Буріння нафтових свердловин

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.


Нажми чтобы узнать.
скачати

Зміст

Введення

  1. Загальні відомості про район

  2. Геологічна частина

  3. Обгрунтування і розрахунок профілю свердловини

  4. Проектування конструкції свердловини

  5. Розрахунок обсадних колон

  6. Технологія і організація процесу цементування

  7. Охорона праці

  8. Список літератури

Введення

Газова та нафтова галузі займають важливе місце в економіці країни, сприяючи вирішенню соціальних проблем суспільства і розвитку інших галузей. У стані цих галузей провідне місце належить розвідці та розробці нафтових і газових родовищ. Їх промислове освоєння має забезпечувати необхідні рівні видобутку нафти і газу, можливо більш повне використання надр як по родовищах, які розробляються тривалий час, так і по знову вводяться.

Піввікова історія «Татнефти» - це історія розвитку та формування однієї з найбільших нафтових компаній Росії. Це шлях від перших нафтових фонтанів Ромашкинского родовища, які дали підставу назвати Татарстан «другим Баку», до створення акціонерного підприємства, здатного продуктивно працювати в складних умовах переходу до ринкової економіки. За короткий історичний термін республіка стала регіоном великої нафти. Всі ці роки незмінними складовими у роботі «Татнефти» залишалися високий професіоналізм, сміливість і виваженість, вміння мобілізувати всі сили і ресурси для вирішення найскладніших проблем.

Сьогодні можна з упевненістю сказати: «Татнафта» як і раніше є однією з провідних нафтових компаній Росії. У вітчизняному нафтовому комплексі вона утримує четверту позицію - частка «Татнефти» становить понад 8% від всієї нафти, що видобувається в країні. У світовому нафтовому бізнесі ВАТ «Татнефть» за обсягом видобутку посідає 30 місце і 18 місце - за запасами нафти. Багаторічний досвід результативної діяльності на міжнародному нафтовому ринку, репутація надійного ділового партнера завоювали нашої компанії заслужений авторитет у світі.

За 60 років своєї історії «Татнефти» видобувала з надр республіки близько 3 млрд. т. нафти.

Сьогодні в розробці знаходиться 52 родовища, головне з яких Ромашкінское - одне з найбільших у світі. Воно включено до переліку родовищ, які розробляються на умовах Російського Закону «Про угоди, про розподіл продукції».

1. Загальні відомості про район

Західно-Леніногорська площа розташована в центральній частині Ромашкинского родовища і в адміністративному положенні входить до складу Леніногорського, Альметьєвська, району Татарстану.

Характерний вид поверхні описуваного району - асиметричні широко хвилясті плато, пересічні глибокими та широкими долинами, утвореними дією тимчасових потоків річок Степовий Зай, Зай-Каратай, Кічуй.

По рельєфу цей район відрізняється від інших великою висотою, яка доходить до 300-370 м.

Характерною особливістю клімату є різко виражена континентальність - сувора холодна зима з сильними вітрами і буранами, спекотне літо. Середня січнева температура коливається від -13 до-14С. Середня температура липня +19. найбільша кількість опадів випадає в липні до 44 мм, мінімальне в лютому до 12 мм.

По рослинному питання дана територія належить до зони лісостепу. У долинах переважно степова рослинність, на височинах - ліси.

З корисних копалин, крім основного - нафти, в районах родовища є кам'яне вугілля, торф, будівельне мінеральна сировина (вапняки, доломіт, суглинки тощо)

2. Геологічна частина

Літолого-стратиграфічна характеристика розрізу

Осадовий чохол Західно-Леніногорська площа складний відкладеннями девонської, кам'яновугільної, пермської і четвертинної систем, загальною товщиною до 2000 м і є характерним для Ромашкинского родовища в цілому. При цьому на три чверті розріз представлений карбонатним утвореннями і на 25% - теригенними породами. Найбільш стародавніми відкладеннями, розкритими бурінням і випробуваними на приплив, є гранітогнейсовие породи архейського віку кристалічного фундаменту.

У межах площі середньодевонські відкладення трансгресивної залягають на кристалічному фундаменті і представлені теригенними породами ейфельского і жіветского ярусів. Відкладення верхнього девону (франскій, фаменскій яруси) складені теригенно-карбонатними породами.

