Заканчивание эксплуатационной скважины №8 Пинджинского месторождения глубиной 2650 (2720) метров

Q1545/1,3=1188 кН.

Так как суммарный вес секций 1017 кН не превышает предельной нагрузки на клинья, то всю колонну спускаем на клиновых захватах.

В процессе спуска колонны без ограничения скорости, особенно при малых кольцевых зазорах, возможны гидроразрывы пород и поглощение бурового раствора, что осложняет доспуск колонны и последующее цементирование. Поэтому скорости спуска обсадных колонн должны выбираться исходя из конкретных геологических условий в интервале крепления, состояния ствола скважины и свойств бурового раствора и подтверждаться расчётом.

При быстром спуске, в дополнение к гидростатическим давлениям, в заколонном пространстве возникает гидродинамическое давление, которое может привести к гидроразрыву пород или к смятию колонны избыточным внешним давлением.

По результатам расчётов, проведённых ВНИИКрнефть, скорости спуска в не должны превышать 1 м/с для эксплуатационной колонны. Т. к. существует опасность поглощения и загрязнения пласта скорость спуска эксплуатационной колонны снижается до 0,4 м/сек.

Спускать колонну следует плавно и без толчков. Спущенные трубы заполнять буровым раствором не требуется, т.к. применяется самозаполняющийся обратный клапан.

6.3 Организация работ по цементированию скважины

Цементировочная техника должна прибыть на буровую в рабочем состоянии за 2 часа до окончания спуска колонны. Прибывшую тампонажную технику необходимо подготовить к работе и расставить на площадке перед буровой установкой, согласно разработанной схеме. Необходимо завести на буровую необходимое количество тампонажных материалов, подготовить расчётный объём воды, произвести опрессовку нагнетательной линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования максимальное давление.

После окончания промывки скважины на верхний конец обсадной колонны навинчивают цементировочную головку, боковые отводы с помощью нагнетательных линий соединяют с цементировочными агрегатами.

Устье скважины оборудуется цементировочной головкой типа ГЦУ-168, боковые отводы которой с помощью нагнетательной линии соединяют с напорным блоком манифольда СИН-43, который в свою очередь нагнетательными линиями связан с цементировочными агрегатами ЦА - 320М. Для оперативного контроля и анализа плотности, давления и расхода цементного раствора применяется станция контроля цементирования типа СКЦ - 2М-69. Для обработки тампонажного раствора в процессе его приготовления с целью обеспечения однородности параметров смеси по всему объему используется осреднительная установка УО УС6-30Н на шасси КрАЗ-65101.

После установки и обвязки оборудования опрессовывают нагнетательные линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования давление

(Р_оп=30,73*1,5 = 46,1 МПа)

Проводится инструктаж по безопасности по ведению совмещённых работ с буровой и тампонажными бригадами.

В скважину закачивается расчетное количество буферной жидкости, опускается нижняя часть продавочной пробки типа ПП-168.

Закачивается тампонажная смесь (сначала облегченный тампонажный раствор, затем тампонажный раствор нормальной плотности). В момент достижения максимального гидростатического давления внутри обсадной колонны обсадной колонны следует не допускать образования разрежения на цементировочной головке, так как это может привести к расслоению тампонажного раствора и последующему образованию пор в цементном камне. Для предупреждения порыва колонны от гидравлического удара последние 1-1,5 м³ продавочной жидкости следует закачивать с наименьшей производительностью одним цементировочным агрегатом.

Опускается верхняя часть продавочной пробки и закачивается продавочная жидкость. Продавка тампонажного раствора начинается сразу после закачки тампонажного раствора одним цементировочным агрегатом, который обвязан с верхним отводом цементировочной головки и предварительно заправлен продавочной жидкостью (это необходимо, чтобы дать время на промывку манифольда от остатков тампонажного раствора и заправку остальных, участвующих в продавке цементировочных агрегатов продавочной жидкостью).

После посадки пробки, давление в колонне начнёт резко возрастать, что служит сигналом окончания закачки продавочной жидкости. После этого необходимо снять давление на цементировочной головке для этого все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок, необходимый для превращения тампонажной смеси в тампонажный камень (ОЗЦ 24 часа).



