Выбор конструкции скважины и расчет равнопрочной эксплуатационной колонны

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины.

Скважина создается последовательным разрушением горных пород и извлечением их на поверхность. Начало скважины называется устьем, дно - забоем. Диаметр скважины находится в пределах 59…1000мм. При обычном бурении разрушается вся масса породы. При бурении с отбором внутреннего столбика породы разрушается только кольцевое пространство у стенок скважины, а керн извлекается в неразрушенном состоянии для изучения геологического строения месторождения.

Целевое назначение скважин может быть различным. Все скважины, бурящиеся в целях региональных исследований, поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей, подразделяют на следующие категории:

- опорные скважины;

- параметрические скважины;

- структурные скважины;

- поисковые скважины;

- разведочные скважины;

- эксплуатационные скважины;

- специальные скважины.

В процессе бурения скважины возможны различные процессы - интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы, межпластовые перетоки, самопроизвольный излив пластовых флюидов на поверхность, обводнение продуктивных пластов, загрязнение источников водоснабжения и атмосферы, коррозия спущенных в скважину обсадных колонн и т.д.

Для исключения таких явлений кольцевое пространство между стенкой скважины и обсадной колонной заполняется тампонирующим материалом.

Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.

Бурение скважин применяется не только в нефтяной и газовой промышленности. Скважины бурятся также в целях разведки и добычи других полезных ископаемых, водоснабжения населённых пунктов, тушения подземных пожаров, газификации углей, вентиляции шахт, исследования грунтов на месте предполагаемого возведения различных промышленных и гражданских сооружений и т. п.



1. Принципы проектирования конструкции скважины

Все обсадные колонны по своему назначению разделяются следующим образом:

Направление -- первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями, когда верхняя часть разреза представлена лессовыми почвами, насыпным песком или имеет другие специфические особенности. Обычно направление спускают в заблаговременно подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направления забивают в породу, как сваю.

Кондуктор -- колонна обсадных труб, предназначенная для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн.

Промежуточная обсадная колонна служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин.

Промежуточные обсадные колонны бывают следующих видов:

сплошные -- перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;

хвостовики -- для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;

летучки -- специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.

Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками являются, во-первых, практическим решением проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых, решением задачи по упрощению конструкции скважин, уменьшению диаметра обсадных труб, а также зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов, увеличению скорости бурения и снижению стоимости буровых работ.

Для тяжелых условий бурения (искривление ствола, большое количество долблений) и конструкции скважины предусматриваются специальные виды промежуточных обсадных колонн -- поворотные или сменные.

Эксплуатационная колонна -- последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или, наоборот, для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя промежуточная колонна.

Основные параметры конструкций скважины -- количество и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную колонну, а также высота подъема и качество тампонажного раствора за ними, обеспечение полноты вытеснения бурового раствора.

Разработка конструкции скважины базируется на следующих основных геологических и технико-экономических факторах:

а) геологические особенности залегания горных пород, их физико-механическая характеристика, наличие флюидосодержащих горизонтов, пластовые температуры и давления, а также давление гидроразрыва проходимых пород;

б) назначение и цель бурения скважины;

в) предполагаемый метод заканчивания скважины;

г) способ бурения скважины;

д) уровень организации техники, технологии бурения и геологическая изученность района буровых работ;

е) уровень квалификации буровой бригады и организация материально-технического обеспечения;

ж) способы и техника освоения, эксплуатации и ремонта скважины.



2. Обоснование конструкции скважины и плотности бурового раствора по интервалам бурения

Геологический разрез скважины представлен пластами значительной толщины. Верхняя граница пласта называется кровлей, и нижняя - подошвой пласта. Замеры пластового давления и давления гидроразрыва осуществляются лишь в отдельных точках. В задании даны замеры лишь в одной тючке. При приведении расчетов принимается, что относительные давления в пределах пласта постоянные, т.е.

; (2.1)

, (2.2)

где и - относительные пластовое давление и давление гидроразрыва;

- давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений:

, (2.3)

где - плотность воды;

g - ускорение силы тяжести;

z - глубина бурения по вертикали, на которой произведен замер соответствующего давления.

Принять = 1000 кг/м³, g=9,81 м/с².