Зараховують до ейфельского ярусу відкладення Бійського горизонту є найбільш древніми палеонтологически охарактеризованими утвореннями девону в межах площі. Літологічних в ньому виділяються дві пачки: дренажних-базальна гравійно-піщана (пласт Д V) і залягає вище - карбонатно-аргіллітовая. Пласт Д V складний сірими різнозернистий кварцовими песчанками з домішкою гравійного матеріалу. Товщина піщаного шару змінюється від 11 до 17 м на півдні площі від 1 до 4 м на північ. Для карбонатно-аргіллітовой пачки, потужністю 2-8 м характерна присутність сірих вапняків, відомих як чіткий електрорепер «нижній вапняк», з прошарками алевролітів і аргілітів. Потужність ейфельского відкладень закономірно зменшується з півдня-заходу на північ від 16-25 до 0 м.

Пашійскій горизонт (Д 3Р) (у промисловій практиці - Д1) представлений дрібнозернистими пісковиками і грубозернистими алевролітами з перешарування аргілітів і глинистих алевролітів. Пісковики кварцові, світло-сірі, або темно-коричневі, залежно від нефтенасищенной. Алевроліти сірі, шаруваті. Для піщано-алевролітових порід характерна кварцова цементація з однорідним гранулометричним складом. Середня потужність горизонту 42 м. смуга підвищених потужностей (45-48 м) наголошується на південно-заході.

Відкладення Тіманського (Д 3 t) горизонту обмежені в розрізі регіональними реперами. У підошві репером - верхній вапняк складеним пачкою глинистих темно-сірих вапняків і доломітів, вище якого - залягають темно-сірі і шоколадно-коричневі аргіліти. Покрівля горизонту встановлена ​​по підошві вапняків репер «Аякс». Товщина горизонту 20 м.

У відкладах подьяруса Д 3 лютому виділені відкладення: саргаевского і семілуского горизонтів, об'єднаних в російський надгорізонту.

Шари саргаевского горизонту (Д 3 sr), складені темно-сірими вапняками з розмивом залягають на киновскіх відкладах. Потужність відкладень коливається від 2 до 12 м.

3. Обгрунтування і розрахунок профілю свердловини

Розрахуємо і побудуємо профіль похило-спрямованої свердловини при наступних умовах: свердловина повинна розкрити один продуктивний горизонт, природне викривлення стовбура незначне.

Вихідні дані:

1. Проектна глибина свердловини по вертикалі H = 1835 м.

2. Довжина проекції стовбура на горизонтальну площину A = 350 м

3. Інтенсивність набору кута нахилу свердловини = 1.5 ° на 10 м.

4. Інтенсивність спаду кута нахилу свердловини α сп = 1,3 ° на 100 м.

Конструкція свердловини

Тип колони

Діаметр колони

Діаметр долота, мм

Глибина спуску, м

1

2

3

4

Напрямок

324

394

30

Кондуктор

245

295,3

330

Експлуатаційна колона

146

215,9

1 875

Розрахунок:

  1. Радіус викривлення ділянки набору кута нахилу визначається за формулою:

R 1 = (57.3 / α н) * 10;

R 1 = (57.3 / 1.5) * 10 = 382 м;

  1. Радіус викривлення ділянки зниження кута нахилу визначається за формулою:

R 2 = (57.3 / α сп) * 100;

R 2 = (573 / 1.3) * 100 = 4408 м

Знаходимо кут нахилу стовбура проектованої свердловини: Cos α = 1 - [А / (R 1 + R 2)] = 1 - [350 / (382 +4408)] = 21.5 ̊̊̊̊̊

Знаходимо довжину ділянки набору кута проектованої свердловини

L 2 = 0.01745 * R 1 * a = 0.01745 * 382 * 21.5 = 143.3 м

Горизонтальна проекція ділянки L 2: A 1 = R 1 * (1 - cos α) = 382 * (1 - cos 21.5 °) = 26.74 м;

Вертикальна проекція ділянки L 2: h = R 1 * (1 - sin α) = 382 * (1 - sin 21.5 °) = 140м;

Довжина ділянки спаду нахилу проектованої свердловини: L 3 = 0.01745 * R 2 * a = 0.01745 * 4408 * 21.5 = 1651.7 м;

Горизонтальна проекція ділянки L 3: А 2 = R 2 * (1 - cos α) = 4408 * (1 - cos 21.5 °) = 323.26 м;

Вертикальна проекція ділянки L 3: H 1 = R 2 * (1 - sin α) = 4408 * (1 - sin 21.5 °) = 1 615 м:

Остання ділянка L 3 = H - H в - h 3 - H 1 = 1875-50-140-1615 = 30 м;

Вертикальна проекція h в = L 4 = 30 м;

Довжина стовбура за профілем L = L 1 + L 2 + L 3 + L 4 = 50 +143.3 +1651.7 +30 = 1875 м.

