Характеристика района буровых работ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Орогидрография района

1.2 Стратиграфия и литология

1.3 Зоны возможных осложнений

1.4 Нефтегазоводоносность

1.5 Исследовательские работы в скважине

2. Технико-технологический раздел

2.1 Профиль скважины

2.2 Конструкция скважины

2.3 Комплект КНБК по интервалам бурения

2.4 Виды и параметры бурового раствора

2.5 Химическая обработка бурового раствора

2.6 Параметры режима бурения по интервалам

2.7 Характеристика применяемых долот

2.8 Крепление скважины. Характеристика обсадных труб

2.9 Цементирование скважины

2.10 Вскрытие и освоение продуктивных пластов

2.11 Характерные осложнения при бурении скважины

2.12 Характерные аварии при бурении скважины

3. Охрана труда и противопожарная защита

4. Охрана недр и окружающей среды

5. Организационная структура УБР

Введение

Общеизвестно возрастающее значение нефти в мировой экономике. Стремительные темпы роста ее добычи в мире: с 1920 по 2002 год добыча нефти возросла с 94 млн. тонн до 3368,5млн. тонн. Это привело к тому, что темпы подготовки промышленных запасов нефти стали отставать от темпов наращивания ее добычи вследствие усложнившихся условий поисков и разведки нефтяных месторождений, с одной стороны, а с другой - в связи с тем, что мировые запасы нефти не безграничны. Если учитывать сложившийся рост энергопотребления, то при существующей технологии добычи нефти эти запасы могут быть исчерпаны в течении максимум пятидесяти лет. Вместе с тем необходимо учесть, что нефть не только энергетическое сырье. Важно сохранить ее запасы на более длительное время и, прежде всего, в качестве сырья для получения ряда ценных химических продуктов различного назначения.

Северо-Запад России - это регион традиционно высокоразвитой крупной промышленности и сельского хозяйства, а также крупный транспортный узел, что обеспечивает устойчивый и растущий спрос на нефтепродукты. "Сургутнефтегаз" ведет работу по развитию сбытового сектора по четырем основным направлениям, это - реконструкция действующей сети автозаправочных станций и нефтебаз в соответствии с мировыми стандартами; расширение сбытовой сети; совершенствование имеющихся и разработка новых схем оптовой продажи и экспорта нефтепродуктов; совершенствование ассортимента реализуемой продукции. В среднесрочной перспективе ОАО "Сургутнефтегаз" планирует построить и реконструировать около 200 автозаправочных станций. Технологическая политика "Сургутнефтегаза" направлена на увеличение производственных мощностей, обновление фондов, снижение затрат на добычу и переработку нефти. Специалисты компании проводят тщательную работу по изучению и конкурсному отбору лучших предложений рынка техники и технологий, учитывая технический уровень, качество, цену, совместимость с имеющимися технологиями и экологическую безопасность.

Кроме того, "Сургутнефтегаз" располагает серьезной собственной научно исследовательской и проектной базой. Подразделение компании "СургутНИПИнефть" специализируется на проведении анализа выработки запасов; уточнении перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа; составлении проектов разработки месторождений. Институт осуществляет проектно-изыскателъские работы по обустройству месторождений; решает проблемы в области геологии и разработки, бурения скважин, добычи нефти и газа; по повышению нефгеотдачи пластов. Ведутся исследования влияния отходов бурения на окружающую среду и разработка способов их сбора и обезвреживания.

На счету специалистов института ряд разработок, не имеющих аналогов в мире. Например, система адаптирующего заводнения, позволившая вовлечь в промышленную разработку забалансовые водо-нефтегазовые залежи с толщиной нефтяной оторочки до 10 метров системой вертикально-наклонных скважин и до 5 метров - с применением горизонтальных добывающих скважин.

Для обеспечения устойчивого развития и безопасности окружающей среды "Сургутнефтегаз" делает ставку на внедрение природе- и ресурсосберегающих малоотходных технологий, позволяющих осуществлять процесс добычи, переработки нефти и сбыта нефтепродуктов по международным стандартам экологической безопасности.

1. Геологический раздел

буровой скважина долото пласт

1.1 Орогидрография района

Таблица 1 - Сведения о районе буровых работ

Наименование, единицы измерения	Значения (текст, название, величина)
Площадь (месторождение) Год ввода площади в эксплуатацию Административное положение: - Страна - Область (край, округ) - Район Температура воздуха: - Среднегодовая, *С - Наибольшая летняя - Наименьшая зимняя Максимальная глубина промерзания грунта, метры Продолжительность отопительного периода, сутки Преобладающее направление ветров Наибольшая скорость ветров, м/с Многолетние мерзлые породы, м (кровля, подошва) Номера скважин, строящихся по данному проекту	Восточно-Сургутское Август 1971 года Россия Тюменская (Ханты-Мансийский) Сургутский -2-3,2 +30 -50 2.4 257 Ю - ЮЗ зимой, СВ - СЗ летом 22 Прерывистый характер - , - Согласно технологической схеме разработки