Найдём давление столба воды:



Р_в1 = 1000•9,81•400 = 3,92 (МПа);

Р_в2 = 1000•9,81•1100 = 10,79(МПа);

Р_в3 = 1000•9,81•2300 = 22,56(МПа);

Р_в4 = 1000•9,81•2800 = 27,47(МПа);

Р_в5 = 1000•9,81•2900 = 28,45(МПа);

Р_в6 = 1000•9,81•3000 = 29,43(МПа);

Найдём относительное пластовое давление:

Р_п1^' = 4,3/3,92 = 1,097;

Р_п2^' = 11/10,79 = 1,02;

Р_п3^' = 22/22,56 = 0,98;

Р_п4^' = 29/27,47 = 1,06;

Р_п5^' = 30/28,45 = 1,05;

Р_п6^' = 31/29,43 = 1,05;

Найдём давление гидроразрыва:

Р_гр1^' = 7,1/3,92 = 1,8;

Р_гр2^' = 14/10,79 = 1,297;

Р_гр3^' = 25/22,56 = 1,11;

Р_гр4^' = 33/27,47 = 1,2;

Р_гр5^' = 37/28,45 = 1,3;

Р_гр6^' = 36/29,43 = 1,22;

Пласты совместимы для бурения, если относительные плотности бурового раствора , рассчитанные по величинам названных давлений для этих пластов, удовлетворяют неравенству:



, (2.4)

где - минимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по пластовому давлению;

- максимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по максимально допустимому давлению в скважине из условий гидроразрыва или экологических требований по предупреждению загрязнения буровым раствором пластов пресной воды и продуктивных пластов.

; (2.5)

, (2.6)

где и - коэффициенты запаса, учитывающие возможные колебания давления в скважине. Величины выбираем из таблицы 2.1, а принимаем 0,9.

Таблица 2.1

Глубина залегания подошвы пласта, м		1200 - 2500
	1,10 - 1,15	1,05 - 1,10	1,04 - 1,07
,МПа, не более	1,5	2,5	3,5

Найдём минимальную допустимую плотность бурового раствора:

= 1,1 • 1,097 = 1,2;

= 1,1 • 1,02 = 1,12;

= 1,05 • 0,98 = 1,03;

= 1,04 • 1,06 = 1,1;

= 1,04 • 1,05 = 1,09;

= 1,04 • 1,05 = 1,09.

Найдём максимальную допустимую плотность бурового раствора:

= 1,6

= 1,297;

= 1,11;

= 1,2;

= 1,3;

= 1,22.

Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления бурового раствора на пласты с пресной водой и продуктивные пласты величиной , значения которой также приведены в таблице 2.1. Тогда

. (2.7)

Так как в условии не оговорены дополнительные условия, то значения для соответствующих пластов принимаем минимальными.



Проводим расчеты, последовательно заполняя таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Результаты расчетов относительных давлений и требуемых плотностей бурового раствора

№ инт.	, МПа							Выбор
1	3,92	1,097	1,1	1,2	1,8	1,5	1,48	1,21
2	10,79	1,02	1,1	1,12	1,297	1,5	-	1,21
3	22,56	0,98	1,05	1,03	1,11	2,5	-	1,05
4	27,47	1,06	1,04	1,1	1,2	3,5	-	1,11
5	28,45	1,05	1,04	1,09	1,3	3,5	1,17	1,11
6	29,43	1,05	1,04	1,09	1,22	3,5	-	1,11

В соответствии с неравенством (2.4) принимаем решение о совместимых интервалах бурения. Для облегчения принятия решений строим совмещенные графики относительных плотностей бурового раствора.

Из графика следует, что первый и второй интервалы совместимы, так как диапазоны плотностей бурового раствора перекрываются. Следовательно, можно применить общий буровой раствор. Первый интервал содержит пресную воду и должен быть перекрыт экологической колонной - кондуктором 1. Поэтому он выделяется как отдельный интервал и исключается из сопоставления с последующими интервалами.

Второй и третий интервалы несовместимы, поэтому следует раздельно перекрыть их обсадными колоннами 2 и 3. Третий, четвертый, пятый и шестой интервалы совместимы, так как диапазоны плотностей бурового раствора перекрываются. Четвертый, пятый и шестой интервалы совместимы, поэтому следует продолжить бурение до проектной величины и спустить в скважину эксплуатационную колонну 4.

