Проектирование нефтяной скважины

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Геология
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

175,88 Кб
Опубликовано:

2015-12-31

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проектирование нефтяной скважины

Введение

скважина бурильный месторождение

Бурное развитие нефтяной промышленности началось в xx веке, когда стали широко применять нефтяные и бензиновые двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего, разнообразных смазывающих веществ.

Особенно быстро стала развиваться мировая нефтяная промышленность с тех пор, как нефть и ее продукты стали использоваться в качестве сырья в химической промышленности.

Природный газ является хорошим и дешевым топливом и применяется как сырье для химической промышленности.

Используется он для производства синтетического каучука, пластмасс синтетических волокон, спиртов, удобрений и других продуктов.

Нефтяная и газовая промышленность стала одной из отраслей народного хозяйства.

Несмотря на достижение техники и технологии разработки нефтяных месторождений, для удовлетворения всех нужд народного хозяйства требуется многократное увеличение объемов эксплуатационного бурения.

Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу - повысить эффективность и улучшить качество бурения.

Эта задача включает в себя как количественный рост, т.е. Увеличение коростных показателей бурения, так и повышение качества и самих буровых работ.

Один из важнейших факторов повышения качества - проведение бурения наклонно направленных и особенно горизонтальных скважин строго по проекту.

Интенсивное развитие нефтегазового комплекса страны как основополагающей базы топливной энергетики, нефте- и газохимической промышленности обуславливает основание и ввод в действие крупнейших нефтяных и газовых месторождений, широкомасштабное строительство сети сверхмощных нефте-, газо-, продуктопроводов, насосных станций, электросиловых установок и других необходимых объектов подземного, наземного и надземного базирования.

Указанные обстоятельства выдвигают экологические проблемы нефтегазового комплекса в ряд важнейших общегосударственных, требующих глубокого и всестороннего изучения, неотложного решения. Нефтегазовый комплекс страны относится к числу тех отраслей народного хозяйства, для которых природоохранная деятельность является основным производственным компонентом всех трудовых процессов, так или иначе влияющих на окружающую среду.

1. Геологическая часть

.1 Основные проектные данные

Площадь - ново-запрудненская

Цель бурения - эксплуатация

Проектный горизонт - муллинские слои

Проектная глубина, м - 2750

Вид скважины - наклонно-направленная, с отклонением от забоя 340м

Способ бурения - турбинно-роторный

Категория скважины - вторая

Вид привода - электрический

Тип буровой установки - 3000 эук

Тип вышки - ва-41*200

Конструкция скважины диаметр, мм глубина спуска, м

Направление 324 30

Кондуктор 245 240

Эксплуатационная колонна 146 2750

Продолжительность строительства в сутках:

Всего 122.8

В том числе:

вышкомонтажные работы 28.4

подготовительные работы к бурению 4

бурение 69.5

крепление 8.5

испытание (освоение) 1-го объекта 12.4

Проектная скорость бурения, м/ст. -мес. 1058

1.2 Общие сведения о месторождении

Площадь (месторождение): ново-запрудненская

Административное расположение: кинельский район

· Республика: РФ

· Область (край, округ): Самарская

· Район: Кинельский

Температура воздуха, °с

Наибольшая летняя +40

Наименьшая зимняя -40

Максимальная глубина промерзания грунта, м - 1.8

Продолжительность отопительного периода - 206 суток, с 4.10 по 27.04

Скважина на ново-запрудненском месторождение проектируется на глубину 2750м, со вскрытием пласта д-ll, с целью совместной эксплуатации пластов д-l и д-ll.

1.3 История геологического изучения месторождения

Начало геологических исследований района месторождения относится к 1942 г, когда В.И.Рачитским, А.К.Банновым проводились геологические съемки масштаба 1:50000, в результате которых поднятий на исследуемой площади не выявлено.

Следующими этапами поисково-разведочных работ на нефть и газ были: электроразведка - в 1944 году и газовая съемка - в 1947, по материалам которой в районе месторождения были выявлены газовые аномалии.

В последующем, в 1957 году район террасы был доразведан структурным бурением, которым было установлено локальное поднятие, подтвержденное в 1957-58 годах данными сейсморазведочных работ.

Разработка месторождения осуществляется с 1967 года.

В 1967 году на ново-запрудненском куполе были открыты залежи нефти в пластах д-i,ii пашийского горизонта.

в этом же году по данным сейсмики, была открыта нефтяная залежь в пласте с-iа нижнего карбона, разработка ее была начата в 1971 году.

Величины запасов нефти и геологические модели строения залежей продуктивных пластов утверждены гкз по состоянию изученности на 01.01.90г. - протокол №10868 от 15.06.90г.

Утвержденные запасы нефти числятся на балансе вгф оао «самаранефтегаз» по состоянию изученности на 01.01.2004г. И служат базой для выполнения настоящей работы.

За период 1990 -2003гг. На месторождении в границах собственно подгорненского поднятия пробурено 18 добывающих скважин, которые не внесли существенных изменений в представления о геологическом строении основных залежей нефти продуктивных пластов cιa, сιι и сιιι.

Вновь пробуренные скважины уточнили отдельные детали строения залежей нефти пластов cιa, сιι, сιιι в местах вскрытия, не изменив принципиальные модели геологического строения.

По состоянию на 01.01.2004г. Скв.324 открыта небольшая промышленная залежь нефти пласта дιι.

Всего по состоянию на 01.01.2004г. На месторождении числится в фонде 84 пробуренных скважины.

На ново-запрудненском месторождении промышленные запасы нефти, находящиеся в разработке, установлены в следующих продуктивных пластах (сверху вниз по разрезу):

Cιa - радаевский горизонт, нижний карбон

Сιι - тульский горизонт, нижний карбон

Сιιι - бобриковский горизонт, нижний карбон

Дι - пашийский горизонт, франский ярус девона

Дιι - пашийский горизонт, франский ярус девона

Всего по месторождению добыто 11762 тыс. Т. Нефти (учтено в госбалансе), основными объектами разработки являются пласты cιa, сιι и сιιι в границах ново-запрудненского месторождения, на которых на 01.01.2004г. В сумме добыто 11260 тыс. Т нефти или 97,9% от общей по поднятию.

Основные залежи нефти приурочены к терригенным пластам, cι, сιι и сιιι дι и дιι.

1.4 Тектоническая характеристика и особенности строения структуры (участка)

Ново-запрудненское месторождение расположено в самарском нефте-геологическом районе.

В тектоническом отношении оно приурочено к северной ветви заволжской зоны жигулевской дислокации.

Связь между населенными пунктами и буровой осуществляется по асфальтированной дороги.

Водоснабжение осуществляется по водоводу НГДУ ''Первомайнефть''.

1.5 стратиграфо-литологическая характеристика разреза скважины

При составлении разреза использованы материалы: ''проект пробной эксплуатации'' и фактический материал пробуренных скважин.

Таблица 1.1Стратиграфический и литологический разрез скважины, категория буримости, элементы залегания пласта

Стратиграфическое подразделение				Глубина залегания				Мощность, М				Описание пород, характерные признаки			Горная порода					Крепость породы (буримости)
Название	Индекс			От			До								Краткое описание		% в интервале
Четвертичные и неогенные отложения	Q			0			50	50				Суглинки Глины			Суглинки Глины		50 50			L
Татарский ярус	Р			50			200	150				Глины Алевролиты Песчаники			Глины Алевролиты Песчаники		50 30 20			L
Верхне казанский п/я	Р			200			285	85				Доломиты загипсованные Маргелиты Ангидриты			Доломиты Маргелиты Ангидриты		70 10 20			Ll
Калиновская свита	Р			285			350	65				Известняки Мергели			Известняки Мергели		80 20			Ll
Уфимский ярус	Р			350			375	25				Глины Алевролиты			Глины Алевролиты		50 50			Ll
Кунгурский ярус	Р			375			400	25				Доломиты ангидритизированные			Доломиты		100			Lll
Артинский, сакмарский, ассельский ярусы	Р			400			550	150				Доломиты ангидритизированные Известняки			Доломиты Известняки		50 50			Lll
Верхний карбон	С₃		550			960			410				Доломиты Известняки ангидритизированные	Доломиты Известняки		50 50			Lll
Мячковский горизонт	С		960			1070			110				Известняки Доломиты	Известняки Доломиты		50 50			Lv
Подольский горизонт	С		1070			1210			140				Известняки Доломиты	Известняки Доломиты		50 50			Lv
Каширский горизонт			1210			1290			80				Известняки	Известняки		100			Lv
Верейский горизонт	С		1290			1360			70				Глины Песчаники	Глины Песчаники		70 30			V
Башкирский ярус	С		1360			1490			130				Известняки	Известняки		100			V
Серпуховский ярус	С		1490			1550			60				Известняки	Известняки		100			V
Окский н/г	С		1550			1827			277				Известняки Доломиты	Известняки Доломиты		50 50			V
Тульский горизонт	С		1827			1855			28				Глины Известняки	Глины Известняки		40 60			Vlll
Тульская плита			1855			1875			20				Известняки окремнел	Известняки		100			Xlv
Бобриковский горизонт		С			1875	1890				25	Глины Песчаники				Глины Песчаники			70 30			Vll
Турнейский ярус		С			1890	2160				270	Известняки				Известняки			100			Vll
Фаменский ярус		Д			2160	2270				110	Известняки				Известняки			100			Vl
В.франский ярус		Д₃			2270	2470				200	Известняки				Известняки			100			Vl
Семилукск, саргаевск горизонты		Д₃			2470	2630				160	Известняки				Известняки			100			Vl
Кыновский горизонт		Д₃			2630	2660				30	Глины Песчаники Известняки				Глины Песчаники Известняки			70 20 10			Lx
Пашийский горизонт		Д₃			2660	2730				70	Глины Песчаники				Глины Песчаники			40 60			X
Муллинские слои		Д₃			2730	2750				20	Глины Алевролиты				Глины Алевролиты			70 30			Xl

1.6 нефтеводоносность по разрезу скважины

При составлении раздела использовались следующие промысловые, отчетные материалы, руководящие, инструктивные и методические документы и литературные источники: ''проект пробной эксплуатации'' и фактические материалы по пробуренным скважинам.

Таблица 1.2 Характеристика нефтегазоводосодержащих пластов

Индекс стратиграфического подразделения	Интервалы, М, пласт		Флюидо насыщения	Тип коллектора	Пористость, %	Проницаемость, Мкм²	Давление, мпа			Пластовая температура, °с
							Пластовое		Гидроразрыва
	От	До					Начальное	Текущее
С	1360	1367	Нефть	Известняк	17	465	15.2	12	18.7	29
С	1839	1845	Нефть	Известняк	18	609	20.4	17	27.2	37
С	1885	Нефть	Песчаник	15	609	20.7	18	27.9	38
С	1890	1895	Нефть	Известняк	10	465	21.0	17	28.1	38
Д₃l	2663	2690	Нефть	Песчаник	18	200	29.2	29	42.4	52
Д₃ll	2700	2720	Нефть	Песчаник	18	200	29.2	24.5	_	52

Таблица 1.3 Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Пласт, интервал залегания, м		Плотность нефти, г/см³, В пластовых условий	Вязкость нефти в пластовых условий, сп	Подвижность, g/сп	Содержание серы, %
	От	До
С	1360	1367	0.817	9.75	0.105	1.17
С	1839	1845	0.879	2.43	0.017	2.7
С	1875	1885	0.854	2.43	0.351	1.73
С	1890	1895	0.860	5.15	0.052	1.69
Д₃	2663	2690	0.838	1.59	0.185	1.1
Д₃	2700	2720	0.849	1.53	0.198	1.31

Таблица 1.4 Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Глубина кровли (интервал залегания), м	Минерализация, г/л	Тип воды
Р	40	1.5	Гидрокорбонат
Р	75	1.5	Гидрокорбонат
Р	240	2-3	Сульфат-натрия
Р	290	3-5	Сульфат-натрия
Р	410	80	Хлорид-натрия
С₃	700	235	Хлорид-натрия
С	1175	237	Хлорид-натрия
С	1350	260	Хлорид-натрия
С	1375	240	Хлорид-натрия

В пределах ново-запрудненского месторождения, на дату составления проекта, пробурено 48 скважин. В скважинах проведен полный комплекс промыслово-геофизических исследований, в открытом стволе и колонне выполнено опробование продуктивных горизонтов, отобран керновый материал.

Промышленные залежи приурочены к продуктивным пластам с-iа бобриковского, с-ii, с-iii радаевского визейского яруса.

Промышленная нефтеносность девонских отложений связана с продуктивными пластами д-i и д- ii терригенного девона.

Пласт с-iа промышленно нефтеносен. Пласт сложен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, пористыми, нефтенасыщенными. По площади коллектор в значительной степени замещается непроницаемыми алевролитами и глинами. Средняя глубина залегания пласта с-iа определяется величиной 1350м.

Залежь пласта с-iа относится к типу пластовых, литологически - экранированных. Промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием и многолетней эксплуатацией скважин 348, 350, 408, 409, 410, 411, 431, 463.

Наиболее низкое гипсометрическое положение подошвы нефтенасыщенных песчаников пласта с-iа отмечается в скв. 349 - на абсолютной отметке минус 1236,2 м. Наиболее высокое гипсометрическое положение водонасыщенных песчаников пласта отмечено в скв. 349 - на абсолютной отметке минус 1238,2 м. Притоки безводной нефти в процессе опробования при наиболее низком гипсометрическом положении нижних перфорационных отверстий получены в скважинах: 350 - минус 1231 м, 476 - минус 1236 м.

Пласт с-ii радаевского горизонта промышленно нефтеносен. Сложен мелкозернистыми кварцевыми, пористыми, плотными нефтенасыщенными алевролитами и глинами.

Средняя глубина залегания пласта сii определяется величиной 1800 м. От вышележащего пласта ciа пласт с-ii отделяется мощной почкой глин, служащей покрышкой для нефтяной залежи.

Промышленный характер нефтенасыщения пласта с-ii доказан опробованием более чем 20-и скважин и данными многолетней эксплуатации залежи.

Подошва нефтенасыщенных песчаников пласта с-ii скв. 465 вскрыта на абсолютной отметке минус 1241,5 м, в скв. 438 - минус 1240,7 м.

Залежь пласта с-ii относится к типу пластовых, сводовых со значительной по площади водонефтяной зоной. В границах внешнего контура нефтеносности размеры залежи пласта сii определяются значениями 8,5х4 км, этаж нефтеносности составляет 29 м.- скв. 422, 518.

Пласт с-iii радаевского горизонта имеет сходную литологическую характеристику с пластом с-ii . Пласт с-iii - сложен мелко- и среднезернистыми, пористыми, нефтенасыщенными песчаниками, переслаивающимися глинами и алевролитами, от пласта с и отделяется 5-10 м. Пачкой глин. Является основным объектом разработки.

В северо-западной части залежи происходит литологическое выклинивание песчаных прослоев пласта с-iii.

Залежь пластовая, сводовая, в северо-западной части структуры литологически-экранированная, по всей площади подстилается пластовой водой. В границах начального контура нефтеносности и линии замещения размеры залежи нефти составляют значение 8х3,5 км, этаж нефтеносности определяется равным 33 м.

Песчаники пласта д-i промышленно нефтеносны на юго-восточном и северо-западном участках. Пласт сложен мелко- и среднезернистыми песчаниками, пористыми, нефтенасыщенными, переслаивающимися глинами и алевролитами. Покрышками залежей нефти пласта д-i являются глинистая пачка толщиной 5-10 м. Средняя глубина залегания пласта д-i определяется величиной 2600м.

Залежь нефти пласта д-i относится к типу пластовых, сводовых.

На юго-восточном участке по данным гис водонефтяной контакт ни в одной из скважин не прослеживается. Подошва нефтенасыщенных песчаников в скв. 411 вскрыта на абсолютной отметке минус 2660,1 м. По результатам бурения и опробования скв.519 открыта небольшая залежь нефти пласта дi в границах центрального участка (купола).

На основании изложенного внк на северо-западном участке принимается наклонным от минус 2650 м. В районе скв. 320, до минус 2852 м в районе скв. 314.

Залежь нефти характеризуется как неполнопластовая («плавающая»), размеры залежи составляют величины 2,2х1,2 км, этаж нефтеносности определен равным 7 м.

Залежь пласта д-ii на северо-западном, центральном и юго-восточном участках имеет самостоятельные контуры нефтеносности, водонефтяные контакты находятся на разных гипсометрических уровнях.

На юго-восточном участке водонефтяной контакт по данным гис не установлен. В скв. 662 пласт д-iiводонасыщен, кровля эффективной части вскрыта на абсолютной отметке минус 2700,6 м, в скв. 311 подошва нефтенасыщенных песчаников вскрыта на абсолютной отметке минус 2701,7 м. Водонефтяной контакт на этом участке принят на абсолютной отметке минус 2701 м.

На центральном участке водонефтяной контакт также не прослеживается ни в одной из скважин.

На основании изложенного внк на центральном участке и на восточном крыле принят на абсолютной отметке минус 2706 м, а в районе скв. 321, на западном крыле, на абсолютной отметке минус 2705 м. На основании вышеизложенного внк на данном участке принят на абсолютной отметке минус 2703 м.

Залежь пласта д-ii относится к типу пластовых. Этаж нефтеносности составляет 19 метров.

1.7 Возможные осложнения по разрезу скважины

Характерные осложнения в пробуренных скважинах:

Поглощение ''частичное'' с восстановлением циркуляции

150-190м - татарский ярус (р₂)

1410-1490м - башкирский ярус (с)

2160-2350м - фаменский ярус - в. Франский ярус (д-д₃)

Проявление нефти

1360-1367м - башкирский ярус (с)

1839-1845м - тульский горизонт (с)

1875-1845м - бобриковский горизонт (с)

1890-1895м - турнейский ярус (с)

2663-2690м - пашийский горизонт (д)

2700-2720м - пашийский горизонт

Образование каверн с обвалами и осыпями песчано-глинистых пород

10-60м - четвертичные и неогенные отложения - татарский ярус (q+р)

1290-1360м - верейский горизонт (с)

1827-1855м - тульский горизонт (с)

1875-1890м - бобриковский горизонт (с)

2630-2660м - кыновский горизонт (д)

2690-2700м - пашийский горизонт (д).

1.8 Электрометрические работы по интервалам бурения

Таблица 1.5 Геофизические исследования

Наименования работ	Масштаб записи	Замеры производятся
		На глубине, м	В интервале
			От	До
Каротаж, каверномер	1:500		240 1350 1900 2650	1400 1950 2700 2750
Сводный каротаж, каверномер, дс, пс, кс	1:500		240	2750
Бкз, мз, ик, бк, кмбк, ак, резист.	1:200		1300 1800 2700	1500 1950 2750
Рк	1:500		0	2750
Рк	1:200		1300 1800 2700	1500 1950 2750
Акц, эл. Термометр	1:500		0 0	240 2750
Сгдт-2	1:500		0	2750
Инклинометр (через 10м точка)		240; 350; 500; 600; 800; 1000; 1300; 1500; 1950; 2750;
Локатор муфт	1:500		1300 1800 2700	1500 1950 2750
Примечание:	Дефектоскопия бурильного инструмента производится перед началом бурения скважины на трубной базе и по мере необходимости по графику.

2. Технико-технологическая часть

2.1 Конструкция скважины

На выбор конструкции скважины влияют многочисленные факторы: назначение скважины (разведочная, эксплуатационная на нефть или газ, нагнетательная и т. П.), проектная глубина ее, особенности геологического строения месторождения (наличие тектонических нарушений, соляных штоков, количество продуктивных объектов и расположение их друг относительно друга) и степень достоверности знаний об этом, устойчивость горных пород, характер изменения с глубиной коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения, состав пластовых жидкостей (химический и по физическому состоянию: капельная жидкость, газ, газожидкостная смесь), положение устья скважины (на суше или в акватории водного бассейна), профиль скважины, способ и продолжительность бурения, уровень развития технологии бурения, метод вхождения в продуктивную толщу, температурный режим в период бурения и эксплуатации, дебит и способы эксплуатации данной скважины на разных этапах разработки месторождения, степень совершенства эксплуатационного оборудования, требования законов об охране недр и защите окружающей среды, экономичность (стоимость строительства при том или ином варианте конструкции, стоимость единицы добываемой продукции), субъективные моменты (квалификация инженерно-технического персонала, традиции предприятия и проектной организации и другие).

Спроектировать конструкцию скважины - это значит определить необходимое для условий данного конкретного участка месторождения количество обсадных колонн, размеры этих колонн (диаметр, глубину установки нижнего конца и длину каждой), диаметры долот для бурения ствола под каждую колонну, положение верхней и нижней границ интервалов цементирования.

Скважина является долговременным капитальным сооружением.

Поэтому конструкция ее должна быть прочной, обеспечивать герметичное разобщение всех проницаемых пород, вскрытых при бурении, безусловную возможность достижения проектной глубины и решения геологических и других исследовательских задач в процессе бурения, осуществления запроектированных режимов эксплуатации на всех этапах разработки месторождения, соблюдения требований законов об охране недр и защите окружающей среды от загрязнения.

Из тех вариантов конструкций, при которых обеспечивается решение поставленных перед скважиной задач, оптимальным является вариант, позволяющий добиться наименьшей себестоимости единицы добываемой продукции или наименьшей стоимости строительства.

Основными целями крепления скважины является:

А) создание долговечного и герметичного канала для транспортирования жидкости;

Б) обеспечение устойчивости стенок скважины в течение всего срока службы ее, считая от начала строительства;

В) предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного проницаемого объекта в другой или в атмосферу и связанных с ними тяжелых осложнений;

Г) создание условий для прочного закрепления на устье скважины противовыбросового и эксплуатационного оборудования.

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала).

Конструкция скважины проектируется на основе анализа литологических особенностей пород (таблица 1.2), совмещенного графика давлений, анализа ожидаемых осложнений в скважине(таблица 1.3-1.4), с учетом технологических регламентов, опыта бурения в сходных геологических условий, материально-технических и экономических ограничений, выявленных при согласовании и утверждении проектного задания и с учетом требований по охране недр и окружающей среды.

Самая внутренняя колонна труб носит название эксплуатационной. Она служит не только для укрепления стенок скважины и изоляции соответствующих горизонтов, насыщенных нефтью, газом или водой, но также каналом для транспортировки добываемой из продуктивной толщи или закачиваемой в последнюю жидкости (газа).

Исходя, из условий, что скважина относительно высоко дебитная и в конце эксплуатации будет применяться эцн, желательно выбирать эксплуатационную колонну большего диаметра, например 168мм, но в бурение нужно применять долота также большего диаметра, что повлечет дополнительные расходы (расход энергии, материалов).

Поэтому выбираем оптимальный диаметр эксплуатационной колонны d_эк=146мм, диаметр муфты d_мэк=166мм.

Длина эксплуатационной колонны выбирается:

L_эк=l_ппг+l_з+l_н,(2.1)

Где l_ппг - подошва продуктивного горизонта, l_ппг=2720м;

L_з=(15-25)м - длина зумпфа;

L_н=(15-25)м - длина деталей низа.

L_эк=2720+15+15=2750м

Выбираем диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну:

D_дэк= d_мэк+2f, (2.2)

Где f - зазор между муфтой и стенкой скважины, f=(7-50)мм

D_дэк=166+2*15=196мм

По госту 20692-75 выбираем долото с большим диаметром равный 215.9мм

Выбираем длину и диаметр кондуктора.

Колонна труб, спускаемая в скважину после направления и служащая для укрепления стенок последней в недостаточно устойчивых породах и для перекрытия зон осложнений, приуроченных к сравнительно неглубоко залегающим горизонтам, а также для изоляции горизонтов, содержащих артезианские и целебные воды, называется кондуктором.

В связи с тем, что на глубине 150-190м частичное поглощение, а на глубине 10-160м обвалообразование длину кондуктора выбираем

L_к=190+50=240м

Внутренний диаметр кондуктора определяется:

D_вк=d_дэк+(6-8)=215.9+7=222.9мм, (2.3)

По внутреннему диаметру и госту 632-82 ‘’трубы обсадные и муфты к ним’’ выбираем трубы с наружным диаметром d_нк=245мм

Выбираем диаметр долота при бурении под кондуктор:

D_дк=d_нк+2f=245+2*15=275мм, (2.4)

По госту 20692-75 ‘’долота шарошечные’’ выбираем долото при бурении под кондуктор d_дк=295.3мм

Первая труба или колонна труб, служащая для предотвращения размыва пород, залегающих близ дневной поверхности, разобщения ствола скважины, сооружаемой для соединения устья с очистной системой буровой установки, называется направлением.

Учитывая геологические условия, а именно обвалы глин, принимаем глубину спуска направления 30м.

Внутренний диаметр направления определяется:

D_внн=d_дк+(6-8)=295.3+7=302.8мм (2.5)

По госту 632-82 ‘’трубы обсадные и муфты к ним’’ под направление выбираем трубы с наружным диаметром d_нн=324мм

Выбираем диаметр долота под направление:

D_дн=d_внн+2f=324+2*22.4=369мм (2.6)

По госту 20692-75 ‘’долота шарошечные’’ выбираем долото при бурении под направление d_дн=393.7мм

Таблица 2.1 Конструкция скважины

Название колонны и № раздельно спускаемой части (в порядки спуска)	Наружный диаметр колонны или раздельно спускаемых частей, мм	Тип соединений	Максимальный наружный диаметр соединений, мм	Интервал установки по стволу скважины, м		Длина колонны или части, м	Характер ствола скважины
							Номинальный диаметр ствола скважины, м	Интервал бурения, м
				От (верх)	До (низ)			От	До
Направление	324	Нормк	324	0	30	30	393.7	0	30
Кондуктор	245	Нормк	245	0	240	240	295.3	30	240
Эксплуатационная колонна	146	Нормк	146	0 1950	1950 2750	2750	215.9	240	2750

Выбираем высоту подъема цементного раствора.

Заполнение пространства между обсадной колонной и стенками скважины раствором вяжущего, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращения перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или в атмосферу через за колонное пространство.

На зацементированные участки скважин приходится менее 2% нарушений герметичности обсадных колонн, связанных с коррозией.

Высота подъема цементного раствора за обсадными колоннами определяется в соответствии с рекомендациями: ''правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности'' издатель гост тех надзор россии м: 1998г.

При проектировании конструкции скважины любого назначения интервалы обязательного цементирования и общая высота подъема тампонажного раствора выбирается в зависимости от конкретно горно-геологических условий.

В нефтяной промышленности цементирование скважины производится или до устья, или до 100м башмака предыдущей колонны.

При цементировании направление и кондуктора цемент поднимается до устья.

Цементирование эксплуатационной колонны производится в две ступени с установкой пдм или мсц на глубине 1950м, с использованием тампонажного цемента, плотностью 1830кг/м³ в интервале 2750-1950м и облегченного цемента плотностью 1520кг/м³ в интервале 1950-140м.

В случае отсутствия облегченного цемента можно применять гельцемент.

Не допускается разрыв сплошности цементного раствора за обсадными колоннами.

Все интервалы, подлежащие цементированию, объединяются в один общий.

2.2 Выбор и расчет профиля наклонно направленной скважины

Наклонно направленные скважины рекомендуется бурить, когда технически и экономически нецелесообразно строить вертикальные скважины в независимости от типа бурения.

Наклонно направленная скважина должна обеспечивать эксплуатацию участка залежи, расположенного на значительном удаления от устья, с применением методов, обусловленных геологическими и техническими условиями разработки месторождения при минимальных затратах времени и материальных средств на ее строительство, т.е. Дополнительные ограничения на технологию строительства и эксплуатацию скважины, связанные со спецификой наклонного бурения, должны быть минимальны.

Для выполнения поставленных требований профиль скважины должен иметь минимальное количество перегибов ствола и минимальную длину; обеспечивать скоростную и качественную проводку скважины с использованием существующей техники и технологии при наименьших затратах, а также надежную работу внутрескваженного эксплуатационного оборудования.

Учитывая все выше перечисленные требования, выбираем четырех интервальный профиль, состоящий из следующих участков: вертикальный 1, набора зенитного угла 2, стабилизации 3 и уменьшения зенитного угла 4.

В настоящее время разработаны компоновки низа бурильной колонны, которые довольно надежно обеспечивают стабилизацию зенитного угла.

Однако применение их на больших глубинах увеличивает опасность осложнений и аварий (сужение ствола в интервале 1700м и ниже, прихваты центрирующих приспособлений).

Поэтому с определенной глубины бурение ведется без стабилизирующих устройств с уменьшением зенитного угла.

Четырех интервальный профиль рекомендуется для скважины с отклонением забоя от вертикали более 300м, на месторождениях, где по геологотехническим условиям ниже интервала установки насосного оборудования затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами для стабилизации параметров кривизны, и на новых месторождениях, где технология проводки по трех интервальному профилю не отработана.

Параметры участка профиля следует выбирать с учетом закономерностей естественного искривления на данной площади, а также средних проходок на долото.

Желательно проектировать профиль таким, чтобы в процессе бурения не возникало необходимости менять компоновку низа бурильной колонны, в то время как долото еще не отработано.

Определения длины вертикальных участков профиля.

