Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Ножовской площади

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

1. ВВЕДЕНИЕ

Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально - технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и добыче нефти и газа.

Бурное развитие нефтяной промышленности началось в XX веке, когда стали широко применяться двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего и разнообразных смазочных масел. Особенно быстро начала развиваться мировая нефтегазовая промышленность. С тех пор, как нефть и газ стали использовать в качестве сырья для химической промышленности. Нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального благосостояния народа. Поэтому темпам роста нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание. Важным фактором в увеличении добычи нефти является бурение скважин. Данный проект предусматривает проектирование строительства скважины на Ножовском месторождении. Ножовское месторождение расположено на правом берегу Воткинского водохранилища в пределах водоохранных зон, в зонах санитарной охраны водозаборов III пояса, а также санитарно-защитных зонах с. Ножовка и с. Верх-Рождество, расположенных на территории месторождения. ООО “ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ” разрабатывает это месторождение в сложных геологических условиях, требующих больших затрат на охрану окружающей среды.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

Таблица 1

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Площадь (месторождение)	Ножовское
Административное расположение Республика Область (край) Район	Россия Пермский Частинский
Год ввода площади в бурение	1968
Температура воздуха °С, среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя	+1,5 +35 -43
Среднегодовое количество осадков, мм	518
Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,6
Продолжительность отопительного периода в году, сутки	224
Продолжительность зимнего периода в году; сутки.	167
Азимут преобладающего направления ветра, град. нарппнаибольшая	225
Рельеф местности	Всхолмленная равнина, пересеченная долинами речек, ручьев и оврагов
Состояние местности	Наличие логов
Толщина, см - снежного покрова - почвенного слоя	55 - 60 20 - 30
Растительный покров	Смешанный лес
Категория грунта	Вторая

2.2 ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Таблица 6

Наименование исследований	Масштаб	Замеры и отборы
		на глубине, м	в интервале, м
			от	до
ГК, ННК, АК с ВС, ДС, БК, ИК, ГГЦ	1:500	70	0	70
ГК, ННК, АК с ВС, ДС, ГГЦ, ЭМДСТ	1:500	550	70	550
Ст. каротаж, КС, ПС, ДС, ГК, ННК, АК с ВС	1:500	1300	550	1300
Ст. каротаж, КС, ПС, ДС, ГК, ННК, АК с ВС	1:500	1619	1250	1619
БКЗ, БК, МБК, ИК, АК с ВС, ДС, ГГПК, МЗ, Рез	1:200	1300	1200	1300
БКЗ, БК, МБК, ИК, АК с ВС, ДС, ГГПК, МЗ, Рез	1:200	1619	1440	1619
АК с ВС, ГГЦ, ЭМДСТ	1:500	1619	0	1619
АК с ВС, ГГЦ, ЛМ, Терм.	1:500	1619	1200	1619
Инклинометрия с шагом 25 м			0	110
Инклинометрия с шагом 5 м через 50 м проходки			110	256
			880	1010
Инклинометрия с шагом 10 м через 150 м проходки			256	880
			1010	1619
Работа с телесистемой			550	1619
Станция ГТИ			550	1619

2.2.3 ОСЫПИ И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ

Таблица 8

Индекс стратиграфическо-го подразделения	Интервал, м	Мероприятия по ликвидации последствий
	От (верх)	До (низ)
Q+P2u	0	505	Спуск направления, кондуктора, технической и эксплуатационной колонн. Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с установленными показателями. Проработка ствола в интервалах обвалообразования. Промывка многоцикловая. Установка цементного моста в процессе бурения не позднее, чем через 36 часов после вскрытия верейских отложений.
C2vr	1180	1237
C1tl(терр.)+C1bb+ C1v1	1520	1567

2.2.4 НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ

Таблица 9

Индекс стратиг-рафичес-кого подраз-деления	Интервал по стволу, м	Вид проявля-емого флюида	Условия возникновения	Характер проявле-ний
	от (верх)	до (низ)
C2vr	1226	1237	нефть	При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров, указанных в ГТН	Пленка нефти
C2b	1298	1309	нефть		Пленка нефти
C1tl	1530	1541	нефть		Пленка нефти
C1t	1587	1598	нефть		Пленка нефти

2.2.5 ПРОЧИЕ ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ

Таблица 10

Индекс стратигра-фического подразделе-ния	Интервал по стволу, м	Вид осложнения	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
P1ar-C3	584	954	проявление пластовых вод с сероводородом	При бурении с промывкой буровым раствором плотностью менее 1000 кг/м3
C1t	1567	1619	провалы инструмента	Наличие пористокавернозных зон

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.