6.4 План крепления скважины

Данные о скважине и задание на её крепление

Цель бурения: эксплуатация нефтяного пласта J₂tm;

1.2 Проектная глубина забоя по вертикали: 2650 м;

1.3 Глубина спуска эксплуатационной колонны: 2650 м;

1.4 Глубина спуска кондуктора: 420 м;

1.5 Номинальный диаметр ствола скважины: 214,3 мм;

1.6 Максимальное ожидаемое пластовое давление на глубине 2650 м: 27,01 МПа;

1.7 Максимальное ожидаемое давление в колонне на устье при цементировании: 19,77 МПа;

1.8 Параметры бурового раствора в скважине:

- удельный вес - 1,12 г/см³;

- условная вязкость - 25с;

- показатель фильтрации - 4 см³/30мин;

- статическое напряжение сдвига (СНС₁/СНС₁₀) - 15 дПа;

- содержание твердой фазы в растворе - 0,5%.

Подготовительные работы перед спуском эксплуатационной колонны

Под подготовительными работами понимаются следующие работы:

а) Подготовить, завести на буровую и уложить в порядке спуска в скважину обсадные трубы. Общая длина доставленных труб должна на 5% превышать длину обсадной колонны то есть 2720 + 136 (5%) = 2856 м. Трубы должны быть типа ОТТМ 168 исполнения А группы прочности «Д» (ГОСТ 632 - 80).

Ответственные: база производственного обслуживания.

б) Завести на буровую и подготовить к спуску элементы технологической оснастки эксплуатационной колонны:

Башмак БКМ-168…………..…………………………………………1 шт.

Обратный клапан ЦКОД-168-1-ОТТМ ……………………..…..…..1 шт.

ЦЦ-1-168/216-1…………………………….……………………….159 шт.

Пробка продавочная ПП-168………………………..………………..1 шт.

Ответственные: база производственного обслуживания.

в) Завести на буровую необходимое количество тампонажных материалов:

Облегченный тампонажный портландцемент типа ПЦТ-III-Об6 - 57,65т

Тампонажный портландцемент типа ПЦТ I-100 - 3,5 т

Ответственные: база производственного обслуживания, цех крепления скважин, лаборатория глинистых растворов.

г) Подготовить к работе тампонажную технику:

Цементировочные агрегаты ЦА - 320М…………………………….6 ед.

Смесительные машины УС6 - 30……………………………………2 ед.

Осреднительную ёмкость, УО-6 …………………………………......1 ед.

Блок манифольдов СИН-43..……………………………….……........1 ед.

Ответственные: цех крепления скважин.

д) Проверка состояния бурового оборудования включает в себя:

1) Проверка надежности крепления, исправности буровой лебедки и ее тормозной системы (произвести замену тормозных колодок);

2) Проверка исправности буровых насосов (заменить изношенные детали);

3) Проверка состояния вышки и ее талевой системы (произвести замену талевого каната);

4) Проверка состояния крюка, талевого блока, кронблока;

5) Проверка состояния контрольно-измерительных приборов на буровой.

е) Подготовка скважины к спуску колонны.

До начала спуска колонны замерить длину каждой трубы, очистить резьбы.

Ответственный: буровой мастер.

Проверить состояние вышки, бурового оборудования, КИП, превенторов.

Ответственные: механик прокатно-ремонтного цеха бурового оборудования, буровой мастер.

Работы, выполняемые при спуске колонны в скважину

а) Порядок спуска секций обсадных труб приведён в табл.10.

б) Порядок спуска технологической оснастки

Типы и глубины установки элементов технологической оснастки обсадной колонны:

Башмак БКМ - 168…………………………………………………2720 м

Обратный клапан ЦКОД-168-1-ОТТМ ……………….…………..2708 м

Центраторы типа ЦЦ-1-168/216-1 (159 шт) устанавливаются:

- в интервале 150 - 300 м (интервал набора зенитного угла): 7 центраторов через 22 м;

- в интервале 300 - 2720 м (интервал стабилизации угла): 152 центратора через 16 м.

в) Свинчивание обсадных труб производить ключом АКБ. Использовать для резьбового соединения труб специальную смазку типа Р - 402 или Р - 416

г) Скорость спуска колонны до кровли должна быть не более 0,5 м/с.

д) Промежуточная промывка на глубине 1500 м производится не менее 40 минут при подаче бурового насоса 23 л/сек, промывка на забое не менее 2 - х циклов.

е) При возникновении посадок необходимо:

- восстановить циркуляцию;

- произвести расхаживание колонны с промывкой.

Порядок цементирования эксплуатационной колонны

Схема расстановки и обвязки цементировочной техники и оборудования представлена на рис. 3 Приложения 1.

Последовательность операций при цементировании:

Осуществить операции по цементированию обсадной колонны в следующей последовательности:

- закачать в колонну 22,77 м³ буферной жидкости;

- затворить и закачать в скважину облегчённый тампонажный раствор плотностью 1600 кг/м³ объёмом 60,65 м³ , затем тампонажный раствор плотностью 1900 кг/м³ объёмом 2,59 м³;

- пустить продавочную пробку и продавить цементный раствор соляным раствором в количестве 50,17 м³ до получения момента «стоп», стравить давление и оставить скважину на ОЗЦ 24 часа.