Каждый профиль наклонно направленной скважины в начале должен иметь вертикальной участок не менее 40-50м.

Длину вертикального участка выбирают исходя из следующих предпосылок:

А) с увеличением длины вертикального участка увеличивается зенитный угол, необходимый для достижения заданного отклонения забоя от вертикали, а также длины ствола скважины;

Б) зенитный угол на наклонно-прямолинейном участке должен быть не менее 8°-10°, так как при малых углах затрудняется стабилизация азимутального угла;

В) участок набора зенитного угла желательно расположить в интервале залегания устойчивых пород, чтобы исключалась работа с отклонителем в рыхлых, обваливающихся или осыпающихся породах;

Г) нужно, по возможности, стремится к тому, чтобы нижняя граница вертикального участка располагалось ниже ожидаемого динамического уровня нефти в скважине, или же максимальное искривление ствола находилась ниже динамического уровня (с целью увеличения надежности работы штанговых или электроцентробежных насосов, штанг, кабеля);

Д) в большинстве случаев с увеличением глубины наблюдается уменьшение средней проходки на долото, что может привести к тому , что для набора необходимого зенитного угла придется провести два или три рейса с отклонителем, в то время как при бурение в верхних интервалах обычно достаточно одного рейса.

Первый вертикальный участок перекрывают обсадной колонной, в основном кондуктором.

В связи со сказанным длину первого вертикального участка принимаем 60м.

При бурении наклонных скважин необходимо учитывать следующее:

· Масса убт над кривым переводником должна не менее чем в 1.5 раза превышать массу турбобура;

· При темпах набора или спада кривизны более 0.6° на 10м в стволе скважины образуются желобные выработки;

· Исправление азимута при наклоне ствола более 20°очень сложно и всегда сопровождается снижением угла;

· Периодичность определения направления ствола инклинометрией осуществляется на участке набора или исправления азимута через 25-50м, на участках стабилизации или спада кривизны через 200-300м.

Бурение с отклоняющими устройствами требует значительных дополнительных затрат времени на ориентирование отклонителя и контроль за траекторией ствола.

Поэтому для увеличения скорости бурения желательно, чтобы набор кривизны осуществлялся в небольших интервалах.

но увеличение интенсивности искривления ствола может привести к осложнениям, поэтому ее значение необходимо выбирать с учетом условий бурения и эксплуатации.

, (2.7)

Где: l_з.д=7.955 - длина забойного двигателя, м;_д=0.1259 - диаметр долота, м;_з.д=0.195 - диаметр забойного двигателя, м;=0 - величина зазора, выбираемая исходя из конкретных условий бурения.

При уменьшении диаметра и увеличении длины забойного двигателя рекомендуется учитывать влияние его прогиба:

,(2.8)

Где: f - стрела прогиба, м,

, (2.9)

Где: - q=175.89кг=1.7245кн - вес одного забойного двигателя, кн;=2.1*10⁸кн/м² - для стали, модуль продольной упругости материала, кн/м;- момент инерции поперечного сечения забойного двигателя, м⁴,

, (2.10)

При бурении в бурильных трубах, работающих на искривленном участке ствола, не должны возникать напряжения, превосходящие предел текучести.

На участке ствола, расположенном в непосредственной близости от проектного забоя, величина радиуса не должна быть меньше значения, рассчитанного по формуле:

, (2.11)

Где: d=0.127м - наружный диаметр бурильных труб, м;

- предел текучести материала, кн/м².

Для верхней части скважины минимально допустимый радиус искривления определяется для бурильных труб, расположенных в начале участка набора кривизны, по формуле:

, (2.12)

Где: - напряжение растяжения, кн/м,

, (2.13)

Здесь: р=15000кг=147.059кн - максимальная нагрузка, действующая в месте изгиба тела трубы, кн;=3336.37мм²=0.00333637м² - площадь поперечного сечения тела трубы, м².

При подъеме и спуске инструмента из искривленного ствола, а также при бурении замки бурильной колонны не должны создавать чрезмерного давления на стенки скважины в избежании интенсивного износа их, интенсивного желобообразования, протирания обсадных колонн.

В этом случае величина радиуса искривления вычисляется:

, (2.14)

Где: q=30кн - нормальное допустимое усилие замка на стенки скважины, кн;

.5 - принимаемая длина бурильных труб, м.

Для разрезов, сложенных мягкими породами, значение нормального допустимого усилия q ориентировочно может быть принято 10кн; для разрезов, сложенных породами средней крепости 20-39кн; крепкими и твердыми породами 40-50кн.

Минимальный допустимый радиус искривления для опускаемых обсадных труб подсчитывается:

, (2.15)

Где: d_h=0.146м - наружный диаметр обсадной колонны, м.

Уточненный расчет производится согласно инструкции по расчету обсадных колонн для наклонно направленного бурения.

Радиус искривления ни на одном интервале ствола не должен быть меньше допустимого.

При расчете профиля выбранный радиус искривления необходимо принимать на 5-10% больше его теоретической величины.

Увеличение происходит из-за неточностей установки отклонителя при зарезке наклонного участка ствола и при последующих рейсах.

В нашем случае радиус искривления принимаем равный r_н=570м, также для расчета четырехинтервального профиля необходимо задаться несколькими величинами:

Н=2750м - глубина по вертикале;

А=500м - отход забоя скважины от устья в горизонтальной проекции;

H_в=60м - длина вертикального участка ствола скважины;

=20° - максимальный зенитный угол;

R_сп=6958м - радиус участка спада кривизны, выбирается из опыта бурения на ново-запрулненском месторождении

Рассчитываем элементы участка набора кривизны и конечный угол скважины.

Найдем горизонтальную проекцию участка набора кривизны

A_н=r_н(1-cosс)=570*(1- cos20)=34.38м, (2.16)

Вертикальная проекцию участка набора кривизны

H_н=r_н*sinс=570* sin20=194.95м, (2.17)

Длина участка набора кривизны

L_н=0.01745r_нс=0.01745*570*20=198.93м, (2.18)

Максимальный конечный угол наклона ствола скважины

(2.19)

Определив конечный угол скважины, вычислим остальные элементы профиля.

Горизонтальная проекция участка спада кривизны

A_сп=r_сп(cosс-cosс)=6958*(cos0.092-cos20)=419.609м, (2.20)

Вертикальная проекция участка спада кривизны

,(2.21)

Длина участка спада кривизны

L_сп=0.01745*r_сп(с-а)=0.01745*6958*(20-0.092)=2417.172м, (2.22)

Вертикальная проекция участка стабилизации кривизны

H_ст=h-h_в-h_н-h_сп=2750-60-194.95-2368.599=126.451м, (2.23)

Длина участка стабилизации кривизны

L_ст=h_ст/cosс=126.451/cos20=134.566м, (2.24)

Длина скважины по инструменту

L=h_в+l_н+l_ст+l_сп=60+198.93+134.566+2417.172=2810.668м, (2.25)

Проверочный расчет:

Горизонтальная проекция участка стабилизации кривизны

A_ст=h_стtgс=126.451*tg20=46.024м, (2.26)

A=a_н+a_ст+a_сп=34.38+46.024+419.609=500м, (2.27)

Результаты проверки показали, что расчет произведен правильно.

.3 Выбор способа бурения

При выборе способа бурения по интервалам, типа-размеров долот и параметров режима бурения учитывались технологические регламенты на бурение ‘’технологические регламенты на строительство скважин (бурение, испытание) для площадей объединения ‘’самаранефтегаз’’, требование инструктивных документов: ‘’унифицированные нормы на бурение нефтяных и газовых скважин для буровых предприятий объединения ‘’самаранефтегаз’’, ‘районные нормы на механическое бурение нефтяных и газовых скважин роторным способом для буровых предприятий объединения ‘’самаранефтегаз’’ и передовой опыт бурения.

В нашей стране наиболее распространены турбинный и роторный способы бурения, реже бурят электробурами.

Турбинный способ бурения современными турбобурами нельзя применять, если в качестве циркуляционного агента используется воздух или газ.

также оказывается невозможным использование современных турбобуров с глинистым раствором плотностью 2г/см³ и выше.

В этих случаях обычно применяют роторный способ.

При бурении наклонно-направленных скважин наиболее эффективным является турбинный способ бурения.

При турбинном бурении, когда значительно снижена вибрация бурильной колонны и значительно увеличена долговечность работы бурильных труб, происходит эффективное разрушение горных пород на забое, используется гидромониторный эффект истока промывочной жидкости, снижается затрата мощности на разрушение горной породы.

Однако главный недостаток этого способа - большое число оборотов долота (до 600-700об/мин), что приводит к снижению проходки за рейс долота, то есть быстрому его износу.

Бывает выгодно комбинировать турбинный и роторный способ бурения, применяя в одном интервале турбинный, в другом роторный.

Иногда бурят турбинным способом с параллельным вращением бурильной колонны ротором.

В результате этого ствол скважины получается вертикальным, улучшается очистка ствола и снижается зависание бурильной колонны.

Таким образом, каждый способ в определенных горно-геологических условий имеет свои преимущества.

При бурении под направление (0-30м) выбираем турбинный способ бурения.

Турбобур типа тсш-240 (1 секционный).

При бурении под кондуктор (30-240м) выбираем турбинный способ бурения.

Турбобур типа тсш-240 (1 секционный).

При бурении под эксплуатационную колонну, в интервале бурения (240-1450м), выбираем турбинный способ бурения.

Винтовой двигатель типа д2-195 (2секционный).

При бурении под эксплуатационную колонну, в интервале бурения (1450-2750м), применяем роторный способ бурения.

Выбор способа бурения определяется технико-экономическими показателями, которые можно достичь при бурении различными способами.

В бурении существуют следующие технико-экономические показатели:

Механическая скорость бурения - это количество метров пробуренных в единицу времени, причем время учитывается только на углубление, (м/ч);

Рейсовая скорость бурения - это количество метров пробуренных в единицу времени, где время затрачивается на бурение и спо, (м/ч);

Коммерческая скорость бурения - это проходка за один месяц работы буровой установкой, время затрачивается на бурение, спо и крепление.

Для достижения высоких технико-экономических показателей мы принимаем турбинный способ бурения до глубины 1450м.

так как при бурении турбобуром мы получаем высокую механическую скорость бурения, хотя проходка на долото уменьшается.

Но так как глубина скважины небольшая и время на спо не велико, следовательно себестоимость 1м проходки низкая, а прохождение интервала бурения выше, чем при роторном способе бурения.

Время от времени следует проворачивать колонну ротором для предотвращения зависания и прилипания буровой колонны к стенкам скважины.

При увеличении глубины целесообразно переходить на роторный способ бурения.

Так как с глубиной породы более абразивные и крепкие, то чем меньше частота вращения, тем меньше происходит износ рабочей поверхности долота.

Если применять турбинный способ бурения, то из-за высокой частоты вращения долота на забое происходит быстрой выход долота из рабочего состояния, т.е. Возникает необходимость в частой смене долота и к частому проведению спо.

Это ведет к росту рейсовой скорости и увеличению себестоимости 1м проходки.

Опытом бурения на ново-запрудненской площади и на соседних площадях таким комбинированным способом бурения, были достигнуты наивысшие технико-экономические показатели.

2.4 Выбор инструмента

Выбор долот

Долота различных типов и моделей производительно работают только в определенной породе, при определенном режиме бурения. Каждую породу необходимо разбуривать таким долотом, которое дает наиболее высокие технико-экономические показатели. На выбор типа долот также существенное влияние оказывают параметры режима бурения. Выбор долот будет производиться по наиболее высоким показателям ранее пробуренных скважин. Тип долот выбирается на основе анализа карточек отработки долот. Долота следует выбирать в соответствии с крепостью пород, по стратиграфическим горизонтам, и как показывает практика до 1500м критерием эффективности работы долот является механическая скорость, а при больших глубинах резко возрастает объем с/п операций, поэтому за критерий сравнения эффективности долот следует брать рейсовую скорость или проходку на долото. Сводная режимная карточка дает возможность сравнивать показатели определенных долот, на основе сравнения выбрать рациональный тип долот и осевую нагрузку на них.

Таблица 2.2Сводная режимная карточка

Стратиграфические горизонты

Глубина залегания, м

Тип долота

№ скважины

Проектная скважина

От

До

Рейсовая или механическая скорость, м/час

№ 732

№733

№742

Тип долота v_мех или v_р

Осевая нагрузка, т

Четвертичные и неогенные отложения

Тип долота v_мех

393.7 тцв 25

393.7 тцв 20

393.7 сцв 30

Вес инструмента

Верхняя пермь

350

Тип долота V_мех

295.3 тцв 11.1 295.3 сз-гну r37 7.5

295.3 сз-гну r23 15 295.3 сз-гну r23 12.9

295.3 сз-гну r23 19.3

Вес инструмента

Нижняя пермь

350

550

Тип долота v_мех

215.9 сз-гв 9.5 215.9 сз-гв 5.9

215.9 сз-гв 12.9

215.9 сз-гв 13.3

12-14

Верхний карбон

550

960

Тип долота v_мех

215.9 сз-гв 10.5 215.9 сз-гв 13.9

215.9 сз-гв 14.6

215.9 сз-гв 8.7

215.9 сз-гв 14.6

12-14

Мячковский горизонт

960

1070

Тип долота v_мех

215.9 сз-гв 7.1

215.9 сз-гв 10.4

215.9 сз-гв 10.7

Подольский горизонт Каширский горизонт

1070

1290

Тип долота V_мех

215.9 тз-гау r40 7.5

215.9 тз-гау r40 3.6

215.9 сз-гв 12.5

Верейский горизонт

1290

1360

Тип долота V_мех

215.9 тз-гау r40 5.8

215.9 сз-гау r53 3.9

215.9 сз-гв 8.5

Башкирский ярус Серпуховский ярус

1360

1550

Тип долота V_мех

215.9 тз-гау r40 3.1

215.9 тз-гау r40 3.3

215.9 сз-гау r53 3.6

Окский надгоризонт

1550

1827

Тип долота Проходка на долото

215.9 сз-гау r53 182

215.9 тз-гау r40 174 215.9 тз-гау r40 4

215.9 сз-гау r53 135 215.9 сз-гау r53 44

215.9 сз-гау r53 182

Тульский горизонт Тульская плита Бобриковский горизонт

1827

1890

Тип долота Проходка на долото

215.9 сз-гау r53 90

215.9 сз-гау r53 207

215.9 сз-гау r53 126

215.9 сз-гау r53 207

Турнейский ярус

1890

2160

Тип долота Проходка на долото

215.9 тз-гау r40 195

215.9 сз-гау r53 94 215.9 сз-гау r53 191

215.9 сз-гау r53 170

215.9 тз-гау r40 195

Фаменский ярус Верхне - франский ярус

2160

2470

Тип долота Проходка на долото

215.9 сз-гау r53 13 215.9 сз-гау r53 174

215.9 тз-гау r40 372

215.9 сз-гау r53 351

215.9 Тз-гау r40 372

Семилукск+саргаевск горизонты

2470

2630

Тип долота Проходка на долото

215.9 сз-гау r53 171

215.9 сз-гв 15

215.9 сз-гау r53 92 215.9 сз-гау r53 47

215.9 сз-гау r53 171

Кыновский горизонт

2630

2660

Тип долота Проходка

215.9 тз-гау r40 99

215.9 тз-гау r40 117

215.9 сз-гау r53 103

215.9 Тз-гау r40 117

Пашийский горизонт

2660

2730

Тип долота Проходка на долото

215.9 тз-гау r40 23 215.9 тз-гау r40 37

215.9 сз-гв 5

215.9 тз-гау r40 30

Муллинские слои

2703

2750

Тип долота Проходка

215.9 сз-гв 10

Таблица 2.3 Способы бурения, расширки (проработки) ствола скважины и основные параметры проведения технологической операции

Интервалы по стволу, м		Вид технологической операции	Шифр долота	Привод долота	Осевая нагрузка на долото, т		Частота вращения об/мин
От (верх)	До (низ)
0	30	Бурение	393.7 с-цв	Тсш-240
0	30	Проработка	393.7 с-цв		Тсш-240
30	240	Бурение	295.3 сз-гну r23		То-240
30	240	Проработка	295.3 сз-гну r23		То-240
240	1450	Бурение	215.9 сз-гв		Д2-195	12-15
1450	1900	Бурение	215.9 сз-гау r53		Ротор	13-14		45-60
1900	2460	Бурение	215.9 тз-гау r40		Ротор	12-14		45-60
2460	2550	Бурение	215.9 сз-гау r53		Ротор	15		45-60
2550	2720	Бурение	215.9 тз-гау r40		Ротор	14		45-60
2720	2750	Бурение	215.9 сз-гв		Ротор	14		45-60
240	2750	Проработка	215.9 сз-гв		Ротор	12-15		45-60

Таблица 2.4 Расчет времени механического бурения, расход долот и число рейсов (долбления) по интервалам бурения

Бурение под обсадную колонну			Расход долот		Время механического бурения, часы
Диаметром, мм	В интервале, м		Типоразмер долот и бурильных головок	Количество по интервалам	Данным долотом	Всего на интервал
	От	До
324	0	30	393.7 с-цв	1	1	1
245	240	295.3 сз-гну r23	1	11.9	11.9
146	240	2750	215.9 сз-гв 215.9 сз-гау r53 215.9 тз-гау r40	6 4 5	11.0 334.4 320.5	764.9

При бурении под направление используют долота типа 393.7 с-цв: - трехшарошечное долото, с центральной промывкой, диаметром 393.7мм, для бурения пластичных неабразивных пород средней твердости.

Вооружение долота из выфрезерованных зубьев.

При бурении под кондуктор используют долота типа 295.3 сз-гну r23: - трехшарошечное долото, с гидромониторной промывкой, диаметром 295.3мм, для бурения пород абразивных средней твердости.

Вооружение долота с твердосплавными зубьями.

Опоры шарошек изготовляют масло наполненные с автоматической подачей смазки, на одном подшипнике скольжения (остальные подшипники с телами качения).

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале бурения 240-1450м используют долота типа 215.9 сз-гв: - трехшарошечное долото, диаметром 215.9мм, применяют для бурения абразивных пород средней твердости.

Долото имеет гидромониторную промывку.

Вооружение долота с твердосплавными зубьями.

Опоры шарошек изготовлены на подшипниках с телами качения.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале бурения 1450-2750м используют долота типа 215.9 сз-гау r53 и 215.9 тз-гау r40: - трехшарошечное долото, диаметром 215.9мм, для бурения абразивных средней твердости и твердых абразивных породы.

Долото имеет гидромониторную промывку.

Долота низкооборотистые для бурения роторным способом.

Опоры шарошек изготовляют на двух и более подшипниках скольжения, маслонаполненные, с автоматической подачей смазки.

Вооружение долота с твердосплавными зубьями.

Количество и тип долот были выбраны на основе каждого стратиграфического горизонта и средней величины работы каждого долота по трем соседним скважинам, исходя из средней механической скорости бурения и максимальной проходки на скважину.

Разнообразные геологические условия в которых работают турбобуры, вызвало необходимость создания большого количества различных конструкций и разновидностей турбобуров, отвечающих требованиям технологии проводки скважины.

На основе анализа техноэкономических показателей достигнутые при бурении на данной площади, и исходя из опыта бурения в отрадненском убр, решим принять для бурения следующие типы забойных двигателей по интервалам бурения.

При бурении под направление 0-30м используем турбобур типа тсш-240.

При бурении под кондуктор 30-240м используем турбобур типа тсш-240.

Турбобур типа тсш-240 имеет следующие данные, односекционный, многоступенчатый, шпиндельный, имеет диаметр 240мм, частота вращения в рабочем режиме 420об/мин, расход жидкости 32л/с, момент на валу в рабочем режиме 3.0кнм.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале бурения 240-1450м применяем винтовой двигатель типа д2-195.

Этот винтовой двигатель двухсекционный, имеет диаметр 195мм, частота вращения в рабочем режиме 80об/мин, расход жидкости 25л/с, момент на валу в рабочем режиме 3.1кнм.

На первом этапе развития вращательного бурения основной функцией промывочной жидкости было непрерывное удаление с забоя и из ствола скважины обломков разбуриваемых пород.

в дальнейшем функции ее постепенно расширялись, а требования к составу и свойствам возрастали.

При бурении промывочная жидкость должна:

) обеспечивать эффективную и полную очистку забоя от выбуренных частиц и вынос их на дневную поверхность;

) удерживать выбуренные частицы во взвешенном состоянии и предотвращать осаждение их на забой при прекращении промывки;

) способствовать повышению устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины;

) создавать на стенки скважины противодавление, достаточное для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов. Это давление, однако, не должно быть чрезмерно высоким во избежание резкого снижения эффективности бурения, а также гидравлического разрыва пород или раскрытия естественных микротрещин и поглощения промывочной жидкости;

) хорошо охлаждать трущиеся поверхности, прежде всего долота;

) обеспечивать хорошую смазку трущихся поверхностей, особенно опор долота, даже при высоких контактных давлениях между ними;

) не ухудшать коллекторские свойства продуктивных горизонтов;

) обладать закупоривающими свойствами, т. Е. Создавать в порах и микротрещинах стенок скважины тонкую, плотную, малопроницаемую корку, достаточно прочно связанную с горными породами и препятствующую проникновению в них не только самой промывочной жидкости, но и ее фильтрата;

) иметь высокую термостойкость при проходке высокотемпературных скважин и низкую температуру замерзания, а также небольшую теплопроводность при бурении в многолетнемерзлых породах;

) быть достаточно инертной к воздействию обломков выбуренных пород и минерализованных пластовых вод, но относительно легко поддаваться химической обработке при регулировании ее свойств;

) облегчать или не затруднять разрушение породы забоя долотом;

12) не содержать, по возможности, компонентов, способных оказывать сильное абразивное воздействие на оборудование;

13) защищать буровое оборудование и инструмент от коррозии;

) достаточно легко прокачиваться буровыми насосами;

15) состоять в основном из дешевых и недефицитных материалов.

Промывочная жидкость передает энергию от буровых насосов, установленных на поверхности, забойному двигателю при турбинном бурении, а также на забой, особенно при применении гидромониторных долот.

При бурении скважин наиболее широко используют жидкости на водной основе; за ними следуют газообразные агенты и аэрированные жидкости.

Основным руководством при выборе рецептуры и нормировании показателей бурового раствора можно считать технологические регламенты. Также необходимо, чтобы промывочная жидкость на протяжении всего закачиваемого интервала бурения могла выполнять все свои основные функции и сохранять стабильность своих показателей.

Удельный вес промывочной жидкости определяется на основании

исходных геологических данных о пластовых давлениях, глубинах залегания опорных пластов и типах пластового флюида в соответствии с ''временная методика составления технических проектов на бурение, крепление и испытания нефтяных и газовых скважин''. Вниибт, изд. ''Недра'', м. Результаты расчетов приведены в таблице 5.1.

Остальные параметры буровых растворов выбраны с учетом научно-исследовательских работ института ''гипровостокнефть'' и технологических регламентов: ''временная инструкция по предупреждению поглощению бурового раствора при бурении скважин на месторождениях самарской и оренбургской областей''. Самара, 1993г.

Исходя из литологического и химического состава горных пород, устойчивости их под воздействием фильтрата промывочной жидкости, характера воздействия промывочной жидкости и ее фильтрата на коллекторские свойства продуктивных горизонтов, и с целью эффективного бурения скважины на ново-запрудненской площади применяем следующие буровые растворы, по интервалам бурения скважины:

Таблица 2.5 Расчетные значения удельного веса бурового раствора

Глубина залегания кровли нефте-, газо-, водопроявляющего пласта, м	Пластовое давление р_пл, мпа	Расчет по запасу давления в % к пластовому		Расчет по абсолютному значению репрессии на пласт
		Min значения коэффициента запаса	Удельный вес бурового раствора, кг/м³	Величина репрессии на пласт, мпа	Удельный вес бурового раствора, кг/м³
1360	12	1.05-1.1	920-970	2,5	1070
1839	17	1.05-1.1	970-1010	2,5	1060
1875	18	1.05-1.1	1010-1050	2,5	1090
1890	17	1.05-1.1	940-990	2,5	1030
2663	29	1.04-1.07	1140-1200	3,5	1220
2735	30	1.04-1.07	1150-1200	3,5	1230

Требования, которые предъявляются к промывочным жидкостям в сложных геологических условиях, могут быть удовлетворены лишь при применении многокомпонентной системы с регулируемыми составом и свойствами.

В геологических условиях, когда требуется промывочная жидкость с плотностью 1000 кг/м³ и более, такая система должна состоять из следующих компонентов:

А) недефицитной и возможно более дешевой жидкой среды и основы;

Б) небольшой массы коллоидных частиц, достаточной для обеспечения седиментационной устойчивости системы в покое при превращении ее в гель и способности к закупорке пор и тонких трещин в породах;

В) минимального количества тонкомолотых тяжелых минералов для обеспечения заданной плотности системы;

Г) небольшого количества химических реагентов для регулирования физико-механических и химических свойств системы и защиты последней от неблагоприятного воздействия внешней среды (пластовых жидкостей и газов, выбуренной породы, температуры и др.).

Такие многокомпонентные системы в бурении принято называть растворами.

В природе наиболее распространенным и дешевым источником получения коллоидного материала являются некоторые сорта глин.

При выборе сорта глины для приготовления глинистого раствора существенное значение имеют минерализация воды затворения и состав разбуриваемых пород.

Если нет опасности значительной минерализации промывочной жидкости под влиянием обломков выбуренных пород и пластовых жидкостей и газов, попадающих в нее в процессе бурения, лучшим источником коллоидной фракции является бентонитовая глина.

Качество применяемого при бурении скважин глинистого раствора должно обеспечивать успешную борьбу с нефтегазо-проявлениями, обвалами, нарушениями циркуляции и заглини-зированием вскрываемого продуктивного пласта.

Глинистый раствор должен удовлетворять следующим основным требованиям:

) хорошо глинизировать стенки скважины, плотно закупоривая поры и трещины в породах;

) не отфильтровывать в пласт значительного количества воды, что особенно важно при вскрытии продуктивного пласта;

) образовывать на стенках скважины тонкую, почти непроницаемую, плотную корку;

) хорошо выносить с забоя частицы разбуренной породы, не давая им возможности осаждаться на забое при нарушении циркуляции, и легко очищаться от них в желебной системе на дневной поверхности.

Количество глинистого раствора или другой промывочной жидкости, закачиваемой в скважину за единицу времени, должно обеспечивать полное удаление с забоя и вынос на поверхность всех выбуренных частиц породы.

во время бурения должен быть организован круглосуточный контроль за изменением параметров глинистого раствора (плотностью, водоотдачей, стабильностью, содержанием песка и т. П.).

Пробы глинистого раствора необходимо отбирать при его выходе из скважины и в конце циркуляционной системы.

Результаты всех замеров показателей глинистого раствора заносятся в специальный журнал.

При опасности сильной минерализации промывочной жидкости целесообразно для приготовления ее в качестве источника коллоидной фракции использовать солестойкую палыгорскитовую глину.

растворы из палыгорскита приготовляют на пресной воде, так как в этом случае глина лучше распускается на элементарные чешуйки, а затем насыщают солью.

При бурении в интервале 0-240м применяют глинистый раствор на водной основе, который имеет плотность 1.12гс/см³ (1120кг/м³), водоотдачу ф₃₀ до 12см³/30 мин, вязкость условная ув=30-50 секунд, концентрация водородов иона рн=7.

При бурении в интервале 240-1250м применяем буровой раствор - техническая вода, которая в процессе бурения в следствии самозамеса переходит в глинистый раствор.

Во многих районах наиболее доступной и дешевой природной жидкостью является пресная или минерализованная вода.

Поэтому именно вода была использована для промывки скважин еще на первом этапе развития вращательного бурения.

Опыт показывает, что в среднем объемный расход воды в 6-8 раз превышает расход других жидкостей рассматриваемой группы.

Это, несомненно, должно учитываться при выборе промывочной жидкости, так как увеличение расхода может привести к росту стоимости скважины.

Интенсивное поглощение воды приводит также к ухудшению очистки скважины от обломков, выбуренных пород.

Вода не обладает тиксотропными свойствами и потому не может удерживать твердые частицы во взвешенном состоянии в покое.

После прекращения промывки, выбуренные обломки частично зависают на выступах стенок скважины, а частично осаждаются на забой.

Скопившийся вблизи забоя осадок из выбуренных обломков, уплотняясь, способен прихватить бурильную колонну, особенно если среди этих обломков имеются глинистые частицы.

При спуске нового долота и перед подъемом с забоя изношенного приходится более тщательно промывать скважину, иначе долото и забойный двигатель могут быть зашламлены осадком.

Вода легко растворяет многие хемогенные породы и насыщается солями.

Поэтому ее коррозионное воздействие на бурильные трубы и оборудование может быть весьма серьезным фактором.

Для защиты оборудования от коррозии к воде приходится добавлять ингибиторы (вещества, которые замедляют или предотвращают окислительные химические реакции).