На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:

Шахтовое направление - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения; цементируется до устья.

Кондуктор - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения; цементируется до устья.

Техническая колонна - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.

Эксплуатационная колонна - для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании; цементируется до устья.

Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м по ГОСТ 632-80.

Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну

,

где диаметр муфты эксплуатационной колонны;

зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,01 м из опыта бурения.

Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения долота под эксплуатационную колонну

где 0,0060,008 м - зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 0,245 м.

Определяется диаметр долота под техническую колонну

,

где диаметр муфты технической колонны;

зазор между муфтой технической колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,015 м из опыта бурения.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,2953 м.

Определяется диаметр кондуктора из условия прохождения долота под техническую колонну

,

где 0,0060,008 м - зазор между долотом и внутренним диаметром кондуктора. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 0,324 м.

Определяется диаметр долота под кондуктор

,

где диаметр муфты кондуктора

зазор между муфтой кондуктора и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,025 м из опыта бурения.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,3937м.

Определяется диаметр шахтового направления из условия прохождения долота под кондуктор

,

где 0,0060,008 м - зазор между долотом и внутренним диаметром шахтового направления. Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр шахтового направления 0,426 м.

Определяется диаметр долота под шахтовое направление

,

где диаметр муфты шахтового направления

зазор между муфтой шахтового направления и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,06 м из опыта бурения.

Принимается по ГОСТу 20692-72 диаметр долота равный 0,6 м.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

Схема 1

3.2 ВЫБОР И РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Принимается для бурения наклонно-направленной скважины на данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 110 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем 2ТО - 240. При бурении под эксплуатационную колонну используется забойный двигатель 3ТСШ1 - 195 и Д2 - 195. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производятся с помощью телесистемы 3ТС - 172, магнитного переводника и 2 УБТ. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла (искривленного участка) принимается i10=1o.

Расчет наклонного ствола скважины

Исходные данные:

Глубина скважины .

Глубина зарезки наклонного ствола .

Диаметр долота .

Диаметр забойного двигателя .

Длина отклонителя .

Длина забойного двигателя .

Проложение .

Определяется радиус искривления ствола скважины:

,

где коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах, принимается .

Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:

;

;

;

;

;

;

,

где принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород ;

прогиб отклонителя, забойного двигателя в искривленном стволе скважины;

момент инерции поперечного сечения отклонителя, забойного двигателя;

модуль Юнга; ;

масса забойного двигателя длиной в 1м, кг.

Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается .

Определяется максимальный угол наклона ствола скважины

.

Определяется горизонтальная проекция искривленного участка

.

Определяется вертикальная проекция искривленного участка

.

Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка

.

Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка

.

Определяется длина искривленного участка

.

Определяется длина прямолинейного наклонного участка

.

Определяется длина наклонного участка

.

Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины

;

.

3.3 ВЫБОР ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПО ИНТЕРВАЛАМ СКВАЖИНЫ

Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

Бурение под шахтовое направление в интервале от 0 до 10 м производится «всухую» шнеком .

Бурение под кондуктор от 10 до 70 м производится долотом на глинистом растворе с .

Бурение под техническую колонну от 70 до 512 м производится долотом на глинистом растворе с .

Бурение под эксплуатационную колонну:

в интервале от 510 до 1518 м производится долотом на технической воде с , остальные параметры не регулируются;

в интервале от 1518 до 1559 м производится долотом на безглинистом растворе на основе хлорида натрия и хлорида калия с , фильтрация , , корка - пленка;

в интервале от 1559 до 1622 м производится долотом на безглинистом растворе на основе полисахаридов с , фильтрация , , корка - пленка.

Определяется плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления.

.

С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнений вышележащих пластов принимается , со следующими параметрами: , фильтрация , , корка - пленка.

Определяется количество материалов для приготовления и обработки бурового раствора по интервалам:

1) Интервал бурения 10 - 70 м:

.

2) Интервал бурения 70 - 512 м:

.

3) Интервал бурения 512 - 1518 м:

.

4) Интервал бурения 1518 - 1580 м:

.

5) Интервал бурения 1580 - 1622 м:

,

где объем мерников, м3;

коэффициент кавернозности;

коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации;

коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке.

Для приготовления бурового раствора применяется гидросмеситель УС - 6 - 30. Для обработки бурового раствора химическими реагентами применяют глиномешалку МГ2 - 4.

Для очистки бурового раствора применяется циркуляционная система: 2 вибросита (DERRICK), гидроциклон DS2, илоотделитель D-RND-SM-4-16, центрифуга, ёмкость-отстойник 10 - 20 м3.

