в) создание разобщающих экранов, препятствующих обводнению продуктивных горизонтов;

г) удержание в подвешенном состоянии обсадной колонны;

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

е) ликвидация поглощения промывочной жидкости;

ж) упрочнение стенок скважины в неустойчивых породах.

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

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

Расчет цементирования первой ступени

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

Рисунок 2.1

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

L₁ = 137 м, ₁ = 6,5 мм

L₂ = 1997 м,₂ = 6,5 мм

L₃ = 209 м, ₃ = 7,0 мм

L₄ = 226 м, ₄ = 7,7 мм

L₅ = 191 м, ₅ = 8,5 мм (снизу вверх),

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

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

Длина цементного стакана, h = 15 м;

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

Плотность промывочной жидкости, _р = 1150 кг/м³;

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

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

Плотность воды _в = 1000 кг/м³.

Порядок расчета

1.определяется средний внутренний диаметр обсадной колонны:

D_вн = , (2.163)

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

D_вн = = 0,132 м.

Определяется объем цементного раствора:

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

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

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

Q = _{стц в} /(_в + m _стц), (2.165)

где _стц - плотность сухого цемента, кг/м³,

M - водоцементное отношение по гост 1581-91.

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

Определяется плотность цементного раствора,

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

Определяется качество цемента и воды для приготовления цементного раствора

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

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

Определяется количество сухого цемента с учетом потерь при затаривании:

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

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

7. Определяется количество цементно-смесительных машин:

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

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

Определяется количество продавочной жидкости:

V_р = d_вн²/4 * (l - h) = 1,05 * 3,14*0,132²/4 (2750 - 15) = 39,4м³, (2.171)

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

Определяется наибольшее рабочее давление в конце цементирования:

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

Вычисление показателей р₁, р₂, р₃, р₄ приводится ниже.

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

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

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

Р₂ = _1тр l v_тр² _р/(10⁶ d_вн2) = 0,024*2750*2,18²*1150/(10⁶*0,132*2) = 1,37 мпа,(2.174)

Определяется скорость движения продавочной жидкости в трубах:

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

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

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

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

Re_тр* = , (2.176)

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

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

То _1тр = (2.177)

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

P₃ = мпа,(2.178)

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

Re_кпр* = , (2.179)

Так как 6136 > 1600, то

_2р = (2.180)

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

P₄ = мпа,(2.181)

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

Re_кпц* = , (2.182)

Так как 1282 < 1600, то

_гц = ,(2.183)

Определяется максимальное давление при цементировании

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

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

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

Определяется допустимое время цементирования:

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

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

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

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

Определяются гидравлические сопротивления в затрубном пространстве при движении промывочной жидкости

P'₃ = мпа,(2.187)

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

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

Время закачивания цементного раствора одним агрегатом

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

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

Определяется время продавки цементного раствора:

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

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

б) определяются длины столбов продавочного раствора в трубах, закачиваемого цементировочным агрегатом на различных скоростях:

Рисунок 2.2

L_т = а + b(pa - р_гидр') + c, (2.190)

Для чего определяется коэффициенты а, b, с:

А = к_v f_зп l/(k_v f_зп + f_тр) = 1,3 * 0,02 * 2750/(1,3 * 0,02 + 0,0137) = 1801 м³,

Здесь f_зп = 0,785 (d_скв²- d_н²) = 0,785 (0,2159² - 0,146²) = 0,02 м²,(2.192)

F_тр = 0,785 d_вн² = 0,785*0,132² = 0,0137 м²,(2.193)

В = 10⁵ к_v f_зп /(k_v f_зп + f_тр)(_цв - _р) =

10⁵ * 1,3 * 0,02/(1,3 * 0,02 + 0,0137)(1830 - 1150) = = 96,3 м/мпа,(2.194)

С = (f_тр l - k_v f_зп h₁)/(k_v f_зп + f_тр) = (0,0137 * 2750 - 1,3 * 0,02 * 800)/(1,3 * 0,02 + 0,0137) = 425 м, (2.195)

Ра - давление на агрегате при переходе от высшей к низшей скорости, мпа.

длина столба продавочной жидкости на 5-й скорости

L₅ = 1801 + 96,3 (4,0 - 3,80) + 425 = 2245 м;

На четвертой

L₄ = 1801 + 96,3 (6,1 - 3,80) + 425 = 2248 м

На третьей

L₃ = 1801 + 96,3 (9,19 - 3,80) + 425 = 2745 м

в) определяются объемы продавочной жидкости, закачиваемые цементировочным агрегатом на различных скоростях:

V_пр = f_тр l_т,(2.196)

V_пр5 = f_тр l₅ = 1,05*0,0137*2245 = 32,3 м³,(2.197)

V_пр5 = f_тр (l₄ - l₅) = 1,05*0,0137*(2448 - 2245) = 2,9 м³,(2.198)

V_пр3 = f_тр (l₃ - l₄)= 1,05*0,0137*(2745 - 2448) = 4,27 м³,(2.199)

Итого: v_пр = v_пр5 + v_пр4 + v_пр3 = 32,3 + 2,9 + 4,27 = 39,47 м³ (2.200)

г) определяется время продавки цементного раствора

Т_пр = т_пр5 + т_пр4 + т_пр3 = v_пр5 10³/60q_v+ v_пр4 10³/60q_iv + v_пр3 10³/60q_iii = 32,3*10³/60*23 + 2,9*10³/60*15,1 + 4,27*10³/60*9,8 = 23,41 + 3,2 + 7,26 = 33,87 мин, (2.201)

Определяется общее время цементирования

Т = т3 + т_пр = 16 + 33,87 = 49,87 = мин,(2.202)

Определяется количество цементировочных агрегатов

N =т/т_доп = 49,87/35 = 2.,(2.203)

Так как при цементировании работают 2 цементно-смесительные машины, то необходимо минимально принять два цементировочных агрегата.