Таблица 2 - Сведения о площадке строительства буровой

Наименование, единица измерения	Значение (тест, название, величина)
Рельеф местности Состояние местности Толщины: - снежного покрова, см - почвенного слоя, см Растительный покров Категория грунта	Равнинный, слабо всхолмленный Заболоченная с озерами и реками 150-200 30 Смешанный лес (сосна, кедр, береза) Торфяно-болотные, суглинки, пески, глины, супеси

1.2 Стратиграфия и литология пород

Таблица 3 - Стратиграфический разрез скважины

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания пластов	Коэффициент каверзности интервала
от	до	Название	Индекс	Угол
0	40	Четвертичные отложения	Q		1,5
40	90	Журавская свита	P2/3		1,5
90	185	Новомихайловская свита	P2/3		1,5
185	275	Атлымская свита	P1/3		1,5
275	400	Тавдинская свита	P1/3 - P2/3		1,5
400	575	Люлинворская свита	P2/2		1,5
575	675	Талицкая свита	P1		1,25
675	800	Ганькинская свита	K2		1,25
800	955	Березовская свита	K2		1,25
955	975	Кузнецовская свита	K2		1,25
975	1740	Покурская свита	K1- K2	00 30	1,25
1740	1870	Алымская свита	K1	00 30	1,25
1870	2230	Вартовская свита	K1	00 30	1,25
2230	2765	Мегионская свита	K1	00 30	1,25
2765	2795	Баженовская свита	J3	01 30	1,25
2795	2800	Георгиевская свита	J3	01 30	1,25
2800	2875	Васноганская свита	J3	01 30	1,25

Таблица 4 - Литологическая характеристика скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Стандартное описание горных парод: название, характерные признаки
	от	до
Q	0	40	Озёрно-аллювиальные глины, пески серые с прослоями алевиристых глин
P2/3	40	90	Глины зелёно-серые плотные с прослоями песка и алеврита
P2/3	90	185	Прослаивание глин буровато-серых с песками
P1/3	185	275	Пески светло-серые, кварцевые, мелкозернистые с прослоями глин
P1/3- P2/3	275	400	Глины зелёно-серые, вязкие с прослоями тонкозернистого кварцевого песка
P2/2	400	575	Глины серо-зелёные, в нижней части опоковидные, переходящие в глинистые опоки
P1	575	675	Глины тёмно-серые, в верхней части алевритистые
K2	675	800	Глины зелёно-серые, известковистые, встречен глауконит
K2	800	955	Глины серые и светло-серые, слабо алевритистые, опокрвидные
K2	955	975	Глины тёмно-серые, плотные, слюдистые
K2- K1	975	1740	Переслаивание песчаных алевролитов
K1	1740	1870	Аргиллиты тёмно-серые, плотны, крепкие
K1	1870	2230	Переслаивание пачек аргиллитов
K1	2230	2765	Переслаивание песчаников светло-серых, мелко-зернистых, глинистых, аргиллитов
J3	2765	2795	Аргиллиты битуминозные
J3	2795	2800	Тёмно-серые аргиллиты с включениями глауконита
J3	2800	2875	Аргиллиты тёмно-серые, плотные, слюдистые, алевритистые, прослоями известковистые, содержат глаукониты

1.3 Зоны возможных осложнений

Таблица 5 - Прихватоопасные зоны

Индекс	Интервал	Условия возникновения
	от	до
Q-Рз/2	0	400	Отклонение параметров БР от проектных, плохая очистка БР от шлама
Рз/2-J3	400	2875	Отклонение параметров БР от проектных, нахождение БК и геофизических приборов без движения более регламентирующего времени

Таблица 6 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 7 - Нефгегазоводопроявления

Индекс	Интервал	Вид проявле-	Удельный вес	Условия возникнове-
	от	до
К2-К1	975	1740	Вода	1,020	Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъёма инструмента, снижение давления в скважине ниже гидростатического, низкое качество глинистого раствора
К1	2275	2290	Нефть	Плотность смеси равна плотности нефти в пластовых условиях
J3	2800	2825	нефть

1.4 Нефтегазоводоносность

Таблица 8 - Нефтеносность

1.5 Исследовательские работы в скважине

Таблица 9- Интервалы отбора керна

Примечание:

1)при строительстве каждой скважины интервалы и мощность отбора керна уточняются геологической службой УБР и НГДУ

2)отбор керна производить в каждой 10-ой скважине, шлам и грунты отбираются на усмотрение геологической службы УБР и НГДУ

Таблица 10 - Испытания продуктивных горизонтов

Таблица 11 - Комплекс промыслово -геофизического исследования наклонно-направленных скважин

Таблица 12 - Отбор керна, шлама и грунтов

2. Технико-технологический раздел

2.1 Профиль скважины

Таблица 13 - Исходные данные для расчета профиля ствола скважины

2.2 Конструкция скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о числе 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).

Выбор конструкции скважины - основной этап ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально - технических средств на бурение.

Конструкция скважины должна обеспечивать следующее:

- безусловное доведение скважины до проектной глубины;

- осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) и методов их эксплуатации. Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя (под конструкцией забоя понимается сочетание элементов конструкции скважины в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение напорных горизонтов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также длительную эксплуатацию скважины с оптимальным дебитом);

- предотвращение осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные возможности техники и технологических процессов;

- минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.