3.4 РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

3.4.1 РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

1. Глубина скважины по стволу .

2. Глубина скважины по вертикали .

3. Интервал цементирования чистым цементом (от башмака эксплуатационной колонны до глубины на 200 м выше кровли верхнего продуктивного пласта).

4. Интервал цементирования облегченным цементным раствором .

5. Пластовое давление .

6. Давление опрессовки .

7. Плотность цементного раствора .

8. Плотность облегченного цементного раствора .

9. Плотность бурового раствора .

10. Плотность жидкости затворения .

11. Снижение уровня жидкости в скважине .

12. Жидкость при снижении уровня в колонне .

13. Плотность нефти .

14. Зона эксплуатационного объекта .

15. Запас прочности на смятие .

16. Запас прочности на внутреннее давление .

17. Запас прочности на растяжение .

Расчет на избыточные наружные давления, ведется:

а) Для окончания цементирования колонны

б) При окончании эксплуатации

Определяются наружные, избыточные давления в зоне продуктивного пласта с учетом коэффициента запаса смятия

Этому значению соответствует обсадные трубы по ГОСТу 632-80, группы прочности Д, диаметром 0,168 м, толщина стенки , , , , масса 1-го погонного метра.

Определяются внутренние, избыточные давления

т.к. , то ;

Строятся эпюры наружных и внутренних избыточных давлений

Схема 4

1 см=1 Мпа

Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление

.

Определяется длина эксплуатационной колонны из условия страгивания

.

Принимается эксплуатационная колонна с толщиной стенки 0,0073 м, длиной 1619 м.

Определяется масса обсадной колонны

.

Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 0,168 м группы прочности Д.

Таблица 13

№ секции
1	7,3	1622	0,4882

3.4.2 РАСЧЕТ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

1. Длина технической колонны .

2. Диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80, группа прочности Д, толщина стенки , , , , масса одного погонного метра.

3. Глубина скважины по вертикали .

4. Плотность нефти .

5. Пластовое давление .

6. Давление опрессовки .

7. Плотность цементного раствора .

8. Плотность бурового раствора .

Определяется наружное избыточное давление

Определяется внутреннее избыточное давление на устье скважины

.

Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление

.

Определяется коэффициент запаса прочности на страгивание или на растяжение

.

Определяется масса технической колонны

.

3.4.3 РАСЧЕТ КОНДУКТОРА

Исходные данные:

1. Длина кондуктора .

2. Диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80, группа прочности Д, толщина стенки , масса одного погонного метра.

Определяется масса кондуктора

.

3.4.4 РАСЧЕТ ШАХТОВОГО НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные данные:

1. Длина шахты .

2. Диаметр шахты , толщина стенки , масса одного погонного метра.

Определяется масса шахты

.

3.5 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

3.5.1 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

1. Длина колонны по стволу .

2. Интервал цементирования облегченным цементным раствором .

3. Интервал цементирования чистым цементным раствором .

4. Высота цементного стакана .

5. Интервал буферной жидкости по затрубному пространству .

6. Диаметр долота .

7. Диаметр эксплуатационной колонны .

8. Плотность цементного раствора .

9. Плотность облегченного цементного раствора .

10. Плотность бурового раствора .

11. Водоцементное отношение облегченного цементного раствора .

12. Водоцементное отношение цементного раствора .

Определяется объем буферной жидкости

.

Определяется объем чистого цементного раствора



где коэффициент кавернозности.

Определяется объем облегченного цементного раствора

.

Определяется количество сухого цемента в цементном растворе

.

Определяется количество сухого цемента в облегченном цементном растворе

.

где коэффициент, учитывающий потери цемента при затворении.

Определяется количество воды для цементирования

.

Определяется количество в цементном растворе

.

Определяется количество в облегченном цементном растворе

.

Определяется количество ОЭЦ для обработки цементного раствора

.

Определяется количество продавочной жидкости

.

Определяется давление на цементировочной головке в конце цементирования обсадной колонны

Определяется температура забоя

где геотермический градиент, .

По температуре забоя рекомендуется цемент для холодных скважин: ПЦТ-1G-CC-1

По величине и принимаются втулки на насосе 9Т агрегата АНЦ - 320 диаметром 115 мм.

Определяется количество продавочного раствора, закачиваемого на различных скоростях АНЦ - 320

Определяется время цементирования эксплуатационной колонны из условия работы одного АНЦ - 320

где время, затраченное для промывки нагнетательной линии АНЦ - 320 и отвинчивания стопоров на цементировочной головке.

Определяется количество АНЦ - 320 по времени схватывания цементного раствора

Определяется количество цементировочных агрегатов по скорости восходящего потока

где скорость восходящего потока, .