Она, как правило, неблагоприятно влияет на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

Таким образом, в качестве промывочной жидкости воду целесообразно использовать при разбуривании устойчивых, достаточно прочных пород непродуктивных горизонтов, механические свойства которых практически не изменяются при увлажнении, при наличии обильных источников водоснабжения, т. Е. Когда недостатки воды не могут существенно повлиять на успешность и стоимость проходки скважины, а использование других промывочных жидкостей может вызвать снижение эффективности бурения.

Так как, в этом интервале бурения ствол скважины сложен устойчивыми горнами породами, необходимо применять растворы (техническую воду) с минимальной плотностью.

Применение аэрированных буровых растворов не дало положительных результатов.

А применение технической воды позволило увеличить механическую скорость бурения на 30%.

Вода имеет маленькую плотность, что позволило снизить гидравлическое давление на забое скважины, т.е. Выбуренные частицы будут отрываться от забоя легче, чем при бурении буровыми растворами глинистого типа.

А также фильтрат проникает в микротрещины на забое и увеличивает скорость разрушения.

Применение технической воды позволило увеличить срок службы бурового оборудования и колонны за счет уменьшения абразивности.

Раствор (вода) легче очищается от выбуренной породы, эффективнее охлаждает и смазывает долото.

Исходя из опыта бурения, можно добиться очистки технической воды от шлама на 100%, применяя естественные земляные амбары.

Бурение ведется без очистки раствора через вибросита.

После выхода раствора из скважины, он минуя вибросита, через открытый отстойник выходит по земляному каналу и попадает в первой очистной амбар.

Имея 3-4 амбара соединенных каналами, мы сможем снизить скорость течения, раствора за счет этого выбуренные частицы оседают в естественные очистные емкости.

Из последних мы забираем воду с помощью двух центробежных насосов и подаем воду в емкость, в которую врезаны всасывающие линии от буровых насосов.

За счет этой схемы очистки бурового раствора мы экономим время на очистку приемных емкостей, экономим сетки на вибросита, производим очистку раствора на 100%, т.е. Получим плотность воды 1000кг/м³.

Но эту схему очистки эффективно применять при температуре не менее 0°с, т.е. В весенне-летний период года.

При бурении в интервале 1250-2750м применяем в качестве промывочной жидкости глинистый раствор плотностью, в интервале 1250-2500м =1.12гс/см³ (1120кг/м³), в интервале 2500-27500м =1.15гс/см³ (1150кг/м³),глинистый раствор здесь должен создавать противодавление на пласт, превышающее гидростатическое на 0.5-1%, так как возможны нефтепроявления, условная вязкость раствора ув=25-60 секунд, водоотдача ф₃₀ в интервале 1250-2500м ф₃₀=10-12см³/30мин, в интервале 2500-2750м ф₃₀=8см³/30мин, концентрация водородов иона рн=8.

Снижение водоотдачи до ф₃₀=8см³/30мин связано с вскрытием продуктивных горизонтов, с целью качественного вскрытия.

Вскрытие продуктивных горизонтов с помощью растворов на нефтяной основе не возможно, так как в процессе проводки скважины мы ведем постоянный контроль с помощью каротажной станции и визуально за вскрытием и появления первых признаков нефтяных залежей.

Вскрытие продуктивных горизонтов с использованием в качестве промывочной жидкости воду нельзя, потому что ее интенсивная фильтрация в пласт затрудняет вызов притока нефти из пласта в скважину после окончания бурения, также вода не способна создать противодавление давлению пластов в данном интервале (р_пл=29-30мпа).

Таблица 2.6

Интервал бурения, м			Удельный вес бурового раствора, кг/м³	Удельная вязкость, с		Водоотдача, см³/30мин		Снс, за 1/10мин gпа		Концентрация водородов иона рн		Толщина глинистой корки, мм			Пластическая (структурная) вязкость, спз		Динамическое напряжения сдвига, мгс/см²
От	До
0	30		1120	30-50		До12		30/50		7		1.5			8		0.0156
30	240		1120	30-50		До12		30/50		7		1.5			8		0.0156
240	1250		Техническая вода
1250		2000			1120		25-60		До12		50/90		8	1-1.5		12		0.030
2000		2500			1120		25-60		10		50/90		8	1		12		0.030
2500		2750			1150		25-60		8		50/90		8	1		12		0.030
Примечание		Допускается изменение удельного веса бурового раствора с учетом фактических глубин залегания нефтегазопроявляющих пластов и величин пластовых давлений

В данной таблицы приведены параметры бурового раствора для различных интервалов бурения, выбранные, с учетом выбранной конструкции скважины, способов бурения и упомянутых документов

Параметры условной вязкости, водоотдача, статическое напряжение сдвига, концентрация водородов ионов выбираются в соответствии с инструкциями и предложениями по данной площади.

Статическое напряжение сдвига.

Важнейшей особенностью многокомпонентных промывочных жидкостей является способность к образованию коагуляционной тиксотропной структуры, благодаря которой обеспечивается в покое удержание выбуренных частиц горных пород во взвешенном состоянии.

прочность такой структуры оценивают величиной напряжения, которое необходимо создать, чтобы заставить раствор течь.

Это напряжение называют статическим напряжением сдвига.

поскольку прочность структуры во времени растет, асимптотически приближаясь к некоторому пределу, в практике бурения условно принято характеризовать промывочную жидкость двумя значениями статического

Напряжения сдвига: начальным, которое измеряют спустя 1 мин после очень интенсивного перемешивания, и десятиминутным, измеряемым спустя 10 мин после перемешивания.

На статическое напряжение сдвига большое влияние оказывают температура и продолжительность теплового воздействия.

Если при повышении температуры примерно до 100°с статическое напряжение сдвига интенсивно возрастает, то при более высоких температурах характер этого влияния часто более сложный.

Статическое напряжение сдвига должно интенсивно расти в первые минуты покоя и быстро достигать предельного значения, которое должно быть достаточным для удержания крупных выбуренных частиц в покое во взвешенном состоянии, или лишь немного превышать эту величину.

Не рекомендуется применять промывочные жидкости с очень высоким статическим напряжением сдвига, так как это может привести к серьезным осложнениям (высокие давления при восстановлении промывки, опасность разрыва пород, поглощения и выбросов при перемещении колонны труб и др.).

Лишь при операциях по ликвидации поглощение в некоторых случаях целесообразно использовать растворы с высоким статическим напряжением сдвига.

Условная вязкость.

Одной из важнейших характеристик промывочной жидкости является ее прокачиваемость.

О прокачиваемости можно судить по затрате энергии на циркуляцию жидкости с заданной объемной скоростью.

Величина затрат энергии зависит от реологических свойств, таких как динамическая вязкость ньютоновской жидкости, пластическая вязкость и предельное динамическое напряжение сдвига вязкопластичной жидкости.

Из-за отсутствия на буровых предприятиях достаточно компактных и несложных приборов, с помощью которых можно было бы определить реологические свойства, прокачиваемость промывочных растворов принято характеризовать косвенно условной вязкостью.

Под условной вязкостью, понимают продолжительность истечения 500 см³ тщательно перемешанного промывочного раствора из стандартного прибора спв-5, в который налито 700 см³ этой жидкости.

Водоотдача

Свободная вода из промывочной жидкости фильтруется в пласты даже через мельчайшие поры и иногда может проникнуть весьма далеко от ствола скважины.

с увеличением содержания коллоидных фракций и степени дисперсности твердых частиц скорость фильтрации и объем отфильтровавшейся свободной воды уменьшаются не только потому, что возрастает относительное содержание связной воды, но и потому, что на стенках скважины возникает почти непроницаемая корка.

Поскольку увлажнение пород может неблагоприятно повлиять на их устойчивость, а проникновение воды в продуктивные пласты - на коллекторские свойства последних, необходимо контролировать и регулировать скорость фильтрации свободной воды, а также толщину и уплотненность фильтрационной корки.

В промысловой практике скорость фильтрации свободной воды из промывочной жидкости при невысоких температурах измеряют с помощью прибора вм-6 при перепаде давлений 0,1 мпа; при высоких же температурах и давлениях пользуются более сложным прибором уив.

О скорости фильтрации судят по объему воды, выделившейся за 30 мин через фильтр диаметром 75 мм при избыточном давлении 0,1 мпа. Эту характеристику именуют водоотдачей.

Каждое деление шкалы прибора вм-6соответствует 1см³ фильтрата.

Плотность.

Одним из важнейших параметров промывочной жидкости является плотность  т.е. Масса единицы объема.

От нее зависит величина давления, оказываемого промывочной жидкостью на стенки скважины и на пластовые жидкости и газы, величина потерь давления на гидравлические сопротивления при турбинном режиме течения в циркуляционной системе; она существенно влияет на скорость разрушения породы.

На буровых плотность определяют с помощью ареометра или рычажных весов.

Если в промывочной жидкости содержится газ, истинная плотность ее в скважине будет больше измеренной ареометром, так как газ под гидростатическим давлением столба жидкости сжимается.

При бурении газовых и нефтегазовых скважин очень важно непрерывно контролировать плотность и газосодержание промывочной жидкости, выходящей из ствола скважины.

Содержание “песка”.

в промывочной жидкости, наряду с нераспустившимися комочками глинистых пород, могут быть также частицы твердых, абразивных пород, вызывающие интенсивный износ оборудования.

Поэтому важно контролировать содержание таких частиц, чтобы своевременно принять меры к удалению их из растворам

Содержание в промывочной жидкости “песка”, т. Е. Совокупности частиц твердых пород и нераспустившихся комочков глины, определяют при помощи отстойника.

Содержание “песка” в промывочной жидкости не должно превышать 1-2%.

Стабильность.

О седиментационной стабильности промывочной жидкости судят по двум показателям: водоотстою за 1 сутки покоя и разности плотностей нижней и верхней половин столба жидкости, налитой в стандартный цилиндр после 1 суток покоя.

В хороших растворах суточный отстой равен нулю, разность плотностей не превышает в не утяжеленных растворах 20 кг/м³, а в утяжеленных 40-60 кг/м³.

Водородный показатель рн.

Знание водородного показателя весьма важно.

Известно, например, что при рн<7 существенно интенсифицируется коррозия стальных труб, а при рн10 - труб из дюраля, промывочные растворы, обработанные некоторыми химическими реагентами, стабильны лишь в определенном, достаточно узком диапазоне рн и что за пределами этого диапазона расход реагентов резко возрастает, термостабильность некоторых высокомолекулярных реагентов существенно возрастает, если поддерживается оптимальное значение рн среды; с изменением рн промывочной жидкости иногда связано возникновение осложнений, по изменению рн среды можно судить о прохождении хемогенных пород.

Водородный показатель измеряют колориметрическим и электрическим способами.

Таблица 2.7Расход бурового раствора на бурение

Интервал бурения, м		Проходка, м	Диаметр долота, мм	Норма расхода бурового раствора, м³/м	Удельный вес бурового раствора, гс/см³	Расчет количества бурового раствора на, и исходные объемы скважины, м³
От	До
0	30	30	393.7	0.75	1.12	0.75*30=22.5
30	240	210	295.3	0.42	1.12	0.42*210=88.2
240	1250	1010	215.9	Техническая вода
1250	2000	750	215.9	0.29	1.12	0.29*750=217.5
2000	2500	500	215.9	0.29	1.12	0.29*500=145
2500	2811	311	215.9	0.29	1.15	0.29*311=90.19
Переход с технической воды: 30+0.0397240+0.03661010*1.3=87.58м³ Итого: 633.28м³

Таблица 2.8 Расчет расхода бентонита и утяжеляющих добавок к буровому раствору

Название материала его характеристика реквизит нормативного документа	Удельный вес исходного или бентонитового бурового раствора, гс/см³	Удельный вес утяжеленного баритом или глинопорошком бурового раствора, гс/см³	Норма расхода материала, м³/м³	Интервал бурения, м		Расход материала по интервалам бурения, тс
				От	До
Бентонит глинопорошок	1.05 1.05 1.05	1.12 1.12 1.12	0.125 0.125 0.125	0 30 1250	30 240 2811	0.12522.5=2.81 0.12588.2=11.3 0.125*540.5=67.56 Итого: 81.67т
Барит унифицированный, плотность 4.15г/см³, влажность 2%	1.05 .05 1.05 1.05	1.12 1.12 1.12 1.15	0.13 0.13 0.13 0.13	0 30 1250 2550	30 240 2550 2811	0.13(1.12-1.05)1022.5=2.1 0.13(1.12-1.05)1088.2=8.1 0.13(1.12-1.05)10450.08=41 0.13(1.12-1.05)1090.19=11.73 Итого: 62.9т

Таблица 2.9 Расчет материалов и других затрат при обработке глинистого раствора

Название реагента или вида затрат, реквизит нормативного документа, характеристика реагента или операции	При бурении под колонну			Итого
	Направление 324мм - 30м	Кондуктор 245мм - 240м
Кальцинированная сода техническая, марка а, тс	0.005*19.5=0.1	0.005*88.2=0.5	0.005*540.5=2.7	3.3
Кссб порошкообразная, тс	0.03*19.5=0.6	0.03*88.2=2.7	0.03*540.5=16.2	19.5
Оксидат	0.0066*19.5=0.13	0.0066*88.2=0.6	0.0066*540.5=3.6	4.15
Кмц (всех марок)			0.0025*540.5=1.3	1.3
Нефть, тс, на обработку бурового раствора, на приготовление пеногасителя	0.035*19.5=0.7	0.035*88.2=3.1		3.8
Графит кристаллический, тс	0.01*19.5=0.2	0.01*88.2=0.9	0.01*540.5=5.4	6.5

Таблица 2.10 Рецептура обработки бурового раствора

Интервал бурения, м			Тип раствора		Компонентный и долевой состав бурового раствора		Методика приготовления, обработки и очистки бурового раствора	Плотность исходного раствора до утяжеления, кг/м³
От	До
0	240		Бентонит		Вода+7% бентонита+0.3 na₂co₃+кссб-2+оксидат+графит+нефть		Глинистый раствор приготавливают через смесительное устройство вцр и гидромешалки из бентонита с добавлением na₂co₃, оксидата, графита, кссб-2,кмц	1050
240		1250		Техническая вода
1250		2750		Бентонит		Вода+7% бентонита+0.3 na₂co₃+кссб-2+графит+оксидат, кмц			1050

В данной таблице дан компонентный и примерный долевой состав бурового раствора.

В процессе бурения в промывочную жидкость поступают частицы выбуренных пород, нередко содержащих водорастворимые компоненты, а также минерализованные и пресные пластовые воды.

Увеличение содержания ионов и изменение качественного (солевого) состава жидкой среды, как правило, вызывает коагуляцию промывочного раствора, сопровождающуюся ростом водоотдачи, условной вязкости, статического напряжения сдвига и изменением ряда других свойств.

Иногда влияние минерализации может быть настолько сильным, что коллоидные частицы полностью лишаются электрического заряда и гидратных оболочек, слипаются в крупные агрегаты, а промывочный раствор расслаивается (гидрофобная коагуляция).

Для защиты промывочной жидкости от коагулирующего воздействия солей к ней добавляют специальные химические вещества.

К химической обработке прибегают также, чтобы повысить гидрофильность глин и облегчить распускание их в воде или уменьшить гидрофильность и затруднить пептизацию их, улучшить подвижность раствора, снизить гидравлические сопротивления при циркуляции, усилить гидрофильную коагуляцию, увеличить вязкость и статическое напряжение сдвига, уменьшить коррозионную активность или придать промывочной жидкости специальные свойства.

Ассортимент химических реагентов, применяемых для обработки промывочных жидкостей, довольно широк.

Условно все реагенты можно подразделить на три группы: понизители водоотдачи, понизители условной вязкости и реагенты специального назначения.

Следует, однако, иметь в виду, что реагенты, включенные условно в одну группу, например понизителей водоотдачи, могут одновременно влиять и на другие свойства: условную вязкость, статическое напряжение сдвига, реологические свойства.

Степень влияния значительно зависит от состава глины, вида содержащихся в растворе ионов и величины минерализации его, а также температуры, концентрации твердой фазы и других факторов

Промывочную жидкость приходится очищать от обломков выбуренной породы, от абразивных частиц, содержащихся в глинистом сырье, а иногда также от излишней твердой фазы.

Для очистки от крупных частиц широко используют механические способы (вибрационные сита и конвейерные сетки) и гравитационные (осаждение в амбарах и при малой скорости течения в желобах); для удаления наиболее мелких частиц применяют гидроциклоны, а за рубежом иногда также центрифуги.

Расчет бурильной колонны

Проектировочный расчет колонны бурильных труб заключается в выборе рационального варианта из множество доступных компоновок.

Компоновки низа бурильной колонны выбраны на основе данных таблицы и действующих инструктивных документов.

Выполняем проектировочный расчет бурильной колонны при следующих исходных данных:

1.вид технологической операции - бурение.

.скважина наклонно направленная, профиль скважины состоит из четырех участков - н=2750м, н_в=60м, r=570м, аа=20

Н - глубина скважины по вертикале, м;

Н_в - глубина вертикального участка, м;- радиус искривления участка, м;

аа - минимальный угол наклона ствола скважины.

3.интервал бурения 1450-2750м

.бурение ведется под эксплуатационную колонну диаметром 146мм.

.конструкция обсадной колонны, спущенной к началу бурения данного интервала: от 0 до 240м - кондуктор диаметром 245мм.

.способ бурения роторный. Частота вращения колонны 60об/мин.

.диаметр долота d_д=215.9мм.

.осевая нагрузка на долото q_д=15тс (147.2кн).

.удельный вес (плотность) бурового раствора с_ж=1.2кгс/см³ (кг/см³).

.наружное давление 2.9кгс/мм² (28.4мпа).

.перепад давления на долоте 0.75кгс/мм² (7.4мпа).

.коэффициент трения колонны о породу с=0.3.

.условия бурения - нормальные.

.клиновой захват пкр-560 с длиной клина l_к=400мм=0.4м.

Необходимо определить типы утяжеленных бурильных труб, диаметры и длины ступеней компоновки убт.

Диаметр убт определяется из условия обеспечения стабильной жесткости колонны труб, конструкции скважины.

Длина определяется с учетом нагрузки на долото.

Исходя из требования гидравлики наружной диаметр основной ступени d₀₁ должны соответствовать диаметру долота d_д (или диаметру расширителя), для не осложненных условий бурения выбираем по таблицы с наружном диаметром d₀₁=178мм (внутренний диаметр d₀₁=80мм, вес 1м q₀₁=155.9кгс или 1530н), эти трубы обладают необходимой жесткостью при бурении под кондуктор 146мм.

Можно пользоваться также следующими приближенными соотношениями, для долота диаметром d_д295.3мм выбираются убт с диаметром, ближайший значениям 0.85d_д для нормальных и 0.75d_д для осложненных условий бурения.

При бурении забойным двигателем диаметр основной ступени убт не должен превышать диаметра турбобура.

Соотношения убт первой ступени должны удовлетворять требованию минимальной жесткости, а именно: во всех случаях жесткость на изгибе основной ступени убт должна быть не меньше жесткости обсадной колонны (ок), под которую ведется бурение, то есть (ej)₀₁(ej)_ок

Или при е₀₁=е_ок

,(2.28)

₀₁,d_ок - наружный и внутренний диаметр 1-й (основной) ступени убт;_ок, d_ок - наружный диаметр и толщина стенки ок.

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от убт к бурильным трубам компоновка убт в общем случае выполняется ступенчатой, при этом количество ступеней должно быть таким, чтобы при переходе к бт и переходах между ступенями выполнялось условия

D_опс1.33d₁; 0.75d_0(i-1)аd_0iаd_0(i-1) i=1,3,…n; d₁/d₀₁b0.75

D₁ - наружный диаметр бурильной трубы 1-й секции;_оп - диаметр переходной ступени;- порядковой номер ступени компоновки убт (снизу вверх);- количество ступеней компоновки убт.

Диаметр нижней секции бурильной колонны согласно таблицы должен составлять 127мм._опа(1.33*17)мм=169.3мм

Поэтому компоновку убт необходимо спроектировать ступенчатой.

Диаметр убт второй ступени (в мм)должен составлять 133.5d₀₂178

Этому условию, а также требованию обеспечивающее плавный переход по жесткости к трубам последней ступени удовлетворяют убт диаметром 146мм (внутренней диаметр 74мм, вес 1м 97.7кгс или 958н).

Длина второй переходной ступени убт l₀₂, может равняться длине свечи или длине одной трубы, выбираем равной 8м.

Вычисляем длину первой (основной) ступени убт:

, (2.29)

К_д=1.175 - коэффициент нагрузки на долото;

у₀=7.85г/см³ - плотность (удельный вес) убт, г/см³;_{0i (i=2,..n)} - длина i-й переходной ступени убт, м, l₀₂=8мс=41кг - вес долота.

, (2.30)

Принимаем l₀₁=140м. Тогда общий вес компоновки убт на воздухе составляет

, (2.31)с_=155.9*140+97.7*8=22607.6кгс (221564.6н)

Общая длина компоновки убт составляет

₀= l₀₁+ l₀₂=(130+8)=138м ,(2.32)

Проверка на устойчивость:

В этом случае для ограничения прогибов и площади контакта убт со стенкой скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения. Наибольший поперечный размер промежуточных опор выбираем из таблицы равным 203мм Необходимое расстояние между промежуточными опорами находим из зависимости а=к₀l₀

К₀ - коэффициент, зависящий от жесткости промежуточных опор и убт. Принимаем к₀=1.25 для убт диаметром d₀а159мм и к₀=1.52 для d₀

с159мм. Принимаем к₀=1.52₀ - длина полуволны убт вращающейся колонны

, (2.33)

N - частота вращения, об/мин;

Lа - длина изогнутой части бурильной колонны, м;

,(2.34)

А=1.52*19.8=30м

Количество промежуточных опор

M=l₀₁/а=130/30=4, (2.35)

Момент свинчивания (затяжки) принятых убтс.2 диаметром согласно приложении 19 составляют при с_то=65кгс/мм² (640мпа), b=0.13 (графитовая смазка ), м_зт=32150-63700н*м (3280-6500кгс*м); для убт диаметром 146мм при а_то=45кгс/мм² (440мпа), м_зт=1520-1930кгс*м (14900-1980н*м).

Расчет колонны бурильных труб

Проектировочный расчет кбт заключается в выборе рационального варианта из множества допустимых компоновок.

В начале процесса проектирования формируют технологические операции, выполняемые с помощью бурильных труб.

Расчет кбт для бурения под эксплуатационную колонну производят для роторного бурения, так как в кбт возникают такие же напряжения как и при турбинном, но и еще и касательные напряжения, возникающие от крутящего момента, создаваемого ротором.

Трубы, рассчитанные при роторном способе бурения соответствует и турбинному способу.

В соответствие с таблицей 1''инструкции по расчету бурильных колонн'' вниит нефть, куйбышев 1986 г., для всей бурильной колонны могут быть использованные с наружным диаметром 127 мм.

С учетом не осложненных условий бурения итого, что часть нагрузки на долото создает колонн стальных труб, для компоновки бурильной колонны могут быть использованы трубы типа тбпв (гост 631-75, тип 2).

Предположим, что в нашем распоряжении имеются трубы указанного типа с наружным диаметром 127 мм, толщиной стенки 9-10 мм, группа прочности ''д'' и ''е'', а также трубы типа тбвк (гост 631-75, тип 3) тех же размеров и групп прочности.

Тогда в соответствие с выбранными критериями оптимальности или выбранной цели проектирования бурильные трубы, которые предполагают использовать располагаются в определенном порядке, при их последовательном переборе производится построение бурильных колонн.

Таблица 2.11

Порядковый номер бт	Тип бт	Наружный диаметр, мм	Толщина стенок, мм	Группа прочности материала	Тип замкового соединения
1	Тбпв	127	9	Д	Зп-127
2	Тбпв	127	9	Е	Зп-127
3	Тбпв	127	10	Д	Зп-127
4	Тбпв	127	10	Е	Зп-127
5	Тбвк	127	9	Д	Зук-155
6	Тбвк	127	9	Е	Зук-155
7	Тбвк	127	10	Д	Зук-155
8	Тбвк	127	10	Е	Зук-155

Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над убт секцию длиной не менее 250-300м из труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от убт к кбт), первую над убт секцию кбт длиной 250м скомпонуем из бт №3.

Эти трубы соответствуют конструкции скважины по диаметру тела и замкового соединения.

Допускается наружное избыточное давление в соответствие с приложением 11, инструкция 1986 г. И условием

Р_нар_кр/n, (2.36)

Где: р_кр - критическое наружное значение;- нормативный коэффициент запаса прочности

Р_кр=4.54кгс/мм² (44.50мпа)

Р_н=4.54/1.15=3.95кгс/мм² (38.7мпа)для данной трубы, что выше действующего наружного избыточного давление 2.9кгс/мм² (28.4мпа)

Так как длина первой секции задано (250м), проверим выполнение условий статической прочности в верхнем сечении секции, для случая отрыва долота от забоя

_бi=q_i*l_i*(1-а_ж/с_i), (2.37)

Где: q_i - приведенный вес 1м трубы i-й секции, н/м (кгс/м);_i - длина i-й секции бт, м;

с_i - приведенная плотность (приведенный удельный вес) трубы i-й секции, г/см³ (гс/см³)_б1=33.0*250*(1-1.2/7.85)=6989кгс (68491н)

_к=кq_кн(а_i*sinс_i+cosb_i) ,(2.38)

к - коэффициент, учитывающий влияния сил трения, и сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции. Устанавливается по данным номеров конкретных условий бурения. При проектировочных расчетах, ориентировочно можно принимать к=1.15

Q_кн=(q₀+qа)*(1-с_ж/b₀)=(22607,6+41)*(1-1.2/7.85)=19186.4кгс (18803.4н), (2.39)

Q_кн - общий вес кнбк

Q_к=1.15*19186.4*(0.3* sin20°+cos20°)=22997.7кгс (225383.2н)

Q_р=(к*q_б1*(a_i*sinc_i+cosb_i)+урf_к+q_к), (2.40)

f_к - площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции бт, мм², выбираем из приложения 1, инструкции 1986г., f_к=8992мм²

Q_р=1.15*6989*(0.3*sin20°+cos20°)+0.75*8992+22997.7=38119кгс (373565.7н)

в_р=q_р/f, (2.41)

f - площадь поперечного сечения трубы m-й секции, мм², выбираем из приложения 1, инструкции 1986г., f=3676мм²

_ар=38119/3676=10.37кгс/мм² (101.62н)

Допустимое напряжение

с=и_т/n, (2.42)

- нормативный коэффициент запаса прочности или запас прочности, выбираем из таблицы 2, инструкции 1986г., n=1.5

и_т - предел текучести при растяжении, выбираем из приложения 13, инструкции 1986г., кгс/мм²,

с_т=38 кгс/мм² (372мпа)

b=38/1.5=25.3 кгс/мм² (248мпа)

c_э=a_рb ,(2.43)

Фактический запас прочности составляет

=a_т/c_р=38/9.88=3.85, (2.44)

Согласно приложению 18 инструкции найденное растягивающее усилие q_р существенно меньше допустимой растягивающей нагрузки для замкового соединения зп-127, по формуле

,(2.45)

q_т1 - осевое усилие, вызывающее в опасном сечении ниппеля (на расстоянии 24ммм от упорного уступа) напряжения равные пределу текучести материала (при этом учитывают как осевые, так и окружные напряжения), кн (тс);₁ - коэффициент запаса прочности ниппеля;

n - коэффициент запаса герметичности соединения;

r - минимальное значения усилия сжатия торца муфты и упорного уступа ниппеля, обеспечивающего герметичность соединения, кн (тс).

Для замковых соединений запасы прочности (коэффициенты запаса) ниппеля n₁, муфты n₂, а также запаса герметичности соединения и можно принять равными n.

Коэффициенты трения в резьбе для отечественных зс, по данным вниибт, составляют c=0.10 (резьбовая смазка с металлическим наполнителем, например, р-146) и a=0.13 (графитовая смазка)

В связи с тем, что численное значения выражения (0.3* sin20°+cos20°), характеризующее влияние сил сопротивления на наклонном участке, оказалось больше единицы (1.0423), расчет данной секции только по собственному весу на рассматриваемом наклонном участке, а также на устье скважины в процессе подъема бк на требуется.

Проверим для 1-й секции выполнение условий статической прочности на верхней границе искривленного участка при подъеме бк.