Горизонтальна проекція свердловини: А = А 1 + А 2 = 26.74 + 323.26 = 350 м;

Вертикальна проекція свердловини: Н = Н в + h + H 1 + h B = 50 + 140 + 1615 + 30 = 1835 м

Ухилення стовбура свердловини за рахунок кривизни L укл = L - H = 1875 - 1835 = 40 м.

За даними розрахунку будуємо профіль стовбура свердловини рис.

Для побудови профілю свердловини на вертикальній лінії відкладаємо відрізки АВ = Н = 1835 м

АС = Н В = 50 м - вертикальну ділянку свердловини; CD = h = 140 м; DE = Н 1 = 1615 ми EB = h B = 30 м. Через точки С, D, E, В проводимо горизонтальні лінії і відкладаємо відрізки від точки С: відрізок C 0 1 = R 1 = 382 м; від точки D відрізок DF = A 1 = 26.7м; від точки Е відрізок ЄК = А 2 = 350 м; від точки К по напрямку лінії КЕ відріз K 1 E 1 O 2 = R 2 = 4408 м; від точки В відрізок BL = A = 350 м. З точки O 1 описуємо дугу, радіусом R 1 = 323 м, а з точки 0 2 дугу, радіусом R 2 = 4408. Ломана лінія АС F До L являє собою профіль стовбура похилій свердловини.

Рис .. Профіль похило - спрямованої свердловини

4. Проектування конструкції свердловини

Конструкція свердловини вибирається з урахуванням глибин залягання нафтового пласта, тиску в ньому, характеру разбурівается порід, наявності ускладнення при бурінні свердловин, умов експлуатації, а також можливості проведення ремонтних робіт.

Розробка конструкції свердловини починається з вирішення двох проблем: визначення необхідної кількості обсадних колон і глибини спуску кожної з них; обгрунтування розрахунковим шляхом номінальних діаметрів обсадних колон та діаметрів породоруйнуючого інструменту. Число колон визначається на підставі аналізу геологічного розрізу на місці закладення свердловини, наявності зон, де буріння пов'язане з великими ускладненнями.

Глибину спуску кожної колони уточнюють з таким розрахунком, щоб її нижній кінець знаходився в інтервалі стійких слабопроникних порід. Визначивши число колон і глибину їх спуску, приступають до узгодження розрахунковим шляхом діаметрів колон і породоруйнуючого інструменту.

Діаметр долота для буріння під обсадних колон визначають за формулою

D дол. = D +

Де D м - діаметр муфти спускається колони труб (мм); D дол. - Діаметр долота (мм.);

- Величина зазору між муфтою і стінками свердловини.

Внутрішній діаметр подальшої колони дорівнює діаметру долота D дол. + 6 - 8 мм.

Розрахунок конструкції свердловини

Вихідні дані:

Глибина свердловини 1875 м., в інтервалі 0-305м. є зона нестійких порід. Діаметр експлуатаційної колони приймаємо рівним 146 мм. Діаметр муфти D М.Е. = 166мм. Визначаємо діаметр долота для буріння під експлуатаційну колону. D дол .. е.. = D М.Е. + D дол .. е. = 166 +30 = 196мм.

Приймаються найближчий діаметр долота рівним 215мм. D дол .. е = 215мм. Визначаємо внутрішній діаметр кондуктора. D вн.к = D дол .. е. + (6:8) = 215 + (6:8) = 221: 223 мм.

Приймаємо діаметр колони 245 мм. Визначаємо діаметр долота для буріння під кондуктор.

Діаметр муфти D м.к. = 270 мм D дол.к = D м.к. + D дол.к = 270 + 30 = 300 мм.

Приймаються найближчий діаметр долота, рівним 295 мм. D дол.к = 295 мм.