Принимается количество АНЦ - 320 - 5 комплектов.

Определяется количество цементосмесительных машин по грузоподъемности

Определяется время цементирования эксплуатационной колонны

3.5.2 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

1. Длина технической колонны .

2. Диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80.

3. Диаметр долота .

4. Высота цементного стакана .

5. Плотность цементного раствора .

6. Водоцементное отношение .

Определяется объем цементного раствора

Определяется количество сухого цемента

.

Определяется количество воды

.

Определяется количество ускорителя

.

Определяется количество продавочной жидкости

.

Для цементирования применяется АНЦ - 320 - 1 комплект и УС - 6 - 30 - 1 комплект.

3.5.3 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ КОНДУКТОРА

Исходные данные:

1. Длина кондуктора .

2. Диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80.

3. Диаметр долота .

4. Высота цементного стакана .

5. Плотность цементного раствора .

6. Водоцементное отношение .

Определяется объем цементного раствора

.

Определяется количество сухого цемента

.

Определяется количество воды

.

Определяется количество ускорителя

.

Определяется количество продавочной жидкости

.

Для цементирования применяется АНЦ - 320 - 1 комплект и УС - 6 - 30 - 1комплект.

3.5.4 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ШАХТОВОГО НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные данные:

1. Длина шахты .

2. Диаметр шахты по ГОСТу 632-80.

3. Диаметр долота .

4. Высота цементного стакана .

5. Плотность цементного раствора .

6. Водоцементное отношение .

Определяется объем цементного раствора

.

Определяется количество сухого цемента

.

Определяется количество воды

.

Определяется количество ускорителя

.

Определяется количество продавочной жидкости

.

Для цементирования направления принимается АНЦ - 320 - 1 комплект и УС - 6 - 30 - 1 комплект.

3.6 ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ

3.6.1 ПОДГОТОВКА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ К КРЕПЛЕНИЮ СКВАЖИНЫ

Подготовительные работы по подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны состоят в следующем.

Проверяется состояние фундаментов блоков, основание вышки, агрегатов буровой установки. Проверяется состояние вышки, центровка ее относительно устья скважины, тормозной системы лебедки, силового привода, буровых насосов, запорной арматуры, нагнетательной линии и талевой системы. В превентор устанавливаются плашки под соответствующий диаметр обсадных труб. Проверяется исправность и точность показаний контрольно - измерительных приборов. Выявляются недостатки и устраняются до начала ведения работ и оформляются актом о готовности буровой установки к креплению скважины.

3.6.2 ПОДГОТОВКА ОБСАДНЫХ ТРУБ

С целью выявления скрытых дефектов обсадных труб они опрессовываются на давление Р=18 МПа с выдержкой времени не менее 30 секунд. Результаты опрессовки оформляются актом. Доставленные на скважину обсадные трубы подвергаются наружному осмотру, измерению, шаблонированию и укладыванию на стеллажи в порядке очередности спуска. Трубы должны иметь заводской сертификат и маркировку, соответствовать к требованиям стандарта. На каждые тысячу метров обсадных труб завозятся дополнительно 30 метров резервных обсадных труб.

3.6.3 ВЫБОР ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА

Выбор тампонажного материала производится в зависимости от характера разреза, назначения скважины, высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве и температуры забоя. Потребность материалов определяется расчетом.

Выбранные тампонажные материалы подвергаются анализу для соответствия их требования ГОСТа 1581-96.

Лабораторный анализ следует проводить с использованием химических реагентов, добавленных к тампонажным материалам и воды, на которой будет затворяться цементный раствор. Цементирование производится лишь при получении положительного заключения о пригодности тампонажных материалов.

Таблица 14

Название компонента	ГОСТ, ТУ на изготовление, маркировка	Потребное количество, т	Всего
		Название колонн
		Напра-вление	Кон-дуктор	Техни- ческая колонна	Эксплуа- тацион- ная колонна
Цемент	ГОСТ1581-96	2,37	5,3	17,94	14,92	40,53
Цемент в облегченном растворе	ГОСТ1581-96				17,22	17,22
Хлористый кальций (Хлористый натрий)	ГОСТ450-77	0,119	0,267	0,909	0,894	2,189
ОЭЦ					0,023	0,023

бурение нефтяная скважина

3.6.4 ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ОБСАДНЫХ ТРУБ

Для обеспечения высоты подъема цементного раствора за колонной необходимо произвести опрессовку ствола скважины с гидромеханическим пакером на максимально ожидаемое давление при цементировании колонны. В случае поглощения бурового раствора произвести изоляционные работы.