Первая обязательная колонна - кондуктор - должна быть спущена до кровли второго интервала, т.к. первый и второй интервалы несовместимы. В этом случае глубина спуска кондуктора , равна



+50 (2.8)

=470+50=520 м

где - глубина залегания кровли второго интервала.

Вторая колонна 2 обсадных труб спускается от устья до кровли следующего несовместимого интервала.

Цементирование кондуктора производится на всю глубину от башмака до устья скважины. Последующие колонны цементируются так, чтобы цемент вошел в предыдущую колонну на 300 м. В случае газового месторождения все колонны, спущенные от устья, цементируются до устья скважины.

Далее принимаем решение о плотностях бурового раствора. Плотность бурового раствора должна быть минимально возможной, но обеспечить нормальные условия бурения.

Правило: в пределах совместимых пластов плотность бурового раствора с глубиной может увеличиваться, но не должна уменьшаться.

Плотность бурового раствора должна удовлетворять бурению первого интервала. Принимаем . Эта плотность бурового раствора обеспечивает нормальные условия бурения только до кровли третьего интервала, перед вскрытием которого плотность бурового раствора следует уменьшить до .

Выбор свойств бурового раствора доля вскрытия продуктивного пласта проводится особенно тщательно, так как от этого зависит продуктивность скважины при эксплуатации. Пятый и шестой пласты совместимы, их следует вскрывать на буровом растворе с плотностью



3. Расчет диаметров долот и обсадных колонн

Расчет ведем снизу вверх для всей конструкции скважины. Диаметр последней спускаемой в скважину колонны известен до начала расчета:

Поэтому расчет начинаем с определения диаметра долота для бурения последнего интервала:

, (3.1)

где - диаметр муфты обсадных труб последней колонны (в нашем случае эксплуатационной);

- величина зазора между стенкой скважины и муфтой.

В таблице 3.1 приведены необходимые для расчета справочные данные.

Таблица 3.1 - Диаметры труб и их муфт по ГОСТ 632-80 и рекомендуемые зазоры

Наружный диаметр труб, d, мм	Диаметр муфт, , мм	, мм	Наружный диаметр труб,d ,мм	Диаметр муфт, ,мм	, мм
114,3	133,0	5 - 15	298,5	323,9	15-30
127,0	146,0	5 - 15	323,9	351,0	20-40
139,7	159,0	10-20	339,7	365,1	20-40
146,0	166,0	10-20	351,0	376,0	20-40
168,3	187,7	10-20	377,0	402,0	25-50
177,8	198,0	10-20	406,4	431,8	25-50
193,7	215,9	10-25	426,0	451,0	25-50
219,1	244,5	10-25	473,1	508,0	25-50
244,5	269,9	10-25	508,0	533,4	25-50
273,1	298,5	15-30

Полученный по формуле (3.1) диаметр округляется до ближайшего большего диаметра долота по ГОСТ 20692-75: 151,0; 165,1; 190,5; 215,9; 244,5; 269,9; 295,3; 320,0; 349,2; 393,7; 444,5; 490,0 мм.

Далее следует расчет диаметра предыдущей колонны:

, (3.2)

где - запас, обеспечивающий спуск долота в скважину через эту колонну:

, мм, (3.3)

где - ожидаемая толщина стенки обсадной трубы, принимаем =10 мм.

Диаметр трубы, полученный по формуле (3.2), округляем до ближайшего большего в соответствии с таблицей 3.1:



d = 219,1 мм;

D = 244,5 + 2 • 10 = 264,5 мм;

D = 269,9 мм;

d = 269,9 + 2 • 13 = 295,9 мм;

d = 298,5 мм;

D = 323,9 + 2 • 15 = 353,9 мм;

D = 393,7 мм;

d = 393,7+2 мм;

d = 431,8;

D = 406,4+2 • 15 = 456,4 мм;

D = 490,0 мм.



4. Расчет равнопрочной обсадной колонны

По заданию предусматривается расчет эксплуатационной колонны. Для выполнения расчета дополнительно задаются:

- глубина уровня жидкости в колонне Н:

, (4.1)

где - глубина скважины;

- плотность пластового флюида ;

- плотность цементного раствора .