Еще необходимо предусмотреть один ца для подачи воды и один ца как запасной.

Итого необходимо принять 4 ца, из них 2 рабочих.

Определяем фактическую скорость восходящего потока цементного раствора при двух рабочих ца:

V_кп^v = nq_v/10³ f_зп = 2*23/10³*0,02 = 2,3 м/с,(2.204)

V_кпⁱⁱⁱ = nq_iii/10³ f_зп = 2*9,8/10³*0,02 = 0,98 м/с,(2.205)

V_ср = (2,3 + 0,98)/2 = 1,64 м/с,(2.206)

Где q_v, q_iii - производительность цементировочных агрегатов, м/с.

Таким образом, для организации процесса цементирования первой ступени эксплуатационной колонны диаметром 146 мм, спущенной на глубину 2750 м, при подъеме цементного раствора до глубины 800 м необходимо 25,5 т цемента, 2 цементно-смесительных машин, 12,73 м³ воды, 39,3 м³ промывочной жидкости плотностью 1150 кг/м3 и 4 ца типа ца-320 м.

Определение напряжения эксплуатационной колонны

После образования достаточно прочного цементного камня в заколонном пространстве эксплуатационную колонну обвязывают с предыдущей обсадной колонной с помощью специальной головки с целью герметизации устья скважины.

При освоении и эксплуатации скважины температура и внутреннее давление в колонне, как правило, существенно отличаются от температуры и давления в момент обвязки колонны.

Поскольку после обвязки внутренняя колонна обычно утрачивает свободу осевого перемещения относительно наружной, при изменении температуры или давления могут возникнуть осевые силы, достаточно большие, чтобы незацементированный участок колонны утратил прямолинейную форму продольной устойчивости, а иногда даже достаточные, чтобы нарушилась связь между колонной и цементным камнем.

Как продольный изгиб колонны, так и нарушение сцепления между нею и цементным камнем могут способствовать разгерметизации резьбовых соединений или разобщению проницаемых пластов.

Одним из способов предотвращения продольного изгиба нецементируемого участка колонны может быть установка в нижней части его компенсатора осевых деформаций.

Другим, наиболее распространенным способом является предварительное натяжение колонны при обвязке с таким усилием, чтобы при последующих ожидаемых изменениях температуры и давления продольный изгиб нецементируемого участка был исключен.

Исходные данные:

Глубина скважины, l = 2750 м;

Высота подъема цементного раствора, м: l - h = 140 м;

Удельный вес жидкости, н/м³: _р = 1,12 * 10⁴; _в = 0,9 * 10⁴;

Температура, °с: на забое t₀ = 53,

Жидкости t₃ = 35;

Внутреннее устьевое давление, мпа: р_в = 12,5 мпа;

Удельный вес раствора в скважине после спуска колонны, н/м³:

'_н = '_в = _р = 1,12 * 10⁴; (2.207)

Обсадная колонна состоит из пяти секций, трубы из стали группы прочности "д", конструкция равнопрочной эксплуатационной колонны приводится в табл. 2.19.

Порядок расчета

Незацементированная часть обсадной колонны во все периоды жизни скважины должна находиться в растянутом состоянии, то есть должна быть натянута.

Величина натяжения колонны должна быть как минимум равна весу незацементированной части.

Натяжение колонны проводят после разгрузки на забой.

Значение натяжения определим из выражения:

Q_н = q + eft * 10^-3 + 0,31 pd²_вн * 10³ - 0,655 l (d²_p - d²_в) * 10^-3,(2.208)

Предварительно найдем среднюю площадь сечения труб

,(2.209)

Где l₁, l₂, ... , l_n - длины секций обсадной колонны, м;

F₁, f₂, ..., f_n - соответствующие площади сечений труб в секции колонны

= 29,2 см²,(2.210)

Средний внутренний диаметр d_вн, соответствующий площади 29,2 см², равен 13,6 см

Среднюю температуру нагрева колонны определяется по рис. 8 инструкции "по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин", 1988 г.

Принимаем t₁ = 8,8°с

T₂ = t₁ + (t₀ - t₁) = 8,8 + (53 - 8,8) = 11,0°с,(2.211)

T₄ = t₃ + (t₀ - t₃) = 35 + (53 - 35) = 35,9°с,(2.212)

t = = 25,55°с,(2.213)

Определяем слагаемые q_н :

Q = g q l = (9,8 * 61,6242 10³) = 604 кн,(2.214)

Р'₁ = eft = (12 10^-6 * 2 10¹¹ * 29,2 * 25,55 10^-7) кн = 179,05 кн,(2.215)

Р'₂ = 0,31 р_в d_вн 10³ = 0,31 * 12,5 * 13,3² 10^-1 = 68,55 кн,(2.216)

Р'₃ = 0,655 l (d²_нр - d²_внв) 10^-3 = 0,655*140*(14,6²*1,12-13,3²*0,9)*10^-3=7,29 кн,(2.217)

Где : р'₁ - дополнительная осевая нагрузка за счет нагрева или охлаждения;

Р'₂ - дополнительное усилие от внутреннего давления;

Р'₃ - натяжение колонны, зависящее от наличия жидкости в колонне и ее характера;

= 12 10^-6 - коэффициент линейного растяжения для стали;

Е = 2,1 10⁶ кг/см² - модуль упругости

Подставим эти значения в выражение q_н, получим

Q_н = 604 + 179,05 + 68,55 - 7,29 = 844,31 кн

Условие q_н q выполняется. Следовательно, q_н = 844,31 кн

Расчет цементной оболочки

Цель расчета цементной оболочки в обосновании выбора глубины, снижения уровня жидкости в эксплуатационной колонне при обеспечении достаточной прочности цементной оболочки на различных этапах освоение и эксплуатации скважины.