При спуске бурильной колонны на бурение перед проведением комплекса на бурение, заключаемых геофизических исследований производятся контрольный замер длины бурильной колонны для уточнения фактической глубины скважины. По результатам геофизических исследований уточняется глубина спуска обсадной колонны, места установки элементов технической оснастки, интервалы проработки ствола, объем скважины.

После проработки и калибровки ствола на глубину спуска обсадной колонны скважина промывается до выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Под кондуктор ствол скважины шаблонируется спуском 3-4 обсадных труб на бурильном инструменте, Спуск кондуктора, эксплуатационной колонн производятся с применением смазки УС-1, Р-402.

Турбулизаторы устанавливаются на границах увеличения ствола скважины согласно инструктивно-технологической карте. Центраторы устанавливаются через каждые 25 м вместе со скребками, во избежание смятия обсадных труб, гидроразрыва пласта и поглощения бурового раствора под воздействием возникших в затрубном пространстве гидросопротивлений. Скорость спуска обсадной колонны с обратным клапаном должна быть равномерной и не превышать:

для кондуктора - 1м/с,

для эксплуатационной колонны - 1,5м/с,

В процессе спуска колонна плавно снимается с ротора и опускается в скважину. Динамические рывки, резкое торможение, разгрузка колонны или посадка ее свыше 30% от веса спускаемых труб не допускается. После спуска колонны производится промывка скважины для выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Во избежание прихвата колонну периодически расхаживают, не допуская разгрузки на забой и превышение допустимых напряжений.

3.6.5 ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Одним из основных условий качества повышения крепления скважины является наиболее полное замещение бурового раствора цементным раствором, надежное сцепление цементного камня с горными породами и обсадной колонной, герметичность обсадной колонны, надежное разобщение пластов. Цементный камень в затрубном пространстве должен удовлетворять следующим требованиям:

равномерно и полностью заполнять затрубное пространство;

обеспечить надежное сцепление цементного камня с обсадными колоннами и горными породами;

прочность образца на изгиб через двое суток после цементирования должна быть не менее 2,7Мпа для чистого цемента.

Приготовление цементных растворов производится УС - 6 - 30. Цементирование эксплуатационной колонны производится АНЦ - 320. Централизованный контроль и управление процессом осуществляется СКЦ - 2М. Перед началом цементирования обсадных колонн монтируется обвязка линий высокого давления агрегатов и 1БМ - 700. Нагнетательная линия и цементировочная головка должны быть опрессованы на 1,5 кратное ожидаемое рабочее давление при цементировании.

Закачку цементного раствора в скважину начинать после стабилизации режима работы смесителей и получения необходимой плотности цементного раствора. Закачку продавочной жидкости производить на скоростях, обеспечивающих получение расчетной критической скорости восходящего потока. Момент окончания продавливания цементного раствора определяется по повышению давления в обсадной колонне при посадке продавочной пробки на кольцо “стоп”. После снятия давления определяется работа обратного клапана. При положительном результате скважина оставляется на ОЗЦ на 48 часов.

3.7 ВЫБОР И РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Состав бурильной колонны в конце бурения скважины:

1. Диаметр долота .

2. Забойный двигатель Д2-195.

3. Утяжеленные бурильные трубы УБТ - 178x49 мм, ТУ 193385 - 79.

4. Бурильные трубы ТБПК диаметром 1279,19 мм группы прочности Д, длиной .

5. Легкосплавные бурильные трубы ЛБТ-14711 мм по ГОСТу 23786 - 79.

6. Масса одного погонного метра бурильных труб .

7. Масса одного погонного метра легкосплавных бурильных труб .

8. Масса одного погонного метра утяжеленных бурильных труб .

9. Допустимая растягивающая нагрузка на ЛБТ .

10. Перепад давления на забойном двигателе и долоте .

11. Осевая нагрузка на долото .

12. Масса забойного двигателя и долота .

13. Длина забойного двигателя и долота .

14. Запас прочности на растяжение бурильных труб .

Определяется длина УБТ

,

где площадь трубного пространства бурильных труб.

Исходя из опыта бурения на данной площади, принимается .

Определяется допустимая длина ЛБТ из условия растяжения

.

Определяется длина ЛБТ

.

Определяется масса бурильной колонны

Рекомендуется для бурения скважины следующие компоновки по интервалам.

3.8 ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

Буровая установка выбирается из условия максимальной массы обсадных и бурильных труб с учетом коэффициента перегрузки.

где коэффициенты перегрузки.