Длина искривленного участка

_н=0.017453*r*с=0.017453*570*20°=198.96м ,(2.46)

Принимаем l_н=200м, тогда на искривленном участке будет находится не вся 1-ая секция длиной 250м. Получаем:

Q_к1=(к*q_кн*(с*sinа_i+cosb_i)+dрf_к ,(2.47)

Q_к1=1.15*19186.4*(0.3*sin20°+cos20°)+0.75*8992=29741.7кгс (291471.5н)

Q_к1 - усилие обусловленное всеми силами сопротивления колонны и перепадом давления в долоте на предыдущих участках

(2.48)

м_ - значения угла α при котором происходит переход прилипания колонны от нижней до верхней стенки скважины. При получении значения с⁽⁺⁾, величина с_ определяется из трансцендентного уравнения приложения 28, инструкции. Тогда с_=0.25(рад) при с_а_к

Для искривленного участка при наборе угла наклонна

(2.49)

Нормальное напряжение растяжения

ϭ_р1=q_р1α/f₁=29734.67/3676=8.09кгс/мм² (79.22мпа) (2.50)

Первая критическая нагрузка, соответствует начальному приложению бурильных труб по середине между замками стенки скважины

,(2.51)

s - длина бурильной трубы между замками, м;₁=α/64*(d₁⁴-d₁⁴)=3.14/64*(12.7⁴-10.7⁴)=633.5см⁴

Где: d₁ - внутренний диаметр бурильной трубы, мм;₁ - наружной диаметр бурильной трубы, мм;

,(2.52)

Вторая критическая нагрузка, соответствует начальному приложению бурильной трубы между замками и стенки скважины

Т_с2=3*т_с1=3*30191.554=90574.662кгс (887629.59н)

Таким образом т_с1аq_р1, поэтому

,(2.53)

m_{u max} - наибольший изгибающий момент, н*м;

Напряжение изгибающего момента

с_{u max}=m_u
max/w_u=859.39/99.77=8.61кгс/мм² (84.43мпа). (2.54)

w_u - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, см³.

Нагружение при роторном бурении (растяжение, изгиб, кручение)

В напряжениях, при расчете бурильной колонны для наклонно направленных скважин допускается использовать приближенные формулы

а_э1=1.08а_р1+в_u
max=1.08*8.09+8.61=17.34кгс/мм² (169.86мпа). (2.55)

а_р1 - напряжение растяжения, мпа (кгс/мм²)

в_р1=q_р1/f=29734.67/3676=8.09кгс/мм² (79.23мпа). (2.56)

с_э1а[в]=25.3кгс/мм²

Фактический запас прочности составляет

N=с_т/в_э1=38/17.34=2.19 .(2.57)

Найденное значение q_р1 также существенно меньше допустимого для замкового соединения осевой растягивающей нагрузки.

Таким образом, бт №3удовлетворяет всем условиям и принимается для компоновки 1-й секции кбт

Для компоновки второй секции рассмотрим бт №2 сформированной последовательности.

Эта труба удовлетворяет технологическим требованиям по диаметру тела и замкового соединения зп-127

Допустимое избыточное наружное давление составляет

Р_кр1=5.392.9кгс/мм² (5282мпа)

Р_н1=(5.39/1.15)=4.69кгс/мм² (45.96мпа)

Что выше действующего наружного давления 2.9 кгс/мм² (28.4мпа)

Определим наибольшую допустимую длину 2-й секции (первое приближение) бт №2 по формуле:

Максимально допустимая растягивающая нагрузка на тело трубы m-й секции, н (кгс)

. (2.58)

.(2.59)

к_ - коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы. Для роторного способа бурения можно принимать к_=1.04

L₂=2718.67, что больше необходимой длины 2-й секции.

Расстояние по стволу скважины от забоя до устья

.(2.60)

Находим длину 2-й секции

L₂=2151-(148+250)=2413м

Проверим далее, требуется ли корректировка (уменьшение) длины 2-й секции с целью удовлетворения условия прочности на участках повышенной напряженности.

Для этого, во-первых, проверим выполнение условий статической прочности 2-й секции на верхней границы искривленного участка для момента окончания бурения наклонного участка и отрыва долота от забоя.

Длина части второй секции на наклонном участке

(l₂)_н=2551-(148+250)=2153м

Далее выполняется расчет по формулам

(2.61)

Для искривленного участка при наборе угла наклона

,(2.62)

Таким образом т_с1q_p₂

,(2.63)

n=1.5 - нормативный коэффициент запаса прочности или запас прочности.

Таким образом с_э2а[в]. Фактический запас статической прочности составляет

N=с_т/а_э2=55/33.03=1.67 ,(2.64)

а_т=5.5мпа (кгс/мм²) - придел текучести при растяжении, выбирается из приложения 13 инструкций.

Усилие q_p₂ здесь существенно меньше допускаемого значения осевой растягивающей нагрузки на замковое соединение зп-127.

Проверим выполнения условий статической прочности для 2-й секции на устье свежины

(q_б2)_в=q_i*l_i*(1-с_ж/с_i)=30.4*60*(1-1.2/7.85)=1545.17кгс (15142.8н), (2.65)

Q_к=(q_р)_u ,(2.66)

Q_р=к*(q_б2)_в+apf_k+q_k=1.15*1545.17+0.75*9331+55535.36=64310.56кгс (630245.63н) ,(2.67)

c_р=64310.56/3336=19.27кгс/мм² (188.92мпа) ,(2.68)

c_э=c_рa ,(2.69)

Фактический запас статической прочности на устье скважины

N=55/30.22=2.85

Усилие q_р здесь также существенно меньше допустимого для замковых соединений зп-127 значение p_max=202.2тс (1984кн).

Таким образом, бт №2 удовлетворяет всем условиям и принимается для компоновки 2-й секции кбт. Определим наибольшие допустимые глубины спуска секций в клиновом захвате. Для 1-й секции при коэффициенте охвата с=0.9 в соответствии с приложением 15 инструкции получаем:

Осевая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы, зажатой в клиновом захвате, достигает предела текучести, н (кгс)

,(2.70)

q¹_тк - предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата равном единице, н (кгс)

, (2.71)

n - нормативный коэффициент запаса прочности (по текучести) бурильных труб в клиновом захвате составляет, 1.10 (при _т637мпа (65кгс/ммм²)) и 1.15 (при _т637мпа)

L_к1=2620м, что значительно больше принятой длины этой секции l₁=250м

Для 2-й секции аналогично

Q^с_тк=154900*0.9=139410кгс (1366220н)

Что больше длины этой секции l₂=2413м

Таким образом, вся бурильная колонна длиной 2811м может быть спущена с использованием клинового захвата пкр-560.

Момент свинчивания замковых соединений зп-127 рассчитывается для графитовой смазки (c=0.13) с использованием приложения 18 инструкции

, (2.72)

А=а₁+а₂=10.12+8.96=19.08мм ,(2.73)

а₁,а₂,а - параметры резьбы (р), торца муфты (т), находящегося в контакте с упорном уступом ниппеля, и зс в целом, зависящие от геометрических размеров и коэффициентов трения c_р, c_т (обычно принимается c_р=c_т=c), мм;

q_зт - усилие затяжки, кн (тс);

c₁, c₂ - относительные жесткости на растяжение-сжатия ниппеля и муфты или коэффициенты распределения внешней нагрузки

В итоге проектировочного расчета получена следующая конструкция бурильной колонны (бурение производится ротором с частотой вращения колонны 60об/мин).

Таблица 2.12

№№ пп	Тип трубы	Размеры, мм	Группа прочности	Длина секции, м
1	Убт2	178*8		140
2	Убт	146*74		8
3	Тбпв	127*10	Д	250
2	Тбпв	127*9	Е	2413

Таблица 2.13 Компоновка низа бурильной колонны для бурения на различных глубинах

Способ бурения, типоразмеры турбобура при бурении сплошным забоем			Интервалы бурения, м
			От	До
Тсш-240			0	30	Долото, маховик 351мм, турбобур, винтовой центратор 385мм, убт 178мм 25м, остальное
Тсш-240			30	240	Долото, турбобур, винтовой центратор 285мм, убт 178мм 75м, тбпв 127*9мм ''е''
Д2-195	240	1450	Долото, калибратор 215.9мм, турбобур, убт 178мм 8м, калибратор 214мм, убт 178мм 75м, тбпв 1279 ''д'', тбпв 1279 ''е''
Ротор	1450	2811	Долото, мшу 195м калибратор 215.9мм, убт 17880м 140м, клсв 214мм, убт 14674мм 8м, тбпв 12710 ''д'', тбпв 1279 ''е''

Таблица 2.14 Расчет количества центраторов, калибраторов, кнбк

Бурение под	Название элемента компоновки	Время механического бурения, час	Норма работы элементов компоновки	Количество элементов компоновки
Направление 324мм, в интервале 0-30м	Маховик 351 Центратор 383	1.56	50 100	0.1 0.1
Кондуктор 245мм, в интервале 30-240м	Центратор 283	7.9	80	0.1
Эксплуатационную колонну 146мм, в интервале 240-1450м	Калибратор 215 Центратор 214	9 237.8	40 80	5.9 3.0
Эксплуатационную колонну 146мм, в интервале 1450-2811м	Калибратор 215 Центратор 214	9 606.1	80 160	7.5 3.8

Гидравлический расчет промывки скважины

Гидравлический расчет промывки скважины провидится для 4 интервалов бурения:

. Интервал 30-240м;

2. Интервал 240-1250м;

. Интервал 1250-1450м;

. Интервал 1450-2815м.

Целью гидравлических расчетов при промывки скважины в процессе бурения является нахождение оптимального расхода жидкости, обеспечивающего работу забойных механизмов для успешного разрушения горной породы при гидравлических сопротивлениях в циркуляционной системе, не превышающих возможности буровых насосов.

Расчет промывки скважины в интервале 1250-1450м

Произведем расчет промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну турбинным способом в 3 интервале 1250-1450м:

) глубина бурения: в начале интервала l_н=1250м;

в конце интервала l_к=1450м;

) глубина залегания кровли продуктивного пласта l_п=1367м;

) пластовое давление р_пл=12мпа;

) глубина залегания подошвы слабого пласта l_с=1490м;

) давление гидроразрыва р_г=18.7мпа;

) плотность разбуриваемой породы _ш=2500кг/м³;

) условная твердость породы ''ст''

) осевая нагрузка на долото g=120кн;

) механическая скорость бурения v_м=0.14м/с;

) реологические показатели промывочной жидкости: динамическое напряжение сдвига: _о=29.4мпа; структурная вязкость: =0.012па*с;

) марка и количество буровых насосов 1насос, марка у8-6м;

) диаметр долота d_д=215.9мм=0.2159м (с гидромониторной промывкой);

) элементы бурильной колонны (в конце интервала) убт - длина l₁=8м; наружный диаметрd_н1=0.178м; внутренний диаметр d_в1=0.09м;

Длина l₂=75м; наружный диаметр d_н2=0.178м; внутренний диаметр d_в2=0.09м;

Тбпв длина l_б=1367м; наружный диаметр d_н=0.127м; внутренний диаметр d_в=0.109м;

) возможная глубина бурения принятой буровой установкой 3000м;

Расчет

1. Определяем диаметр скважины

_с=1.05* d_д=1.05*0.2159=0.226м

. Плотность бурового раствора в этом интервале бурения принимаем =1120кг/м³

Проверяем значение плотности для исключения возможности гидроразрыва слабого пласта

,(2.74)

Рассчитываем коэффициенты потерь давления в элементах бурильной колонны.

В качестве базовых труб принимаем находящиеся в компоновке бурильной колонны тбпв.

Коэффициент потерь давления в проходных каналах манифольда а находим в таблице 2 методических указаний ''по гидравлическому расчету циркуляционной системы при бурении скважины'', в соответствии с типом манифольда, зависящий от возможной глубины бурения буровой установкой и выбранными базовыми трубами.

А=0.0798

Коэффициент в потерь давления в базовых бурильных трубах

,(2.75)

Значение коэффициента е потерь давления в кольцевом пространстве

,(2.76)

Средневзвешенный наружный диаметр бурильных трубы

В данном проекте используется гидромониторное долото, поэтому коэффициент с не определяется, так как при дальнейшем расчете находится диаметр насадок по резерву давления у насосов.

. Определяем расход промывочной жидкости из условия создания необходимой скорости течения в затрубном пространстве и обеспечения очистки забоя.

Расход промывочной жидкости

,(2.77)

V_кп=1м/с - скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, из таблицы 4 методических указаний.

Скорость течения для обеспечения достаточной очистки забоя

,(2.78)

Q=0.6м³/с/м² - требуемая подача промывочной жидкости на единицу площади забоя, из таблицы 4 методических указаний.

Для полного использования гидравлической мощности насосов

,(2.79)

=496квт - гидравлическая мощность бурового насоса, квт;=1шт. - число используемых при бурении насосов;

с_тр=0.02 и с_кп=0.04 - коэффициенты гидравлических сопротивлений соответственно в трубах и кольцевом пространстве;

К_т=0.052 - коэффициенты гидравлических потерь давления в турбобуре.

(2.80)

. Находим эквивалентную длину бурильной колонны в конце и начале рассчитываемого интервала, имея в виду, что в компоновку бурильной колонны кроме базовых труб тбпв и их замков, входят типо размеры убт с замками

,(2.81)

Сначала найдем эквивалентную длину замка у тбпв с наружным диаметром 127мм (для соединения таких труб применяются замки зп-127 длиной l_з=0.44м и минимальном внутреннем диаметром d_вз=0.11м)

,(2.82)

Вычисляем эквивалентную длину бурильной колонны в конце интервала l_эк

При бурении в начале интервала длина бурильной колонны, составляет 1250м. Колонна состоит из тбпв длиной 1167м, замков зп-127 и двух секций убт l₁=8м и l₂=75м. Тогда ее эквивалентная длина в начале интервала

По наибольшему значению q=0.0391м³/с выбираем втулки бурового насоса у8-6м из таблицы 12 приложения 1 методических указаний. Принимаем втулки диаметром 180мм. Тогда подача насоса с коэффициентом наполнения =1.0 составляет q=0.0404 м³/с, а допустимое давления нагнетания р_н=12.5мпа

По справочным данным выбираем турбобур, исходя из условий:

Турбобур имеет диаметр корпуса меньше диаметра долота более, чем на 10мм; Имеет расход жидкости при минимальном режиме работы q_тн близкий к принятой подачи насосов;

Развивает крутящий момент м_т не менее величины м_р необходимой для разрушения породы (м_тм_р).

Для выбора турбобура предварительно находим момент м_р, потребный для вращения долота диаметром 0.2159м и разрушения породы с условной твердостью ''ст''.

М_р=m_т(a₂g+b₂)=0.81*(11.1*120+100)=1160нм ,(2.83)

_т=0.81 - коэффициент, учитывающий твердость породы, из таблицы 5 методических указаний;₂,=11.1 и b₂=100 - эмпирические коэффициенты, зависящие от диаметра долота, из таблицы 6 методических указаний.

Принимаем винтовой двигатель типа д2-195, который при работе в оптимальном режиме на промывочной жидкости плотностью _с=1200кг/м³ создает момент м_тн=3100нм при расходе q_тн=0.025м³/с и перепаде давления р_тн=3.9мпа

Находим крутящийся момент у выбранного турбобура при принятом расходе q=0.0404 м³/с и плотности жидкости =1120 кг/м³

,(2.84)

Момент на турбобуре больше момента, потребного для разрушении породы (м_тм_р). Следовательно, винтовой двигатель д2-195может использоваться для бурения данного интервала.

Находим коэффициент потерь давления в турбобуре

,(2.85)

Найдем перепад давления в турбобуре

Р_т=к_тсq²*10²=0.052*1120*0.0404²*10²=9.5мпа ,(2.86)

Что значительно меньше допустимого давления нагнетания р_н насоса ув-6м на втулках 180мм.

. Определим потери в давления циркуляционной системе в конце и начале интервала за исключением потерь в гидромониторном долоте

,(2.87)

. Так как v_да70м/с и перепад давления р_д12мпа, бурение данного интервала будет происходить без гидромониторного эффекта, и только с улучшением очистки забоя от выбуренной породы, что также увеличивает скорость бурения.

. Вычисляем коэффициент загрузки насосов в начале и конце интервала

,(2.88)

Величина коэффициента загрузки насосов к_к1.15 и является допустимой.

Расчет промывки скважины в интервале 1450-2750м

Производим расчет промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну роторным способом бурения в интервале 1450-2750м:

) глубина бурения: в начале интервала l_н=1450м;

В конце интервала l_к=2815м;

) глубина залегания кровли продуктивного пласта l_п=2735м;

) пластовое давление р_пл=30мпа;

) глубина залегания подошвы слабого пласта l_с=2350м;

) давление гидроразрыва р_г=35мпа;

) плотность разбуриваемой породы с_ш=2600кг/м³;

) условная твердость породы ''ст''

) осевая нагрузка на долото g=147кн;

) механическая скорость бурения v_м=2.23м/с;

) реологические показатели промывочной жидкости: динамическое напряжение сдвига: с_о=29.4мпа; структурная вязкость: с=0.012па*с;

) марка и количество буровых насосов 1насос, марка у8-6м;

) диаметр долота d_д=215.9мм=0.2159м (с гидромониторной промывкой);

) элементы бурильной колонны (в конце интервала) убт - длина l₁=130м; наружный диаметрd_н1=0.178м; внутренний диаметр d_в1=0.08м;

длина l₂=8м; наружный диаметр d_н2=0.146м; внутренний диаметр d_в2=0.074м;

тбпв длина l_б=250м; наружный диаметр d_н=0.127м; внутренний диаметр d_в=0.107м;

Тбпв длина l_з=2427м; наружный диаметр d_нз=0.127м; внутренний диаметр d_вз=0.109м;

) возможная глубина бурения принятой буровой установкой 3000м;

Расчет

1. Определяем диаметр скважины

_с=1.05* d_д=1.05*0.2159=0.226м ,(2.89)

. Плотность бурового раствора в этом интервале бурения принимаем с=1150кг/м³

Проверяем значение плотности для исключения возможности гидроразрыва слабого пласта

,(2.90)

. Рассчитываем коэффициенты потерь давления в элементах бурильной колонны.

В качестве базовых труб принимаем находящиеся в компоновке бурильной колонны тбпв с d_н=0.127м и d_в=0.107м.

А=0.0798

Коэффициент в потерь давления в базовых бурильных трубах

,(2.91)

Значение коэффициента е потерь давления в кольцевом пространстве

,(2.92)

Средневзвешенный наружный диаметр бурильных труб

. Определяем расход промывочной жидкости из условия создания необходимой скорости течения в затрубном пространстве и обеспечить очистку забоя.

Скорость течения в затрубном пространстве

,(2.93)

V_кп=1м/с - скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, из таблицы 4 методических указаний.

Скорость течения для обеспечения достаточной очистки забоя

,(2.94)

. По наибольшему значению q=0.0274м³/с выбираем втулки бурового насоса у8-6м из таблицы 12 приложения 1 методических указаний. Принимаем втулки диаметром 160мм. Тогда подача насоса с коэффициентом наполнения с=0.9 составляет q=0.0278 м³/с, а допустимое давления нагнетания р_н=16.3мпа

. Вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления при движении жидкости по трубам с_тр и в кольцевом пространстве с_кп

Для вычисления с_тр сначала находим скорость движения жидкости по базовым трубам (тбпв)

,(2.95)

Для нахождения режима течения жидкости определяем приведенное число рейнольдса с учетом заданных показателей промывочной жидкости

,(2.96)

Поскольку число re^*_тр с2300, то режим течения структурный и величину с_тр находим

,(2.97)

Вычисление с_кп также начинаем с определения скорости течения жидкости в кольцевом пространстве, зная, что наружный средневзвешенный диаметр d_п=0.1429м

,(2.98)

Приведенное число рейнольдса при движении жидкости по кольцевому пространству

,(2.99)

Полученное значение re^*_кп с1600, следовательно режим течения жидкости в затрубном пространстве структурный и с_кп находится

,(2.100)

,(2.101)

,(2.102)

Аналогично находим эквивалентную длину замка у тбпв с наружным диаметром 127мм (для их соединения также применяются замки зп-127)

L_эз3=0.38м

Вычисляем эквивалентную длину бурильной колонны в конце интервала l_эк, используя рассчитанные эквивалентные длины замков и размеры элементов бурильной колонны.

При бурении в начале интервала длина бурильной колонны, составляет 1450м. Колонна состоит из тбпв длиной 1312м, замков зп-127 и двух секций убт l₁=130м и l₂=8м. Тогда ее эквивалентная длина в начале интервала

Определим потери давления в циркуляционной системе в конце и начале интервала за исключением потерь в гидромониторном долоте

(2.103)

. Рассчитываем резерв давления на долоте

Р_д=р_н-р'_к=16.3-10.97=5.33мпа ,(2.104)

. Вычисляем возможную скорость движения в промывочных отверстиях долота

,(2.105)

Где: с=0.95 - коэффициент расхода

Так как v_дс70м/с и перепад давления р_дс12мпа, бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторного эффекта.

. Приняв v_д=91м/с, вычисляем потери давления в долоте

,(2.106)

. По графику приведенному на рис. 2 методических указаний, определяем утечку q_у в зависимости от полученного значения р_д=5.28мпа.

Q_у=0.0014м³/с

Находим площадь промывочного отверстия долота

,(2.107)

. Диаметр насадок, принимаем их количество n=3,находим по значению f_o.

,(2.108)

Полученный размер насадок сравниваем с имеющимися стандартными у долота 215.9мм по таблицы 3 методических указаний. Выбираем ближайший диаметр, равный 11мм, и определяем скорость движения жидкости в насадке нового диаметра

,(2.109)

Определяем возникающий перепад давления

,(2.110)

Определяем суммарные потери давления в конце и начале интервала

Р_нач=р'_нач+р_д=6.42+5.47=11.89мпа ,(2.111)

Р_к=р'_к+р_д=10.97+5.47=16.44мпа ,(2.112)

Вычисляем коэффициент загрузки насосов в начале и конце интервала

,(2.113)

Величина коэффициента загрузки насосов к_к1.15 и является допустимой.

Проектирование режима бурения

Под режимом бурения понимается - сочетание параметров, влияющие на показатели бурения, которые могут изменяться бурильщиком с пульта управления.

К параметрам режима бурения относятся: скорость вращения долота (n), нагрузка на долото (g), расход бурового раствора (q) (производительность насосов), качество бурового раствора: плотность (), вязкость (ув), содержание песка (т), водоотдача (ф), статистическое напряжение сдвига (снс).

Для режима бурения соответствуют определенные качественные и количественные показатели бурения.

Качественные показатели - это степень отклонения ствола скважины от заданного направления и процент выноса керна.

Количественные показатели - это механическая скорость бурения (v_м), интенсивность износа порода разрушающего инструмента, которая определяет проходку на долото (h).

С точки зрения наиболее технико-экономических значений эффективные количественные показатели бурения, так как степень отклонения ствола скважины от заданного направления может быть весьма значительной, а бурение ведется без отбора керна.

Изменение какого-либо одного параметра режима не всегда ведет к повышению эффективности бурения, если остальные параметры остаются неизменными.

Параметры бурения взаимосвязаны и наибольшая эффективность бурения достигается лишь при оптимальных сочетаниях этих параметров, зависящие, прежде всего от свойств разбуриваемой породы и конструкции долота.

Определяющим параметром режима бурения в наибольшей степени влияющей на эффективность разрушения породы, является осевая нагрузка на долото.

Величина ее зависит от твердости породы (р_п) и площади контакта долота с породой (s).

При турбинном способе изменение одного параметра режима бурения вызывает автоматически изменение других.

Так, например, при увеличении осевой нагрузки на долото, снижается скорость вращения долота.

Существуют следующие виды режима бурения:

1.оптимальный режим бурения - это режим бурения, обеспечивающий максимальную механическую скорость бурения и требуемые качественные показатели при максимальной мощности, подводимой к долоту, определяемой его прочностью.

2.ограниченный режим бурения - это сочетание параметров режима бурения, обеспечивающих максимальную механическую скорость проходки и требуемые качественные параметры при данной технической вооруженности буровой установки, когда выбор параметров режима бурения ограничен.

То есть недостаточная мощность двигателей, ограничение в создании необходимой осевой нагрузки, недостаточная производительность буровых насосов.

3.специальный режим бурения - сочетание режима бурения с целью решение специальных технологических задач, имеющих в виду лишь качественные показатели.

То есть искусственное искривление скважины, отбор керна. Количественные показатели бурения в этом случае имеют второстепенное значение.

При проектировании режима бурения следует придерживаться следующим правилам:

1. Предварительно тщательно изучают геологические условия (тектонику, стратиграфию) в которых предполагается вести бурение, и физико-механические свойства породы (критическое напряжение или твердость).

2. Выясняют возможно ли искривление скважины, на каких глубинах и в каких породах.

3. Устанавливают давление в пластах с агрессивном флюидом. Выясняют горизонты, в которых возможны обвалы стенок скважины, поглощение промывочной жидкости, прихваты колонны.

4. Определяют поинтервально необходимые качества промывочной жидкости.

5. Производят выбор типов долот для разбуривания отдельных горизонтов, свит и пластов.

6. Применительно к выбранным долотам и в соответствии с геологическими условиями бурения к профилям ствола скважины проектируют в гармоничном сочетании параметры q, g, n. Соотношение параметров должно обеспечить выполнение задания по скорости походки.

7. Соотношение между q, g, n задают применительно к имеющемуся оборудованию на буровой, оно должно быть гармоническим и обеспечивать полное использование потенциальных возможностей буровой установки.

8. Необходимо учитывать то, что при бурении не произошел резонанс бурильной колонны.

9. Режим бурения необходимо выбирать, чтоб были наименьшие вибрации бурильной колонны.

При выборе рациональной нагрузки на долото необходимо учитывать тип вооружения долота, твердость горной породы (категории буримости горных пород).

Проведя анализ карточек отработки долот по трем скважинам принимаем следующие нагрузки на долото по интервалам бурения:

1.при бурении под направление в виду малой глубины и малого веса компоновки, вес компоновки соответствует нагрузке на долото.

.при бурении под кондуктор нагрузка на долото увеличивается с увеличением глубины за счет набора веса компоновки, и соответствует весу инструмента.

.при бурении под эксплуатационную колонну турбинным и роторным способом нагрузка на долото соответствует 120-150н

Таблица 2.15 Нагрузки на долота

Наименование	Направление	Кондуктор	Эксплуатационная колонна
В интервале, м	0-30	30-240	240-1450	1450-2750
Нагрузка, н	в. И.	в. И.	120-150	120-150

При увеличении частоты вращения долота (n) растет механическая скорость проходки и достигается максимальной величины, а затем снижается.

Каждому классу пород (пластичные, пластичнохрупкие, хрупкие) соответствуют свои критические частоты вращения долота, превышение которых ведет к снижению механической скорости проходки.

при повышении частоты вращения шарошечных долот снижается долговечность их работы вследствие более интенсивного износа опор и сокращает проходку за рейс долота.

Для различных пород рекомендуют следующие частоты вращения долота:

1) Пластические глины 300-400об/мин;

2) Карбонатные породы 200-250об/мин;

3) Абразивные породы 30-60об/мин.

Проведя анализ карточек отработки долот по трем скважинам принимаем следующую частоту вращения долота:

1) При бурении под направления - n=60об/мин

2) При бурении под кондуктор - частота вращения долота соответствует характеристики турбобура тсш-240, n=400об/мин;

3) При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 240-1450м частота вращения долота соответствует характеристики винтавова двигателя д2-195, n=80об/мин;

4) При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 1450-2750м частота вращения долота соответствует числу оборотов колонны и ротора, n=45-60об/мин.

На характер изменения скорости проходки с ростом гидростатического давления помимо увеличения твердости породы влияют и другие факторы.

одним из основных факторов является разность между давлением столба бурового раствора в скважине и поровом давлением в разбуриваемой породе.

Чем больше эта разность, тем больше сила, прижимающая выбуренные частицы к породе, тем труднее удалить их с забоя и, следовательно, приходится затрачивать больше энергии на их измельчение.

Для отделения от забоя выбуренной частицы породы необходимо чтобы давление в микрощели между частицей и материнской породы стало равным давлению столба жидкости и микрощель заполнилась жидкостью.

Поэтому скорость заполнения микрощели зависит от проницаемости породы, вязкости пластовой жидкости, а также реологических свойств промывочной жидкости, ее водоотдачи и вязкости фильтрата.

Особенно резко падает механическая скорость проходки при увеличении разности между давлением промывочной жидкости и поровом давлением до 7-10мпа.

Отсюда следует, что при бурении необходимо стремится к поддержанию равновесия между поровым давлением в разбуриваемой породе и давлением столба бурового раствора путем соответствующего регулирования плотности последней.

При бурении с промывкой раствором механическая скорость проходки уменьшается с ростом вязкости.

Хотя течение бурового раствора вблизи забоя является турбулентным, в слое, непосредственно примыкающим к поверхности породы, жидкость движется ламинарно.

Чем выше вязкость, тем толще этот ламинарный слой и тем меньше скорость течения в нем.

Уменьшение скорости течения затрудняет удаления с забоя выбуренных частиц даже после заполнения жидкостью микрощелей и выравнивания давлений.

Таблица 2.16 Общий расход бурового раствора на скважину

Бурение под	Удельный вес бурового раствора, гс/см³	Расход бурового раствора на бурение, м³
Направления 324мм	1.12	22.5
Кондуктор 245мм	1.12	88.2
Эксплуатационную колонну 146мм	1.12 1.15	540.5

Механическая скорость проходки снижается с уменьшением водоотдачи. Это объясняется как образованием более твердой корки, затрудняющей удаление обломков, так и снижением скорости проникновения фильтрата в микрощели породы и замедлением темпа выравнивания давлений.