Общее руководство работам по креплению скважины эксплуатационной колонны возлагается на ведущего инженера по заканчиванию скважин.

6.5 Заключительные работы и контроль качества цементирования

К технологическим операциям после цементирования скважины относятся: работы по управлению скважиной в период ОЗЦ, проведение электрометрических работ, связанных с оценкой качества цементирования, обвязка устья скважины, испытание на герметичность оборудования устья скважины и обсадных колонн.

После затвердевания цементного раствора и приобретения камнем минимально необходимой прочности проверяют качество цементирования: истинную длину зацементированного интервала, полноту вытеснения промывочной жидкости цементным раствором, а так же герметичность обсадной колонны.

Оценка качества цементирования скважин производится следующими геофизическими методами:

- ОЦК - определение высоты подъема цементного раствора за колонной;

- АКЦ - акустическая цементометрия, определяется “сцепление” (плотность контакта) цементного камня с колонной и породой, определение высоты подъема цемента;

- ГГК (СГДТ) - определение плотности цементного камня за колонной, эксцентриситета колонны, характера заполнения затрубного пространства цементным раствором-камнем, мест размещения технологической оснастки по колонне - центраторов. ОЦК проводится на момент конца схватывания цементного раствора в точке его проектного подъема. Высота подъема цементного раствора определяется по аномалии температуры. Дополнительная информация - распределение температуры по стволу скважины. Так как при цементировании скважины применяется облегченный цементный раствор, высота подъема цементного раствора уточняется по данным АКЦ ввиду того, что облегченные цементные растворы не дают четкой температурной аномалии, вызванной гидратацией цемента.

АКЦ - метрия проводится при достижении прочности цементного камня при изгибе не менее 1 МПа. АКЦ может проводиться сразу после ОЗЦ, рекомендуемое время проведения АКЦ - через 3 суток после цементирования скважины. АКЦ - метрия в зоне размещения облегченного цементного камня должна проводиться с помощью приборов, отрегулированных на фиксацию низкопрочного цементного камня - ниже 1,0 МПа при изгибе. По данным АКЦ окончательно устанавливается высота подъема цемента.

СГДТ проводится в те же сроки, что и АКЦ - метрия. СГДТ дает удовлетворительные результаты по плотности цементного камня в том случае, если разность плотностей тампонажного раствора и бурового не менее 0,5 г/см³. Как правило, разность между плотностью цементного камня и цементного раствора за счет седиментационных процессов и гидратации цемента составляет 50 кг/м³. Большая разность плотностей свидетельствует о смешении бурового и тампонажного растворов. По СГДТ устанавливают также высоту подъема цемента и величину зоны смешения бурового раствора и тампонажного в том случае, если разность их исходных плотностей более 500 кг/м³.

По СГДТ определяется эксцентриситет колонны по стволу скважины. Считается центрирование колонны удовлетворительным, если эксцентриситет колонны не превышает значения 0,5. Дополнительно по СГДТ определяется фактическое размещение технологической оснастки по длине колонны.

После затвердения цементного раствора и проверки качества цементирования демонтируют устьевую воронку и обвязывают обсадную колонну с предыдущей при помощи колонной головки типа ОКК1-14-168х245 с рабочим давлением 14 МПа, обеспечивая расчётное натяжение Q_Н = 1066 кН с использованием талевой системы.

Затем скважину опрессовывают жидкостью освоения (продавочной жидкостью) давлением 95 кгс/см². В процессе испытания колонны на герметичность создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации флюидопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины;

Обсадная колонна считается герметичной, если в течение 30 мин давление опрессовки снизилось не более, чем на 0,5 МПа. Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после создания расчетного опрессовочного давления.



7. Испытание и освоение скважины

7.1 Вторичное вскрытие пласта

Вторичное вскрытие продуктивного пласта осуществляется после цементирования скважины и преследует собой задачу создания совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки.

Решение этой задачи обеспечивается правильным выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.

В настоящее время широкое распространение получило 3 вида перфорации: пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная.

В Западной Сибири наибольшее распространение получила кумулятивная перфорация, как отвечающая оптимальным техническим требованиям по воздействию на конструкцию скважины.