Техническая характеристика БУ - 1600/100 ЭУ*
Допустимая нагрузка на крюке, кН	0,1000
Условная глубина бурения, м	1600
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,1
Высота основания, м	5
Скорость подъема не загруженного элеватора, м/с	1,7 ? 1,8
Буровая лебедка ЛБ - 450
Расчетная мощность на валу лебедки, кВт	300
Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната, кН	145
Диаметр талевого каната, мм 1600 Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с 0,1 Высота основания, м 5,5 Скорость подъема не загруженного элеватора, м/с 1,95 Буровая лебедка ЛБ-750 Расчетная мощность на валу лебедки, кВт 560 Максимальное натя жение подвижного конца талевого каната, кН 200 Диаметр талевого каната, мм Буровая вышка А-образная секционнаяканата, мм	25
Буровая вышка А - образная секционная с трехгранным сечением ног
Номинальная нагрузка, кН	1200
Расстояние между ног, м	7,5
Рабочая высота, м	38,7
Буровой насос НБТ - 475
Мощность, кВт	475
Максимальное давление, МПа	25
Ротор Р - 560
Максимальная нагрузка на стол ротора, кН	2500
Высота вышки, м	40,6
Вертлюг
Максимальная нагрузка, кН	1000
Максимальная частота вращения ствола, об/мин.,	3,3
Диаметр проходного отверстия, мм	90

Принимается БУ - 1600/100 ЭУ

Таблица 16

Циркуляционная система
Суммарный объем, м3	60
Состав ПВО
ПУГ 230350, шт.	1
ППГ 230350, шт.	1

Выбор оснастки талевой системы

где число оснащенных роликов талевого блока;

коэффициент запаса прочности талевого каната;

предельное разрывное усилие талевого каната.

Принимается оснастка талевой системы 4х5.

СОСТАВЛЕНИЕ РТК

Режимно-технологическая карта составляется на основании показателей работы долот и забойных двигателей по долотным карточкам пробуренных скважин.

Типы и размеры долот и забойных двигателей выбираются по максимальным показателям, и определяется количество долот по интервалам. Осевая нагрузка рекомендуется та, при которой получены наивысшие показатели работы долот и забойных двигателей по интервалам.

Качество бурового раствора принимается из условия очистки забоя и ствола скважины, создания максимальной мощности на забойном двигателе и наилучшем использовании гидравлической мощности насосов. Качество жидкости принимается из условия предупреждения осложнений при бурении и загрязнение продуктивного пласта.

3.10 РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИЙ ДВИЖУЩЕГОСЯ БУРОВОГО РАСТВОРА В ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЕ

Скважина разбивается на два интервала:

1. Первый интервал от 0 до башмака технической колонны (0 - 510 м). Диаметр долота 0,2953 м, бурение ведется забойным двигателем ТО - 240, 2ТСШ1 - 240.

Определяется необходимое количество жидкости из условия:

А) Очистки забоя от выбуренной породы:

где удельный расход жидкости на 1см2 забоя.

Б) Выноса выбуренной породы из ствола скважины:

где скорость восходящего потока в затрубном пространстве.

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ - 475 с диаметром втулок 150 мм, .

Определяется подача насоса

где коэффициент наполнения цилиндровых втулок, .

Определяются потери давления в нагнетательной линии по методу эквивалентных длин

.

Определяются потери давления в манифольде

,

где коэффициент местных сопротивлений.

Определяются потери давления в бурильных трубах

,

где длина забойного двигателя 2ТСШ1 - 240.

Определяются потери давления в утяжелённых бурильных трубах

.

Определяются потери давления на долоте

где коэффициент, учитывающий скорость движения жидкости из отверстий долота;

площадь сечения промывочных отверстий долота.

Определяются потери давления в кольцевом пространстве УБТ - скважина

Определяются потери давления в кольцевом пространстве БТ - скважина

Определяются потери давления в забойном двигателе

где определяется по таблице №13 (учебник “Бурение нефтяных и газовых скважин”) .

Определяются потери давления в циркуляционной системе

Если больше или меньше , то берутся меньшие или большие втулки на насосе.

Определяется мощность на валу турбобура

.

Определяется момент на валу турбобура

.

Определяется число оборотов

.

Определяется коэффициент передачи мощности на забой

.

2. Второй интервал от 0 до проектного забоя скважины (0 - 1619 м). Диаметр долота 0,2159 м, бурение ведется забойным двигателем Д2 - 195.

Определяется необходимое количество жидкости из условий:

А) Очистки забоя от выбуренной породы:

где удельный расход жидкости на 1см2 забоя.

Б) Выноса выбуренной породы из ствола скважины:

где скорость восходящего потока в затрубном пространстве.

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ - 475 с диаметром втулок 130 мм, .