Таблица 2.17 Расчет расхода технической воды на проводку скважины и испытания (освоение) объектов

Название технологического процесса	Название обсадной колонны и ее диаметр, мм
	Направление d=324мм	Кондуктор d=245мм	Эксплуатационная колонна d=146мм
Подготовительные работу к бурению	43*4=172м³
Бурение скважины под обсадную колонну	72*0.2=14м³	72*1.4=101м³	7257.3+10.6900=13666м³
Крепление скважины обсадной колонной	72*0.9=64.8м³	72*2=144м³	72*5.6=403.2м³
Испытание (освение)	1-го объекта 20*12.4=248м³

Добавка смазывающих веществ положительно сказывается и на механической скорости проходки.

Так, при увеличении концентрации смад-1 до 10% в растворе на водной основе пропорционально растет механическая скорость проходки. Но при большем увеличении концентрации механическая скорость снижается.

Эксплуатационная колонна обычно состоит из нескольких секций, отличающихся друг от друга либо толщиной стенок труб, либо качеством металла, либо тем и другим одновременно.

Каждую колонну конструирует, придерживаясь принципа равнопрочности, т.е. Во всех переходных сечениях коэффициенты запаса прочности по отношению к основной расчетной силе должны быть одинаковы.

Исходные данные:

Диаметр эксплуатационной колонны d_эк=146мм;

Глубина залегания подошвы продуктивного горизонта l_ппг=2720 м;

Пластовое давление p_пл_l=29,0мпа;

Глубина спуска кондуктора l₀=240 м;

Мощноcть продуктивного горизонта n=57м (2663-2720м);

Длина эксплуатационной колонны l_к=2750м.

В процессе бурения под эксплуатационную колонну:

На глубине s₁=1360м может встретиться пласт с аномально высоким давлением, которое равно p_плs1=12мпа,

На глубине s₂=1839м давление равно p_пл_s₂=17мпа,

А на глубине s₃=1875м давление будет p_пл_s₃=18мпа.

При освоении, а также при определении герметичности колонны, в колонне может быть снижен уровень жидкости на глубине

Н=(0,3-0,4)l_ппг=0,36*2720=1000м;

Высота подъема цементного раствора за колонной от устья h=140м;

Плотность жидкости:

Бурового раствора r_р=1120кг/м³;

Воды - r_в=1000кг/м³;

нефти - r_н=850кг/м³;

Плотность цемента:

Облегченный r_цобл=1520кг/м³, тампонажный r_цт=1830кг/м³,

Усредненная плотность цемента

r_цсред=(l₁r_цобл+l₂r_цт)/(l₁+l₂)=(1810*1520+810*1830)/(1810+810)=1616кг/м³

определение внутреннего давления

Внутреннее давление определяется для различных технологических процессов и времени при которых они достигают своего максимального и минимального значения.

Внутреннее давление будет максимальное в начале эксплуатации, при нагнетании жидкости или газа в продуктивные горизонты, а также при ремонтно-изоляционных работ, при опрессовке и при гидразрыве пласта. Минимальное внутреннее давление будет при освоение или в конце эксплуатации.

А) в начале эксплуатации:

Z=0;

P_вну=р_пл_l-10^-5r_н(l_ппг-z)=29,0-10^-5*850(2720-0)=5,88мпа ,(2.114)

Z=2720м; р_пл_l=29,0мпа

Строится эпюра 1а.

Б) в конце эксплуатации:

Р_вн_z от 0 до н=100м равно 0

Z=l_ппг=2720м;

P_вн_l_ппг=10^-5r_ж(z-h)=10^-5*959(2720-1000)=16,3мпа ,(2.115)

Строится эпюра 1б

В) в конце освоения:

От 0 до н=1000м; р_вн_z=0

Ниже р_вн_z=10^-5r_н(z-h)

Z=s₁=1360м;

р_вн_s1=10^-5*850(1360-1000)=3,06 мпа= s₂ = 1839 м;

Р_вн_s2 = 10^-5*850(1839-1000) = 7,13 мпа= s₃ = 1875 м;

Р_вн_s3 = 10^-5*850(1875-1000) = 7,44 мпа= l_ппг = 2720 м; _вн_l_ппг = 10^-5*850(2720-1000) = 14,71мпа

Строится эпюра 1в

Г) в конце цементирования

z = 0: p_вну = 0

Z = l_ппг = 2720 м;

P_вн_l_ппг = 10^-5 *r_р l_ппг = 10^-5*1120*2720 = 30,46 мпа ,(2.116)

Строится эпюра 1г.

Определение наружных давлений

Наружное давление определяется для тех же стадий работы скважины и периодов.

А) наружное давление в не зацементированной:

Р_н_z = 10^-5r_рz

Z = 0р_ну = 0

Z = h = 140 м,

Р_н_h = 10^-5 *1120*140 = 1,57 мпа

Строится эпюра 2а

Б) наружное давление в зацементированной части (по пластовому давлению)

Наружное давление в интервале, закрепленном предыдущей колонной, определяет по составу давлению столбов бурового раствора и гидростатического давления столба воды плотностью с_г.в.=1.1с_в=1.1*1000=1100кг/м³ высотой от башмака предыдущей колонны до ''головы'' цемента

Р_н_z= 10^-5[r_рh + r_гв(z - h)](2.117)

Z = l₀ = 240 м;

р_н_l₀ = 10^-5 [1120*140 + 1100(240 - 140)] = 2,67 мпа

В не перекрытой зоне определяется по пластовому давлению

Z = s₁ = 1360 м;р_вн_s₁= 12 мпа

Z = s₂ = 1839 м;р_вн_s₂ = 17 мпа

Z = s₃ = 1875 м;р_вн_s₃ = 18 мпа

Z = l_ппг = 2720 м; p_вн_l_ппг = 29,0 мпа

Строится эпюра 2б.

В промежуточных точках давления определяются

,(2.118)

Где z - расстояние от устья скважины до глубины, на которой определяем наружное давление, м;

Р_плп и р_плкр - давление в подошве горизонта и кровле, мпа.

Z = 1000 м;

Р_н1000= 2,67+ (10000-240)(12 - 2,67)/(1360 - 240) = 9 мпа.

В) наружное давление в конце цементирования:

Р_н_z= 10^-5[r_рh + r_цобл(z - h)],(2.119)

Z = l₀ = 240 м;

Р_н_l0 = 10^-5 [1120*140 + 1520 (240 - 140)] = 3,09 мпа= s₁ =1360 м;

Р_н_s1 = 10^-5 [1120*140 + 1520 (1360 - 140)] = 20,11 мпа= s₂ =1839 м;

Р_н_s2 = 10^-5 [1120*140 + 1520 (1839 - 140)] = 27,39 мпа = s₃ =1875 м;

Р_н_s₃ = 10^-5 [1120*140 + 1520 (1875 - 140)] = 27,9 мпа;

Для нескольких марок цемента:

Р_н_z= 10^-5[r_рh + r_цсред(z - h)],(2.120)

Z = l_ппг = 2720 м;

Р_н_l_ппг = 10^-5 [1120*140 + 1616 (2720 - 140)] = 43,26 мпа

Строится эпюра 2в.

определение наружных избыточных давлений

Избыточное наружное давление - это разность между наружным и внутренним давлениями, для одних и тех же работ в скважине и для одного и того же периода времени:

Р_ни_z = р_н_z- р_вн_z_,(2.121)

Избыточное наружное давление наибольшее тогда, когда наименьшее внутреннее.

А) по окончании цементирования

Р_ни_z = 10^-5(z - h)(r_цср - r_р),(2.122)

Z = h = 140 м; р_ни_h = 0

Z = l_ппг = 2720 м;

Р_ни_l_ппг = 10^-5 (2720 - 140)(1616 - 1120) = 12,80 мпа

Строится эпюра 3а.

Б) при освоении скважины в незацементированной части при h < h,

Р_ни_z= 10^-5r_рz, при 0£ z £ h

Z = 0; р_ни_h= 0

Z = h = 140 м;

Р_ни_h= 10^-5*1120*140 = 1,57 мпа

При h > h,

Р_ни_z= 10^-5[r_рh - r_н(z - h)], (2.123)

при h£ z £ h

В зацементированной части (от пластового давления)

При h < h

Р_ни_z= р_н_z_,(2.124)

При h £ z £ h

Р_ни_l₀= р_ни_l₀2,67 мпа

Р_ни_h= р_н_h= 9 мпа

Р_ни_z= р_пл_z - 10^-5[r_н(z - h)], (2.125)

При h £ z £ l_ппг

Z = s₁ =1360 м;

р_ни_s₁ = 12 - 10^-5 [850 (1360 - 1000)] = 8,94 мпа

Z = s₂ = 1839 м;

Р_ни_s2 = 17 - 10^-5 [850 (1839 - 1000)] = 9,87 мпа= s₃ = 1875 м;

Р_ни_s3 = 18 - 10^-5 [850 (1875 - 1000)] = 10,56 мпа= l_ппг = 2720 м;

Р_ни_l_ппг = 29 - 10^-5 [850 (2720 - 1000)] = 14,38 мпа

Стоится эпюр 3б

В) для незацементированной зоны по окончании эксплуатации

При h < h, р_ни_z= 10^-5r_рz, при 0£ z £ h

Z = 0; р_ниу = 0

Z = h = 140 м;

Р_ни_z= 10^-5* 1120 * 140 = 1,57 мпа

При h > h, р_ни_z= 10^-5[r_рh - r_ж(z - h)], при h£ z £ h

Для зацементированной зоны

При h < h

Р_ни_z= р_н_z, при h£ z £ h

Р_ни_l₀= р_н_l₀= 2,67 мпа;

Р_нин= р_нн = 9 мпа

Р_ни_z= р_пл_z - 10^-5[r_ж(z - h)] при h£ z £ l_ппг,(2.126)

Z = s₁ =1360 м;

Р_ни_s1 = 12 - 10^-5 [950 (1360 - 1000)] = 8,58 мпа= s₂ = 1839 м;

Р_ни_s2 = 17 - 10^-5 [950 (1839 - 1000)] = 9,03 мпа= s₃ = 1875 м;

Р_ни_s₃ = 18 - 10^-5 [950 (1875 - 1000)] = 9,69 мпа

В зоне продуктивного горизонта в следствие уменьшения пластовых давлений за счет эксплуатации продуктивного горизонта в начале определяем гидростатическое давление (р'_пл_z)

Р'_пл_z= 10^-5[r_рh + r_г.в.(l - h)], (2.127)

Где r_г.в.-= 1100 кг/м3 - плотность воды, находящейся в цементном камне.

Р_пл_z= р'_пл_z - 10^-5r_ж(z - h),(2.128)

Z = l_ппг = 2720 м;

Р'_пл_l_ппг= 10^-5[1120*140 + 1100(2720 - 140)] = 29,95 мпа,

Р_пл_l_ппг= 29,96 - 10^-5 *950(2720 - 1000) = 13,62 мпа.

Строится эпюр 3в.

Определение избыточных внутренних давлений (при опрессовке)

Избыточные внутренние давления - это разность между внутренними и наружными давлениями, когда внутреннее давление наибольшее.

Это в период опрессовки колонны или при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважине.

Р_вни_z= р_вн_z - р_н_z_,(2.129)

А) в незацементированной частти

Р_вни_z= 1,1р_вну(р_опр) + 10^-5(r_в - r_р )z,(2.130)

При 0£ z £ h,

Где р_опр - минимально допустимое внутреннее давление при испытании на герметичность.

Вместо 11р_внуможет быть подставлено р_опр , если оно больше, т.е. Р_опр > 1,1р_вну, так как р_опр = 10 мпа, что меньше минимально допустимого внутреннего давления при опрессовке, то р'_опр = 12,5 мпа

Z = 0;

Р_вну = р'_опр = 12,5 мпа

Z = h = 140 м;

р_вни_h = 12,5 + 10^-5(1000 - 1120) 140 = 12,33 мпа

Строится эпюр 4а

Б) в зацементированной части

Р_вни_h = =р'_опр + 10^-5(r_в z - р_пл_z)(2.131)

Z = l₀ = 240 м;

Р_вни_l₀ = 12,5 + 10^-5 *1000*240 - 2,67 = 12,23 мпа

Z = s₁ =1360 м;

Р_вни_s1 = 12,5 + 10^-5 *1000*1360 - 12 = 14,1 мпа= s₂ =1839 м;

Р_вни_s2 = 12,5 + 10^-5 *1000*1839 - 17 = 13,89 мпа= s₃ =1875 м;

Р_вни_s3 = 12,5 + 10^-5 *1000*1875 - 18 = 13,25 мпа;= l_ппг = 2720 м;

Р_вни_l_ппг = 12,5 + 10^-5 *1000*2720 - 29 = 10,7 мпа

Выбор равнопрочной эксплуатационной колонны

Расчет обсадных колонн для нефтяных скважин производится на наружно сминающее давление и страгивающую нагрузку, отдельные секции проверяются и на внутренне избыточное давление.

Сминающее наружно избыточное давление достигает своего максимального значения у забоя скважины или против пластов с аномально высокими пластовыми давлениями, у устья скважины сминающее давление равно нулю.

Страгивающая нагрузка наибольшее значение имеет у устья скважины и равна нулю у забоя.

После того как определим все давления, по наружно избыточному давлению на глубине подошвы продуктивного горизонта определяем требуемое давление, по которому нужно спустить трубы с учетом запаса прочности.

1 По р_ни_l_ппг выбирают трубы первой (снизу) секции с учетом запаса прочности на сжатие (n₁).

Требуемое давление для первой секции определяется:

Р_1тр = р_ни_l_ппгn₁ = 14,38 * 1,15 = 16,54 мпа,2.132)

По таблице 2 "инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин." куйбышев, 1989 г. Выбираем трубы группы прочности "д" с толщиной стенки d = 6,5 мм, для которых допустимое критическое давление на сжатие р_1кр = 17,4 мпа, уточняется запас прочности на сжатие

N₁ = р_1кр/ р_ни_l_ппг= 17,4/14,38 = 1,21,(2.133)

Критическое давление- это такое давление, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести и при повышении которого наступит смятие трубы от наружного давления.

. Выбор длины первой секции. Так как мощность продуктивного горизонта n = 57 м (в интервале 2663 - 2720 м), то длина первой секции выбирается равной:

L₁ = n + 50 + l₃ + l_н, (2.134)

Где 50 м - выше кровли продуктивного горизонта,

L₃ - длина зумфа 15¸25 м

L_н - длина деталей низа обсадной колонны, 15¸25 м

L₁ = 52 + 50 + 25 + 15 = 137 м

В интервале 2613 - 2750 м.

3 Определяется вес первой секции

Q₁ = q₁ l₁, (2.135)

Где q₁ - вес 1 п. М по таблице 12 инструкции 1989 г., выбираем q₁ =0,226 кн/м.

Q₁ = 0,226 * 137 = 30,96 кн.

4 Выбираются трубы для второй секции: по эпюру р_нина глубине 2614 м р_ни_z = 13,78 мпа требуемое давление для труб второй секции:

Р_2тр = р_ни_z n1 = 13,78*1 = 13,78 мпа,(2.136)

По таблице 2 инструкции по этому давлению можно выбрать трубы группы прочности "д" с толщиной стенки d = 6,5 мм, р_2кр = 17,4 мпа.

. Определяется значение р'_2кр для труб второй секции с учетом растягивающих нагрузок при двухосном нагружении, т.е. При совместном действии давления смятия и веса труб:

Р'_2кр = р_2кр (1 - 0,3 q₁/q_2т) = 17,4 (1- 0,3 * 30,96/1058) = 17,24 мпа, (2.137)

Где q_2т- растягивающая нагрузка для группы прочности "д" с толщиной стенки d = 6,5 мм по таблице 3 инструкции,

Так как р'_2кр > р_ни_z, то есть 17,24 мпа > 13,78 мпа, то длина первой секции равная 137 м в интервале 2613 - 2750 м остается.

На второй секции расчет на р_ни_z заканчивают и предполагают, что колонна будет завершена второй секцией. Длина второй секции определяется: L₂ = 2613 - 0 = 2613 м.

Вес второй секции определяется:

Q₂ = q₂ l₂ = 0,226 * 2613 = 590,54 кн, (2.138)

Где q₂- вес 1 п.м по таблице 12 инструкции 1989 г., выбираем q₂ = 0,226 кн/м

Вес двух секций

Q_1-2 = q₁ + q₂ = 30,96 + 590,54 = 621,5 кн,(2.139)

Проверка второй секции на страгивание:

N₃ = р_2стр/ q_1-2 = 627/621,5 = 1,008 < 1,3, (2.140)

Где р_2стр - страгивающая нагрузка для соединений обсадных труб по гост 632-80,

Р_2стр = 627 кн по таблице 5 инструкции 1989 г.

9. Запас прочность ниже допустимого, длина второй секции определяется из условия страгивания:

L₂ = (р_2стр/ n_2стр - q₁):q₂ = (627/1,3 - 30,96):0,226 = 1997 м, (2.142)

Где n_2стр - рекомендуемый коэффициент запаса прочности на страгивание, n_2стр = 1,3 для наклонно-направленных скважин.

Вес второй секции:

Q₂ = q₂ l₂ = 0,226 * 1997 = 451,53 кн, (2.143)

Вес двух секций

Q_1-2 = q₁ + q₂ = 33,22 + 451,35 = 484,57кн, (2.144)

Для завершения колонны не хватает6 2613 - 1997 = 616 м.

Определяем запас прочности второй секции на внутренне давление на глубине "головы" ее, т.е. Глубине 616 м.

Р_2вн для труб группы прочности "д" с толщиной стенки d = 6,5 мм по таблице 4 инструкции 1989 г. Равно 29,0 мпа.

По эпюре р_2вни = 12,5 мпа

N_2вн = р_2вн/ р_2вни = 29,0/12,5 = 2,32 > 1,5,(2.145)

Страгивающая нагрузка - это нагрузка от осевых сил (веса обсадной колонны), при которой напряжение в резьбовой части труб достигают предела текучести.

Третью секцию подбирают из более прочных труб (на группу прочности или 1 мм больше по толщине стенки) на страгивание.

Например, группы прочности "д" с толщиной стенки d = 7,0 мм с р_3стр= 696 кн.

Длина третьей секции определяется:

L₃ = (р_3стр/ n_3стр - q_1-2):q₃ = (696/1,3 - 484,57) : 0,243 = 209 м, (2.146)

Вес третьей секции:

Q₃ = q₃ l₃ = 0,243 * 203 = 50,79 кн, (2.147)

Вес трех секций:

Q_1-3 = q_1-2 + q₃= 484,57 + 50,79 = 535,36 кн, (2.148)

Для завершения колонны не хватает 626 - 209 = 417 м.

Четвертую секцию выбирают из более прочных труб группы прочности "д" с толщиной стенки d = 7,7 мм с р_4стр= 774 кн.

Длина секции определяется:

L₄ = (р_4стр/ n_4стр - q_1-3):q₄ = (774/1,3 - 535,63) : 0,265 = 226 м, (2.149)

Вес четвертой секции определяется:

Q₄ = q₄ l₄ = 0,265 * 226 = 59,98 кн, (2.150)

Вес четырех секций:

Q_1-4 = q_1-3 + q₄= 535,36 + 59,98 = 595,34 кн, (2.151)

Для завершения колонны не хватает 417 - 226 = 191 м.

Для пятой секции выбираем трубы группы прочности "д" с толщиной стенки d = 8,5 мм с р_5стр= 872 кн, q₅ = 0,290 кн/м

Длина пятой секции определяется:

L₅ = (р_5стр/ n_5стр - q_1-4):q₅ = (872/1,3 - 595,34) : 0,290 = 260 м, (2.151)

А для завершения колонны не хватает 191 м, следовательно пятая секция будет длиной 191 м.

Вес пятой секции определяется:

Q₅ = q₅ l₅ = 0,290 * 191 = 55,39 кн, (2.152)

Общий вес колонны:

Q= q_1-4 + q₅= 595,34 + 55,39 = 650,73 кн, (2.153)

Запас прочности на внутренне давление определится

N_2вн = р_5вн/р_вну = 37,9/12,5 = 3,03 > 1,3, (2.154)

Следовательно колонна будет состоять из пяти секций.

Таблица 2.19

№	Группа	Длина		Вес	Запасы прочности
П/п	Прочности и толщины	Секции, м		Секции, кн	На смятие, n₁		На внутреннее давление, n₂			На страгивание, n₃
	Стенки			Треб.	Факт.	Треб.		Факт.	Треб.		Факт.
1	Д - 6,5	137	30,96	1,15	1,21	1,3		2,61	-		-
2	Д - 6,5	1997	451,35	-	-	1,15		2,32	1,3		1,3
3	Д - 7,0	209	50,79	-	-	-		-	1,3		1,3
4	Д - 7,7	226	59,89	-	-	-		-	1,3		1,3
5	Д - 8,5	191	55,39	-	-	1,3		3,03	1,3		1,35
		2760	648,38

Согласно инструкции на буровую завозится запас обсадных труб в количестве 50 м на каждые 1000 м спускаемой колонны, которые перевозятся в оба конца.

Расчет деталей и узлов низа эксплуатационной колонны

Низ эксплуатационной колонны оборудуется деталями и узлами для обеспечения надежности спуска колонны и ее цементирования.

Деталями и узлами оборудования низа (снизу-вверх) являются : башмачная направляющая пробка, башмак, башмачный патрубок, обратный клапан, кольцо "стоп", пакерфильтр по наружной части колонны, направляющие фонари, центратор, турболизаторы и другие детали.

В башмачном патрубке рассчитывается количество в нем отверстий из условия равенства площадей сечения обсадной труба и отверстий.

Количество отверстий заданного диаметра d_отв = 30 мм определяется:

N₀ = = 19,36 » 20 штук,(2.155)

Количество направляющих фонарей определяется из условия образования полуволн, образующихся в сжатой части колонны.

Длина возможно сжатой части колонны определяется из условия частичной посадки ее на забой и разгрузки в пределах 10% ее веса.

» 275 м,(2.156)

Где q - вес колонны, кн;

q - вес одного погонного метра колонны, кн/м.

Длина полуволны колонны может быть определена по формуле эйлера:

= 127,8 м,(2.157)

Где: е = 2,1 10⁵ мпа - модуль упругости стали; е = 2,14 10¹⁰ кг/см²

j = экваториальный момент инерции,

J = p/4 (d⁴_н - d⁴_вн) = 0,785 (0,146⁴ - 0,132⁴) = 0,0001184 м⁴,(2.158)

D_н, d_вн - наружный и внутренний диаметр трубы, м

Количество фонарей определяется:

N_ф = + 4 » 7 штук,(2.159)

Как правило, по два центрирующих фонаря устанавливают выше кровли и ниже подошвы предполагаемого эксплуатационного объекта.

В тарельчатом обратном клапане рассчитывается толщина тарелки, которая определяется из формулы баха:

(2.160)

Откуда = 0,028 м,(2.161)

Где: r - радиус тарелки клапана или внутренний радиус трубы (м);

(s_изг) - допустимое напряжение на изгиб, для чугуна 40 мпа;

Р - внешнее сминающее давление равно 0,5 р_низ = 0,5 * 14,38 = 7,19 мпа

Стрела прогиба тарелки клапана определяется:

= 0,000085 м,(2.162)

Где: n - коэффициент, зависящий от способа закрепления клапана, на резьбе 1,0; на сварке 0,8;

Е - модуль упругости для чугуна, е = 0,75 10⁵ мпа

При этом должно сохраняться условие: f < 0,2 s

,000085 < 0,0056

Условие выполняется.

Спуск обсадных колонн в скважину

К спуску обсадных колонн приступают сразу же после шаблонирования скважины, если во время подъема бурильных труб с шаблоном не было затяжек.

Распоряжение о начале спуска дает главный инженер подразделения.

Спуск обсадных труб в скважину производится по руководством одного лица (бурового мастера).

Спуск колонны осуществляется с помощью акб или механизированных ключей.

Перед свертыванием через каждую трубу снова пропускается шаблон.

Муфты деталей низа, а также первых 5-10 труб обваривают.

Перед свинчиванием труб резьба смазывается герметичной смазкой и свертывание труб друг с другом происходит полного завертывания ниппеля в муфту 1 нитка.

При свертывание труб наблюдают за свертыванием, и если наблюдается скрип, нагрев муфты, то в этом случае обе трубы отбраковываются.

Во всех случаях удаление труб отмечается в журнале, их длина и порядковый номер.

При быстром спуске обсадной колонны возникает значительное гидродинамическое давление в скважине, которое может явится причиной поглощения промывочной жидкости, разрушения обратных клапанов и смятия колонны.

Поэтому скорость спуска колонны ограничивают.

Скорость спуска считается допустимой, если сумма гидродинамического и статического давления столба промывочной меньше давления разрыва пород, обнаженных в стволе скважины.

В процессе спуска через каждых 300-400м производится долив колонны, а также в случае посадок, затяжек и перед подходом к забою обязательно проводится промывка 1.5-2 цикла, с проворачиванием колонны.

Восстанавливать циркуляцию всегда следует с малой скоростью, а после разрушения тиксотропной структуры промывочной жидкости скорость необходимо увеличивать до достижения турбулентного режима в кольцевом пространстве.

При спуске колонны ведется наблюдение за выходом промывочной жидкости в желоба.

Если при спуске колонны появляется посадка, то промывку следует проводить с росхаживанием.

Последнею трубу подбирают так, чтобы ''нащупать'' забой, а затем эту трубу выбросить, так как колонна должна быть на весу.

По окончанию спуска труб, на последнею трубу должна быть навернута цементировочная головка

Тампонажные материалы используют прежде всего для заполнения заколонного пространства скважин и изоляции всех проницаемых пород друг от друга, предотвращения перетока жидкости (газа) из одного пласта в другой или в атмосферу по заколонному пространству, для закупорки трещин, каверн и других каналов, по которым может поглощаться промывочная жидкость, для защиты наружной поверхности обсадных колонн от коррозии пластовыми водами (газами), для придания большей устойчивости обсадным колоннам, для создания постоянной или временной перемычки в стволе скважины (цементный мост) и других целей.

Тампонажные материалы, используемые для разобщения проницаемых пластов, должны удовлетворять ряду требований:

1. Суспензия такого материала должна быть легко прокачиваемой в течение времени, необходимого для транспортирования ее в заданный интервал скважины, а в покое седиментационно устойчивой.

2. По окончании транспортирования в скважину суспензия в короткий срок должна превратиться в практически непроницаемое твердое тело, даже если температура окружающей среды ниже нуля °с.

3. Суспензия должна превращаться в твердое тело с небольшим увеличением объема или по крайней мере без малейшей усадки в условиях конкретной ситуации в скважине.

4. Образовавшееся из суспензии твердое тело должно быть высокоэластичным, долговечным, стойким против коррозии при контакте с пластовыми жидкостями и газами.

. Это твердое тело должно сохранять свои механические свойства, непроницаемость и коррозионную устойчивость при всех изменениях температуры, которые возможны в период работы данной скважины.

. Оно должно иметь сцепление с обсадной колонной и стенками скважины и прочность достаточные, чтобы противостоять тем силам, которые могут возникнуть в период работы скважины.

Для цементирования обсадных колонн необходимо применять серийно выпускаемые тампонажные материалы.

Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований: тампонажные материалы и сформированные из него цементный камень должен соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования.

При температуре забоя до 50°с (скважины глубиной до 2000м) выбирается обычно тампонажные портландцемент для низких и умеренных температур, при температуре забоя до 100°с (скважины глубиной 5000м) применяется портландцемент для повышенных температур, а также смеси на шлаковой основе и облегченные цемент.

Кроме температурных условий выбор тампонажного материала зависит от необходимой высоты подъема цементного раствора, то есть от наличия в зоне цементирования авпд и анпд, зон осложнений (обвалов, осыпей наличия солей большой мощности и др.)

Гост 1581-91 тампонажные цементы.

Рецептура тампонажного раствора подбирается в соответствии динамической температуры и давления ожидаемые в процессе цементирования скважины в интервале цементирования.

Исходя из выше перечисленных условий выбираем тампонажный портландцемент и облегченный портландцемент с добавками минеральных веществ, способных связывать большое количество воды.

Подбор рецептуры раствора производится в лабораторных условий с учетом забойной температуры и гидростатического давления из тех материалов, которые будут приниматься на данной скважине (цемент, наполнители, вода, реагенты и др.).

Перед цементированием проводят кавернометрию ствола скважины с целью определения фактического коэффициента кавернозности определения необходимого количества цемента.

Для уменьшения гидравлических сопротивлений при цементировании эксплуатационной колонны в воду для затвердения цемента добавляют кссб-2, плотностью 1.14мпа в количестве 0.005м³ на 1т сухого цемента, согласно норме, утвержденной объединением ''самаранефтегаз'' 10.03.94г.

При цементировании эксплуатационной колонны применять реагенты-понизители водоотдачи пзс-тр или ммц-втр 0.003т/м³ на последние 20м³ цементного раствора.

Всего:20*0.003=0.06т

В последние 12м³ цементного раствора вводят резиновую крошку в количестве 1т.

Проницаемые пласты, вскрытые скважиной, разобщают друг от друга для того, чтобы устранить возможность перетока жидкости из одного объекта в другой или в атмосферу и таким образом предотвратить непроизводительное расходование запаса энергии в продуктивных горизонтах, проникновение в них чуждых вод и ухудшение коллекторских свойств, исключить опасность загрязнения окружающей среды, возникновения взрывов и пожаров на территории близ скважины, а также опасности несчастных случаев с людьми.