Выбор перфоратора проводится по каталогу ЗАО «БашВзрывТехнологии». Наиболее подходит к условиям скважины перфорационная система ПК105-Э, техническая характеристика которой представлена в табл. 11:

Таблица 11

Техническая характеристика перфоратора ПК105-Э

№ п.п.	Наименование параметра	Значение
1	Наружный диаметр ПВА, мм	105
2	Длина с одним корпусом, мм	1380
3	Длина с двумя корпусами, мм	2350
4	Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа	80
5	Максимально допустимая температура, гр. С	150
6	Фазировка зарядов, градусов	90
7	Расстояние между осями соседних зарядов, мм	85
8	Максимальная плотность, отв./м	12
9	Полный средний ресурс залпов	35

Диаметр перфорационного канала равен 15 мм.

Интервал перфорации считается по формуле:

H = n/m, (103)

где: m - плотность перфорации, отверстие на 1м,

n - кол-во перфорированных отверстий;

S_тр ? n*S_пер*к_расх, (104)

где: S_тр - площадь трубы, n - кол-во перфорированных отверстий,

S_пер - площадь перфорации, к_расх = 0,62;

n ? S_тр/ S_пер* к_расх, (105)

где: S_тр = рd²/4,

d - внутренний диаметр колонны,

S_пер = рd²/4, d

- диаметр перфорационного канала;

n ? (3,14*0,1513²/4)/ (3,14*0,015²/4)*0,62

n ? 0,013/0,000011*0,62

n ? 164

Интервал перфорации:

H = 164/12 = 14 м.



Так как рассчитанный интервал перфорации больше мощности нефтяного пласта, равной 5 м, то принимаем интервал перфорации Н = 5м.

Устье скважины перед проведением перфорации оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППР 180х21.

Существует несколько разновидностей доставки перфоратора в интервал перфорирования:

на геофизическом кабеле;

на НКТ

в НКТ

Выбираем первый способ доставки, так как он подходит для нашего перфоратора и не требует дополнительных затрат времени и действий бригады освоения (на спуск НКТ). Перфорационную среду представляет раствор СаCl, плотностью 1,11 г/см³, которым производили продавку тампонажных растворов. Им заполняют скважину до уровня на 150 метров выше продуктивного пласта.

7.2 Вызов притока флюида (фонтанная арматура, схема обвязки, технология)

Перед тем, как приступить к вызову притока из пласта, устье скважины оборудуется фонтанной арматурой. Ещё до установки на устье скважины фонтанная арматура испытывается на давление, равное двойному рабочему давлению.

С учетом требования заказчика выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК1 - 65х21.

Схема фонтанной арматуры представлена на рис. 6.

Под освоением скважин мы понимаем комплекс проводимых в них работ по окончании бурения, крепления и перфорации (или капитального ремонта) с целью получить при оптимальных технологических режимах работы эксплуатационного пласта максимального дебита нефти (газа) или лучшей приемистости пласта при закачке в него газа (иных флюидов).

Рис.6. Схема фонтанной арматуры: 1 - манометр; 2 - трехходовой кран; 3 - верхний буфер; 4 - запорное приспособление; 5 - тройник; 6 - штуцер; 7 - планшайба; 8 - крестовина трубной головки; 9 - верхний фланец колонной головки; 10 - нижний буфер

Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке ПЗП от жидкости и прочих загрязняющих примесей, находящихся в стволе, в проведении необходимых работ с целью повысить фильтрационную характеристику призабойной зоны продуктивного пласта.

Сущность возбуждения скважины состоит в понижении давления на забой (в ПЗП), различными способами до давления меньше пластового, чтобы обеспечить приток нефти или газа в скважину.

Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто следующими способами:

1. заменой бурового раствора раствором меньшей плотности (разница в плотности последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 г/см³);

2. заменой бурового раствора водой;

3. снижением уровня жидкости в скважине (свабирование, поршневание);

4. использованием аэрированных жидкостей и пенных систем;

5. поршневанием с подкачкой газообразного агента;

6. промывкой скважины (фонтанной) находящейся в стволе жидкостью при практическом равенстве давлений пластового и в ПЗП.

На данном месторождении вызов притока осуществляется путем добавления в скважину пенной системы для достижения депрессии.

В процессе приготовления пенообразующего раствора указанного состава необходимо соблюдать последовательность введения реагентов в раствор. Так, предварительно в пресную воду вводят пенообразователь (сульфонол или ОП-10) и перемешивают до полного его растворения, затем в водный раствор пенообразователя добавляют нефть, и все вновь тщательно перемешивают. После получения однородного состава в раствор добавляют этиленгликоль (диэтиленгликоль).

При приготовлении пенообразующего состава на основе ОП-10 содержание активного вещества в нем принимают за 100%, и тогда концентрация товарного продукта ОП-10 составит 2% согласно рецептуре.

