода. Растворы перекиси водорода окисляют не более 65% всей органики в шламе, поэтому в раствор добавляют небольшое количество перманганата калия (KMnO4), что приводит к более глубокому окислению органики.

При окислении органических соединений образуются органические кислоты, которые можно отнести к сравнительно малотоксичным веществам, так как в водах открытых водоемов они разлагаются или, соединяясь с ионами Ca и Mg, образуют нерастворимые соли. Эффективность нейтрализации возрастает до 95-98% при концентрации перекиси 10-15%.

Термический метод утилизации БШ является безреагентным, предусматривает обработку при повышенных температурах (до 400-6000С) и позволяет полностью очистить шлам от органических соединений до образования твердых отходов и углекислого газа.

Метод может быть реализован в агрегате нейтрализации БШ (электропечь барабанная) типа СБОУ - 6,25/8-ИТ. Основные технические данные агрегата:

установленная мощность, кВт                          - 122

номинальная температура, ˚С                          - 600

объем бункера механизма загрузки, м3 - 0,088

производительность, кг/ч                        - 350

удельный расход электроэнергии, кВтч/кг     - 0,256

Метод гидрофобизации заключается в обработке шлама нерастворимыми в воде высокомолекулярными веществами, которые резко уменьшают диффузию органических соединений в воду. Метод обеспечивает снижение токсичности бурового шлама в 20 раз.

Метод капсулирования основан на пропитке шлама раствором полимера и электролита. Созданная таким образом пленка препятствует диффузии токсичных веществ в воду.

Экстракционный метод нейтрализации БШ включает многоступенчатый процесс извлечения органических соединений из шлама с помощью растворителя с высокой растворяющей способностью и малой токсичностью.

Рогачевой О.В. и др. представлена технология утилизации нефтешламов месторождения Кара-Арна с целью получения строительных и дорожных материалов (битумов марок БН 40/60, БН 60/90, БН 130/200), заключающаяся в жидкофазном окислении воздухом или водяным паром (Рочачева и др., 1991).

Минтоном Р.С. и др. предлагается технология очистки загрязненного нефтью шлама. Процесс очистки шлама начинается с подачи загрязненного нефтью шлама из обычной системы для удаления твердой фазы бурового раствора в закрытую смесительную емкость, оснащенную механическими мешалками. В эту емкость с регулируемой скоростью подается растворитель для разрушения эмульсий в буровом растворе на углеводородной основе и растворения углеводородов. Образующаяся суспензия перекачивается насосом в изолированную осадительную центрифугу со сплошным ротором. Твердые частицы, удаляемые из центрифуги, выглядят как сухой порошкообразный материал. Остаточная массовая доля нефти в шламе обычно не превышает 1%, такая же и остаточная доля растворителя. Обработанный шлам может быть сброшен в море, либо подвергнут дополнительной тепловой переработке для удаления растворителя пропусканием через нагреваемый винтовой конвейер. Из центрифуги смесь нефти и растворителя подается в нагреваемый потоком пара тонкопленочный испаритель для ее разделения на составные части. Извлеченная нефть возвращается в действующую циркуляционную систему бурового раствора. Пары растворителя, покидающие испаритель, конденсируются в теплообменнике с водяным охлаждением для последующей рециркуляции.

Также по окончании бурения скважин, а также в случаях заполнения амбара сточными водами на площадку доставляется мобильная установка электрохимической очистки «ЭХО».

Модуль «ЭХО» обеспечивает глубокую очистку сточных вод в амбаре до качественных показателей, отвечающих требованиям природоохранного законодательства, для сброса на рельеф местности.

Модуль «ЭХО» включает: электрокоагулятор, четыре электрофлотатора, два активных фильтра тонкой очистки. В техническую схему для осаждения взвешенных веществ дополнительно введен тонкослойный отстойник, смонтированный в штатной емкости.

Габариты: 1600 х 3300 х 2400 мм

Энергозатраты: на 1 м3 стока в зависимости от загрязненности от 0,75 до 3,50 квт;

Производительность: 5 м3/час.

Параметры очистки приведены в таблице 6.3.

Таблица 4.3 Показатели очистки сточных вод на установке «ЭХО»

Параметры

ед. изм.

Значения



до очистки

после очистки

1. Взвешенные вещества

мг/л

до 1300

менее 2

2. Нефтепродукты

мг/л

1200-1300

менее 0,05

3.СПАВ

мг/л

до 1500

0,1-0,001

4. Фенолы

мг/л

до 25

менее 0,001

5. Тяжелые металлы

мг/л

до 20

до уровня ПДК

6. Тетраэтилсвинец

мг/л

до 0,1

менее 0,0008


Оценка эффективности очистки вод шламового амбара на установке «ЭХО» была проведена на опытной буровой площадке. Результаты конечного анализа проб воды приведены в табл. 6.4.