К качеству разобщения пластов предъявляются весьма серьезные требования.

. Разобщающая среда должна быть герметичной при тех перепадах давления, которые существуют или могут возникнуть между проницаемыми пластами, вскрытыми скважиной.

. Разобщающая среда должна постоянно иметь плотный контакт с окружающими горными породами и поверхностью обсадной колонны, герметичность которого не должна нарушаться при любых возможных деформациях обсадных труб.

. Разобщающая среда должна быть долговечной, т. Е. Не должна разрушаться под воздействием пластовых жидкостей, газов, бактерий и при изменениях температур, возможных в период бурения или эксплуатации скважины.

. Герметичность разобщения не должна нарушаться под действием ударных нагрузок, которые возникают при прострелочно-взрывных и иных работах в скважине.

Основным методом разобщения пластов в настоящее время является цементирование, т. Е. Заполнение заданного интервала заколонного пространства скважины или участка обсадной колонны суспензией вяжущих материалов, способной в покое затвердевать и превращаться в практически непроницаемый камень.

В нефтегазодобывающей промышленности используют несколько способов цементирования.

С целью предупреждения от возможных осложнений, которые могут встречаться при цементировании, выбираем способ цементирования эксплуатационной колонны двух ступенчатый с муфтой мсц.

Ступенчатое цементирование разделенное во времени применяют в следующих ситуациях:

а) если при одноступенчатом цементировании неизбежно поглощение раствора;

б) если вскрыт пласт с аномально высоким давлением и в период схватывания тампонажного раствора после одноступенчатого цементирования могут возникнуть перетоки и газопроявления;

в) если для одноступенчатого цементирования требуется одновременное участие в операции чрезмерно большого числа цементировочных насосов и смесительных машин;

г) если для верхнего и нижнего участков скважины должны быть использованы тампонажные растворы разного состава.

Основной недостаток способа - большой разрыв во времени между окончанием цементирования нижнего участка и началом цементирования верхнего.

Этот недостаток можно в основном устранить, установив на обсадной колонне ниж цементировочный пакер.

Если по оканччанию цементирования нижней ступени заколонного пространства скважины герметизировать пакером, можно сразу же приступить к цементированию верхнего участка.

После остановки насосов избыточное давление в цементировочной головке плавно стравливают, если обратный клапан и цементировочная муфта герметичны, и оставляют скважину в покое для твердения тампонажного раствора (с закрытыми кранами на головке).

При стравливании давления необходимо контролировать объем жидкости, вытекающей из колонны.

Основные недостатки способа: значительно более высокое давление на стенки скважины, чем при цементировании с разрывом во времени, что создает опасность поглощения, и опасность возникновения перетоков и заколонных газопроявленнй в период схвачывания и твердения тампонажного раствора, обусловленная быстрым снижением в последнем порового давления.

Цементиривочные муфты и пакеры следует размещать против устойчивые непроницаемых пород.

Цементировочная муфта должна обеспечивать герметичность разобщения полости колонны от заколонного пространства не только в период твердения тампонажного раствора, но также после разбуривания втулок в ней.

Расчет цементирования эксплуатационной колонны

Цементированием процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способные в покое затвердевать и превращаться в прочной, практически не проницаемы камень.

В нефтегазодобывающей промышленности цементирование широко применяется для решения следующих задач:

а) изоляции насыщенных жидкостями и газами проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной;

б) создание высокопрочных мостов в скважине, способных воспринимать достаточно большие осевые нагрузки (например: при забуривании новых стволов, при опробовании горизонтов испытателями пластов с опорой на забой и др.);

в) создание разобщающих экранов, препятствующих обводнению продуктивных горизонтов;

г) удержание в подвешенном состоянии обсадной колонны;

д) защиты обсадной колонны от воздействия агрессивных пластовых жидкостей и газов, вызывающих коррозию металла;

е) ликвидация поглощения промывочной жидкости;

ж) упрочнение стенок скважины в неустойчивых породах.

Цель расчета является определения количество материалов, необходимых для цементирования заданного участка скважины; режима закачивания тампонажного раствора и продавочной жидкости, при котором может быть обеспечена заполнения заданного участка заколонного пространства тампонажным раствором без осложнений и наиболее полное вытеснение промывочной жидкости; необходимых параметров насосного оборудования, а также числа цементировочных насосов и смесительных машин; продолжительности цементирования.

Цементирование эксплуатационной колонны производится в две стпени с установкой мсц или пдм на глубине 1950м.

Расчет цементирования первой ступени

Исходные данные: провести расчет цементирования эксплуатационной колонны диаметром d_н=146мм;

Рисунок 2.1

Спущенной на глубину l =2750 м; колонна состоит из пяти секций:

L₁ = 137 м, d₁ = 6,5 мм

L₂ = 1997 м,d₂ = 6,5 мм

L₃ = 209 м, d₃ = 7,0 мм

L₄ = 226 м, d₄ = 7,7 мм

L₅ = 191 м, d₅ = 8,5 мм (снизу вверх),

Диаметр скважины равен диаметру долота, д_скв = д_д = 0,2159 м;

Высота подъема цементного раствора от забоя, н₁ = 800 м;

Длина цементного стакана, h = 15 м;

Плотность цементного порошка, r_стц = 3130 кг/м³ - сухой тампонажный цемент,

Плотность промывочной жидкости, r_р = 1150 кг/м³;

Коэффициент увеличения ствола скважины (каверзность), к_v = 1,3;

Водоцементное отношение, m_тц = 0,5 - тампонажный цемент;

Плотность воды r_в = 1000 кг/м³.

Порядок расчета

1.определяется средний внутренний диаметр обсадной колонны:

D_вн = , (2.163)

где d₁,d₂, ..., d_n - внутренний диаметр секции обсадной колонны.

D_вн = = 0,132 м.

2 Определяется объем цементного раствора:

V_цр = 0,785[(d_скв² - d_н²) н₁ к_v + d_вн² h],(2.164)

V_цр = 0,785[(0,2159² - 0,146²) 800*1,3 + 132² 15] = 20,86 м³

3. Определяется количество сухого цемента для приготовления 1 м³ цементного раствора:

Q = r_стц r_в /(r_в+ m r_стц), (2.165)

где r_стц - плотность сухого цемента, кг/м³,

M - водоцементное отношение по гост 1581-91.

Q = 3130 * 1000 /(1000 + 0,5*3130) = 1220 кг/м³.

3 Определяется плотность цементного раствора,

r_цр= (1 + m) q = (1 + 0,5)*1220 = 1830 кг/м³,(2.166)

4 Определяется качество цемента и воды для приготовления цементного раствора

Q'_ц = v_цр q = 20,86 * 1220 = 25449,2 кг,(2.167)

Q_в = m q'_ц =0,5 * 25449,2 = 12,7246 м³,(2.168)

Определяется количество сухого цемента с учетом потерь при затаривании:

Q_ц = к₁ q'_ц = 1,02 * 25449,2 = 25958,18 кг, (2.169)

Где к₁ - коэффициент, учитывающий потери сухого цемента при затаривании цементно-смесительных машин и при приготовлении цементного раствора, к₁ = 1,02 - 1,03

7. Определяется количество цементно-смесительных машин:

Цсм = q_ц/м_цсм = 25958,18/20000 = 2 агрегата, (2.170)

Где м_цсм - вместимость бункера цементно-смесительной машины, для обычного тампонажного цемента м_цсм = 12,5 т.

Определяется количество продавочной жидкости:

V_р = D pd_вн²/4 * (l - h) = 1,05 * 3,14*0,132²/4 (2750 - 15) = 39,4м³, (2.171)

Где D - коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха, D для глинистого раствора принимается равным 1,05, а для воды 1,0.

Определяется наибольшее рабочее давление в конце цементирования:

Р_р = р₁ + р₂ + р₃ + р₄ = 5,34 + 1,37 + 0,97 + 1,46 = 9,14 мпа,(2.172)

Вычисление показателей р₁, р₂, р₃, р₄приводится ниже.

а) определяется гидростатическое давление за счет разности плотностей цементного и глинистого растворов:

Р₁ = (h₁ - h)( r_ц_h - r_р)/10⁵ = (800 - 15)(1830-1150)/10⁵ = 5,34 мпа,(2.173)

б) определяются гидравлические сопротивления при движении продавочной жидкости в трубах:

Р₂ = l_1тр l v_тр² r_р/(10⁶ d_вн2) = 0,024*2750*2,18²*1150/(10⁶*0,132*2) = 1,37 мпа,(2.174)

Определяется скорость движения продавочной жидкости в трубах:

V_тр= v_кп(d_скв² - d_н²)/d_вн² = 1,5(0,21592 - 0,1462)/0,1322 = 2,18 м/с, (2.175)

Где v_кп- скорость движения промывочной жидкости и цементного раствора в затрубном пространстве, м/с.

Для качественного цементирования эта скорость должна быть 1,5 - 2,0 м/с для эксплуатационной колонны, и 0,8 - 1,0 м/с для промежуточной.

Определяется критерий рейнольдса и коэффициент, характеризующий движение продавочной жидкости в трубах:

Re_тр* = , (2.176)

Где: h_р - структурная вязкость продавочного раствора, мпа с;

t_ор - динамическое напряжение сдвига продавочного раствора, па, так как 14302 > 2300,

То l_1тр = (2.177)

в) определяются гидравлические сопротивления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве:

P₃ = мпа,(2.178)

Определяем критерий рейнольдса и коэффициент, характеризующий движение промывочной жидкости в затрубном пространстве:

Re_кпр* = , (2.179)

Так как 6136 > 1600, то

l_2р = (2.180)

г) определяются гидравлические сопротивления при движении цементного раствора в затрубном пространстве:

P₄ = мпа,(2.181)

Определяется критерий рейнольдса и коэффициент, характеризующий движение цементного раствора в затрубном пространстве

Re_кпц* = , (2.182)

Так как 1282 < 1600, то

l_гц = ,(2.183)

Определяется максимальное давление при цементировании

Р_мах = р_р + р_стоп = 9,14 + 2,0 = 11,14 мпа, (2.184)

Где р_стоп - повышение давления при посадке пробки на кольцо "стоп" 1,5 - 2 мпа.

Из полученного р_мах видно, что для проведения цементирования можно использовать ца-320 м, с диаметром втулок 127 мм.

11Определяется допустимое время цементирования:

Т_доп = 0,75*т_нскв = 0,75*105 = 79 мин, (2.185)

Где т_нскв - время начала схватывания цемента, для нормальных температур на забое т_нскв = 120 мин, для повышенных т_нскв = 105 мин.

. Определяется время закачивания цементного раствора при гидравлических сопротивлениях в скважине, в начальный период цементирования:

Р_гидр = р₂ + р'₃ = 1,37 + 1,37 = 2,75 мпа, (2.186)

Определяются гидравлические сопротивления в затрубном пространстве при движении промывочной жидкости

P'₃ = мпа,(2.187)

Р_гидр = 2,74 мпа < р_а^v = 4,0, то весь цементный раствор закачивается на пятой скорости,

Где р_а^v - давление, развиваемое цементировочным агрегатом на высшей скорости.

Время закачивания цементного раствора одним агрегатом

Т₃ = v_цр^v*10³/60q_v = 21,17*10³/60*23 = 16 мин, (2.188)

Где q_v - производительность ца на высшей скорости, л/с.

Определяется время продавки цементного раствора:

а) для определения времени продавки цементного раствора в начале определяются гидравлические сопротивления в конце цементирования:

Р_гидр' = р₂ +р₃ + р₄ = 1,37 + 0,97 + 1,46 = 3,80 мпа,(2.189)

б) определяются длины столбов продавочного раствора в трубах, закачиваемого цементировочным агрегатом на различных скоростях:

Рисунок 2.2

L_т = а + b(pa - р_гидр') + c, (2.190)

Для чего определяется коэффициенты а, b, с:

А = к_v f_зп l/(k_v f_зп + f_тр) = 1,3 * 0,02 * 2750/(1,3 * 0,02 + 0,0137) = 1801 м³,

Здесь f_зп = 0,785 (d_скв²- d_н²) = 0,785 (0,2159² - 0,146²) = 0,02 м²,(2.192)

F_тр = 0,785 d_вн² = 0,785*0,132² = 0,0137 м²,(2.193)

В = 10⁵ к_v f_зп /(k_v f_зп + f_тр)(r_цв - r_р) =

⁵* 1,3 * 0,02/(1,3 * 0,02 + 0,0137)(1830 - 1150) = = 96,3 м/мпа,(2.194)

С = (f_тр l - k_v f_зп h₁)/(k_v f_зп + f_тр) = (0,0137 * 2750 - 1,3 * 0,02 * 800)/(1,3 * 0,02 + 0,0137) = 425 м, (2.195)

Ра - давление на агрегате при переходе от высшей к низшей скорости, мпа.

длина столба продавочной жидкости на 5-й скорости

L₅ = 1801 + 96,3 (4,0 - 3,80) + 425 = 2245 м;

На четвертой

L₄ = 1801 + 96,3 (6,1 - 3,80) + 425 = 2248 м

На третьей

L₃ = 1801 + 96,3 (9,19 - 3,80) + 425 = 2745 м

в) определяются объемы продавочной жидкости, закачиваемые цементировочным агрегатом на различных скоростях:

V_пр = Df_тр l_т,(2.196)

V_пр5 = Df_тр l₅ = 1,05*0,0137*2245 = 32,3 м³,(2.197)

V_пр5 = Df_тр (l₄ - l₅) = 1,05*0,0137*(2448 - 2245) = 2,9 м³,(2.198)

V_пр3 = Df_тр (l₃ - l₄)= 1,05*0,0137*(2745 - 2448) = 4,27 м³,(2.199)

Итого: v_пр = v_пр5 + v_пр4 + v_пр3 = 32,3 + 2,9 + 4,27 = 39,47 м³ (2.200)

г) определяется время продавки цементного раствора

Т_пр = т_пр5 + т_пр4 + т_пр3 = v_пр5 10³/60q_v+ v_пр4 10³/60q_iv + v_пр3 10³/60q_iii = 32,3*10³/60*23 + 2,9*10³/60*15,1 + 4,27*10³/60*9,8 = 23,41 + 3,2 + 7,26 = 33,87 мин, (2.201)

14Определяется общее время цементирования

Т = т3 + т_пр = 16 + 33,87 = 49,87 = мин,(2.202)

15Определяется количество цементировочных агрегатов

N =т/т_доп = 49,87/35 = 2.,(2.203)

Так как при цементировании работают 2 цементно-смесительные машины, то необходимо минимально принять два цементировочных агрегата.

Еще необходимо предусмотреть один ца для подачи воды и один ца как запасной.

Итого необходимо принять 4 ца, из них 2 рабочих.

Определяем фактическую скорость восходящего потока цементного раствора при двух рабочих ца:

V_кп^v = nq_v/10³ f_зп = 2*23/10³*0,02 = 2,3 м/с,(2.204)

V_кпⁱⁱⁱ = nq_iii/10³ f_зп = 2*9,8/10³*0,02 = 0,98 м/с,(2.205)

V_ср = (2,3 + 0,98)/2 = 1,64 м/с,(2.206)

Где q_v, q_iii- производительность цементировочных агрегатов, м/с.

Таким образом, для организации процесса цементирования первой ступени эксплуатационной колонны диаметром 146 мм, спущенной на глубину 2750 м, при подъеме цементного раствора до глубины 800 м необходимо 25,5 т цемента, 2 цементно-смесительных машин, 12,73 м³ воды, 39,3 м³ промывочной жидкости плотностью 1150 кг/м3 и 4 ца типа ца-320 м.

Определение напряжения эксплуатационной колонны

После образования достаточно прочного цементного камня в заколонном пространстве эксплуатационную колонну обвязывают с предыдущей обсадной колонной с помощью специальной головки с целью герметизации устья скважины.

При освоении и эксплуатации скважины температура и внутреннее давление в колонне, как правило, существенно отличаются от температуры и давления в момент обвязки колонны.

Поскольку после обвязки внутренняя колонна обычно утрачивает свободу осевого перемещения относительно наружной, при изменении температуры или давления могут возникнуть осевые силы, достаточно большие, чтобы незацементированный участок колонны утратил прямолинейную форму продольной устойчивости, а иногда даже достаточные, чтобы нарушилась связь между колонной и цементным камнем.

Как продольный изгиб колонны, так и нарушение сцепления между нею и цементным камнем могут способствовать разгерметизации резьбовых соединений или разобщению проницаемых пластов.

Одним из способов предотвращения продольного изгиба нецементируемого участка колонны может быть установка в нижней части его компенсатора осевых деформаций.

Другим, наиболее распространенным способом является предварительное натяжение колонны при обвязке с таким усилием, чтобы при последующих ожидаемых изменениях температуры и давления продольный изгиб нецементируемого участка был исключен.

Исходные данные:

Глубина скважины, l = 2750 м;

Высота подъема цементного раствора, м: l - h = 140 м;

Удельный вес жидкости, н/м³: g_р = 1,12 * 10⁴; g_в = 0,9 * 10⁴;

Температура, °с: на забое t₀ = 53,

Жидкости t₃ = 35;

Внутреннее устьевое давление, мпа: р_в = 12,5 мпа;

Удельный вес раствора в скважине после спуска колонны, н/м³:

g'_н = g'_в = g_р = 1,12 * 10⁴; (2.207)

Обсадная колонна состоит из пяти секций, трубы из стали группы прочности "д", конструкция равнопрочной эксплуатационной колонны приводится в табл. 2.19.

Порядок расчета

Незацементированная часть обсадной колонны во все периоды жизни скважины должна находиться в растянутом состоянии, то есть должна быть натянута.

Величина натяжения колонны должна быть как минимум равна весу незацементированной части.

Натяжение колонны проводят после разгрузки на забой.

Значение натяжения определим из выражения:

Q_н = q + aefDt * 10^-3 + 0,31 pd²_вн * 10³ - 0,655 l (d²g_p - d²g_в) * 10^-3,(2.208)

Предварительно найдем среднюю площадь сечения труб

,(2.209)

Где l₁, l₂, ... , l_n - длины секций обсадной колонны, м;

F₁, f₂, ..., f_n - соответствующие площади сечений труб в секции колонны

= 29,2 см²,(2.210)

Средний внутренний диаметр d_вн, соответствующий площади 29,2 см², равен 13,6 см

Среднюю температуру нагрева колонны определяется по рис. 8 инструкции "по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин", 1988 г.

Принимаем t₁ = 8,8°с

T₂ = t₁ + (t₀ - t₁) = 8,8 + (53 - 8,8) = 11,0°с,(2.211)

T₄ = t₃ + (t₀ - t₃) = 35 + (53 - 35) = 35,9°с,(2.212)

Dt = = 25,55°с,(2.213)

Определяем слагаемые q_н:

Q = g Sq l = (9,8 * 61,6242 10³) = 604 кн,(2.214)

Р'₁ = aefDt = (12 10^-6 * 2 10¹¹ * 29,2 * 25,55 10^-7) кн = 179,05 кн,(2.215)

Р'₂ = 0,31 р_в d_вн 10³ = 0,31 * 12,5 * 13,3² 10^-1 = 68,55 кн,(2.216)

Р'₃ = 0,655 l (d²_нg_р - d²_внg_в) 10^-3 = 0,655*140*(14,6²*1,12-13,3²*0,9)*10^-3=7,29 кн,(2.217)

Где : р'₁ - дополнительная осевая нагрузка за счет нагрева или охлаждения;

Р'₂ - дополнительное усилие от внутреннего давления;

Р'₃ - натяжение колонны, зависящее от наличия жидкости в колонне и ее характера;

a = 12 10^-6 - коэффициент линейного растяжения для стали;

Е = 2,1 10⁶ кг/см² - модуль упругости

Подставим эти значения в выражение q_н, получим

Q_н = 604 + 179,05 + 68,55 - 7,29 = 844,31 кн

Условие q_н ³ q выполняется. Следовательно, q_н = 844,31 кн

Расчет цементной оболочки

Цель расчета цементной оболочки в обосновании выбора глубины, снижения уровня жидкости в эксплуатационной колонне при обеспечении достаточной прочности цементной оболочки на различных этапах освоение и эксплуатации скважины.

Исходные данные:

По геолого-техническому наряду известно, что скважина глубиной l=2750м обсажена эксплуатационной колонной диаметром d_эк=146мм с толщиной стенки =7мм.

Ожидание затвердения цементного раствора будет проведено в течении 48ч с давлением на устье р_у=10мпа.

Высота подъема цементного раствора от устья h=140м, плотность цементного раствора с_{ц сред}=1616кг/м³, плотность продавочной жидкости а_р=1120кг/м³.

На пятый день в колонне производится замена глинистого раствора на воду в_в=1000кг/м³.

На восьмой день воду заменяют на нефть а_н=850кг/м³.

На десятый день уровень нефти в скважине понижается на н_с=1000м.

После этого вызывается приток нефти из продуктивного пласта и скважина переводится на эксплуатационной режим.

Результаты испытания цементного камня на изгиб, определенные с помощью прибора мии-100, через двое суток следующие: испытывалось три образца на предел прочности, на изгиб и среднее значение прочности - 2.7мпа.

Порядок расчета цементной оболочки

1. Находим начальное давление у забоя скважины

Р=10^-5*((l-h)с_ц
сред+ h*а_р)=10^-5*((2750-140)*1616+140*1120)=43.8мпа

2. По условию задачи устанавливаем виды работ, которые будут проводится в скважине (определяем время, при котором будут происходить изменения давления в скважине и подсчитываем это давления):

А) при цементирование давления в эксплуатационной колонне:

Р_к=10^-5*l*с_р+р_у=10^-5*2750*1120+10=40.80мпа,(2.218)

Б) через двое суток убирается цементировочная головка, следовательно, отсутствует устьевое давление колонне, тогда

Р_к2=10^-5*l*с_р=10^-5*2750*1120=30.80мпа,(2.219)

В) через пять суток с целью вызова притока нефти из пласта глинистой раствор заменяют на воду, при этом

Р_к5=10^-5*l*с_в=10^-5*2750*1000=27.5мпа,(2.220)

Г) через восемь суток с той же целью воду в эксплуатационной колонне заменяют на нефть

Р_к8=10^-5*l*с_н=10^-5*2750*850=23.38мпа,(2.221)

Д) через десять суток снижаем уровень нефти в колонне (с целью освоения скважины)

Р_к10=10^-5*(l-н_с)*с_н=10^-5*(2750-1000)*850=14.88мпа,(2.222)

3. Определяем сминаемые давления в колонне на рассматриваемые моменты времени:

На 2-е суток р_2с=р-10^-5*l*с_р=43.8-30.80=13мпа(2.223)

На 5-е суток р_5с=р-10^-5*l*с_в=43.8-27.5=16.4мпа(2.224)

На 8-е суток р_8с=р-10^-5*l*с_н=43.8-23.38=20.42мпа(2.225)

На 10-е суток р_10с=р-10^-5*(l-н_с)*с_н=43.8-14.88=28.92мпа(2.226)

. По результатам испытания цементного камня через двое суток находим приделы прочности на изгиб.

Коэффициент с определяется по графику методических указаний к ''расчету на прочность цементной оболочки нефтяной скважины.'' (см. Рис. 3).

с_изг=авd,(2.227)

Через 5 суток с_с=1.4d₂=1.4*2.7=3.78мпа

Через 8 суток с_о=1.7d₂=1.7*2.7=4.59мпа

Через 10 суток с_оо=1.8bb₂=1.8*2.7=4.86мпа

. Рассчитываем модуль упругости оболочки

Через 2 суток е'₂=2000*2.7=5400мпа

Через 5 суток е'₅=2000*3.78=7560мпа

Через 8 суток е'₈=2000*4.59=9180мпа

Через 10суток е'₁₀=2000*4.86=9720мпа

. По таблице 1 методических указаний находим коэффициенты пуассона с₂ через 2, 5, 8,10 суток

с₁=0.3; с'₂=0.2; с''₂=0.2; с'''₂=0.3; с''''₂=0.3

2 Определяем отношение радиусов эксплуатационной колонны:

(2.228)

Где: r₂, r₁ - наружный и внутренний радиус обсадной колонны.

. Рассчитываем отношение модулей материала труб и оболочки:

(2.229)

8 Определим коэффициент к:

(2.230)

Через 8 суток

(2.231)

. По графику (рис. 2) методических указаний находим коэффициент n - зависящий от возраста цементного камня, через 2, 5, 8, 10 суток:

N₂=3.0; n₅=3.1; n₈=3.25; n₁₀=3.35.

. Рассчитываем запас прочности оболочки:

(2.232)

По условию прочности коэффициент запаса прочности цементной оболочки должен быть равен m=1.2-1.3

Таблица 2.20 Таблица результатов

Момент времени сут.	Жидкость в скважине		Плотность жидкости, кг/м³		Высота столба жидкости, м		Р, мпа	Р_к, мпа		Р_с, мпа			_изг, мпа		Е₂*10^-2, мпа
2	Глинистый раствор		1120		2750		43.8	30.80		12.13		1.0	2.7		54.0
5	Вода		1000		2750		43.8	27.5		16.4		1.4	3.78		75.6
8	Нефть		850		2750		43.8	23.38		20.42		1.7	4.59		91.8
10	Нефть		850		1750		43.8	14.88		28.92		1.8	4.86		97.2
Момент времени сут.		₂		²		W			K		N			M
2		0.2		1.22		38.89			0.15		3.0			2.08		0.2	1.22	27.78	0.19	3.1	1.89
8		0.3		1.22		22.88			0.21		3.25			1.74
10		0.3		1.22		21.61			0.22		3.35			1.28

Как видно из расчета, запас прочности цементной оболочки на все промежутки времени при освоении допустимо.

Эксплуатационные скважины, как правило, бурят с использованием электропривода, разведочные с использованием привода от двс.

Бурение с использованием электропривода значительно дешевле бурения с двс. Буровая установка с электроприводом легче, проще в монтаже, при бурении на электроприводе нет необходимости в большем количестве транспорта для подвоза горюче-смазочных материалов, требуется меньше обслуживающего персонала и т.п.

Поэтому основным фактором, определяющим выбор вида привода буровой установки, является наличие в районе бурения источников питания электроэнергией.

Тип буровой установки определяется по госту 16293-82, исходя из максимально допустимой рабочей нагрузки на крюке от веса бурильной колонны в воздухе или из наиболее тяжелой обсадной колонны или ее секции и условий глубины бурения.

Исходя из выше перечисленных факторов, учитывая график движения буровых установок в отрадненнском убр для бурения проектируемой скважины выбираем буровую установку бу-3000 эук, вышка 41*200, лебедка у2-2-11, вид привода буровой установки электрический, вид энергии - электроэнергия от ближайшей лэп, буровой насосу8-6м, ротор р560-шв, вертлюг у6-200.

Выбор и расчет талевого канта на прочность

Вес колонн:

Вес кондуктора q_к=115кн;

Вес эксплуатационной колонны q_эк=646кн

Вес бурильной колонны q_бк=1020кн

Итак, по весу наиболее тяжелой колонны принимаем q=102т

Расчетная нагрузка на крюке будет равна

,(2.233)

Где: с - коэффициент учитывающей потери веса колонны, в промывочной жидкости, с=(1-са_ж/bb_м), здесь a_ж - удельный вес промывочной жидкости, г/см³;

b_м - удельный вес материала колонны, г/см³;

к -коэффициент учитывающий нарастания веса за счет силы трения колонны о стенки скважины и жидкости при ее подъеме, увеличивается с глубиной, к=1.11-1.18

По величине р выбираем

Вертлюг у6-200, с собственным весом р_в=2100кг

Крюк у5-130-2, с собственным весом р_кр=1600кг

Талевый блок утба5-170,с собственным весом р_тб=4400кг

Кронблок у3-130-2, с собственным весом р_кб=2460кг

Определяем натяжение ходового и мертвого концов каната

(2.234)

Где: b - коэффициент сопротивления одного ролика талевой системы, p=1/f=1.02-1.03,

Здесь f - кпд одного ролика талевой системы;

M - число струн, на которых подвешен талевый блок

Р₁=р+р_в+р_кб+р_тб+р_кр=99.9+2.1+1.6+4.4+2.46=109.86т,(2.235)

По натяжению ходового конца каната выбираем лебедку лбу1100м, для которой допустимое натяжение ходового конца составляет 25тонн.

Определим нагрузки действующие на вышку

Р_вш=к_п*р+р_в+р_кб+р_тб+р_кр+р_к+р_х+р_м= =1.45*99.3+2.1+2.5+4.4+1.6+1.6+12.88+9.33=178т,(2.236)

К_п - коэффициент учитывающий дополнительные нагрузки, обусловливаемые возможным прихватом бурильной колонны в скважине, зависит от угла и характера искривления скважины и принимается равным, к_п=1.35-1.55 для искривленных скважин

Р_к=1.5-1.7т - вес каната

В соответствии с нагрузкой на вышку р_вш=178т принимаем вышку ва41*200 максимальной грузоподъемностью 200т, высотой 41м.