Концентрация сульфонола в приведенной рецептуре принята из расчета содержания в нем 100% активного вещества. Однако в товарном продукте сульфонола содержится не более 20-50% активного вещества, поэтому в промысловых условиях необходимо увеличивать концентрацию сульфонола в рецептуре в зависимости от содержания в нем активного вещества.

Одним из важных условий повышения эффективности проводимого процесса является сохранение в неизменном состоянии полученной на поверхности пены в процессе ее нагнетания в скважину и последующего продавливания в пласт. Для выполнения этого используют буферные жидкости (нижняя и верхняя), в качестве которых применяется пенообразующий раствор вышеуказанного состава.

Последовательность проведения технологии освоения скважин с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен.

1. Имеющуюся в стволе скважины жидкость после перфорации колонны заменяют на водный раствор ПАВ с концентрацией 0,1--0,2% (по активному веществу). Замену осуществляют прямой промывкой. Нагнетание водного раствора ПАВ в НКТ обеспечивает контакт минимального количества жидкости со вскрытой толщиной пласта.

2. После полной замены жидкости на водный раствор ПАВ в НКТ нагнетают 1-2 м³ пенообразующего раствора, затем закачивают пену и поверх пены вновь нагнетают 1--2 м³ пенообразующего раствора. Таким образом, пена движется в НКТ, находясь между двумя буферными жидкостями.

3. Задвижку в затрубном пространстве закрывают только тогда, когда половина нижней буферной жидкости окажется в затрубном пространстве. После этого начинается продавливание в пласт находящейся в НКТ второй половины нижней буферной жидкости, заданного объема пены и всего объема верхней буферной жидкости водным раствором ПАВ концентрацией 0,1-0,2%.

4. Объемы нижней и верхней буферных жидкостей (пенообразующий раствор, из которого образуют пену для нагнетания в пласт) в каждом конкретном случае определяют опытным путем.

5. Поскольку освоение скважин обычно проводят компрессорами типа УКП-80, то объем нагнетаемой в пласт пены для очистки его и степень аэрации определяют в зависимости от приемистости ПЗП, величины пластового давления и состояния эксплуатационной колонны. Степень аэрации может колебаться в пределах 0,5-2,0 в пластовых условиях, а объем пены в пересчете на пенообразующий раствор составит 3 -- 10 м³.

6. После нагнетания в пласт пены и буферных жидкостей скважину оставляют под давлением в течение 1-3 ч.

7. По истечении указанного времени приступают к работам по вызову притока жидкости и газа из пласта.

Принимаем частичный цикл закачки пены на данном месторождении с использованием одного ЦА-320М, одного компрессора СД 9/101 и эжектора жидкостно-газового по ГОСТ 2405-80.

В качестве пенообразователя используем сульфанол по ТУ 6-01-862-73. Объём пенообразующей жидкости - 9,1 м³, степень аэрации - 50, давление закачки жидкости 9 МПа. Количество сульфанола - 0,5% от объёма пенообразующей жидкости (46 кг). Пенная система закачивается в межтрубное пространство; при этом компрессор работает с максимальной производительностью. По окончании закачки производится самоизлив пены - до начала фонтанирования (не менее 1,5 часа). Очистка призабойной зоны скважины в режиме фонтанирования - 8 часов.

Технологическая схема вызова притока изображена на рис. 4 Графического Приложения 1.



8. Мероприятия по охране окружающей среды

Строительство скважин, как правило, сопровождается отрицательным воздействием на объекты природной среды. С целью исключения или сведения к минимуму вредного воздействия буровых работ на окружающую среду при строительстве вертикальных и наклонно-направленных скважин Пинджинского месторождения предусмотрен комплекс специальных мероприятий по охране окружающей природной среды.

Соблюдение природоохранных требований и контроль за их реализацией непосредственно при строительстве скважин возлагаются на производственную экологическую службу подрядчика буровых работ.

Общее руководство организацией работ по выполнению и контролю выполнения природоохранных мероприятий при строительстве скважин в соответствии с требованиями законодательных актов, нормативных документов и контрактных обязательств осуществляет руководитель или главный инженер подрядчика буровых работ.

Бурение скважин при определенных условиях может сопровождаться:

- загрязнением почв, грунтов, подземных вод, поверхностных водоемов и водотоков химическими реагентами, ГСМ, а также пластовыми флюидами (на стадии освоения скважины);

- загрязнением атмосферного воздуха отработанными газами двигателей внутреннего сгорания привода электростанций, продуктами сгорания топлива в котельной и ГТПУ, легкими углеводородами от испарения ГСМ, нефти и химреагентов, находящихся в металлических емкостях;

- физическим нарушением почвенно-растительного покрова и грунтов на буровой площадке и по трассам линейных сооружений (дорог, ЛЭП);

- изъятием водных ресурсов и т.д.