Определяется подача насоса

где коэффициент наполнения цилиндровых втулок, .

Определяются потери давления в нагнетательной линии

.

Определяются потери давления в бурильных трубах

,

где длина забойного двигателя Д2 - 195.

Определяются потери давления в утяжелённых бурильных трубах

.

Определяются потери давления на долоте

.

Определяются потери давления в кольцевом пространстве УБТ - скважина

Определяются потери давления в кольцевом пространстве БТ - скважина

Определяются потери давления в забойном двигателе

где определяется по таблице №13 (учебник “Бурение нефтяных и газовых скважин”) .

Определяется момент на валу винтового двигателя Д2 - 195

.

Определяется число оборотов

.

Определяется коэффициент передачи мощности на забой

.

4. ОХРАНА ТРУДА, ПРИРОДЫ И НЕДР

4.1 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Анализы несчастных случаев в бурении свидетельствует о том, что большая часть их происходит вследствие применения неправильных приемов труда. При ведении работ нередко нарушают действующие правила по технике безопасности. Это обусловлено или неудовлетворительным инструктажем, или не правильной организации труда, или недостаточным техническим надзором со стороны инженерно-технических работников.

Значительное число несчастных случаев связано с тем, что при ведении работ применяется неисправный инструмент и оборудование, не используются защитные средства, недостаточно используются приспособления по технике безопасности и малой механизации, облегчающие труд и предотвращающие опасности, возникающие во время выполнения работ.

Для того чтобы максимально снизить травматизм, необходимы высокая квалификация рабочих, знания или технологических особенностей бурения скважин, назначения, конструкция и правил эксплуатации оборудования и механизмов, правильных и безопасных приемов выполнения работ, а также высокий уровень технического надзора со стороны руководителей работ.

Улучшение организации труда, механизация тяжелых и трудоемких работ, рационализация технологических процессов, внедрение новых, более совершенных видов оборудования, механизмов и инструмента - основные направления по повышению производительности труда и создания здоровой и безопасной производственной обстановки на буровых предприятиях.

За последние годы достигнуты значительные успехи в области создания безопасных условий труда в бурении вследствие внедрения новой техники, пневматических систем управления, разработки и оснащения производств контрольно-измерительной, регистрирующей, ограничительной и другой аппаратурой многих видов. Дальнейшее внедрение новых видов оборудования, автоматизация и механизация технологических процессов бурения сыграют немалую роль в деле снижения травматизма.

При бурении нефтяных и газовых скважин значительное число несчастных случаев происходит в процессе эксплуатации оборудования. Правильный монтаж, своевременный осмотр оборудования и уход за ним создают условия для последующей безопасной работы. Поэтому перед вводом в эксплуатацию вновь смонтированной буровой установки необходимо проверить укомплектованность ее приспособлениями и устройствами по технике безопасности, элементами малой механизации, КИП и запасными емкостями.

Безопасность работы будет обеспечена, если буровое оборудование и инструмент будут соответствовать нормам и правилам техники безопасности.

4.2 ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ САНИТАРИЯ

По правилам производственной санитарии на буровой должны быть в наличии:

Культбудка.

Аптечка.

Бачок с питьевой водой.

Титан для кипячения воды.

Шкафы сушильные для спецодежды.

Душевая.

Рабочие места должны быть освещены в соответствии с нормами электрического освещения.

Производственная санитария служит для практического использования научных положений гигиены труда и занимается изучением вопросов санитарного устройства, эксплуатации и содержания предприятия; разработкой требований, обеспечивающих нормальные условия труда на рабочих местах, в производственных помещениях и на территории предприятия.

Производственная санитария направлена на устранение факторов, неблагоприятно влияющих на здоровье трудящихся и создание нормальных условий работы на производстве.

4.3 МЕРЫ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

При бурении нефтяных и газовых скважин опасность возникновения пожара связана с возможностью открытого газонефтяного фонтана из-за нарушения технологии бурения, неисправности ПВО или несвоевременного использования его для предупреждения выбросов и открытых фонтанов.

Пожары на буровых установках могут возникать также в связи с применением нефти, дизельного топлива и других горючих материалов, вследствие нарушения правил хранения и использования этих материалов или правил монтажа и эксплуатации оборудования.

Для обеспечения пожарной безопасности площадки, предназначенной для монтажа буровой установки, освобождается от наземных и подземных трубопроводов и кабелей, очищается от леса, кустарника, травы в радиусе не менее 50 м. Вокруг вышки и других наземных сооружении устраиваются площадки шириной 10 - 12 м. Сгораемые конструкции привышечного сарая обрабатываются огнезащитным составом.