Исходные данные:

По геолого-техническому наряду известно, что скважина глубиной l=2750м обсажена эксплуатационной колонной диаметром d_эк=146мм с толщиной стенки ?=7мм.

Ожидание затвердения цементного раствора будет проведено в течении 48ч с давлением на устье р_у=10мпа.

Высота подъема цементного раствора от устья h=140м, плотность цементного раствора с_{ц сред}=1616кг/м³, плотность продавочной жидкости а_р=1120кг/м³.

На пятый день в колонне производится замена глинистого раствора на воду в_в=1000кг/м³.

На восьмой день воду заменяют на нефть а_н=850кг/м³.

На десятый день уровень нефти в скважине понижается на н_с=1000м.

После этого вызывается приток нефти из продуктивного пласта и скважина переводится на эксплуатационной режим.

Результаты испытания цементного камня на изгиб, определенные с помощью прибора мии-100, через двое суток следующие: испытывалось три образца на предел прочности, на изгиб и среднее значение прочности - 2.7мпа.

Порядок расчета цементной оболочки

1. Находим начальное давление у забоя скважины

Р=10^-5*((l-h)с_{ц сред}+ h*а_р)=10^-5*((2750-140)*1616+140*1120)=43.8мпа

2. По условию задачи устанавливаем виды работ, которые будут проводится в скважине (определяем время, при котором будут происходить изменения давления в скважине и подсчитываем это давления):

А) при цементирование давления в эксплуатационной колонне:

Р_к=10^-5*l*с_р+р_у=10^-5*2750*1120+10=40.80мпа,(2.218)

Б) через двое суток убирается цементировочная головка, следовательно, отсутствует устьевое давление колонне, тогда

Р_к2=10^-5*l*с_р=10^-5*2750*1120=30.80мпа,(2.219)

В) через пять суток с целью вызова притока нефти из пласта глинистой раствор заменяют на воду, при этом

Р_к5=10^-5*l*с_в=10^-5*2750*1000=27.5мпа,(2.220)

Г) через восемь суток с той же целью воду в эксплуатационной колонне заменяют на нефть

Р_к8=10^-5*l*с_н=10^-5*2750*850=23.38мпа,(2.221)

Д) через десять суток снижаем уровень нефти в колонне (с целью освоения скважины)

Р_к10=10^-5*(l-н_с)*с_н=10^-5*(2750-1000)*850=14.88мпа,(2.222)

3. Определяем сминаемые давления в колонне на рассматриваемые моменты времени:

На 2-е суток р_2с=р-10^-5*l*с_р=43.8-30.80=13мпа(2.223)

На 5-е суток р_5с=р-10^-5*l*с_в=43.8-27.5=16.4мпа(2.224)

На 8-е суток р_8с=р-10^-5*l*с_н=43.8-23.38=20.42мпа(2.225)

На 10-е суток р_10с=р-10^-5*(l-н_с)*с_н=43.8-14.88=28.92мпа(2.226)

4. По результатам испытания цементного камня через двое суток находим приделы прочности на изгиб.

Коэффициент с? определяется по графику методических указаний к ''расчету на прочность цементной оболочки нефтяной скважины.'' (см. Рис. 3).

с_изг=авd,(2.227)

Через 5 суток с_с=1.4d₂=1.4*2.7=3.78мпа

Через 8 суток с_о=1.7d₂=1.7*2.7=4.59мпа

Через 10 суток с_оо=1.8bb₂=1.8*2.7=4.86мпа

5. Рассчитываем модуль упругости оболочки

Через 2 суток е'₂=2000*2.7=5400мпа

Через 5 суток е'₅=2000*3.78=7560мпа

Через 8 суток е'₈=2000*4.59=9180мпа

Через 10суток е'₁₀=2000*4.86=9720мпа

6. По таблице 1 методических указаний находим коэффициенты пуассона с₂ через 2, 5, 8,10 суток

с₁=0.3; с'₂=0.2; с''₂=0.2; с'''₂=0.3; с''''₂=0.3

Определяем отношение радиусов эксплуатационной колонны:

 (2.228)

Где: r₂, r₁ - наружный и внутренний радиус обсадной колонны.

8. Рассчитываем отношение модулей материала труб и оболочки:

(2.229)

Определим коэффициент к:

(2.230)

Через 8 суток

(2.231)

10. По графику (рис. 2) методических указаний находим коэффициент n - зависящий от возраста цементного камня, через 2, 5, 8, 10 суток:

N₂=3.0; n₅=3.1; n₈=3.25; n₁₀=3.35.

11. Рассчитываем запас прочности оболочки:

(2.232)

По условию прочности коэффициент запаса прочности цементной оболочки должен быть равен m=1.2-1.3

Таблица 2.20 Таблица результатов

Момент времени сут.	Жидкость в скважине	Плотность жидкости, кг/м3	Высота столба жидкости, м	Р, мпа	Рк, мпа	Рс, мпа	?	?изг, мпа	Е2*10-2, мпа
2	Глинистый раствор	1120	2750	43.8	30.80	12.13	1.0	2.7	54.0
5	Вода	1000	2750	43.8	27.5	16.4	1.4	3.78	75.6
8	Нефть	850	2750	43.8	23.38	20.42	1.7	4.59	91.8
10	Нефть	850	1750	43.8	14.88	28.92	1.8	4.86	97.2
Момент времени сут.	?2	?2	W	K	N	M
2	0.2	1.22	38.89	0.15	3.0	2.08
5	0.2	1.22	27.78	0.19	3.1	1.89
8	0.3	1.22	22.88	0.21	3.25	1.74
10	0.3	1.22	21.61	0.22	3.35	1.28

Как видно из расчета, запас прочности цементной оболочки на все промежутки времени при освоении допустимо.