Основные возможные источники и виды негативного воздействия на окружающую природную среду при строительстве скважин следующие:

- автодорожный транспорт, строительная техника;

- блок приготовления бурового раствора, устье скважины, циркуляционная система, система сбора отходов бурения;

- буровые растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки;

- отходы бурения: отработанный буровой раствор (ОБР), буровые сточные воды (БСВ) и буровой шлам (БШ);

- тампонажные растворы, материалы и реагенты для приготовления и обработки тампонажных растворов;

- горюче-смазочные материалы;

- минерализованные воды проявляемых пластов и продукты освоения скважины (нефть, газ, высокоминерализованные воды);

- хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы;

- загрязненные ливневые сточные воды;

- перетоки пластовых флюидов по заколонному пространству скважины из-за некачественного цементирования колонн, несоответствия конструкции скважины геолого-техническим условиям разреза и перетоки по нарушенным обсадным колоннам;

- продукты аварийных выбросов скважины (пластовый флюид, смесь пластового флюида с буровым или тампонажным раствором).

Требования к площадке бурения скважины:

Размеры площадки для строительства скважины должны быть определены с учетом размещения основного и дополнительного бурового эксплуатационного оборудования, прокладки технологических трубопроводов из условия одновременного проведения буровых работ, освоения и эксплуатации скважин в соответствии с РД 08-435-02, монтажной и демонтажной зоны бурового станка и типовых схем обустройства площадок скважин. Должны быть учтены также требования "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (2003г.), "Правил пожарной безопасности" (ППБ-93 с изменениями и дополнениями) и экономические соображения.

Для защиты окружающей территории от загрязнения по всему периметру площадки бурения скважины должно быть предусмотрено устройство вала из минерального грунта высотой не менее 1м и шириной по верху 0,5м, по основанию - 2м, уклоны от 1:1,5 до 1:2. С целью недопущения размыва внешняя сторона обвалования должна быть укреплена слоем разложившегося торфа.

Для обеспечения защиты почв, поверхностных и подземных вод в период строительства и эксплуатации скважин площадка бурения должна иметь в пределах рабочей зоны гидроизоляцию из изолирующего пленочного покрытия, например, "Теплонит", а также устройство в основании насыпи кустовой площадки противофильтрационного экрана из недренирующих фунтов.

Размещение бурового оборудования площадке бурения должно быть произведено в соответствии с типовой схемой расположения бурового оборудования при бурении скважин, согласованной и утвержденной в установленном порядке.

Требования к вышкомонтажным работам:

Транспортировка бурового оборудования должна осуществляться только по дорогам, соединяющим основную трассу и буровую. В зимнее время года перевозка грузов должна производиться по зимнику или по дорогам с твердым покрытием. В летнее время движение транспорта должно осуществляться только по дорогам с твердым покрытием.

Вышкомонтажные работы должны осуществляться с соблюдением утвержденной схемы расположения бурового и дополнительного оборудования на буровой.

При производстве вышкомонтажных работ все оборудование бригадного хозяйства должно располагаться в пределах обвалования площадки. Приступать к вышкомонтажным работам без законченных работ по обвалованию основания площадки запрещается.

Пищевые и бытовые отходы на этапе вышкомонтажных работ должны накапливаться в контейнерах и вывозиться в специально отведенные места, которые определяются решением органов местного самоуправления по согласованию с территориальным органом Федеральной службы по надзору в сфере природопользования по Томской области и службой санитарно-эпидемиологического надзора.

Требования к буровым растворам:

Выбор типа и параметров буровых растворов и компонентов для его приготовления и обработки является важным фактором, обеспечивающим безаварийную проводку скважины и его природоохранные функции.

В проекте для этого предусмотрены следующие технико-технологические решения:

- показатель плотности бурового раствора является основным фактором, обеспечивающим предупреждение нефтегазоводопроявлений и попадание пластовых флюидов в окружающую природную среду.

- для приготовления (обработки) буровых растворов предусмотрено использование химических реагентов и материалов, на которые разработаны ПДК для водоемов рыбохозяйственного назначения;

- хранение сыпучих материалов и химических реагентов предусмотрено в закрытом помещении с гидроизолированным настилом, возвышающимся над уровнем земли, и под навесом;

- перевозку материалов и химических реагентов с базы производственного обслуживания па буровую предусмотрено производить специальным автотранспортом и в специальной таре, исключающей попадание материалов и химических реагентов в природную среду;

- применение экологически малоопасных рецептур бурового раствора при бурении под направление, кондуктор, техническую и эксплуатационную колонны; снижение отрицательного воздействия бурового раствора на окружающую среду до минимума (в частности, предусмотрен полный отказ от добавления сырой нефти в буровой раствор в качестве смазочной добавки);

- приготовление, обработку и очистку бурового раствора предусмотрено производить с использованием современного специального оборудования;

- планируется не допускать сифона из бурильных труб и производить постоянный долив скважины при подъеме бурильного инструмента; предусмотрен также контроль за герметичностью циркуляционной системы буровой установки;

- разливы бурового раствора и химических реагентов на буровую площадку запрещены.