Расчётная схема представлена на рисунке 4.1

Рисунок 4.1 - Расчетная схема эксплуатационный колонны

1 - эксплуатационная колонна, 2 - техническая колонна, 3 - буровой раствор, 4 - цемент, 5 - пластовый флюид



4.1 Расчет на смятие

Расчет на смятие выполняем графическим методом. Для этого строим эпюры давлений по их величинам в характерных точках:

1) при ;

2) при = 2400-300=2100 м.

, (4.2)

где - плотность бурового раствора, на котором закончено бурение под рассчитываемую колонну ();

h - высота столба бурового раствора за колонной.

= 1,11 • 9,81 •2100 • = 22,87 (МПа);

3) при - 50 = 2850 - 50= 2800 м

, (4.3)

где - глубина спуска обсадной колонны;

4) при = 3090 м

(4.4)



Внутреннее давление в колонне на глубине z = H принимается равным нулю, а = . На глубине внутреннее давление равно

9,81 (2800 - 2317,5) = 4,73 МПа,

а наружное избыточное давление

МПа (4.5)

На глубине внутренне давление

9,81 (3090 - 2317,5) = 7,58 МПа, (4.6)

а наружное избыточное давление

МПа, (4.7)

Поскольку при запас прочности 1,15, то величины и необходимо умножить на 1,15, в результате чего получатся ступенчатая (секционная) по толщине стенки обсадная колонна.

, (4.8)

, (4.9)



Определение допустимых глубин спуска труб с разной толщиной стенки выполняем графически. Прочностные характеристики труб приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Характеристики обсадных труб из стали групп прочности D, K и Е

Диаметр, d, мм	Толщина стенки, ,мм	Толщина стенки, ,мм	Сминающее давление, , МПа	Страгивающая нагрузка, , кН
			D	E	D	E
139	7,0	23,7	22,1	27,8	695	1010
	7,5	25,9	26,3	34,1	785	1140
	8,5	30,3	35,1	47,5	970	1410

Для обоснования толщин стенок труб строим эпюру на миллиметровке формата А3 в удобном масштабе. По таблице 4.1 для труб группы прочности D с наименьшей толщиной стенки находим сминающее давление , откладываем его на оси абсцисс и проводим вертикальную прямую до пересечения с графиком .

Ордината точки пересечения соответствует допустимой глубине спуска секции труб с рассматриваемой толщиной стенки. Далее по таблице 4.1 определяем для трубы со следующей толщиной стенки и аналогично определяем допустимую глубину ее спуска (секции 2с) и т.д. Процедура заканчивается, когда последняя вертикальная прямая не пересечется с графиком . В результате решения задачи получаем ступенчатую (секционную) по толщине стенки обсадную колонну. В случае, когда возможности труб группы прочности D исчерпаны, то последующие секции труб выполнить из стали группы прочности Е.



4.2 Расчет колонны на растяжение

При растяжении наиболее слабыми элементами колонны являются резьбовые соединения, которые рассчитываются на страгивание (на нагрузки, при которых в резьбовом соединении напряжения достигают предела текучести). Страгивающие нагрузки приведены в таблице 4.1. Условие предупреждения страгивания резьбы описывается неравенством

, (4.10)

где - суммарный вес труб, расположенных ниже расчетного сечения, кН; - запас прочности на страгивание (= 1,15 для труб d < 168,3 мм и = 1,30 для труб d > 177,8 мм).

Используя схему, рассчитываем вес всех секций труб по формуле

, (4.11)

где - масса одного метра трубы секции ( таблица 4.1);

- длина секции.

;

;

.

Далее рассчитываем последовательно снизу вверх запасы прочности в верхних сечениях секций труб:



; (4.12)

;

;

.

Если во всех случаях , то расчет на страгивание заканчивается, а компоновка обсадной колонны не меняется. Если для секции , то расчет следует продолжить, начиная с этой секции.

1. Из условия определить длину , которая составит нижнюю часть секции с запасом прочности . В общем случае формула для расчета имеет вид.

. (4.13)

где P_ci - страгивающая нагрузка для труб секции.

Для данной задачи имело место для третей секции (i = 3). Тогда

;

.

2. Определяем вес полученной секции обсадных труб по формуле



, (4.14)

.

3. Выше этой секции труб следует поставить трубы со следующей большей толщиной стенки, которые образуют секцию. Ее длину определяем по формуле

, (4.15)

Далее необходимо сопоставить сумму с величиной . Если , то следует уточнить длину секции:

, (4.16)

, 2768 (м) < 3090 (м).