В конструкции скважин используются следующие типы обсадных колонн:

1. Направление - для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями; предназначено для предотвращения размыва устья скважины;

2. Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляция водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн;

3. Эксплуатационная колонна - для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначены для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами.

Таблица 14 - Конструкция скважин

2.3 Комплект КНБК по интервалам бурения

Особое место на территории Тюменской области занимает кустовое строительство скважин, позволившее в труднодоступном заболоченном и заселенном регионе успешно осуществлять на насыпных островах строительство необходимого числа скважин для обеспечения быстрого наращивания темпов добычи нефти и газа.

Кустовое разбуривание месторождений позволяет значительно сократить размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатационными скважинами, а также дорогами и проложенными к ним трубопроводами. Учитывая, что с куста бурят наклонно-направленные скважины, в качестве основного способа бурения выбираем бурение с использованием забойного двигателя - турбобура, и только для бурения под направление используют роторное бурение

Компоновка низа бурильной колонны:

Вертикальный участок 0-70

1) Долото 295,3 СГНУ К-58

2) ТСШ-240, Т12РТ-240

3) Обратный клапан

4) УБТ-178x90-12м

5) ТБПК127х 9 - ост

Участок набора зенитного угла 70-18,9

1) Долото 295,3 СГНУ К-58

2) ТСШ-240

3) Кривой переводник КП 2-2,5 град.

4) Обратный клапан БОКС 178

5) УБТ-178x90-12м

6) ЛБТ-147х11-48м

7) ТБПК127х9-ост

Участок добуривания под кондуктор 218,9- 410

1) Долото 295,3 СГНУ Я-58

2) Калибратор 13КИ 295,3 МСТ

3) ТСШ-240

4) Обратный клапан БОКС 178

5) УБТ- 178x90 -12м

6) Центратор

7) ЛБТ-147х11-48м

8) ТБПК127х9-400м

9) ЛБТ-147х11 - остальные

Участок стабилизации зенитного угла 410-2209

1) Долото 215,9МЗГВК-155

2) Калибратор 9К-215,9МС

3) Центратор 210-214 мм

4) ЗТСШ-195

5) Обратный клапан БОКС 178

6) УБТ-178x90-24м

7) ЛБТ-147х11-48м

8) ТБПК 127x9-400м

9) ЛБТ-147х11 -остальные

Участок падения зенитного угла 2209-3038

1) Долото 215,9 МЗГВЯ-155

2) ЗТСШ-195

3) УБТ-178x90-24м

4) ЛБТ-147х11-48м

5) ТБПК127х 9 400 м

6) ЛБТ-147x11 -остальные

2.4 Виды и параметры бурового раствора

Тип бурового раствора (его компонентный состав) зависит от физикомеханических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений и забойной температуры. На Родниковом месторождении для бурения скважин под кондуктор применяют глинистые буровые растворы, представляющие собой коллоидную смесь воды и глины. Качество этих растворов характеризуется следующими показателями свойств: плотность 1050-1170 кг/м³; условная вязкость 18-60 сек; показатель фильтрации до 15 см за 30 мин; статическое напряжение сдвига 20-45 мгс/см³ . В глинистых растворах в качестве дисперсной фазы используют глину или глинопорошок, высокоокисленный битум, различные виды утяжелителей.

Буровой раствор - важнейший элемент в технологии бурения, который определяет стоимость, технико-экономические показатели и качество строительства скважин. Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции: выносить шлам на поверхность, предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины, обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов, создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом, быть экологическим чистым, устойчивым к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давления, иметь стабильные во времени свойства, передавать гидравлическую мощность забойным двигателям и др. Бурение из под кондуктора начинается с промывкой скважины технической водой с параметрами 1060 - 1100 кг/м³. При дальнейшем бурении скважины раствор получается самозамесом с увеличением плотности и вязкости. Дальнейшее бурение ведется с последующей наработкой раствора. Продуктивный пласт вскрывается на глинистом растворе с низким показателем водоотдачи В = 6-4 см³/ЗОмин. с целью сохранения максимального дебита скважин.

Таблица 15 - Типы и параметры бурового раствора

2.5 Химическая обработка бурового раствора

Для улучшения качества буровых растворов их обрабатывают химическими реагентами. В настоящее время бурение с промывкой ствола скважины необработанными растворами проводят только при небольших глубинах и в не осложненных условия

Химические реагенты делятся:

По действию на свойства бурового раствора: понизители водоотдачи, вязкости, пептизаторы, структурообразователи, коагуляторы.

По отношению к действию солей: солестойкие, несолестойкие.

По отношению к температуре: термостойкие, нетермостойкие.

Согласно выбранным ранее типам и параметрам буровых растворов выбираем их химическую обработку следующими реагентами:

Гивпан - гидролизованное волокно полиакрилнитрильное - вязкая

жидкость от бело-серого до темно-коричневого цвета. Поставляется в металлических бочках емкостью 100 литров. Высокоэффективный полимер акрилового ряда. Является регулятором реологических и фильтрационных войств бурового раствора. Его действие проявляется в зависимости от концентрации в растворе глинистой фазы: при высокой - даже незначительный процент (0,05) гивпана, вызывает структурообразующее действие; при низкой - гивпан проявляет себя как стабилизатор и флокулянт, и при достижении концентрации 0,4-0,6 %, переводит раствор на полимерную основу с низкими значениями условной вязкости, фильтрации и СНС. Реагент вводится в раствор непосредственно в желобную систему или под выкид линии "ШН". При работе с реагентом необходимо пользоваться защитнымиочками и спецодеждой.