После полного цикла обработки в модуле «ЭХО», очищенная вода по контрольным показателям соответствует или близка к требованиям СанПиН 2.1.5.980-00 и может быть сброшена в окружающую среду.

Таблица 4.4 - Характеристика буровых сточных вод до и после очистки

Параметры

ед. изм.

Значения



до очистки

после очистки

1.РН


6,0

6,0

2. Взвешенные вещества

мг/л

969,0

12,0

3. Сухой остаток

мг/л

1329,0

241,33

4.БПК5

мг/л

36,0

3,65

5. Азот амонийный

мг/л

7,41

2,94

6. Азот нитратный

мг/л

1,06

0,25

7. Азот нитритный

мг/л

0,18

0,051

8. Фосфаты

мг/л

0,12

0,005

9. Нефтепродукты

мг/л

1,8

0,30

10.СПАВ

мг/л

0,6

0,6




Заключение

Тема дипломного проекта «Проект эксплуатационной скважины на нефть и газ Западно-Хоседаюского месторождения».

Для выполнения дипломного проекта были решены следующие задачи: изучение геологического строения разреза, выбор метода бурения скважины, разработка рациональных параметров режима бурения, разработка технологии проводки и крепления ствола скважины и технологических операций испытания скважины.

В результате обощения вышеизложенного материала обозначены интервалы бурения и их назначение, способы бурения и типы применяемого бурильного инструмента, параметры режима бурения и бурового раствора.

Турбобур 3ТВМ-195 представляет собой трехсекционный, шпиндельный гидравлический забойный двигатель, у которого корпуса и валы турбинных секций оснащены вновь разработанными малолитражными, высокомоментными осевыми турбинами ТВМ - 195. Такие турбины обеспечивают существующие энергетические параметры серийной малолитражной турбины А7Н4С при значительном снижении перепада давления и увеличения КПД.

После бурения ствола скважины будет произведено цементирование обсадной колонны, гидропескоструйная перфорация и вызов притока. Для этого заменяется буровой раствор на воду и снижается уровень жидкости в стволе скважины, а также выполняются мероприятия по интенсификации притока.

Все поставленные задачи перед дипломной работой решены и подобные исследования могут быть рекомендованы для строительства подобных скважин.

Список литературы

1.   Пересчет запасов нефти и растворенного газа Славаньского месторождения: Отчет о НИР/ Белоруснефть; Руководитель А.Л. Цукарева. - Гомель, 2008.

2.   Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1978. - 471 с.

3.      Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. Учебник для техникумов. - 5-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1985. - 421 с.

.        Калинин А.Г. Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн. - М.: Недра, 1995. - 305 с.

.        Калинин А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. - М.: Недра, 1997. - 648 с.

.        Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1986. - 382 с.

.        Сароян А.Е. Бурильные колонны в глубоком бурении. - М.: Недра, 1979. - 231 с.

.        СТП 39-25-2000. Буровые растворы. - Гомель, 2001. - 66 с.

.        Инструкция по расчёту обсадных колонн для горизонтальных скважин. - М.: ОАО «Нефтяник», 1999. - 33 с.

.        СТП 39-20-2000. Крепление нефтяных скважин. - Гомель, 2000. - 38 с.

.        СТП 00-090-89. Испытание и освоение скважин. - Гомель, 1984.

.        СТП 00-055-84. Заканчивание нефтяных скважин. - Гомель, 1984.

.        СТП 39-02-98. Установка цементных мостов. - Гомель, 1998. - 22 с.

.        Проект строительства скважины. Том I Общая пояснительная записка / БелНИПИнефть; рук. Б.В. Дец. - Гомель, 2010. - 125 с.

.        Оформление технической документации: Практическое руководство к дипломному проектированию для студентов специальности 1-51.02.02 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»/ Автор-составитель А.В. Захаров, Л.Ф. Дробышевская. - Гомель: ГГТУ им. П.О. Сухого, 2004. - 24 с.

.        Отчёт о выполненной работе: Инженерно-технологическое сопровождение буровых работ с использованием новых технологий и техники при строительстве скважин. - Гомель, 2010. - 103 с.

18. Положение об организации работ по охране труда и промышленной безопасности в РУП ПО «Белоруснефть». - Гомель, 2003. - 91 с.

19. СТБ 18001-2005 «Системы управления охраной труда. Общие требования».

20.    ТКП 181-2009 «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», утвержденным постановлением Минэнерго РБ 20.05.09.

Похожие работы на - Проект строительства эксплуатационной скважины на Западно-Хосседаюском месторождении

 

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