Эксплуатационные скважины, как правило, бурят с использованием электропривода, разведочные с использованием привода от двс.

Бурение с использованием электропривода значительно дешевле бурения с двс. Буровая установка с электроприводом легче, проще в монтаже, при бурении на электроприводе нет необходимости в большем количестве транспорта для подвоза горюче-смазочных материалов, требуется меньше обслуживающего персонала и т.п.

Поэтому основным фактором, определяющим выбор вида привода буровой установки, является наличие в районе бурения источников питания электроэнергией.

Тип буровой установки определяется по госту 16293-82, исходя из максимально допустимой рабочей нагрузки на крюке от веса бурильной колонны в воздухе или из наиболее тяжелой обсадной колонны или ее секции и условий глубины бурения.

Исходя из выше перечисленных факторов, учитывая график движения буровых установок в отрадненнском убр для бурения проектируемой скважины выбираем буровую установку бу-3000 эук, вышка 41*200, лебедка у2-2-11, вид привода буровой установки электрический, вид энергии - электроэнергия от ближайшей лэп, буровой насосу8-6м, ротор р560-шв, вертлюг у6-200.

Выбор и расчет талевого канта на прочность

Вес колонн:

Вес кондуктора q_к=115кн;

Вес эксплуатационной колонны q_эк=646кн

Вес бурильной колонны q_бк=1020кн

Итак, по весу наиболее тяжелой колонны принимаем q=102т

Расчетная нагрузка на крюке будет равна

,(2.233)

Где: с - коэффициент учитывающей потери веса колонны, в промывочной жидкости, с=(1-са_ж/bb_м), здесь a_ж - удельный вес промывочной жидкости, г/см³;

b_м - удельный вес материала колонны, г/см³;

к -коэффициент учитывающий нарастания веса за счет силы трения колонны о стенки скважины и жидкости при ее подъеме, увеличивается с глубиной, к=1.11-1.18

По величине р выбираем

Вертлюг у6-200, с собственным весом р_в=2100кг

Крюк у5-130-2, с собственным весом р_кр=1600кг

Талевый блок утба5-170,с собственным весом р_тб=4400кг

Кронблок у3-130-2, с собственным весом р_кб=2460кг

Определяем натяжение ходового и мертвого концов каната

(2.234)

Где: b - коэффициент сопротивления одного ролика талевой системы, p=1/f=1.02-1.03,

Здесь f - кпд одного ролика талевой системы;

M - число струн, на которых подвешен талевый блок

Р₁=р+р_в+р_кб+р_тб+р_кр=99.9+2.1+1.6+4.4+2.46=109.86т,(2.235)

По натяжению ходового конца каната выбираем лебедку лбу1100м, для которой допустимое натяжение ходового конца составляет 25тонн.

Определим нагрузки действующие на вышку

Р_вш=к_п*р+р_в+р_кб+р_тб+р_кр+р_к+р_х+р_м= =1.45*99.3+2.1+2.5+4.4+1.6+1.6+12.88+9.33=178т,(2.236)

К_п - коэффициент учитывающий дополнительные нагрузки, обусловливаемые возможным прихватом бурильной колонны в скважине, зависит от угла и характера искривления скважины и принимается равным, к_п=1.35-1.55 для искривленных скважин

Р_к=1.5-1.7т - вес каната

В соответствии с нагрузкой на вышку р_вш=178т принимаем вышку ва41*200 максимальной грузоподъемностью 200т, высотой 41м.

Произведем выбор каната.

В соответствии с диаметром шкивов талевого блока и диаметром шкивов кронблока, принимаем канат диаметром d_к=28мм

Принимаем коэффициент запаса прочности для талевых канатов равным к_б=3, по уравнению r_aк_бр_к найдем допустимую прочность каната

R_a=3*12.88=38.6т

В соответствии с r_a38.6т принимаем канат типа лк-ро

Проверим выбранный канат на прочность с учетом всех действующих нагрузок.

Напряжения растяжения

(2.237)

Где: f - площадь сечения всех проволок в канате, мм²

Напряжение изгиба

c_и=f₁*е*d/d)=0.072*2.2*10⁴*(1.8/900)=0.0317н/мм²,(2.238)

Максимальное напряжение будет равно

c_max=f_р+b_и=0.339+0.0317=0.371н/ мм²,(2.239)

Фактический запас прочности

К_ф=180/0.371=4.9

Как видно, фактический запас прочности находится в допустимых приделах.

Заключительные работы на скважине

По истечении регламентированного срока твердения тампонажного раствора обсадную колонну на устье соединяют с предыдущей и герметизируют межколонное пространство таким образом, чтобы в любой последующий момент можно было контролировать давление в нем.

Для сохранения усилия натяжения колонны, а также для обвязки устья скважины за трубное пространство между колоннами обвязывают колоннами головками.

В зависимости от конструкции скважины применяются различные колонные головки, резьбовые или клиновые.

При резьбовой колонной головки на резьбу предыдущей колонны навертывается нижней фланец, а подвесной фланец навертывается под эксплуатационную колонну, при этом резьбы кондуктора и эксплуатационной колонны должны находится на строго определенном расстояние (резьба эксплуатационной колонны чуть выше резьбу кондуктора).