Требования к тампонажным растворам:

Основной природоохранной функцией тампонажных растворов является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. Проектом предусмотрены следующие технико-технологические решения, обеспечивающие природоохранные функции тампонажных растворов и ограничивающих их отрицательное воздействие на окружающую среду:

- интервалы подъема тампонажных растворов за обсадными колоннами выбраны в проекте в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", технологических регламентов на крепление скважин и с учетом геологической характеристики разреза данного месторождения;

- применение химических реагентов для обработки тампонажных растворов и процессов цементирования без определения ПДК применительно к водоемам рыбохозяйственного и санитарно-питьевого назначения является недопустимым;

- для улушения сцепления цементного камня со стенками обсадныхтруб и стенками скважины в проекте предусмотрена предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, разрушающей глинистую корку;

- перевозка сухих цементов, глинопорошка и их смесей до буровой площадки предусмотрена спецтранспортом и в специальной таре, исключающей возможность их попадания в окружающую среду.

Применяемые для цементирования колонн тампонажные материалы: тампонажный портландцемент для нормальных и умеренных температур (ПЦТ-III-Об6 и ПЦТ-I-100) относятся к 4 классу опасности.

Все работы по цементированию обсадных колонн должны осуществляться с установкой техники на специальной площадке у устья скважины. Не допускаются разливы на буровую площадку жидких отходов цементирования, в т.ч. загрязненной воды от промывки нагнетательных трубопроводов и техники после цементирования.

Требования к отходам бурения:

В процессе бурения образуются три вида отходов: буровой шлам (БШ), отработанный буровой раствор (ОБР), буровые сточные воды (БСВ).

При малоотходном безамбарном бурении с целью сокращения объемов наработки бурового раствора, а следовательно, уменьшения объема ОБР, подлежащего обезвреживанию и утилизации, проектом предусмотрена многоступенчатая система очистки бурового раствора от выбуренной породы с использованием дополнительно блока коагуляции-флокуляции совместно с центрифугой для разделения бурового раствора на жидкую и твердую фазы и очистки БСВ и жидкой фазы бурового раствора или ОБР от загрязнений.

При строительстве скважин по безамбарной технологии ОБР образуется при цементировании обсадных колонн, при разбуривании цементных стаканов в кондукторе и технической колонне, а также при освоении скважины. При бурении образуются и излишки бурового раствора.

В период бурения и на стадии освоения ОБР и излишки бурового раствора с помощью блока коагуляции-флокуляции совместно с декантирующей центрифугой перерабатываются до полного разделения бурового раствора на твердую фазу (шлам) и жидкую фазу (воду). Жидкая фаза бурового раствора и буровые сточные воды (БСВ) при необходимости подвергаются дальнейшему осветлению с помощью того же оборудования, при этом основная масса осветленной воды используется повторно для технологических целей, а оставшаяся часть воды откачивается в нефтесборный коллектор или вывозится за пределы водоохранной зоны на промысловые сборные пункты.

Таким образом, при безамбарной технологии отходы бурения будут представлены двумя видами: буровой шлам (БШ) той или иной влажности и консистенции и осветленные буровые сточные воды (БСВ).

Требования к горюче-смазочным материалам (ГСМ):

Горюче-смазочные материалы (ГСМ) являются потенциально сильными загрязнителями окружающей природной среды. Проектом предусмотрены следующие решения, исключающие попадание их в окружающую природную среду:

- доставка ГСМ на буровые должна осуществляться спецтранспортом или в герметичных металлических емкостях с последующей откачкой в обвалованные металлические емкости для ГСМ, размещенные на буровой площадке. Сбор и вывоз отработанных ГСМ должен осуществляться также в специальных металлических емкостях. В отдельном журнале должен вестись учет прихода и расхода всех видов ГСМ, в т.ч. отработанных масел;

- площадки, на которые установлены емкости с ГСМ, должны иметь гидроизоляцию и обвалование в виде сплошного земляного вала. Ширина обвалования по верху 0.5м, высота 1м, откосы 1:1. Расстояние от стенок емкости до нижней кромки внутренних откосов обвалования принято 3м;