НТФ - нитрилотриметрилфосфоновая кислота - порошок белого цвета отечественного производства, поставляется в фанерных барабанах массой 30 кг. Эффективный понизитель вязкости буровых растворов на водной основе. Хорошо растворим в воде в любых концентрациях, при приготовлении не требуется длительного перемешивания, совместим с большинством применяемых химических реагентов. Общий расход на скважину 0.02-0,04 % от объема бурового раствора. Реагент может быть использован в качестве добавки, связывающей ионы кальция цемента. НТФ - относится к разряду умеренно токсичных веществ. Работы с ним должны производиться в резиновых перчатках и защитных очках. При попадании в глаза необходимо хорошо промыть водой.

Кем-Пас - среднемолекулярный сополимер полиакрилата натрия с

высоким анионным зарядом. Реагент импортного производства эффективный понизитель фильтрации бурового раствора . Термостоек до 200 град. С. Поставляется в полиэтиленовых мешках массой 25 кг. Хорошо растворим в воде. Общий расход на скважину до 175 кг. Применяется в сочетании с реагентом Поли-Кем"Д". Приготовляется в гидромешалке дозировками не более 10 кг. Реагент пожаро- и взрывобезопасен. При попадании на кожу и в глаза необходимо промыть обильной струей воды.

Поли-Кем"Д"- высокомолекулярный анионный полиакриламид импортного производства. Обладает высокой ингибирующей смазочной способностью, Хорошо растворим в воде. Термостоек до 200 град С. Поставляется в полиэтиленовых мешках массой 25 кг. Общий расход на скважину до 35 кг. Применяется в сочетании с реагентом Кем-Пас. Приготавливается в гидромешалке перемешиванием в течении 30-40 мин., не более 3 кг. Реагент пожаро- и взрывобезопасен. При попадании на кожу и в глаза необходимо промыть обильной струей воды.

Кальцинированная сода - порошок белого цвета. Поставляется в бумажных мешках массой 50кг. Применяется для улучшения распускаемости немодифицированного глинопорошка. Расход - 3% от веса глинопорошка. При работе с реагентом необходимо пользоваться защитными очками и спец.одеждой. При попадании на открытые участки кожи необходимо обильно промыть водой.

Графит - это серый кристаллический порошок, нерастворимый в воде. Смазочная способность в два раза ниже, чем у нефти. Рекомендуется для обработки бурового раствора в количестве 0,5-0,7 % к объему раствора.

Данные по химической обработке буровых растворов приведены в таблице 7.

Таблица 16 - Химическая обработка буровых растворов

2.6 Параметры режима бурения

Под режимом бурения понимается сочетания параметров, которые влияют на показатели работы долота и которые бурильщик может оперативно изменить с поста управления. Это такие параметры как: осевая нагрузка на долото Р_g; расход промывочной жидкости Q; частота вращения долота.

Параметры режима бурения наклонно - направленной скважины на месторождении приведены в таблице

Таблица 17- Параметры режима бурения

Интервал по стволу	Режим бурения
от	до	Q (л/c)	Pg	nоб/мин
0	400	0,034	0,1	420-450
400	2250	0,024	0,12	485-530
2250	3038	0,024	0,14	485-530

2.7 Характеристика применяемых долот

Долота для бурения - инструмент, при помощи которого разрушается горная порода на забое и образуется скважина.

По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются следующим образом.

1. Долота режуще - скалывающего действия, разрушающие породу лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназначены они для разбуривания мягких пород.

2. Долота дробящее - скалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси долота. При вращении долота наряду с дробящим действием зубья (штыри) шарошек, проскальзывая по забою скважины, скалывают (срезают) породу, за счет чего повышается эффективность разрушения пород. Следует отметить, что выпускаются буровые долота и бурильные головки только дробящего действия. При работе этими долотами породы разрушаются в результате динамического воздействия (ударов) зубьев шарошек по забою скважины.

Перечисленные долота и бурильные головки предназначены для разбуривания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород.

3. Долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающимися в торцовой части долота или в кромках лопастей долота. Долота с алмазными зернами и твердосплавными штырями в торцовой части применяются для бурения неабразивных пород средней твердости и твердых; долота лопастные, армированные алмазными зернами или твердосплавными штырями, - для разбуривания перемежающихся по твердости абразивных и неабразивных пород.

По назначению все буровые долота классифицируются на три класса:

долота для сплошного бурения, разрушающие породу в одной плоскости или ступенчато; бурильные головки для колонкового бурения, разрушающие породу по периферии забоя; долота для специальных целей (нарезные, расширители, фрезеры и др.).

Долота для сплошного бурения и бурильные головки для колонкового бурения предназначены для углубления скважины. Выпускаются они различных типов, что позволяет подбирать нужное долото.

Долота для специальных целей предназначены для работы в пробуренной скважине и в обсадной колонне.

Долота независимо от их назначения, конструкции и типа нормализованы по диаметрам.