Это достигается за счет того, что при цементирование предусматривается перед цементировочной головкой установить патрубок от элеватора до кондуктора, это не очень удобно.

Наиболее универсальными являются клиновые колонные головки.

Они состоит из корпус, навинчиваемого на верхний конец предыдущей обсадной колонны, пьедестала, который устанавливают на фланец корпуса и крепят к последнему болтами, клиньев, при помощи которых подвешивают внутреннюю колонну (т. Е. Первую промежуточную колонну на головке кондуктора; вторую промежуточную колонну на головке первой и т. Д.), и уплотнительных устройств для обеспечения герметичности всех соединений.

В теле корпуса и пьедестала имеются боковые отверстия, закрытые пробками.

После обвязки двух колонн в одно из таких отверстий ввинчивают кран высокого давления, через который с помощью манометра контролируют давление в межколонном пространстве, а при необходимости стравливают газ (отводят на факел).

Перед обвязкой обсадную колонну, которая с момента окончания цементирования должна оставаться подвешенной на крюке буровой установки, натягивают с расчетным усилием и затем при помощи клиньев подвешивают в головке.

после подвески на верхний конец колонны навинчивают пьедестал и соединяют последний с фланцем корпуса головки.

Герметичность обсадной колонны, колонной головки и зацементированного заколонного пространства проверяют путем опрессовки.

Продавочную жидкость в колонне предварительно заменяют на воду.

При опрессовке внутреннее давление в любом сечении колонны должно не менее чем на 10% превышать наибольшее ожидаемое давление здесь в период опробования, испытания или эксплуатации скважины.

Если же конструкция колонны более сложная, а ожидаемое давление у устья высокое, целесообразно спрессовывать ее по секциям, отделяя испытуемую секцию от ниже расположенных с помощью пакера, спускаемого на бурильных трубах.

Колонну признают герметичной в том случае, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделения газа на устье и если в период выдержки колонны под указанным выше давлением последнее в течение 30 мин снижается не более чем на 0,5 мпа при опрессовочном давлении свыше 7 мпа и не более чем на 0,3 мпа при меньшем опрессовочном давлении.

Контроль за изменением давления начинают через 5 мин после создания заданного давления опрессовки.

Проверка герметичности обсадной колонны опрессовкой после образования цементного камня имеет существенный недостаток. Давление в колонне при опрессовке, особенно в газовых скважинах, часто намного больше, чем в период твердения тампонажного раствора.

В ряде случаев по этой причине цементный камень в заколонном пространстве, прежде всего в верхней части скважины, разрушается и не может в дальнейшем надежно выполнять функции разобщающей среды.

Устранить этот недостаток можно, если опрессовывать обсадную колонну не после затвердения тампонажного раствора, а перед началом цементирования (либо в крайнем случае сразу же после окончания его).

Герметичность эксплуатационных колонн во всех разведочных скважинах, а также в тех эксплуатационных скважинах, в которых в период опробования, испытания или эксплуатации давление у устья существенно не превышает атмосферного, дополнительно проверяют путем снижения уровня жидкости.

при таком испытании рекомендуется снижать уровень жидкости в колонне на 40--50 м ниже того, при котором предполагается вызывать приток пластовой жидкости при опробовании или освоении.

глубина снижения уровня, однако, не должна превышать величины, при которой избыточное наружное давление может стать больше сопротивляемости труб наименее прочной секции смятию.

Согласно “инструкции по испытанию скважин на герметичность” глубина снижения уровня должна быть не ниже указанных величин.

Таблица 2.21

Глубина скважины, м	?500	500-1000	1000-1500	1500-2000	?2000
Наименьшая глубина снижения уровня	400	500	650	800	1000

Наблюдения за изменением уровня начинают через 8 ч после снижения его, чтобы в основном устранить влияние жидкости, стекающей со стенок колонны.

Если колонна спущена в несколько приемов, герметичность ее обычно проверяют после затвердения тампонажного раствора путем гидравлической опрессовки сначала верхнего участка, затем двух верхних, наконец, всей колонны.

если один из участков оказался негерметичным, сначала устраняют обнаруженные дефекты, повторно его спрессовывают и лишь затем проверяют герметичность следующего участка.

Если каждый участок обсадной колонны спрессовывают при спуске, проверить герметичность стыка двух участков можно опрессовкой после затвердения тампонажного раствора, отделив его предварительно от остальной части колонны при помощи пакеров, спускаемых на бурильных трубах.

Опробования вскрытых при бурении перспективных пластов является важнейшим и ответственным фактором при строительстве скважины.

Существуют методы промысловых исследований, отбора керна, которые дают некоторые представления о продуктивности горизонта.

Таких данных ожидаемый дебит скважины, нефтеотдачу пласта этими методами определить нельзя.

поэтому для полного исследования и целесообразности эксплуатации продуктивного горизонта применяют специальные приспособления испытатели и опробыватели пластов.

Существует два метода испытания пластов:

1. Метод - с низу верх;

2. Метод с верху вниз.

При испытание 1 методом скважина буриться до самого нижнего ожидаемого продуктивного горизонта, спускается колонна, отстреливается и опробуется нижней продуктивный горизонт.

Затем устанавливается мост, простреливается в верхней пласт и опробуется и т.д.

Такой метод используется в эксплуатационном бурении.

В поисковых и разведочных скважинах применяют 2 метод.

По мере вскрытия предполагаемого горизонта применяются опробыватели и испытатели пластов, которые спускаются на буровых трубах (испытатели), или на каротажном кабеле (опробыватели).