Затем необходимо определить вес окончательно принятой секции. На этом расчет на растяжение заканчивается. Если , то длина секции принимается равной расчетной по формуле (4.15) и рассчитывается ее вес.



4. Выше секции установить секцию со следующей по величине толщиной стенки труб и провести такие же расчеты, как и для секции.

Расчеты ведутся до тех пор, пока не получится неравенство

. (4.17)

Сопоставим:

, 3309 (м) > 3090 (м).

Далее следует уточнить длину секции, рассчитать ее вес и вес всей колонны.

Тогда вес всей колонны:

Если для следующей секции нет труб из стали группы порочности D с большей толщиной стенки, то для этой и последующих секций перейти к трубам из стали группы прочности E.

Полученную конструкцию обсадной колонны представляем в виде таблицы 4.2, в которой секции нумеруются снизу вверх в порядке их спуска в скважину.

Таблица 4.2 - Вес и длина секций эксплуатационной колонны

Номер секции	Группа прочности стали	Толщина стенки, мм	Длина секции, м	Вес секции, кН	Общий вес колонны, кН
1	D	9,2	220	65,4	-
2	D	7,7	840	213,5	-
3	D	7,0	1400	325,5	-
4	D	7,7	308	78,3	-
5	D	9,2	322	95,7	778,3



5. Требования безопасности и защита окружающей среды при применении промывочной жидкости

Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола, обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде.

Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

- 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25 - 30 кгс/см2 (2,5 - 3,0 МПа) для более глубоких скважин.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10 - 15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика допускаются отклонения от требований п. 2.7.3.3 настоящих Правил в следующих случаях:

- при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции). Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий по недопущению газонефтепроявлений. План должен быть согласован с территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной службой;

- при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями, приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).

Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

Обработка бурового раствора производится в соответствии с проектом, разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться требованиями подраздела 3.8 настоящих Правил безопасности, инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и (в необходимых случаях) пользоваться защитными средствами.

Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности - приниматься меры по ее устранению.

При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.

Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 50 град. С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.

Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины.

Загрязнение окружающей среды буровыми растворами должно быть исключено в результате:

- Широкого внедрения гидрофобизирующих кремнийорганических жидкостей, что позволит уменьшить количество потребляемой для обработки буровых растворов нефти и объема наработанного бурового раствора;

- Уменьшение объема наработанного бурового раствора при использовании фосфоновых комплексов;

- Улучшения очистки буровых растворов вследствие применения наиболее совершенных технических средств: вибросит, гидроциклонов и центрифуг;

- Замены земляных амбаров металлическими емкостями с циркуляционными системами.

В процессе разработки новых рецептур буровых растворов, учитывающих степень вредности для объектов окружающей среды каждого компонента и системы в целом, до внедрения их в производство необходимо определить ПДК на все реагенты, используемые в процессе приготовления раствора.

Отработанные буровые растворы необходимо утилизировать или захоронить с предварительной нейтрализацией.

Необходимо использовать отработанные буровые растворы при приготовлении рабочих буровых растворов, необходимых при проходке последующих интервалов данной или других скважин.

Транспортировка промывочной жидкости должна осуществляться в закрытых емкостях, контейнерах или по растворопроводу.

Транспортировки сыпучих материалов, утяжелителя и химических реагентов на буровые должны осуществляться в контейнерах или другой закрытой упаковке и хранения их в герметичной таре и закрытом помещении.



Список использованной литературы

скважина бурение обсадная колонна

1. Баграмов Р. А. Буровые машины и комплексы - М., Недра, 1988. - 502 с.

2. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. Том 2 - М.: Недра, 1985. - 191 с.

3. Вадецкий Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 351 с.

4. Гусман А. М. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование: научное издание. Екатеринбург: УГГГА, 2006. - 598 с.

5. Попов А. Н., Жулаев В. П. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебно - методическое пособие для студентов заочной дистанционной формы обучения специальностей 17.02.00 «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов» и 18.04.00 «Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов» - Уфа, 2003. - 19 с.

6. Попов А. Н., Спивак Т. О., Акбулатов Р. Х. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Москва: Недра, 2004. - 509 с.

7. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ-08-624-03 - М.: ПИО ОБТ, 2003.

Размещено на Allbest.ru