По конструкции промывочных устройств и способу использования гидравлической мощности струи бурового раствора долота делятся на струйные (гидромониторные) и проточные (обычные).

В гидромониторных долотах струя бурового раствора достигает поверхности забоя, что дает возможность использовать гидромониторный эффект для очистки поверхности забоя и частичного разрушения породы. В проточных (обычных) долотах буровой раствор, протекая через промывочные отверстия, омывает шарошки (лопасти) и только частично достигает поверхности забоя.

Рисунок 1 - Устройство трехшарошечных долот

1-система компенсации давления смазочного материала; 2-лапа; 3-периферийный роликовый радиальный подшипник качения; 4-концевой радиальный подшипник скольжения; 5-концевой упорный подшипник скольжения; 6-герметизирующий элемент; 7-средний радиально-упорный шариковый подшипник качения; 8-фрезерованный зуб периферийного венца; 9-фрезерованный зуб среднего венца; 10-фрезерованный зуб вершины шарошки; 11-наплавка зерновым твердым сплавом; 12-шарошка; 13-твердосплавный зубок, запрессованный в тыльный конус шарошки; 14-твердосплавный зубок периферийного венца шарошки; 15-твердосплавный зубок среднего венца шарошки; 16-концевой роликовый радиальный подшипник качения; 17-твердосплавный зубок вершины шарошки; 18-твердосплавный зубок, запрессованный в козырек лапы; 19-козырек лапы; 20-замковый палец; 21-цапфа лапы; 22-спинкалапы; 23-корпус долота; 24-резервуар для размещения смазки; 25-упорный уступ долота; 26-внутренняя полость присоединительного ниппеля; 27-присоединительный ниппель с замковой резьбой; 28-торец присоединительного ниппеля.

Для бурения под кондуктор выбираем долото 295,3 С-ГНУ. Оно предназначено для низкооборотного бурения скважин сплошным забоем в породах средней твердости.

Шарошки оснащены 156-ю фрезерованными зубьями, наплавленными с боков и тыльной стороны твердым сплавом. Обратные конусы шарошек, образующие диаметр долота, так же наплавлены твердым сплавом.

В целях герметизации внутренней полости шарошек у их торцов размещены уплотнительные манжеты. Для принудительной подачи смазки в зоны трения в лапах имеются маслонаполненные резервуары и уравниватели давления в системе каналов, соединяющих эти резервуары с полостями опор.

Для подачи к забою промывочной жидкости в корпусе долота предусмотрены три боковых отверстия, на выходе которых установлены сменные износостойкие насадки.

Струя промывочной жидкости направляется на периферийный участок забоя, минуя шарошки.

Техническая характеристика:

Размер долота:

Диаметр - 295,3мм

Высота 420мм

Диаметр опоры: max - 99,45мм, min - 32мм

Допустимая осевая нагрузка - 400 кН

Масса - 80кг

Дальнейшее бурение из-под кондуктора ведется трехшарошечным долотом 215,9МЗ-ГВ

Оно предназначено для высокооборотного бурения скважин сплошным забоем в мягких образивных породах.

Шарошки оснащены 123-мя твердосплавными зубками. Для подачи промывочной жидкости в корпусе долота предусмотрены два боковых отверстия с насадками. В месте третьего отверстия в корпусе предусмотрена продольная полость.

Сменные насадки - сопла закрепляют в лапах с помощью резьбовых переходников.

Техническая характеристика:

Диаметр - 215,9мм

Высота 350мм

Диаметр опоры: max - 85мм; , min - 36,2мм

Резьба - 3-117

Допустимая нагрузка - 250 кН

Масса - 40,2кг

1. III 295.3 С-ГНУ:

III - долото трёхшарошечное;

295.3 - номинальный диаметр, мм;

С - средней твёрдости;

Г - с боковой гидромониторной промывкой;

Н - один подшипник скольжения, остальные качения;

У - маслонаполненная опора с уплотнением.

2. III 215.9 МЗ-ГВ:

III - долото трёхшарошечное;

215.9 - номинальный диаметр, мм;

МЗ - мягкие абразивные;

Г - с боковой гидромониторной промывкой;

В - все подшипники качения.

2.8 Крепление скважин. Характеристика обсадных труб

Таблица 18 - Заполнение трубного пространства при креплении обсадной колонны

Таблица 19 - Параметры обсадных колонн

Таблица 20 - Технологическая оснастка обсадных колонн

Таблица 21 - Режим спуска обсадных труб

Таблица 22 - Опрессовка обсадных труб

2.9 Цементирование скважины

Таблица 23 - Характеристика жидкостей для цементирования и составляющие их компоненты

Таблица 24 - Потребное количество материалов и цементировочной техники

2.10 Вскрытие и освоение продуктивных пластов

Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов) должно быть проведено качественно. Под качеством технологии вскрытия следует понимать степень изменения гидропроводности продуктивных горизонтов (пластов) после выполнения соответствующей операции. Причин снижения продуктивности горизонта (пласта) много, но одной из основных причин считается проникновение в пласт инородных жидкостей и частиц породы. При бурении скважин выбирается такой буровой раствор, чтобы гидростатическое давление его столба было больше пластового.