Такой метод имеет ряд преимуществ:

Не надо спускать колонну и цементировать ее;

Испытание происходит в свеже вскрытых пластах, которые мало подвергались воздействию бурового раствора и не подвергались воздействию цемента;

Короткое время испытания;

С применением испытателя пластов гидравлический (ипг) одновременно измеряются параметры пласта (давление, температура, расход, дебит);

Снимается гидравлическая характеристика пласта;

Испытание дает возможность оценить целесообразность испытания данного пласта;

Экономичность.

Испытатели пластов могут быть механические, но в основном они ипг с конусным или цилиндрическим пакером.

Существует несколько способов вызова притока из пласта.

Если коэффициент аномальности пластового давления существенно больше единицы, коллекторские сройства пласта хорошие и приствольная зона загрязнена мало, часто бывает достаточно заменить промывочную жидкость, которой была заполнена колонна накануне перфорации, на воду либо нефть.

В тех же случаях, когда коэффициент аномальности пластового давления не превышает единицы, коллекторские свойства плохие или приствольная зона продуктивного пласта сильно загрязнена в период бурения, цементирования и перфорации, для получения притока приходится не только заменять промывочную жидкость на воду или нефть, но также аэрировать воду либо снижать уровень воды (нефти) в обсадной колонне.

Заменять промывочную жидкость на воду рекомендуется постепенна

Наиболее эффективный способ освоения -- постепенное увеличение степени аэрации воды после замены ею промывочной жидкости в обсадной колонне.

Для этого в пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами одновременно закачивают воду цементировочным насосом и воздух передвижным промысловым компрессором.

Иногда уровень жидкости снижают поршневанием способ можно применять лишь в тех случаях, когда нет опасности выброса и не требуется герметизировать устье скважины.

Время, необходимое для получения притока таким способом, гораздо больше,чем предыдущими способами

Для освоения скважин, продуктивный пласт в которых имеет низкое пластовое давление или сильно загрязнен в процессе бурения, в успехом могут быть использованы опробователи, спускаемые на колонне труб.

Для повышения эффективности освоения скважин, вскрывших нефтеносные пласты с низкими коэффициентами аномальности, целесообразно до перфорации снижать давление в обсадной колонне до пластового или даже несколько ниже последнего.

При вскрытие коллектора в него проникает фильтрат промывочной жидкости, а при цементирование проникает фильтрат цементного раствора.

Глубина проникновения зависит от проницаемости пород слагающих коллектор, а также от перепада давления , от свойств промывочной жидкости (водоотдачи) и др. Факторов.

О величине зоны проникновения фильтрата судят по результатом геофизических исследований (бкз - боковое каротажное зондирование), а также исследование динамической и статической фильтрации.

Глубина проникновения фильтрата зависит от капиллярных сил и поверхностного натяжения, она может быть от несколько сантиметров до десятка метров.

Рядом исследований установлено, что глубина проникновения фильтрата зависит от наличия в промывочной жидкости твердых частиц не растворившейся глины, утяжелителя.

При вскрытие трещиноватых пород глубина проникновения твердых частиц может быть до нескольких метров.

Вероятно, для вскрытия продуктивных горизонтов необходимо, чтобы в промывочной жидкости содержались частицы которые могут быть извлечены из ласта каким либо методом воздействия (при соляно-кислотной обработки карбонатные частицы растворяются, обработка призабойной зоны паром способствует распусканию не растворившихся частиц глины).

При проникновении фильтрата в коллектор продуктивного горизонта особенно в песчаники фильтрат контактирует с цементирующем веществом (у песчаника является глина).

глина растворяется, уменьшая объем пор, поэтому для вскрытия продуктивных горизонтов следует рекомендовать раствор на кальциевой глине, в фильтрате которой сдержится меньшее количество растворяющегося вещества.

Также растворимость фильтрата достигается путем добавки пав (поверхностно активные вещества).

Пав образует на поверхности частицы глины сольватные оболочки препятствующие проникновению фильтрата.

Также для вскрытия продуктивных горизонтов можно рекомендовать растворы на нефтяной основе (рно).

С целью улучшения вскрытия продуктивных пластов проводят работы по:

1. Улучшению свойств промывочной жидкости на водной основе, путем добавки в раствор различных реагентов;

2. Применение растворов рно при вскрытие продуктивных горизонтов;

3. Применение в качестве промывочной жидкости пен;

4. Применение газообразных агентов;

5. Вскрытие продуктивных горизонтов с применением местной циркуляции.

После получения притока из пласта скважине дают некоторое время поработать, чтобы очистилась от загрязнения приствольная зона.

Так, если получен фонтанирующий приток из нефтяного пласта, струю жидкости направляют через верхний боковой отвод фонтанной елки и штуцер в сбросовый амбар.

Диаметр штуцера выбирают с таким расчетом, чтобы не возникло чрезмерно большой депрессии и не началось разрушение скелета пласта и цементного камня.

обычно в течение первых 1,5--2 ч используют штуцер диаметром 6--8 мм, а затем штуцер меньшего диаметра -- 5 мм.

При таком диаметре штуцера скважина работает до тех пор, пока не стабилизируются давления у устья в межколонном пространстве и на головке (буфере) фонтанной елки, а также дебит.

После стабилизации давлений у устья и дебита при данном диаметре штуцера скважину считают освоенной и приступают к исследованию ее.

Исследование проводится с целью определения всех промысловых характеристик при установившихся режимах работы: дебита, газового фактора, забойных и пластового давлений, температуры, коэффициента продуктивности скважины, проницаемости и гидропроводности пласта, а также состава и свойств пластовой жидкости (газа).