Топливная емкость для двигателей внутреннего сгорания располагается не ближе 20 м от помещения, в котором они установлены. Выхлопные трубы двигателей оборудуются искрогасителями, а выхлопные газы отводятся на расстояние не менее 15 м от устья скважины, 5 м от стены машинного сарая и 1,5 м выше конька крыши. В местах прохода выхлопной трубы через стены, полы и крышу помещения между трубой и сгораемыми конструкциями оставляется зазор не менее 15 см, а трубы обертываются асбестом.

При использовании нефтяных ванн должны соблюдаться меры, исключающие возможность выброса и разлива нефти. В частности, нефть закачивается в скважину по шлангам, изготовленным из специального каучука, или по металлическим шлангам с быстросъемными соединениями, а продавливается утяжеленным раствором.

Трубы, по которым нефть наливается в емкости и перекачивается в скважину, надежно заземляются. Пролитая нефть смывается струей воды, загрязненные места засыпаются песком или землей, помещения силового привода дизелей или электродвигателей тщательно проветриваются.

При бурении скважин с применением промывочных растворов на углеводородной основе желобная система и приемные емкости закрываются с целью предотвращения испарения легких углеводородных фракций. Около подъездных путей к буровой и вокруг нее устанавливаются щиты с надписями о необходимости строгого соблюдения правил техники безопасности.

Дизельное топливо и нефтепродукты для приготовления раствора хранятся не ближе 40м от буровой установки. На такое же расстояние удаляется промывочный раствор на углеводородной основе, принимаются меры по предупреждению образовании искр и других источников воспламенения. В процессе бурения систематически измеряют температуру выходящего из скважины раствора.

При бурении скважины с возможными газопроявлениями проводят непрерывный анализ воздуха на рабочей площадке с помощью газоанализатора. В случае присутствия газа в количестве 20% от нижнего предела воспламенения принимают меры к выявлению и устранению мест утечек.

На бурящейся скважине должны находиться следующие средства тушения:

Огнетушитель пенный ОХП - 10 8 шт.

Ящики с песком 5 шт.

Лопаты 5 шт.

Ломы 2 шт.

Багры 2 шт.

Топоры 2 шт.

Пожарные ведра 4 шт.

На буровой установке должна быть предусмотрена возможность тушения пожара с забором воды от водопровода.

4.4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Ножовское месторождение нефти в административном отношении расположено в Частинском районе Пермского края на правом берегу Вотскинского водохранилища.

На территории месторождения находятся населенные пункты с. Ножовка и с. Верх - Рождество. Между собой села связаны грунтовой дорогой, а с. Ножовка и с районным центром, который находится в 26 км от него - с. Частые. Ближайшая железнодорожная станция - г. Воткинск, расположена в 45 км к юго-западу от месторождения.

В орографическом отношении район работ представляет собой всхолмленную равнину, пересеченную долинами речек, ручьев и оврагов. Через месторождение протекает с севера на юг р. Ножовка, впадающая в Воткинское водохранилище. Для местности характерно наличие логов, в основном, широтного простирания с перепадом высот 10 - 15 м.

Основной особенностью месторождения является его расположение в пределах водоохранных зон, в зонах санитарной охраны водозаборов III пояса, а также санитарно-защитных зонах с. Ножовка и с. Верх - Рождество.

Согласно положению о данных водоохранных зонах, хотя в их пределах и разрешены в ограниченных масштабах работы по разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, но их проведение имеет ряд жестких ограничений, основными из которых является запрет на размещение нефтепромысловых объектов в водоохранных зонах водоемов и водотоков.

Ножовское месторождение нефти открыто в 1965 году. Ввод месторождения в разработку осуществлен в 1992 году. Промышленная нефтеносность с турнейскими, тульско-бобриковскими и башкирскими отложениями. Ввиду повышенных требований к охране окружающей природной среды при строительстве скважин применяется система замкнутого цикла (безамбарный метод строительства скважин).

В термине система замкнутого цикла понимается система, в которой весь избыточный буровой раствор и буровые сточные воды подвергаются дальнейшей обработке по технологии коагуляции и флокуляции химическими средствами, фильтровании на центрифуге, в результате чего вся твердая фаза полностью отделяется, а жидкая фаза отправляется на повторное использование в активном цикле циркуляции или закачивается в поглощающую скважину. Такая технология снимает необходимость устройства земляных амбаров.

В целях охраны недр и окружающей среды проектом предусматривается проведение комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти и газа, вследствие низкого качества проводки скважины и неправильной ее эксплуатации, в процессе испытания, что может привести к преждевременному обводнению и дегазации продуктивного пласта.