Устранить все причины, вызывающие ухудшение коллекторских свойств продуктивного горизонта (пласта), почти невозможно. Однако уменьшить их отрицательное влияние на продуктивный горизонт (пласт) можно следующими мероприятиями.

1. При разбуривании продуктивного горизонта (пласта) следует снижать противодавление на горизонт (пласт) до безопасного, т.е. до того значения, при котором не может быть открытого фонтанирования.

2. Бурение в продуктивном горизонте (пласте), исследование горизонта (пласта), спуск и цементирование эксплуатационной колонны должны осуществляться быстро, по заранее составленному плану, что сократит время, в течение которого буровой раствор контактирует со стенками скважины в призабойной зоне.

3. При вскрытии продуктивного горизонта (пласта) следует применять высококачественный буровой раствор, имеющий минимальную водоотдачу, или буровые растворы на углеводородной основе.

Освоение скважины:

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию это вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового. Поэтому все работы по освоению скважины заключается в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, глинистого раствора и песка. Эти работы осуществляются разными способами, в зависимости от характеристики пласта, пластового равновесия, количество газа содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен составляться план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: - количество объектов подлежащих испытанию;

- их геолого-физические характеристики;

- интервалы и плотности перфорации;

- тип превентора;

- порядок вызова притока в зависимости от наиленторских свойств пласта;

- конструкции скважины;

- пластовое равновесие и t.

План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения.

Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин, производится промывкой скважин, нагнетанием в скважины сжатого воздуха свабированием или комбинацией этих способов. При промывки глинистый раствор в скважине заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины со спущенными в нее до фильтра НКТ. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.

Часто скважину осваивают при помощи сжатого воздуха (газа). При этом в межтрубное пространство компрессором подается сжатый воздух вытесняющий жидкость в НКТ. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давление создаваемое компрессором можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство, плотность жидкости в трубах все больше уменьшается, что влечет за собой уменьшение равновесия на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главный недостаток этого способа освоение скважины, большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихватывающая низ НКТ.

При освоении скважины поршневанием в спущенные до фильтра НКТ спускают на стальном канате, поршень имеющий клапан открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости под поршнем выносится на поверхность. При непрерывном поршневании уровень жидкости заполняющий скважину будет снижаться. В конце концов пластовое давление превысит давление столба жидкости и пласт начнет работать. Вызов притока независимо от способа должен производится при собранной арматуре. Освоение скважины вскрывших пласт с низким давлением начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью.

2.11 Характерные осложнение при бурении скважин

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение её углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. Наиболее распространенные виды осложнений:

1. Осложнения, вызывающее нарушение целостности стенок скважины:

· Обвалы (осыпи) - происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или его фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведёт к их обрушению (осыпям). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины и т.д.

· Набухание - происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргеллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). Проникновение свободной воды, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводят к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию).

· Ползучесть - происходит при прохождении высокопластичных пород (глины, глинистые сланцы, песчаные глины, аргиллиты, ангидрит или соляные породы), склонных под действием возникающих напряжений деформироватся со временем, т.е. ползти и выпучиваться в ствол скважины. В результате недостаточного противодавления на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или соляных пород сложены устойчивыми породами, не склонными к ползучести.

· Желобообразования - может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования - большие углы перегиба ствола скважины, большой вес единицы длинны бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно-направленных скважин. Характерные признаки образования в скважине желоба - проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб.

· Растворение - происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерный признак растворения соляных пород - интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях - потеря ствола скважины.

2. Поглощения бурового раствора:

Поглощение бурового раствора объясняется, во-первых, превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивней поглощение) и, во-вторых, характером объекта поглощения.

3. Нефти-, газо-, или водопроявления:

Выброс нефти, газа или воды под большим давлением из скважины, приносящий большой урон оборудованию, и влечет остановку бурения приводя к авариям.

В связи с расширением географии работ по освоению нефтегазовых месторождений получили распространение осложнение, связанные с:

4. Сероводородной агрессией:

Сероводород - сильный яд, поражающий нервную систему. Сероводод имеет сильный запах и опасен для здоровья. Легко воспламеняется, а в смеси с воздухом взрывается.

5. Бурением скважин в условиях многолетнее мерзлых пород :

Мерзлыми породами называются такие породы, которые имеют нулевую или отрицательную температуру или в которых хотя бы часть воды замерзла.

2.12 Характерные аварии при бурении скважины

Авариями в процессе бурения называют поломки и оставления в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов.

Аварии происходят обычно в результате несоблюдения утверждённого режима бурения, неисправности бурового инструмента и оборудования и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

Основными видами аварий считаются:

1. Прихваты:

· Перепад давления в скважине в проницаемых пластах и непосредственный контакт некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течении определённого времени;

· Резкое изменение гидравлического давления в скважине вследствие выброса, водопроявления и поглощение бурового раствора;

· Нарушение целостности ствола скважины, вызванное обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола;

· Образования сальников на долоте в процессе бурения или при спуске и подъёме бурильного инструмента;

· Отключение электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки;

· Преждевременное схватывание цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов и т.д.