Режим работы считают установившимся, если при данном диаметре штуцера забойное и устьевые давления и дебит стабильны.

Скважину исследуют при четырех-шести режимах: сначала при минимальном диаметре штуцера, затем диаметр штуцера ступенями увеличивают.

по данным таких исследований строят индикаторную кривую “дебит -- депрессия”, выявляют оптимальный режим притока, повторяют исследование при таком режиме и регистрируют кривую восстановления давления.

исследование одного пласта обычно занимает несколько суток.

Исследование при одном режиме считают законченным, если две последовательных проверки давлении и дебитов практически (в пределах погрешности приборов) совпадают.

Устьевые давления измеряют обычно через каждые 3 ч, забойные давления и дебиты -- 1--2 раза в сутки.

Для измерения забойных давлений используют глубинные манометры, а устьевых давлений -- образцовые манометры.

Спустя сутки после регистрации кривой восстановления давления глубинным манометром делают дополнительное измерение пластового давления в закрытой скважине.

Объем исследований в эксплуатационных скважинах может быть сокращен, его устанавливают по согласованию с добывающим предприятием.

После окончания исследований проводят кратковременную (не менее 10--15 сут) пробную эксплуатацию скважины на оптимальном режиме по плану, согласованному с нгду.

3. Охрана труда, природной и окружающей среды

3.1 Мероприятия, направленные на предупреждение несчастных случаев и профзаболеваний

Организация и обеспечение безопасного ведения отдельных работ, техпроцесса со стороны рабочих, итр согласно правил, правил пожарной безопасности, инструкции по охране труда.

Обустройство, монтаж, демонтаж, заземление, обслуживание, ремонт блока приготовления бурового раствора и оборудование (гидромешалок) выполняются с соблюдением правил и инструкций. Администрация обязана обеспечить рабочих и итр необходимыми правилами и инструкциями.

Мастер обеспечивает безопасное ведение работ и руководит работами повышенной опасности (ремонт пневмокомпенсаторов, испытание манифольда)

Испытание манифольда

В процессе опрессовки машинист заливочного агрегата находится в кабине и управляет работой агрегата, помощник машиниста находится возле насоса агрегата и следит за его работой, а члены комиссии по опрессовки находятся с левой стороны заливочного агрегата и наблюдают за показаниями манометра.

На выкидке цементировочного агрегата должен быть установлен предохранительный клапан с тарированной шпилькой, рассчитанный на давления, превышающий ожидаемое максимальное на 10%.

Устранения не исправности цементировочного агрегата, а также до крепления нагнетательной линии под давлением запрещено.

Нагнетательная линия должна быть выдержана под давлением не менее 3мин.

После ремонта манифольную линию необходимо повторна подвергнуть опрессовки.

Манифольд признается прошедшем испытание, если за 30мин падение давления в линии не наблюдается.

Опрессовку необходимо производить с помощью заливочного агрегата, установленного или со стороны насосного сарая, если опрессовка производится через выкид пневмозадвижки, или со стороны приемного моста, если опрессовка производится через муфту для манометров на стояке.

Применение буровых насосов для опрессовки запрещается.

Лаборант- коллектор при приготовление глинистого раствора должен аккуратно обращаться с реактивами и при работе с кислотами, наливать кислоту в воду, ан наоборот.

В своей работе обязан пользоваться средствами индивидуальной защиты - защитными очками, резиновыми перчатками, фартуком, сапогами.

При приготовление и обработки глинистого раствора необходимо удалить всех людей из гидромешалки, подать сигнал и включить насос, закрыть пусковую задвижку, после появления циркуляции приступить к загрузке гидромешалки.

при этом запрещается работа гидромешалки от двух насосов, повышать рабочее давление выше 4мпа, спускаться в гидромешалку при работающем насосе без разъединения манифольда.

Насос оборудован предохранительном устройством и виде диафрагмы, которая должна подбираться на давление, превышающее рабочее не менее чем на 5%.

Во время работы насосов запрещается нахождение в насосной людей, кроме обслуживающего персонала.

При заполнении пневмокомпенсаторов воздухом принимаются меры против попадания в полость горючих жидкостей.

При применении буровых растворов на углеводородной основе должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды.

Для загазованности контроля должны проводится замеры воздушной среды у ротора, бпр, вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности принимаются меры по ее устранению.

При концентрации паров углеводорода свыше 300мг/см³ работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.

Вода хранится в емкости вблизи от блока приготовления промывочного раствора (бпр). В глину мешалку подается через шланг.

Химреагенты и добавки хранятся вблизи от бпр в специальных контейнерах, обеспечивающих их сохранность и готовность к применению.

Глинопорошек хранится на площадке рядом схим. Реагентами и бпр на возвышенности.

Он покрывается специальной пленкой в избежания попадания воды.

В гидромешалки подается с помощью передвижного крана с двумя ковшами заданного объема.

На буровой согласно правил пожарной безопасности должна быть оснащена следующими средствами пажаро тушения:

- огнетушители пенные или порошковые - 6шт.;

- ящики с песком по 0.5м - 4шт.;

- багры - 2шт.;

- ломы - 4шт.;

- лопаты - 4шт.;

- ведра - 4шт.;

- топоры - 2шт.;

Не допускается: замазученность территории буровой;

Хранение нефти и других горючих жидкостей в открытых амбарах и емкостях на территории буровой не допускается;

Вешать и раскладывать для просушки одежду и другие предметы, пропитанные нефтью и нефтепродуктами на поровых трубах, радиаторах, котлах, горячих частях насосов и электродвигателей и т.д.