Произведем выбор каната.

В соответствии с диаметром шкивов талевого блока и диаметром шкивов кронблока, принимаем канат диаметром d_к=28мм

Принимаем коэффициент запаса прочности для талевых канатов равным к_б=3, по уравнению r_aк_бр_к найдем допустимую прочность каната

R_a=3*12.88=38.6т

В соответствии с r_a38.6т принимаем канат типа лк-ро

Проверим выбранный канат на прочность с учетом всех действующих нагрузок.

Напряжения растяжения

(2.237)

Где: f - площадь сечения всех проволок в канате, мм²

Напряжение изгиба

c_и=f₁*е*d/d)=0.072*2.2*10⁴*(1.8/900)=0.0317н/мм²,(2.238)

Максимальное напряжение будет равно

c_max=f_р+b_и=0.339+0.0317=0.371н/ мм²,(2.239)

Фактический запас прочности

К_ф=180/0.371=4.9

Как видно, фактический запас прочности находится в допустимых приделах.

Заключительные работы на скважине

По истечении регламентированного срока твердения тампонажного раствора обсадную колонну на устье соединяют с предыдущей и герметизируют межколонное пространство таким образом, чтобы в любой последующий момент можно было контролировать давление в нем.

Для сохранения усилия натяжения колонны, а также для обвязки устья скважины за трубное пространство между колоннами обвязывают колоннами головками.

В зависимости от конструкции скважины применяются различные колонные головки, резьбовые или клиновые.

При резьбовой колонной головки на резьбу предыдущей колонны навертывается нижней фланец, а подвесной фланец навертывается под эксплуатационную колонну, при этом резьбы кондуктора и эксплуатационной колонны должны находится на строго определенном расстояние (резьба эксплуатационной колонны чуть выше резьбу кондуктора).

Это достигается за счет того, что при цементирование предусматривается перед цементировочной головкой установить патрубок от элеватора до кондуктора, это не очень удобно.

Наиболее универсальными являются клиновые колонные головки.

Они состоит из корпус, навинчиваемого на верхний конец предыдущей обсадной колонны, пьедестала, который устанавливают на фланец корпуса и крепят к последнему болтами, клиньев, при помощи которых подвешивают внутреннюю колонну (т. Е. Первую промежуточную колонну на головке кондуктора; вторую промежуточную колонну на головке первой и т. Д.), и уплотнительных устройств для обеспечения герметичности всех соединений.

В теле корпуса и пьедестала имеются боковые отверстия, закрытые пробками.

После обвязки двух колонн в одно из таких отверстий ввинчивают кран высокого давления, через который с помощью манометра контролируют давление в межколонном пространстве, а при необходимости стравливают газ (отводят на факел).

Перед обвязкой обсадную колонну, которая с момента окончания цементирования должна оставаться подвешенной на крюке буровой установки, натягивают с расчетным усилием и затем при помощи клиньев подвешивают в головке.

после подвески на верхний конец колонны навинчивают пьедестал и соединяют последний с фланцем корпуса головки.

Герметичность обсадной колонны, колонной головки и зацементированного заколонного пространства проверяют путем опрессовки.

Продавочную жидкость в колонне предварительно заменяют на воду.

При опрессовке внутреннее давление в любом сечении колонны должно не менее чем на 10% превышать наибольшее ожидаемое давление здесь в период опробования, испытания или эксплуатации скважины.

Если же конструкция колонны более сложная, а ожидаемое давление у устья высокое, целесообразно спрессовывать ее по секциям, отделяя испытуемую секцию от ниже расположенных с помощью пакера, спускаемого на бурильных трубах.

Колонну признают герметичной в том случае, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделения газа на устье и если в период выдержки колонны под указанным выше давлением последнее в течение 30 мин снижается не более чем на 0,5 мпа при опрессовочном давлении свыше 7 мпа и не более чем на 0,3 мпа при меньшем опрессовочном давлении.

Контроль за изменением давления начинают через 5 мин после создания заданного давления опрессовки.

Проверка герметичности обсадной колонны опрессовкой после образования цементного камня имеет существенный недостаток. Давление в колонне при опрессовке, особенно в газовых скважинах, часто намного больше, чем в период твердения тампонажного раствора.

В ряде случаев по этой причине цементный камень в заколонном пространстве, прежде всего в верхней части скважины, разрушается и не может в дальнейшем надежно выполнять функции разобщающей среды.

Устранить этот недостаток можно, если опрессовывать обсадную колонну не после затвердения тампонажного раствора, а перед началом цементирования (либо в крайнем случае сразу же после окончания его).

Герметичность эксплуатационных колонн во всех разведочных скважинах, а также в тех эксплуатационных скважинах, в которых в период опробования, испытания или эксплуатации давление у устья существенно не превышает атмосферного, дополнительно проверяют путем снижения уровня жидкости.

при таком испытании рекомендуется снижать уровень жидкости в колонне на 40-50 м ниже того, при котором предполагается вызывать приток пластовой жидкости при опробовании или освоении.

глубина снижения уровня, однако, не должна превышать величины, при которой избыточное наружное давление может стать больше сопротивляемости труб наименее прочной секции смятию.

Согласно “инструкции по испытанию скважин на герметичность” глубина снижения уровня должна быть не ниже указанных величин.

Таблица 2.21

Глубина скважины, м	500	500-1000	1000-1500	1500-2000	2000
Наименьшая глубина снижения уровня	400	500	650	800	1000

Наблюдения за изменением уровня начинают через 8 ч после снижения его, чтобы в основном устранить влияние жидкости, стекающей со стенок колонны.

Если колонна спущена в несколько приемов, герметичность ее обычно проверяют после затвердения тампонажного раствора путем гидравлической опрессовки сначала верхнего участка, затем двух верхних, наконец, всей колонны.

если один из участков оказался негерметичным, сначала устраняют обнаруженные дефекты, повторно его спрессовывают и лишь затем проверяют герметичность следующего участка.

Если каждый участок обсадной колонны спрессовывают при спуске, проверить герметичность стыка двух участков можно опрессовкой после затвердения тампонажного раствора, отделив его предварительно от остальной части колонны при помощи пакеров, спускаемых на бурильных трубах.

Опробования вскрытых при бурении перспективных пластов является важнейшим и ответственным фактором при строительстве скважины.

Существуют методы промысловых исследований, отбора керна, которые дают некоторые представления о продуктивности горизонта.

Таких данных ожидаемый дебит скважины, нефтеотдачу пласта этими методами определить нельзя.

поэтому для полного исследования и целесообразности эксплуатации продуктивного горизонта применяют специальные приспособления испытатели и опробыватели пластов.

Существует два метода испытания пластов:

. Метод - с низу верх;

. Метод с верху вниз.

При испытание 1 методом скважина буриться до самого нижнего ожидаемого продуктивного горизонта, спускается колонна, отстреливается и опробуется нижней продуктивный горизонт.

Затем устанавливается мост, простреливается в верхней пласт и опробуется и т.д.

Такой метод используется в эксплуатационном бурении.

В поисковых и разведочных скважинах применяют 2 метод.

По мере вскрытия предполагаемого горизонта применяются опробыватели и испытатели пластов, которые спускаются на буровых трубах (испытатели), или на каротажном кабеле (опробыватели).

Такой метод имеет ряд преимуществ:

1. Не надо спускать колонну и цементировать ее;

2. Испытание происходит в свеже вскрытых пластах, которые мало подвергались воздействию бурового раствора и не подвергались воздействию цемента;

3. Короткое время испытания;

4. С применением испытателя пластов гидравлический (ипг) одновременно измеряются параметры пласта (давление, температура, расход, дебит);

5. Снимается гидравлическая характеристика пласта;

6. Испытание дает возможность оценить целесообразность испытания данного пласта;

7. Экономичность.

Испытатели пластов могут быть механические, но в основном они ипг с конусным или цилиндрическим пакером.

Существует несколько способов вызова притока из пласта.

Если коэффициент аномальности пластового давления существенно больше единицы, коллекторские сройства пласта хорошие и приствольная зона загрязнена мало, часто бывает достаточно заменить промывочную жидкость, которой была заполнена колонна накануне перфорации, на воду либо нефть.

В тех же случаях, когда коэффициент аномальности пластового давления не превышает единицы, коллекторские свойства плохие или приствольная зона продуктивного пласта сильно загрязнена в период бурения, цементирования и перфорации, для получения притока приходится не только заменять промывочную жидкость на воду или нефть, но также аэрировать воду либо снижать уровень воды (нефти) в обсадной колонне.

Заменять промывочную жидкость на воду рекомендуется постепенна

Наиболее эффективный способ освоения - постепенное увеличение степени аэрации воды после замены ею промывочной жидкости в обсадной колонне.

Для этого в пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами одновременно закачивают воду цементировочным насосом и воздух передвижным промысловым компрессором.

Иногда уровень жидкости снижают поршневанием способ можно применять лишь в тех случаях, когда нет опасности выброса и не требуется герметизировать устье скважины.

Время, необходимое для получения притока таким способом, гораздо больше,чем предыдущими способами

Для освоения скважин, продуктивный пласт в которых имеет низкое пластовое давление или сильно загрязнен в процессе бурения, в успехом могут быть использованы опробователи, спускаемые на колонне труб.

Для повышения эффективности освоения скважин, вскрывших нефтеносные пласты с низкими коэффициентами аномальности, целесообразно до перфорации снижать давление в обсадной колонне до пластового или даже несколько ниже последнего.

При вскрытие коллектора в него проникает фильтрат промывочной жидкости, а при цементирование проникает фильтрат цементного раствора.

Глубина проникновения зависит от проницаемости пород слагающих коллектор, а также от перепада давления , от свойств промывочной жидкости (водоотдачи) и др. Факторов.

О величине зоны проникновения фильтрата судят по результатом геофизических исследований (бкз - боковое каротажное зондирование), а также исследование динамической и статической фильтрации.

Глубина проникновения фильтрата зависит от капиллярных сил и поверхностного натяжения, она может быть от несколько сантиметров до десятка метров.

Рядом исследований установлено, что глубина проникновения фильтрата зависит от наличия в промывочной жидкости твердых частиц не растворившейся глины, утяжелителя.

При вскрытие трещиноватых пород глубина проникновения твердых частиц может быть до нескольких метров.

Вероятно, для вскрытия продуктивных горизонтов необходимо, чтобы в промывочной жидкости содержались частицы которые могут быть извлечены из ласта каким либо методом воздействия (при соляно-кислотной обработки карбонатные частицы растворяются, обработка призабойной зоны паром способствует распусканию не растворившихся частиц глины).

При проникновении фильтрата в коллектор продуктивного горизонта особенно в песчаники фильтрат контактирует с цементирующем веществом (у песчаника является глина).

глина растворяется, уменьшая объем пор, поэтому для вскрытия продуктивных горизонтов следует рекомендовать раствор на кальциевой глине, в фильтрате которой сдержится меньшее количество растворяющегося вещества.

Также растворимость фильтрата достигается путем добавки пав (поверхностно активные вещества).

Пав образует на поверхности частицы глины сольватные оболочки препятствующие проникновению фильтрата.

Также для вскрытия продуктивных горизонтов можно рекомендовать растворы на нефтяной основе (рно).

С целью улучшения вскрытия продуктивных пластов проводят работы по:

. Улучшению свойств промывочной жидкости на водной основе, путем добавки в раствор различных реагентов;

. Применение растворов рно при вскрытие продуктивных горизонтов;

. Применение в качестве промывочной жидкости пен;

. Применение газообразных агентов;

. Вскрытие продуктивных горизонтов с применением местной циркуляции.

После получения притока из пласта скважине дают некоторое время поработать, чтобы очистилась от загрязнения приствольная зона.

Так, если получен фонтанирующий приток из нефтяного пласта, струю жидкости направляют через верхний боковой отвод фонтанной елки и штуцер в сбросовый амбар.

Диаметр штуцера выбирают с таким расчетом, чтобы не возникло чрезмерно большой депрессии и не началось разрушение скелета пласта и цементного камня.

обычно в течение первых 1,5-2 ч используют штуцер диаметром 6-8 мм, а затем штуцер меньшего диаметра - 5 мм.

При таком диаметре штуцера скважина работает до тех пор, пока не стабилизируются давления у устья в межколонном пространстве и на головке (буфере) фонтанной елки, а также дебит.

После стабилизации давлений у устья и дебита при данном диаметре штуцера скважину считают освоенной и приступают к исследованию ее.

Исследование проводится с целью определения всех промысловых характеристик при установившихся режимах работы: дебита, газового фактора, забойных и пластового давлений, температуры, коэффициента продуктивности скважины, проницаемости и гидропроводности пласта, а также состава и свойств пластовой жидкости (газа).

Режим работы считают установившимся, если при данном диаметре штуцера забойное и устьевые давления и дебит стабильны.

Скважину исследуют при четырех-шести режимах: сначала при минимальном диаметре штуцера, затем диаметр штуцера ступенями увеличивают.

по данным таких исследований строят индикаторную кривую “дебит - депрессия”, выявляют оптимальный режим притока, повторяют исследование при таком режиме и регистрируют кривую восстановления давления.

исследование одного пласта обычно занимает несколько суток.

Исследование при одном режиме считают законченным, если две последовательных проверки давлении и дебитов практически (в пределах погрешности приборов) совпадают.

Устьевые давления измеряют обычно через каждые 3 ч, забойные давления и дебиты - 1-2 раза в сутки.

Для измерения забойных давлений используют глубинные манометры, а устьевых давлений - образцовые манометры.

Спустя сутки после регистрации кривой восстановления давления глубинным манометром делают дополнительное измерение пластового давления в закрытой скважине.

Объем исследований в эксплуатационных скважинах может быть сокращен, его устанавливают по согласованию с добывающим предприятием.

После окончания исследований проводят кратковременную (не менее 10-15 сут) пробную эксплуатацию скважины на оптимальном режиме по плану, согласованному с нгду.

3. Охрана труда, природной и окружающей среды

3.1 Мероприятия, направленные на предупреждение несчастных случаев и профзаболеваний

Организация и обеспечение безопасного ведения отдельных работ, техпроцесса со стороны рабочих, итр согласно правил, правил пожарной безопасности, инструкции по охране труда.

Обустройство, монтаж, демонтаж, заземление, обслуживание, ремонт блока приготовления бурового раствора и оборудование (гидромешалок) выполняются с соблюдением правил и инструкций. Администрация обязана обеспечить рабочих и итр необходимыми правилами и инструкциями.

Мастер обеспечивает безопасное ведение работ и руководит работами повышенной опасности (ремонт пневмокомпенсаторов, испытание манифольда)

Испытание манифольда

В процессе опрессовки машинист заливочного агрегата находится в кабине и управляет работой агрегата, помощник машиниста находится возле насоса агрегата и следит за его работой, а члены комиссии по опрессовки находятся с левой стороны заливочного агрегата и наблюдают за показаниями манометра.

На выкидке цементировочного агрегата должен быть установлен предохранительный клапан с тарированной шпилькой, рассчитанный на давления, превышающий ожидаемое максимальное на 10%.

Устранения не исправности цементировочного агрегата, а также до крепления нагнетательной линии под давлением запрещено.

Нагнетательная линия должна быть выдержана под давлением не менее 3мин.

После ремонта манифольную линию необходимо повторна подвергнуть опрессовки.

Манифольд признается прошедшем испытание, если за 30мин падение давления в линии не наблюдается.

Опрессовку необходимо производить с помощью заливочного агрегата, установленного или со стороны насосного сарая, если опрессовка производится через выкид пневмозадвижки, или со стороны приемного моста, если опрессовка производится через муфту для манометров на стояке.

Применение буровых насосов для опрессовки запрещается.

Лаборант- коллектор при приготовление глинистого раствора должен аккуратно обращаться с реактивами и при работе с кислотами, наливать кислоту в воду, ан наоборот.

В своей работе обязан пользоваться средствами индивидуальной защиты - защитными очками, резиновыми перчатками, фартуком, сапогами.

При приготовление и обработки глинистого раствора необходимо удалить всех людей из гидромешалки, подать сигнал и включить насос, закрыть пусковую задвижку, после появления циркуляции приступить к загрузке гидромешалки.

при этом запрещается работа гидромешалки от двух насосов, повышать рабочее давление выше 4мпа, спускаться в гидромешалку при работающем насосе без разъединения манифольда.

Насос оборудован предохранительном устройством и виде диафрагмы, которая должна подбираться на давление, превышающее рабочее не менее чем на 5%.

Во время работы насосов запрещается нахождение в насосной людей, кроме обслуживающего персонала.

При заполнении пневмокомпенсаторов воздухом принимаются меры против попадания в полость горючих жидкостей.

При применении буровых растворов на углеводородной основе должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды.

Для загазованности контроля должны проводится замеры воздушной среды у ротора, бпр, вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности принимаются меры по ее устранению.

При концентрации паров углеводорода свыше 300мг/см³ работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.

Вода хранится в емкости вблизи от блока приготовления промывочного раствора (бпр). В глину мешалку подается через шланг.

Химреагенты и добавки хранятся вблизи от бпр в специальных контейнерах, обеспечивающих их сохранность и готовность к применению.

Глинопорошек хранится на площадке рядом схим. Реагентами и бпр на возвышенности.

Он покрывается специальной пленкой в избежания попадания воды.

В гидромешалки подается с помощью передвижного крана с двумя ковшами заданного объема.

На буровой согласно правил пожарной безопасности должна быть оснащена следующими средствами пажаро тушения:

огнетушители пенные или порошковые - 6шт.;

- ящики с песком по 0.5м - 4шт.;

багры - 2шт.;

ломы - 4шт.;

лопаты - 4шт.;

ведра - 4шт.;

топоры - 2шт.;

Не допускается: замазученность территории буровой;

Хранение нефти и других горючих жидкостей в открытых амбарах и емкостях на территории буровой не допускается;

Вешать и раскладывать для просушки одежду и другие предметы, пропитанные нефтью и нефтепродуктами на поровых трубах, радиаторах, котлах, горячих частях насосов и электродвигателей и т.д.

Организация проведения инструктажей и проверки знаний рабочих и ИТР

Обучение работников безопасным методам работы проводится на всех предприятиях независимо от характера, сложности и степени опасности производства, а также от стажа работы, образования и квалификации работников по данной профессии или должности.

Администрация предприятия обязана обеспечивать своевременное и качественное обучение работников безопасном методам и приемом работы при поступлении их на работу, непосредственно на рабочих местах или на специальных курса, разработать и утвердить инструкции по безопасному ведению работ, программы инструктажей и других видах обучения, обеспечить руководителей подразделений необходимыми инструкциями.

Инструктажи работников по характеру и времени проведения подразделяются на вводной инструктаж и инструктажи на рабочем месте.

Инструктажи на рабочем месте, в свою очередь, подразделяются на первичный, повторный, внеплановый и целевой.

Первичный инструктаж рабочих в зависимости от характера работы должны проводится с показом безопасных приемов и методов работы и, как правило, проводится индивидуально с каждым рабочем.

Инструктаж рабочих, входящих в состав комплексных бригад, должен проводится как по их основной профессии, так и по совмещаемым профессиям.

Инструктаж мастеров, других руководителей работ должен проводить руководитель цеха или другого подобного подразделения.

После первичного инструктажа на рабочем месте перед допуском к самостоятельной работе или при переводе с одной работы на другую у рабочих должна быть проведена проверка знаний требований безопасности.

Первичная проверка знаний итр структурных подразделений и непосредственных руководителей работ (начальников участков, мастеров, механиков) проводится перед допуском к работе, а руководителей структурных подразделений и итр аппарата предприятия проводится после назначения на должность в сроки, установленные руководством предприятия, но не позднее месяца после назначения на должность.

Проверка знаний рабочих осуществляется комиссией, возглавляемой руководителем соответствующего структурного подразделения (цеха, участка и др.) И проводится в индивидуальном порядке по специальном вопросам.

Проверка знаний итр цехов (кроме начальников участков и мастеров) осуществляется комиссиями под председательством начальников цехов и проводится по вопросникам, составленным по действующим правилам с учетом профиля служебных обязанностей проверяемых.

Рабочие должны обеспечиваться инструкциями, необходимыми учебными пособиями, им должна оказываться практическая помощь при подготовке к проверке знаний.

Повторный инструктаж проводится со всеми рабочими с целью обновления и дополнения знаний по безопасности труда (через 3 месяца работ).

Внеплановой инструктаж проводится при необходимости доведения работающих дополнительных требований, вызванных введением новых правил безопасности, инструкции по охране труда, стандартов ссбт:

· Изменений технологического процесса, замене или модернизации оборудования, приспособлений или инструмента, других факторов, влияющих на безопасность труда;

· Нарушение работниками правил и инструкций по охране труда, которые могут привести к несчастному случаю, аварии, взрыву или пожару;

· Выполнение особо опасных работ.

Целевой инструктаж проводит руководитель работ с рабочими перед производством работ, на которые оформляется наряд-допуск.

Целью целевого инструктажа является предупреждение и инструктаж рабочих при проведении работ повышенной опасности, в данном случае это испытание манифольда. В данном целевом инструктаже говорится, чтобы вся бригада при испытании манифольда находилась в культбутке.

К работам по загрузке блока приготовления глинистого раствора допускается бурильщик, помощник бурильщика, ознакомленные с правилами безопасного выполнения этих работ.

При подъеме и опускании верхней (подвижной) части емкости находится нельзя в зоне движущихся частей и элементов емкости.

Перед пуском бпр в эксплуатацию необходимо убедится в исправности пневмосистемы, шлангов трубопроводов и надежности их соединения.

Перед пуском бпр в работу должны быть все задвижки на штуцерах гидромешалки и пусковая задвижка насоса.

Давление до рабочего перед гидросмесителем поднимают постепенно, прикрывая задвижки.

Все ремонтные работы должны производится только после отключения насосов от гидромешалки и вывешивания предупредительного плаката на пульте включения.

К самостоятельной работе по ремонту и обслуживания буровых насосов и их обвязки должны допускаться слесаря буровых бригад и помощники бурильщика, прошедшие инструктаж на рабочем месте и проверку знаний.

После того, как насос разовьет полное число оборотов, следует прикрыть пусковую задвижку, одновременна следя по манометру за поднятия давления в нагнетательном трубопроводе.

После появления промывочной жидкости в желобной системы (установление циркуляции), пусковую задвижку следует закрыть полностью.

В случае внезапного повышения давления, а также при прекращения циркуляции следует немедленно открыть пусковую задвижку и отключить насос.

При пуске насосов, работающих спарено, включение второго насоса производится после того, как первый насос будет полностью пущен на ход.

При этом необходимо соблюдать те же условия пуска, что и для первого насоса.

Для остановки насоса с электроприводом необходимо включить двигатель, при двигатели внутреннего сгорания отключить соединительную муфту, а затем открыть пусковую задвижку.

Перед ремонтом насоса необходимо отключить его от общего нагнетательного трубопровода путем закрытия проходной задвижки на выпуск и вывесить на пусковом устройстве насоса плакат: ‘’не включать! Работают люди!’’ при электроприводе, а при приводе от двс - обеспечить отключение шмс, стравить воздух, после чего также вывесить на пульте включения предупредительный плакат.

Циклон и вибросито: при обслуживание механизмов системы очистки промывочной жидкости привод и вращающие части должны быть ограждены сплошными металлическими съемными кожухами.

При работе вибросита поверхность сеток следует очищать от шлама с помощью скрепка с резиновой накладкой.

Во время работы вибросита запрещается:

· Снимать и поправлять ограждения;

· Надевать, сбрасывать, натягивать или ослаблять приводные ремни;

· Вставать для очистки сеток на элементы его конструкции.

Проем основания гидроциклонной установки должен быть огражден по периметру бортовой планкой высотой не менее 15см.

При работе гидроциклонной установки необходимо следить, чтобы корпус шламового насоса постоянна, находился в растворе.

Необходимо регулярно очищать фильтр насоса и следить за исправностью сальниковых уплотнений шламового насоса.

Перед пуском в работу гидроциклонной установки нужно убедиться в том, что нижние конуса его не зашламлены.

Пусковые устройства должны быть установлены так, чтобы механизмы очистки находились в прямой видимости работника, включающего их.

На пусковых устройствах должны быть сделаны надписи о их назначении.

Компенсатор бурового насоса (батарейный, сферический) предназначен для выравнивания подачи и давления нагнетания бурового раствора.

Буровой насос может быть пущен в работу только после заправки всех пневмокомпенсаторов.

Запрещается работа буровых насосов: при падения давления воздуха в пневмоконденсаторах ниже 10атм; при неполном креплении шпильками основания компенсаторов к насосу; в случае, если не все три компенсатора полностью заряжены.

Бурильщик обязан:

· Следить за тем, чтобы в предохранительном устройстве насоса были установлены диафрагмы, шпильки, срабатывающие при давлении, превышающее на 5-10% рабочее давление насоса, при соответствующем диаметре цилиндровых втулок;

· Не допускать нахождение людей у оборудования, работающего под давлением (бурового шланга, гидравлических частей насоса, манифольда, задвижек, фланцевых соединений, сливных линий предохранительных узлов);

· Следить за циркуляцией промывочной жидкости, в установленные сроки проверять ее параметры.

Буровые насосы. Запрещается работа насоса при открытых окнах против насосных крейцкопфов. На насосе должен быть установлен исправный манометр с указателем предельного рабочего давления и маслинным компенсатором.

Запрещается эксплуатация буровых насосов и их обвязки:

1) При отсутствии или неисправности ограждения движущихся частей;

2) При давлении, превышающем максимально допустимое для данных цилиндровых втулок;

3) При пропусках промывочной жидкости во фланцевых и резьбовых соединений;

4) При отсутствии давления в пневмокомпенсаторах;

5) При неисправности кип и дзу, без масляных разделителей под манометром;

6) Без проведения гидравлического испытания на полуторок ратное максимальное рабочее давления перед пуском в эксплуатацию, при отсутствии паспорта на насосы и обвязку;

7) Без смонтированной на нагнетательном манифольде предохранительной диафрагмы;

Нагнетательная линия должна укладываться с уклоном не менее 3° от стояка до выкида крайнего насоса.

Запрещается вовремя работы производить какие-либо работы на участке манифольда, отделенных от находящихся под давлением линии только одной задвижкой.

При работе с блоком приготовления промывочного раствора запрещается любая работа в зоне подвижной части емкости при не зашплинтованных фиксаторах.

Запрещается оставлять без надзора работающий бпр и производить ремонтные работы при работающем бпр.

При работе с гидромешалками запрещается превышать рабочее давления выше 40атм, работа гидромешалки от двух насосов, блокировать предохранительный узел гидромешалки даже при установленной на насосе.

Бурильщик является руководителем буровой вахты и обеспечивает правильную и безопасную организацию работ, эксплуатацию оборудования, выполнение членами вахты инструкций по охране труда, соблюдение ими трудовой и производственной дисциплины.

При приготовлении и обработке глинистого раствора бурильщик обязан руководствоваться требованиями ‘’инструкции по охране труда при приготовлении и обработке буровых растворов’’, знать меры безопасности при обращении с химимическими реагентами.

При погрузочно-разгрузочных работах бурильщик должен:

· До начала работ проверить наличие и исправность приспособлений и инструментов, необходимые для предстоящей работы;

· Следить за действием своих помощников и напоминать им требования правил безопасности.

Помощник бурильщика должен производить пуск насосов при полностью открытых пусковых задвижках.

При приготовлении, утяжелении и химической обработки глинистых растворов помощник бурильщика перед пуском насоса на гидромешалку должен проверить наличие и исправность полов, переходных площадок, трапов, ограждений, манометров.

Предохранительных устройств и в ночное время - освещения.

При работе с промывкой глиной, утяжелителем и химреагентами, пользоваться исправными средствами индивидуальной защиты (респиратором, прорезиненным фартуком, перчатками, сапогами, защитными очками).

В обязанности помощника бурильщика входит отбор проб и произведение замеров параметров промывочной жидкости.

Ремонтные работы в гидромешалки следует проводить после полной остановке насосов, открытой пусковой задвижки, закрытой выкидной задвижки на гидромешалку и вывешивания плаката ‘’не включать - работают люди’’ на краны включения насосов и пусковых задвижек.

У буровых насосов проводят гидравлические испытания на полутократное максимальное рабочее давления.

До начала буровых работ, после окончания монтажа буровой установки и проведении ремонтных работ пневмокомпенсаторы, вместе с буровым манифольдом опрессовываются на1.5-кратное ожидаемое рабочее давления с оформлением акта.

Для того, чтобы убедится в прочности фланцевых соединений, манифольная линия предварительно должна быть отпрессована на давление в 100атм.

Перед опрессовкой все люди должны быть удалены с буровой в культбутку (кроме экипажа заливочного агрегата и членов комиссии по опрессовки).

Перед пуском в эксплуатацию обвязка гидромешалки должна быть отпрессована на полутора кратное максимальное рабочее давления с оформлением акта об опрессовке, который хранится в пусковой документации.

Бурильщик является руководителем работ в своей вахте, несет ответственность за:

1. Правильную организацию работ в своей вахте;

2. Выполнение всеми членами требований производственных инструкций по безопасному ведению работ, инструкций по безопасной эксплуатации оборудования и сооружений.