2. Поломка в скважине долот и турбобуров:

· Спуск дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое. Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения вращения шарошек, на забое скважины, т.е. происходит прихват их на осях;

· Поломка турбобуров происходит из-за разъединения буровым раствором, развенчивание и вырывание верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания нипиле с оставлением в скважине турбины. Признак таких поломок - резкое падение давления на буровых насосах и прекращения проходки.

3. Аварии с бурильными трубами:

Часто возникают при роторном бурении скважин. Одной из основных причин этих аварий - совокупность всех напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в отдельных трубах. Разъединение резьб буровым раствором.

3. Охрана труда и противопожарная защита

В период строительства скважины и ввода ее в эксплуатацию могут возникать разнообразные опасности как для персонала самой буровой бригады, так и для персонала субподрядных организаций, привлекаемых для выполнения отдельных видов работ.

Источниками повышенной опасности могут быть электродвигатели, трансформаторные подстанции и другие электрические установки, если они не заземлены или заземление неисправно.

Опасности для людей, работающих на буровой, могут быть связаны и со многими другими причинами: загрязнением пола вышки и территории буровой в результате разлива промывочной жидкости или нефтепродуктов; неправильным размещением оборудования; применением жидкостей с повышенной температурой для технологически нужд бурения или обогрева оборудования и помещений; недостаточной освещенностью рабочих мест; продолжительным воздействием сильного шума, возникающего при работе оборудования; низкими температурами окружающего воздуха в зимний период или высокими в летний; газонефтяными выбросами и открытыми фонтанами; разрушением сооружений во время ледохода или других стихийных бедствий; затоплением территории буровой паводковыми водами. Увеличению травматизма способствует появление на буровой людей в нетрезвом состоянии, низкая производственная дисциплина, слабое знание и нарушение правил безопасности и противопожарной техники.

Безопасность труда и пожарную безопасность можно обеспечить лишь с помощью целого комплекса мероприятий.

Для бурения нужно использовать лишь полностью исправную буровую установку, допустимая грузоподъемность вышки и талевой системы которой превышает максимальную ожидаемую нагрузку в период сооружения данной скважины, а оборудование, оснащение и электрическое освещение соответствуют нормам правил безопасности. Вышку необходимо укреплять оттяжками из стального каната, число, диаметр и места крепления которых должны соответствовать технической документации на данную установку. Все оборудование должно быть расположено на буровой площадке так, чтобы была обеспечена возможность удобного и безопасного его обслуживания и ремонта. Оборудование, которое может оказаться под напряжением электрического тока, должно быть надежно заземлено.

По окончании монтажа буровой установки все оборудование должно быть проверено и опробовано без нагрузки; те узлы буровой установки и другого оборудования, которые будут работать под давлением, необходимо спрессовать давлением, превышающим в 1,5 раза максимальное ожидаемое в период бурения или заканчивания скважины.

Буровая установка, цементировочное оборудование, установка для освоения и испытания скважины должны быть оснащены приспособлениями, устройствами и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, а также средствами пожаротушения в соответствии с нормативами, утвержденными соответствующим ведомством, Госгортехнадзором РФ и органом пожарного надзора.

До начала бурения специальная комиссия, в состав которой входят представители администрации УБР, Госгортехнадзора, пожарной инспекции и органа, ведающего охраной окружающей среды, должна проверить соответствие бурового оборудования технической документации на него, горно-геологическим и технологическим условиям бурения скважины, правильность и качество монтажа и соответствие смонтированного оборудования нормативам правил безопасности. Пуск буровой установки в эксплуатацию допустим только с разрешения этой комиссии. В период эксплуатации состояние бурового оборудования буровой мастер и механик должны проверять не реже одного раза в два месяца, а также перед спуском каждой обсадной колонны, перед началом и после окончания ловильных работ, связанных с расхаживанием колонны труб, после выбросов и открытых фонтанов, после сильного ветра, до начала и после окончания перебазирования буровой установки на новую точку. Не реже одного раза в 6 лет вышку должна испытывать по утвержденной методике специальная комиссия.

Все члены буровой бригады и другие лица, которые будут принимать участие в работе по сооружению или испытанию скважины, должны быть обучены безопасным методам работы по своим профессиям и до начала работы на данной скважине проинструктированы как по общим правилам безопасности на предприятии, так и по специальным вопросам техники безопасности и противопожарной техники, связанным с выполнением конкретных видов работ на данной скважине. Каждому рабочему необходимо вручить инструкцию по безопасным приемам работы по его профессии.

Если предстоит бурить скважину, в которой возможны газонефтепроявления, то инженерно-технических работников, руководящих ее бурением, и персонал буровой бригады необходимо обучить на специальных тренажерах действиям во время таких проявлений. Буровая бригада должна иметь инструкцию по предупреждению открытых фонтанов и инструкцию по действиям в случае газонефтепроявлений. Проверять знания каждого рабочего должна ежегодно специальная комиссия, назначаемая приказом по предприятию. Буровая установка должна иметь щит с приборами контроля за работой механизмов, ведением технологических процессов и состоянием скважины. Приборы должны быть защищены от вибраций и хорошо видны с поста бурильщика. Если при бурении скважины возможны газонефтепроявления, на устье ее должно быть установлено противовыбросовое оборудование, рабочее давление которого больше максимального, ожидаемого при проявлении. Количество и типы превенторов, а также схема обвязки этого оборудования должны быть согласованы с местным органом Госгортехнадзора. Исправность и работоспособность превенторов нужно проверять ежевахтно.