Организация проведения инструктажей и проверки знаний рабочих и ИТР

Обучение работников безопасным методам работы проводится на всех предприятиях независимо от характера, сложности и степени опасности производства, а также от стажа работы, образования и квалификации работников по данной профессии или должности.

Администрация предприятия обязана обеспечивать своевременное и качественное обучение работников безопасном методам и приемом работы при поступлении их на работу, непосредственно на рабочих местах или на специальных курса, разработать и утвердить инструкции по безопасному ведению работ, программы инструктажей и других видах обучения, обеспечить руководителей подразделений необходимыми инструкциями.

Инструктажи работников по характеру и времени проведения подразделяются на вводной инструктаж и инструктажи на рабочем месте.

Инструктажи на рабочем месте, в свою очередь, подразделяются на первичный, повторный, внеплановый и целевой.

Первичный инструктаж рабочих в зависимости от характера работы должны проводится с показом безопасных приемов и методов работы и, как правило, проводится индивидуально с каждым рабочем.

Инструктаж рабочих, входящих в состав комплексных бригад, должен проводится как по их основной профессии, так и по совмещаемым профессиям.

Инструктаж мастеров, других руководителей работ должен проводить руководитель цеха или другого подобного подразделения.

После первичного инструктажа на рабочем месте перед допуском к самостоятельной работе или при переводе с одной работы на другую у рабочих должна быть проведена проверка знаний требований безопасности.

Первичная проверка знаний итр структурных подразделений и непосредственных руководителей работ (начальников участков, мастеров, механиков) проводится перед допуском к работе, а руководителей структурных подразделений и итр аппарата предприятия проводится после назначения на должность в сроки, установленные руководством предприятия, но не позднее месяца после назначения на должность.

Проверка знаний рабочих осуществляется комиссией, возглавляемой руководителем соответствующего структурного подразделения (цеха, участка и др.) И проводится в индивидуальном порядке по специальном вопросам.

Проверка знаний итр цехов (кроме начальников участков и мастеров) осуществляется комиссиями под председательством начальников цехов и проводится по вопросникам, составленным по действующим правилам с учетом профиля служебных обязанностей проверяемых.

Рабочие должны обеспечиваться инструкциями, необходимыми учебными пособиями, им должна оказываться практическая помощь при подготовке к проверке знаний.

Повторный инструктаж проводится со всеми рабочими с целью обновления и дополнения знаний по безопасности труда (через 3 месяца работ).

Внеплановой инструктаж проводится при необходимости доведения работающих дополнительных требований, вызванных введением новых правил безопасности, инструкции по охране труда, стандартов ссбт:

Изменений технологического процесса, замене или модернизации оборудования, приспособлений или инструмента, других факторов, влияющих на безопасность труда;

Нарушение работниками правил и инструкций по охране труда, которые могут привести к несчастному случаю, аварии, взрыву или пожару;

Выполнение особо опасных работ.

Целевой инструктаж проводит руководитель работ с рабочими перед производством работ, на которые оформляется наряд-допуск.

Целью целевого инструктажа является предупреждение и инструктаж рабочих при проведении работ повышенной опасности, в данном случае это испытание манифольда. В данном целевом инструктаже говорится, чтобы вся бригада при испытании манифольда находилась в культбутке.

К работам по загрузке блока приготовления глинистого раствора допускается бурильщик, помощник бурильщика, ознакомленные с правилами безопасного выполнения этих работ.

При подъеме и опускании верхней (подвижной) части емкости находится нельзя в зоне движущихся частей и элементов емкости.

Перед пуском бпр в эксплуатацию необходимо убедится в исправности пневмосистемы, шлангов трубопроводов и надежности их соединения.

Перед пуском бпр в работу должны быть все задвижки на штуцерах гидромешалки и пусковая задвижка насоса.

Давление до рабочего перед гидросмесителем поднимают постепенно, прикрывая задвижки.

Все ремонтные работы должны производится только после отключения насосов от гидромешалки и вывешивания предупредительного плаката на пульте включения.

К самостоятельной работе по ремонту и обслуживания буровых насосов и их обвязки должны допускаться слесаря буровых бригад и помощники бурильщика, прошедшие инструктаж на рабочем месте и проверку знаний.

После того, как насос разовьет полное число оборотов, следует прикрыть пусковую задвижку, одновременна следя по манометру за поднятия давления в нагнетательном трубопроводе.

После появления промывочной жидкости в желобной системы (установление циркуляции), пусковую задвижку следует закрыть полностью.

В случае внезапного повышения давления, а также при прекращения циркуляции следует немедленно открыть пусковую задвижку и отключить насос.

При пуске насосов, работающих спарено, включение второго насоса производится после того, как первый насос будет полностью пущен на ход.

При этом необходимо соблюдать те же условия пуска, что и для первого насоса.

Для остановки насоса с электроприводом необходимо включить двигатель, при двигатели внутреннего сгорания отключить соединительную муфту, а затем открыть пусковую задвижку.

Перед ремонтом насоса необходимо отключить его от общего нагнетательного трубопровода путем закрытия проходной задвижки на выпуск и вывесить на пусковом устройстве насоса плакат: `'не включать! Работают люди!'' при электроприводе, а при приводе от двс - обеспечить отключение шмс, стравить воздух, после чего также вывесить на пульте включения предупредительный плакат.

Циклон и вибросито: при обслуживание механизмов системы очистки промывочной жидкости привод и вращающие части должны быть ограждены сплошными металлическими съемными кожухами.

При работе вибросита поверхность сеток следует очищать от шлама с помощью скрепка с резиновой накладкой.