- емкость объемом 50м³ для хранения топлива (нефти) для теплофикационной установки ПКН-ЗС должна быть установлена на отдельной площадке с гидроизоляцией и сплошным обвалованием минеральным грунтом. Площадка с обваловкой должна иметь объем, равный 1,5 кратному объему нефтяной емкости. Расстояние от нефтяной емкости до котельной должно быть не менее 18м, а до жилого поселка - не менее 24 м;

- емкости с ГСМ, а также под нефтяную емкость должны быть установлены поддоны во избежание попадания ГСМ на основание площадки;

- в процессе строительства скважины все стоки и утечки, а также ливневые и загрязненные воды стекают под устьевое оборудование. Для сбора стоков с рабочей площадки буровой и предупреждения загрязнения площадки при возможных флюидопроявлениях или выбросах устье скважины должно быть оборудовано шахтой и обвалованной площадкой вокруг нее (размер шахты в плане представляет собой квадрат со стороной Зм и глубиной 1,5м, размер площадки 8х8м);

* в случаях, если будут допущены разливы нефтепродуктов и ГСМ, загрязненный грунт следует обрабатывать в благоприятный период бактериальным препаратом типа НХ-7 "Руден". Допускается также использование бакпрепарата Путидойл или достаточно эффективных других бакпрепаратов. Следует указать, что на территории буровой площадки должны выделяться участки с различной степенью загрязнения нефтепродуктами. На почве нефтепродукты подвергают деструкции с помощью бакпрепарата. Содержащийся в нем природный нефтеокисляющий штамм способствует деструкции нефтепродуктов до экологически нейтральных соединений. Для приготовления рабочего раствора бакпрепарата может быть использована любая емкость. Распыление раствора на замазученную поверхность может осуществляться с помощью мотопомпы или пневматического ранцевого опрыскивателя ОП-103. Через 10-12 дней желательно проведение рыхления почвы и внесения минеральной подкормки. В качестве подкормки используется комплексное минеральное удобрение "нитроаммофоска", которое вносится в почву ручным способом в сухом виде из расчета 7кг на 1га.

Отходы ГСМ должны вывозиться на базу БПО, где ведется учет завоза отходов ГСМ.

Требования по хозяйственно-бытовым отходам:

Сбор твердых бытовых отходов (ТБО) планируется производить в мусоросборники (металлические контейнеры), установленные рядом с кухней-столовой. По мере накопления твердые бытовые отходы должны вывозиться спецтранспортом на специально отведенное место (полигон). Отходы туалета должны накапливаться в металлических герметичных септиках (емкостях), устанавливаемых под туалетом. По мере накопления отходы из септиков должны откачиваться с помощью специальных ассенизаторских машин и вывозиться за пределы водоохранных зон на специально отведенное место (полигон).

При строительстве скважин в водоохранных зонах жидкие отходы кухни-столовой и душевой должны собираться не в выгребных ямах (с последующей засыпкой минеральным грунтом), а в металлической емкости, и после соответствующей очистки с помощью блока ФСУ и центрифуги, использоваться наряду с буровыми сточными водами, для технологических нужд бурения и освоения скважин, или откачиваться в нефтесборный коллектор (при его отсутствии вывозится за пределы водоохранной зоны).



Заключение

Заканчивание скважины - сложный процесс, представляющий из себя постоянное решение различных задач как инженерно-техническими работниками, так и буровой бригадой. От правильного и качественного выбора конструкции скважины, спуска колонны обсадных труб, цементирования ее, проведения прострелочно-взрывных работ, испытания и освоения скважины не меньшей, а возможно, даже в большей степени, чем от бурения, зависит удовлетворение интересов заказчика.

Данный курсовой проект представляет собой расчет и обоснование всех вышеперечисленных работ при заканчивании скважины № 8 Пинджинского месторождения. Проектирование процесса выполнялось в строгом соответствии с инструкциями, правилами и стандартами в нефтяной промышленности.



Список использованных источников

1. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьёв Н.В. «Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые» Справочное пособие. - М.: Недра, 2001.

2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.:

ВНИИТнефть, 2001.

3. Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Госгортехнадзор Российской Федерации, №10-13/127 от 12.03.1997 г. М.,1997.

4. Каталог продукции НПП «Буринтех», 2006.

5. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. - М.: Недра, 1990

6. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. «Буровые промывочные и тампонажные растворы»: Учеб. пособие для вузов. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999. - 424 с.

7. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2000. - 670 с.

8. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин.- М.:Недра, 1979.-303 с.

9. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. - М.: Недра, 1991. - 296 с.

Размещено на Allbest.ru