4. Охрана недр и окружающей среды

Для строительства скважин временно отчуждают значительные земельные площади. После завершения бурения и испытания скважины большая часть временно отчужденной земли подлежит возврату землепользователю в рекультивированном виде. Поэтому до начала строительно-монтажных работ нужно снять почвенный слой и складировать его на отдельной площадке, а после завершения буровых работ снятую почву использовать для восстановления плодородия возвращаемого участка.

Основные источники загрязнения окружающей среды при бурении -промывочная жидкость и реагенты, используемые для регулирования ее свойств; частицы горных пород, выносимые потоком промывочной жидкости из скважины или выбрасываемые из нее во время открытого фонтанирования; пластовые жидкости, выходящие из скважины с потоком промывочной жидкости либо изливающиеся во время газонефтеводопроявлений, при освоении и испытании; нефть и нефтепродукты, некоторые виды буферных жидкостей; остатки тампонажных растворов.

Свести к минимуму загрязнение окружающей среды при бурении можно только путем комплексного решения задачи. Для этого необходимо для хранения промывочных жидкостей, реагентов, нефти и нефтепродуктов использовать металлические или бетонные емкости, а для сбора и временного хранения всей выбуренной породы, пластовых и буровых сточных вод (БСВ), а также нефти, изливающейся из скважины при ее освоении, нефтегазовых выбросах и открытых фонтанах,- земляные амбары с достаточно высокой и надежной обваловкой, которая не могла бы быть разрушена ливневыми водами. Дно и стенки земляных амбаров должны иметь хорошую гидроизоляцию, чтобы хранящиеся в ней жидкости и химреагенты не могли проникнуть в горизонты грунтовых вод и в естесгвенные водоемы. Вокруг буровой установки должны быть сооружены сточные канавы для удаления БСВ и пролитой промывочной жидкости в сборный амбар.

Во время буровых работ образуется большое количество сточных вод. Целесообразно организовать очистку и повторное их использование.

Горючие газы, выделяющиеся при дегазации промывочной жидкости или выходящие из скважины при ее освоении, испытании и открытом фонтанировании, сжигают в специальном факеле, устанавливаемом не ближе 100 м от скважины.

По окончании бурения скважины подлежащую рекультивации территорию необходимо освободить от оставшейся в емкостях промывочной жидкости и шлама горных пород. Существуют различные пути решения этой проблемы: транспортировка оставшейся промывочной жидкости на другие буровые для использования; закачка оставшейся жидкости и шлама в зоны катастрофического поглощения в соседних бурящихся скважинах, если эти зоны не содержат пресные и целебные воды и не сообщаются с горизонтами таких вод, акваториями и атмосферой; сбор всего шлама и оставшейся жидкости в металлические контейнеры и вывоз для захоронения в специальные шламохранилища; отверждение промывочной жидкости на водной основе добавками минеральных вяжущих и полимерных материалов для использования в качестве строительного материала или добавками (например, карбамидной смолы в присутствии двойного суперфосфата) для использования в качестве удобрения; обезвоживание отходов.

Все работы по строительству скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, инструкциями и правилами по охране труда.

Для предупреждения отрицательного воздействия на сохранность и использование природных ресурсов от скважин, подлежащих консервации или ликвидации, проводятся работы по индивидуальному плану, согласованному с местным органом Госгортехнадзора и военизированным отрядом по предупреждению и ликвидации открытых фонтанов.

Виды и объемы работ определяются исходя из конкретных геологических условий и местоположения скважин. Финансирование работ осуществляется по исполнительным сметным расчетам, составляемым на основании акта на выполнение работ по ликвидации (консервации) скважин.

Охрану недр обеспечивают следующие технико-технологические проектные решения:

-проектная конструкция скважины обеспечивает надежное разобщение флюидосодержащих горизонтов друг от друга, предупреждая перетоки между пластами;

- предупреждение нефтепроявлений и перетоков пластовых флюидов между горизонтами при бурении обеспечивает показатель плотности бурового раствора по интервалам бурения;

- интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами определены в соответствии с требованиями технологических регламентов на крепление скважин и геологической характеристикой данного месторождения. Контроль за состоянием атмосферного воздуха осуществляет ИЭВЦ ОАО "Сургутнефтегаз", состояние подземных, поверхностных вод, степень очистки и утилизации отходов бурения - отдел охраны окружающей среды и борьбы с коррозией ОАО "Сургутнефтегаз".

Для осуществления контроля в районах ведения буровых работ должны использоваться существующие пункты наблюдения за поверхностными водами, атмосферным воздухом , а также временные пункты для оценки степени загрязнения почв.

Сроки и частота отбора проб поверхностных вод, а также состав определяемых в пробах показателей согласовываются с местными государственными контролирующими органами.

Контроль за состоянием подземных вод осуществляется по наблюдательной сети родников и скважин, оборудованных расходомерами, уровнемерами, манометрами, оголовками.

5. Организационная структура УБР

Размещено на Allbest.ru