3. Соблюдение всеми членами вахты производственной и технологической дисциплины, правил технической эксплуатации оборудования и инструментов, правил внутреннего трудового распорядка.

4. Неправильные действия и неудовлетворительное выполнение своих обязанностей, предусмотренных инструкцией, независимо от того, привело или не привело это к аварии, или к несчастному случаю.

5. Непринятия мер по устранению нарушений, допускаемых членами вахты.

В зависимости от характера нарушений все ответственные должностные лица несут ответственность по линии общественного воздействия, административного, дисциплинарного и уголовного порядка.

Постоянный профилактический контроль за состоянием условий труда на рабочих местах является одним из средств предупреждения п.т. и осуществляется путем оперативного выявления отклонений от требований правил и норм безопасности с принятием необходимых мер по их устранению.

Основной принцип контроля за состоянием условий труда - это регулярные проверки, проводимые руководителями разных уровней управления производства.

Для осуществления регулярного контроля за состоянием условий труда и рассмотрение других вопросов охраны труда на крупных предприятиях и в объединениях соответствующими приказами должны создаваться постоянно действующие комиссии по безопасности труда под председательством главных инженеров.

Постоянно действующие комиссии по безопасности труда осуществляют целевые и комплексные проверки состояния условий труда в подразделениях, цехах, объектах и рассматривают результаты этих проверок, рассматривают проекты планов улучшения условий труда, планов ликвидации возможных аварий и осложнений, результаты паспортизации объектов.

Паспортизация санитарно-технического состояние объектов осуществляется руководителями подразделений - ответственными за их санитарно-технического состояние.

Они же несут ответственность за достоверность данных, заносимых в паспорт.

Основной принцип контроля за состоянием условий труда - регулярные проверки.

Контроля за состоянием условий труда осуществляется:

Руководителем первого звена управления - непосредственными руководителями работ (начальниками участков, цехов, мастерскими, механиками, энергетиками, технологами и др.);

Руководителями второго звена управления - начальниками цехов и других производственных подразделений.

Руководители первого звена управления ежедневно в начале работы или перед выездом на объект работы (буровую, скважину, трассу и т.п.) И в дальнейшем в процессе работы должны проверять техническое состояние оборудования (машин, агрегатов, станков), инструментов приспособлений, состояние рабочих мест, соблюдение рабочими правил и норм безопасности и принимать оперативные меры по устранению выявленных нарушений и недостатков.

Выявленные при проверки нарушения и недостатки должны быть немедленно устранены.

Нарушения, которые не могут быть устранены силами бригады, смены, вахты (требуют определенных сроков для их устранение не входит в компетенцию руководителя работ), то регистрируются в ‘’журнале проверки состояния условий труда’’.

Производство ремонтных работ узлов нагнетательного трубопровода находящегося под давлением, категорически запрещается.

Перед ремонтом насоса необходимо отключить его от общего нагнетательного трубопровода путем закрытия проходной задвижки на выпуск.

Работу по извлечению прижимного стакана следует производить специальным приспособлением.

Использовать для этих целей кратковременный пуск насосов запрещается.

Также запрещается пуск насосов для вытаскивания поршня со штоком.

Очистку полости гидравлической коробке от осадков глины и выбуренной породы производить металлической щеткой с одновременным смыванием.

Снятие и установка гидравлической коробки с помощью трактора категорически запрещается.

Для надевания кленовых ремней на шкивы необходимо, расслабить крепления эл. Двигателя, подать его в перед при помощи натяжных винтов надеть клиновые ремни на шкивы, после чего выбрать соответствующей натяг ремней и закрепить болтовое соединение электродвигателя.

Смазывать или чистить движущие части во время работы насоса категорически запрещается.

Ремонтные работы с пневмокомпенсатором должны производится только под руководством мастера.

Перед снятием компенсаторного колпачка или крышки сферического компенсатора для замены резинового баллона или резиновой диафрагмы, необходимо убедится в отсутствии воздуха в компенсаторе.

После замены диафрагмы в гнезде под пробойник должна быть установлена новая прокладка из мягкой меди.

Для снятия колпака верхней крышке сферического компенсатора необходимо использовать средства механизации.

Для ремонта гидромешалки необходимо отключить пусковую задвижку и стравить давления из манифольда, на пусковых устройствах насоса вывесить плакат ''не включать - работают люди''.

Устранение пропусков в соединении размывных труб и манифольда производится при остановленном насосе.

Ответственность за осуществление первого этапа контроля наряду с мастерами, руководителями работ, несет также и их непосредственной руководитель, который определяет ответственных исполнителей или лично организует устранения выявленных нарушений и недостатков.

Руководитель второго звена управления (начальник цеха, другого производственного подразделения, приравненного к цеху), не реже чем два раза в месяц должен проверять работу руководителя первого звена управления по проведению первого этапа контроля, состоянию условий труда на объектах и принимать оперативные меры по устранению выявленных нарушений и недостатков.

В крупных цехах (с большим количеством подразделений, бригад, объектов) для обеспечения регулярности проверки всех объектов и полного проведения второго этапа контроля руководитель второго звена управления может привлечь к проверке объектов своих заместителей, главных специалистов и других итр подразделения с тем, чтобы объекты и рабочие места проверялись не реже двух раз в месяц.

При безцеховой структуре организации производства, например, когда бригады или производственные участки непосредственно подчинены руководству предприятия, объекты, участки должны проверятся не реже одного раза в месяц специалистами и итр предприятия.

Ответственность за проведения второго этапа контроля несет руководитель второго звена управления.

Работники предприятия в целях обеспечения коллективной защиты обязаны соблюдать следующие правила.

Соблюдать противопожарный режим установленный на предприятии.

Соблюдать знаки, плакаты вывешенные на, территории, оборудовании и т. Д. Не снимать и не перевешивать их.

Пользоваться специально оборудованными пешеходными дорожками.

Пользоваться оборудованными переездами, переходами через траншеи, рельсовые пути, наземные коммуникации трубопроводов.

Не проникать за ограждение, в различные типы шкафов, распредустройства.

Не подходить к местам производства работ с грузоподъемными механизмами, земляных, сварочных, электромонтажных, сборочных др. Работах.

Будьте внимательны, так как на предприятии эксплуатируется большое количество объектов повышенной опасности, работа на которых требует особых навыков поведения во время ведения работ, а в некоторых случаях выдачи специальных разрешений.

Пуск механизмов в работу осуществляется только после установки и крепления ограждений и удаления за пределы опасной зоны рабочих и лишь после подаче установленного сигнала.

При работе механизмов запрещается:

· Ремонта или крепления, чистки и смазки узлов и деталей оборудования;

· Снятие ограждений или отдельных их частей и проникновение за ограждения;

· Направления, надевания, сбрасывания, натягивания или ослабление ременных, клиномерных и цепных передач;

· Переходить через приводные ремни и цепи или пол ними.

Перед пуском насоса необходимо проверить наличие и состояние ограждений, исправность манометров, установленных на нагнетательной линии, отсутствие посторонних предметов около движущихся частей насоса, наличие воздуха в пневмокомпенсаторе и предохранительного колпака на вентиле, соответствие давление с работки предохранительного узла диаметру втулок.

На металлических частях оборудования, которые могут оказаться под напряжением, должны быть конструктивно предусмотрены видимые элементы для соединения защитного заземления (буровой насос, вибросито, циклон).

Открытые движущиеся и вращающиеся части оборудования, механизмов и т.п. Ограждаются или заключаются в кожух.

Такое оборудование оснащается системами блокировки с пусковыми устройствами, исключающие пуск его в работу при отсутствующем или открытом ограждении (буровой насос, вибросито).

Ограждение должно быть быстросъемным и удобным для монтажа.

Температура наружных поверхностей оборудования и кожухов теплоизоляционных покрытий не должно превышать температуры самовоспламенения наиболее взрывопожарного продукта.

Запорные, отсекающие и предохранительные устройства, устанавливаются на нагнетательном и всасывающем трубопроводах насоса или компрессора, должны быть максимально приближены к насосу (компрессору) и находится в удобной и безопасной для обслуживания зоне.

На нагнетательном трубопроводе центробежных насосов и компрессоров должна предусматриваться установка обратного клапана или другого устройства для предотвращения перемещения транспортируемых веществ в обратном направлении и, при необходимости, предохранительного клапана.

Перевозка работающих производится в салонах автобуса, кабинах автомашин (кроме перевозящих опасные и крупногабаритные грузы), оборудованных кузовах бортовых машин, оборудованных будках санного типа.

При перевозке людей, ответственный за транспорт (вписан в путевом листе), лично руководит перевозкой.

В случае личного отсутствия назначает старшего по транспортному средству и представляет его водителю.

Высадка и посадка людей производится только после полной остановки транспортного средства.

при высадке не прыгать из салона, пользоваться ступенями.

Запрещается при перевозки опасных грузов сажать в салон автомобиля пассажиров.

Бурильщик обязан соблюдать меры безопасности во время переезда на транспорте.

Допускать перевозку людей в пассажирских автобусах или специально оборудованных грузовых бортовых автомобилях, а в труднопроходимой местности - на вездеходах или в санных прицепах при помощи трактора.

При перевозке людей запрещать стоять в кузове или сидеть на бортах автомобиля во время движения, вскакивать на автомобиль или спрыгивать с него на ходу.

при перевозке людей в автобусе или в кузове автомобиля, санях, бурильщик назначается старшим, указания которого обязаны выполнять все.

Запрещается проезд на тракторах, бульдозерах, в кузовах автомобилей самосвалов, на прицепах и цистернах, на автомобилях оборудованных для перевозки длинномерных грузов, в кузовах бортовых автомобилей при транспортировке в них огнеопасных и ядовитых веществ или грузов, превышающих высоту борта, а также на других самоходных машинах, не предназначенных для перевозки людей.

3.2 Источники загрязнения окружающей среды

При бурении нефтяных и газовых скважин охрана природы сводится главным образом к сохранению воды, земли и лесов.

В нефтяной и газовой промышленности разработана система мероприятий по охране окружающей среды, направленный на постоянный контроль за соблюдением правил и норм использования естественных богатств - земель, вод, воздуха, лесов, недр, животного и растительного мира в процессе строительства и эксплуатации скважин.

Строительство нефтяных и газовых скважин связаны с наполнением и хранением на территории буровой большого количества (100м³) технологических отходов бурения - отработочного бурового раствора (обр), буровых сточных вод (бсв), и выбуренной породы (бурового шлама), содержащих нефть и нефтепродукты, а также различные по составу, физико-химическим свойствам и токсичности материалы и химические реагенты, используемые для бурения скважин. Накопления технологических отходов бурения в земляных отстойниках на буровой приводит к загрязнению окружающей среды.

Наиболее тяжелым и опасным по последствиям является загрязнения подземных и поверхностных пресных вод и почвы.

Высокая минерализация, содержание значительного количества нефти, взвешенных частиц и химреагентов исключает сброс отходов бурения в поверхностные и грунтовые воды и на почву без предварительной их очистки.

Производственные предприятия отросли проводят целенаправленную работу по предотвращению загрязнения среды и рациональному использованию природных ресурсов.

Совершенствование основных технологических процессов и приемов работ приводит к существенному снижению загрязнения среды отходами бурения, но не уменьшает актуальности проблемы разработки и освоения производством специальных методов, техники и технологии очистки, утилизации отходов бурения и нейтрализации их отрицательного воздействия на окружающею среду.

Основным источником загрязнения окружающей среды при бурении нефтяных и газовых скважин является:

· Рабочая площадка буровой вышки (устье скважины и прискваженные участки);

· Циркуляционная система ;

· Блоки приготовления, очистки, утяжеления и регенерации бурового раствора;

· Блок химреагентов;

· Склад для хранения сыпучих материалов, блок емкостей для запасного бурового раствора, насосный блок, дизельный привод, обвязка буровых насосов;

· Обвязка водоснабжения, земляные амбары, предназначенные для хранения и очистки бурового раствора, бсв и шлама.

Все виды загрязнения окружающей среды при бурении нефтяных и газовых скважин подразделяются на следующие:

1) Эксплуатационные (очистка сеток, мытье полов и оборудования, отработанная вода гидротормоза лебедки и системы охлаждения);

2) Технические (обмыв поднимаемы труб, явления сифона, дополнительное загрязнение бурового раствора в результате самопроизвольного замешивания);

3) Технологические (утечки при приготовлении буровых растворов и химических реагентов для их обработки, потери при отделении выбуренного шлама на механизмов грубой - вибросита и тонкой - гидроциклоны, пескоотделители и илоотделители, центрифуги, очистки, а также при засореньях и нарушении целостности желобной систему);

4) Аварийные (нефтегазоводопроявления, порыв трубопровода, неисправность запорной арматуры).;

5) Природные (дождевые и талые воды).

Основным загрязнителем природной среды при бурении нефтяных и газовых скважин являются химические реагенты и добавки, нефть и нефтепродукты, буровые сточные воды, выбуренная горная порода (шлам) и отработанные буровые растворы (особо опасны на нефтяной основе).

Нефть и нефти продукты относятся продукты относятся к числу наиболее распространенных и вредных загрязняющих веществ.

Методы борьбы с нефтяными загрязнениями водоемов и морей, вредное воздействие их на живые организмы в отечественной практике изучены довольно подробно.

Из всех видов загрязнений мирового океана к наиболее тяжелом последствиям приводят катастрофические разливы нефти в открытом море при авариях с танкерами и с нефтедобывающими установками.

Подсчитано, что только в результате нефтяного загрязнения в северном море и северной атлантике ежегодно погибает от 150 до 450тыс. Морских птиц.

Наиболее распространенном загрязнителями почв являются также нефтепродукты, которые попадают в почву в процессе нефти добычи, транспортировки и хранения.

Они ухудшают водной режим и физические свойства почвы, оказывают токсическое действие на рост растений, изменяют почвенный поглощающий комплекс, резко снижают содержание подвижных соединений азота и фосфора.

В естественных условиях идет процесс самоочищения морей, поверхностных водоемов и почв с помощью микроорганизмов.

Однако этот процесс идет обычно очень медленно.

3.3 Рекультивация земель

Предприятия, организации и учреждения, разрабатывающие месторождение полезных ископаемых открытом или подземным способом, производящие геологоразведочные, строительные или иные работы на представленных им во временное пользование сельскохозяйственные земли или лесные угодья, обязаны за свой счет приводить эти земляные участки в состояние, пригодное для использования в сельском, лесном или рыбном хозяйстве, а при производстве указанных работ на других землях - в состояние, пригодное для использования их по назначению.

Проведение земляных работ по приведению земляных участков в пригодное состояние производится в ходе работ, а при невозможности этого - не позднее, чем в течении года осле завершения работ.

Условия приведения земляных участков в пригодное для дальнейшего использования состояние определятся органами, предоставляющие эти участки.

Предприятия обязаны снимать и хранить плодородной слой почвы в целях использования его для рекультивации земель и повышения плодородия малопродуктивных угодий.

Основная и наиболее трудоемкая задача по рекультивации земель освобожденных от выбуренной породы, буровых растворов, различных гсм.

При добыче полезных ископаемых ухудшается гидрологический режим территории, нарушается структура земли.

Этим обуславливается необходимость своевременной и полнообъемной рекультивации используемых земель. На участках, выделенных под размещение буровой установки, плодородный слой земли снимается и складывается в пределах участка. Землю снимают в два приема, поскольку верхняя часть почвы толщиной 30-40см более плодородна.

3.4 Охрана атмосферного воздуха. Мероприятия по очистки атмосферного воздуха

Для уменьшения загрязнения воздуха нефтегазодобывающими предприятиями предусматриваются различные технологические и организационно-технологические мероприятия.

к таким мероприятиям относятся:

Правильный выбор материалов для оборудования трубопроводов, арматуры, средств кип и автоматики, работающих в средах, содержащих кислые газы;

Герметизация систем по добыче, транспорту и промысловой подготовки газа и углеводородного конденсата;

Применение систем автоматических блокировок и аварийной установки, обеспечивающих отключение оборудования и установок при нарушении технологического режима без разгерметизации системы;

Применение закрытой факельной системы для выбросов сероводорода при продувке скважин и трубопроводов.

Существует три основных способа очистки газов от газообразных и аэрозольных примесей: адсорбция жидкими поглотителями, адсорбция на твердых сорбентах и каталитическая очистка.

При адсорбции жидкими поглотителями вредных примесей из отходящего газа, они поглощаются растворителями.

газы выбрасываются в атмосферу, а вредные примеси удаляются из растворителя нагреванием.

Выделенные компоненты используются для производственных целей, обезвреживают либо уничтожают.

Адсорбционные методы применяют для очистки отходящих газов от сернистых соединений, паров кислот, окиси и двуокиси углерода и других токсичных углеводородов.

Адсорбция твердыми сорбентами основана на поглощении вредных примесей твердыми веществами с большой удельной поверхностью.

Каталитическая очистка газа основана на взаимодействии между собой удаляемых примесей или взаимодействие дополнительного введенного компонента сними в присутствии катализатора с образованием менее вредных соединений.

4. Экономическая часть

Оценка эффективности инвестиционных проектов по разработки и внедрению новых научно-технических решении представляет важную задачу развития предприятий нефтяного комплекса в условиях рыночной системы экономики.

Оценка экономических результатов проекта производится на основе анализа значений экономического эффекта за расчетный период, внутреннего коэффициента экономической эффективности, индекса прибыльности и периода возврата инвестиций.

Производим расчет на бурение наклонно-направленной эксплуатационной скважины для ново-запрудненской площади кинельского района, для определения экономического эффекта от проектного расчета по сравнению с базовым.

Экономический эффект достигается:

за счет выбора наиболее эффективных долот (при этом уменьшается количество требуемых долот);

- за счет уменьшения расхода материала и химреагента для приготовления бурового раствора.

годовые эксплуатационные издержки потребителя при использовании им базового и нового турбобуров в расчете на объем бурения, производимового с помощью нового турбобура, у.е.

сметная стоимость проходки на полученую глубину скважины при новом варианте, у.е.

эксплутационные затраты потребителя, величина которых не изменяется от использования нового турбобура.

Таблица 4.1 Исходные данные

№ п/п	Наименование		Единица измерения	Обозначение			Примечание
1	Цель бурения		-	-			Эксплуатация
2	Способ бурения		-	-			Турбинный
3	Вид привода		-	-			Электрический
4	Глубина скважины (интервала)		М	Н_с
5	Начальная глубина интервала бурения		М	Н_бн			240
6	Конечная глубина интарвала бурения		М	Н_бк
7	Коммерческая скорость бурения при базовом варианте		М/ст.мес.	V_k1			1120
8		Механическая скорость проходки, базовая/новая		М/ч	V_m			3.2/4.4
9		Проходка на долото		М	H_g
10		Гарантийная наработка турбобура		Ч	Т_г			800
11		Срок службы турбобура		Лет	Т_сл			3
12		Межремонтный период работы турбобура		Ч	Т_мр			117/151
13		Стойкость опоры		Ч	T_оп			60/93
14		Время на одно спо		Ч	T_сп			4.7
15		Время подготовительно - заключительных и вспомогательных работ на один рейс		Ч	T_пз			2.5
16		Оптовая цена долота		У.е.	Ц_д			230
17		Оптовая цена резино-металлической опоры		У.е.	Ц_оп			130
18		Наценка снабженческо-сбытовых организаций на материалы		%				6.6
19		Норма накладных расходов к стоимости прямых затрат		%				12.6
20		Оптовая цена турбобура		У.е.	Ц_т			4700/4620
21		Доля отчисления балансовой стоимости турбобура на полное восстановление		-	Р			0.33
22		Объем производства новых турбобуров в расчетном году		Шт.	А₂			30
23		Сметная стоимость одного метра проходки при базовом варианте		У.е./м	С_м1			170
24		Сметная стоимость часа работы бу по затратам, зависящем от времени		У.е./ч	С_чт			2.5
25		Затраты на содержание турбобура сметной стоимости часа работы бу		У.е./ч	С_ч			35.73
26		Средняя коммерческая скорость бурения по району		М/ст.мес.	V_к.ср			1100
27	Процент корректировки сметной стоимости часа работы бу в зависимости от отклонения за каждые 100м/ст. Мес. V_к1 от v_кф (при базовом варианте)					%		₁	1.9
28	Оптовая цена бу					У.е.		Ц_бу	112200
29	Наценка снабженческо-сбытовых организаций на оборудование					%			5.6
30	Коэффициент оборачиваемости бурового оборудования					-		K_об	1.7
31	Удельные производственные затраты на новый турбобур					У.е.		З_пп	110

.1 определение экономической эффективности от производства и использование нового турбобура

Годовой экономический эффект от производства и использования единицы нового турбобура

(4.1)

Где: н_год1 и н_год2 - годовой объем бурения базовыми и новыми турбобурами, м

,(4.2)

и'₁ и и'₂ - годовые эксплуатационные издержки потребителя при использовании им базового и нового турбобура в расчете на объем бурения, производимого с помощью нового турбобура, у.е.

И'₁=с_м1*н_год2=170*997=169490у.е.,(4.3)

С_м2=и_общ2/н_с,(4.4)

Где: и_общ2 - сметная стоимость проходки на полную глубину скважины при новом варианте, у.е.

И_общ2=и_const₂+и_нач2,(4.5)

И_const₂ - эксплуатационные затраты потребителя, величина которых не изменяется от использования нового турбобура

И_const₂=и_const₁

И_const₁ - эксплуатационные затраты при базовом варианте, у.е.

И_const₁=и_общ1-и_нач

И_общ1 - сметная стоимость проходки при базовом варианте, у.е.

И_общ1= с_м1*н_с=170*1450=246500у.е.,(4.6)

И_нач - суммарная величина изменяющихся эксплуатационных затрат потребителя, у.е.

И_нач=и_д+и_оп+и_м+и_сп+и_пз,(4.7)

Эксплуатационные затраты потребителя, величина которых изменяется при использовании нового турбобура:

а) на долота

(4.8, 4.9)

б) на опоры

(4.10)

Количество смен опор

,(4.11)

Т_м - время механического бурения

,(4.12)

В) на механическое бурение

И_м1=т_м1+с_ч1=378.1*35.73=13509.5у.е.,(4.13)

И_м2= т_м2+с_ч2,(4.14)

(4.15, 4.16, 4.17, 4.18, (4.19)

Где: с''_ч - сметная стоимость часа работы буровой установки (по затратам, зависящие от времени)без учета средств на амортизацию турбобура и скорректированная на межремонтный период работы турбобура, у.е/ч;

с'_ч - стоимость часа работы буровой установки (по затратам, зависящие от времени) без учета средств на амортизацию турбобура, у.е/ч;

к - коэффициент корректировки сметной стоимости часа работы буровой установки (по затратам, зависящими от времени) в зависимости от отклонения на каждые 100м/ст-мес фактический (базовый вариант) и расчетный (новый вариант) коммерческих скоростей от средней ее величины по району;

сv - значение отклонения фактической коммерческой скорости бурения (по базовому варианту) и расчетной ее величины (по новому варианту) от средней коммерческой скорости бурения по району, м/ст-мес,

сv=v_к- v_к.ср=1120-1110=20м/ст-мес,(4.20)

г) на спуско-подъемные операции

И_сп=т_сп*с_ч,(4.21)

Т_сп=t_сп*n_д,(4.22)

Т_сп1=t_сп*n_д1=4.7*7=32.9час,(4.23)

Т_сп2=t_сп*n_д2=4.7*5=23.5час,(4.24)

И_сп1=т_сп1*с_ч1=32.9*35.73=1175.5у.е.,(4.25)

И_сп2=т_сп2*с_ч2=23.5*34.47=810.1у.е.,(4.26)

Где: т_сп - время спуско-подъемных операций, ч

t_сп - время на один спуко-подъем инструмента, ч

д) на подготовительно-заключительные и вспомогательные работы

И_пз=т_пз*с_ч,(4.27)

Т_пз=t_пз*n_д,(4.28)

Т_пз1=2.5*7=17.5час, т_пз2=2.5*5=12.5час

И_пз1=17.5*35.73=625.3у.е. И_пз2=12.5*34.47=430.9у.е.

Где: т_пз - время подготовительно-заключительных и вспомогательных работ, ч; t_пз - время подготовительно-заключительных и вспомогательных работ за один рейс, ч

И_нач1=1932.5+1092.3+13509.5+1175.5+625.3=18335.1у.е.

И_нач2=1380.4+468.1+9479.3+810.1+430.9=12568.8у.е.

И_const₁=и_общ1-и_нач1=246500-18335.1=228164.9у.е.,(4.29)

И_const₂= и_const₁=228164.9у.е.,(4.30)

И_общ2=и_const₂+ и_нач2=228164.9+12568.8=240733.7у.е.,(4.31)

(4.32)

И'₂=с_м2*н_год2=166*997=165502у.е.,(4.33)

е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, е_н=0.15;

к'₁ и к''₂ - сопутствующие капитальные вложения потребителя при использовании им базового и нового турбобура в расчете на объем бурения, производимого с помощью нового турбобура, у.е.

К'₁=к_бу*н_год2

Сопутствующие капитальные вложения потребителя в расчете на один метр проходки

(4.34, 4.35)

К'₁= к_бу1*н_год2=15.26*997=15214у.е.,(4.36)

Н'_бу=12*v_к1=12*1120=13440м,(4.37)

К'₂= к_бу2*н_год2=15.00*997=14955у.е.,(4.38)

Годовой экономический эффект от производства и использования новых турбобуров на объем их производства в расчетном году

Э_год=э_ед*а₂=10216*30=306480у.е.,(4.39)

Таблица 4.2 Технико-экономические показатели базового и нового турбобуров

№ п/п	Наименование показателей	Обозначения	Базовый вариант	Новый вариант
1	Глубина скважины, м	Н_с-	1450	1450
2	Интервал бурения, м	 н_б	1210	1210
3	Количество долот, шт	N_д	7	5
4	Проходка на долото, м	H_д	182.6	252.7
5	Коммерческая скорость бурения, м/ст-мес	V_к	1100	1120
6	Механическая скорость проходки, м/ч	V_м	3.2	4.4
7	Стойкость опоры, ч	Т_оп	60	93
8	К_оп	7	3
9	Межремонтный период работы турбобуров, ч	Т_мр	117	151
10	Оптовая цена долота, у.е.	Ц_д	230	230
11	Оптовая цена резино-механической опоры, у.е.	Ц_оп	130	130
12	Оптовая цена турбобура, у.е.	Ц_т	4700	4620
13	Удельные производсивенные затраты на новой турбобур, у.е.	З_пп	110	110
14	Годовой объем бурения турбобурами, м	Н_год	725	997
15	Сметная стоимость одного метра проходки, у.е/м	С_м	170	166
16	Годовые эксплуатационные издержки потребителя при использование турбобуров в расчете на объем бурения, произведенного новым турбобуром, у.е.	И	169490	165502
17	Сопутствующие капитальные вложения потребитель при использовании им турбобуров в расчете на объем бурения турбобуром, у.е.	К'	15214	14955
18	Объем производства новых турбобуров в расчетном году, шт.	А₂	-	30
19	Годовой экономический эффект: На турбобур; На объем производства	Э_едЭ_год	- -	10216 306480

Заключение

На основе экономических результатов составляется заключение по экономическому обоснованию новой конструкции турбобура.

При внедрении нового турбобура резко снижаются СПО, что ведет к уменьшению эксплуатационных затрат потребителя, уменьшения эксплуатационных издержек в расчете на объем бурения, за счет уменьшения количества долот, увеличения механической скорости бурения и проходки на буровую установку. Все эти факторы дают положительный эффект от производства и использование нового турбобура и годовой экономический эффект возрастает э_год=306480у.е.

Список используемой литературы

1. Гост 632-82 ''трубы обсадные муфты к ним''.

2. Гост 20692-75 ''долота шарошечные, типы и размеры''.

3. Рд 39711000189 ''инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных газовых скважин'' вниит нефть, куйбышев 1989г.

4. Методические указания ''курсовой проект по курсу заканчивание скважины''.

5. Методические указания ''оформление дипломных и курсовых проектов'' самара 1992г.

6. Методические указания ''расчет на прочность цементной оболочки нефтяной скважины'' самара 1991г.

7. Методические указания ''расчет цементирования скважин''

8. Методические указания ''расчет промежуточных обсадных колонн'' самара 1998г.

9. Методические указания ''расчет и выбор обсадных колонн'' самара 1996.

10. Методические разработки к выбору бурового оборудования.

11. Методические указания ''по гидравлическому расчету циркуляционной системы при бурении скважины'' куйбышев 1988г.

12. Е.м. соловьев ''заканчивание скважин'' м., недра, 1979г.

13. К.в. иогансон ''спутник буровика'' м., недра, 1990г.

14. Н.г. середа, е.м. соловьев ''бурение нефтяных и газовых скважин'' м., недра, 1974г.

15. А.г. калинин, б.а. никитин, к.м. солодкий, б.з. султанов ''бурение наклонных и горизонтальных скважин'' м., недра, 1997г.

16. В.и. мещевич, а.н. сидоров ''справочник инженера по бурению'' м., недра, 1973г.

Проектирование нефтяной скважины