Визначаємо внутрішній діаметр напрямки. Визначивши D вн.н. = D дол.к + 8 = 295 + 8 = 303мм.

Приймаємо діаметр напрямки, рівним 324мм. Таким чином, конструкція свердловини має наступний вигляд:



5. Розрахунок обсадних колон



При розрахунку обсадних колон на міцність визначаються:

  • зовнішні надлишкові тиски (розраховують труби на опір зім'яту);

  • внутрішні надлишкові тиску (розраховують труби на опір розриву)

  • осьові розтягуючі навантаження (розрахунок на страгивания різьбових з'єднань труб)

Напрямок

Проектом передбачається спуск напрямки діаметром 324 мм на глибину 30 метрів з цементуванням його до гирла. Приймаються труби зі сталі марки «Д» з мінімальною товщиною стінки 10 мм. Розрахунок на зминання і страгивания не проводиться, так як глибина спуску напрямки незначна. Труби з обраної товщиною стінки цілком задовольняють умовам міцності. Вага напрямки:

Q н = 30 * 79,6 = 2.388 т Запас труб (5% на 1000 метрів труб):

L h = 5 / 1000 * 30 = 0,15 м Загальна вага колони Q общ.н = 2388 + (0.15 * 79,6) = 2.400 т

Кондуктор

Проектом передбачається спуск кондуктора діаметром 245 мм на глибину

330 метрів з цементуванням його до гирла. Приймаються труби марки «Д» з товщиною стінки 8 мм. Визначаємо безпечну величину зниження рівня в кондуктора, яке може мати місце у випадку наявності зон катастрофічного догляду промивної рідини нижче черевика кондуктора за формулою:

Н без = 10 * Р кр / Y ж * П см де Р кр - критичний тиск (мнуть), рівне 78 * 10 6 Н / м 2 = 78 МПа

П см - запас міцності на зминання, рівне 1,0; Y ж - питома вага рідини, що дорівнює 1,0 г / см 3;

H без = 10 * 78/1.0 * 1.0 = 780м

Таким чином, у разі наявності зон поглинання промивної рідини нижче черевика кондуктора, зминання не відбудеться. Вибрані труби зі сталі марки «Д» з товщиною стінки 8мм цілком задовольняють умовам міцності. Вага кондуктора:

Q K = 330 * 48,2 = 15.906 т. запас труб для кондуктора:

L K = 5 / 1000 * 330 = 1.65 м Загальна вага колони: Q общ.к. = 1 5906 + (1,65 * 48,2) = 15985.5 кг = 15.9 т

Експлуатаційна колона.

Розрахунок експлуатаційної колони провадиться повністю, визначаються всі мнуть і Страгивает навантаження Вихідні дані:

  1. Діаметр стовбура свердловин - 215,9 мм.

  2. Зовнішній діаметр колони - 146мм.

  3. Відстань від гирла до башмака колони, Н = 1875 м.

  4. Відстань від гирла свердловини до гирла рідини в колоні (у пізній період експлуатації). М 0 = 1200м.

  1. Відстань від гирла свердловини до рівня цементного розчину h = 0 м.

  2. Пластовий тиск, Р пл = 21 МПа.

  3. Питома вага цементного розчину Y ц.р. = 1.73г/см 3.

  4. Питома вага глинистого розчину Y r. P. = 1,13 г / см 3.

  5. Питома вага промивної рідини Y ж = 1,0 г / см 3

  6. Питома вага нафти Y н = 0,86 г / см 3

Розрахунок на зминання.

Величина зовнішнього мнуть тиску на нижню частину колони від стовпа рідини за колоною визначається за формулою

P CM = 0.1 [H * Y r. P - (H - h) * Y н]

Де Р см - гідростатичний тиск за колоною, Н / м 2;

Н - глибина спуску колони, м;

Y r. P - Питома вага глинистого розчину, г / см 3;

h - рівень рідини, м;

Y H - питома вага нафти, г / см 3. Р см = 0.1 [одна тисяча вісімсот сімдесят п'ять * 1.13 - (1875 - 1200) * 0,86] = 15.3 МПа

Будуємо епюру АС

З урахуванням запасу міцності на зминання в зоні перфорації (А см = 1,3):

Р см = 15,3 * 10 б * 1.3 = 19,9 МПа

По таблиці характеристик міцності обсадних труб, виготовлених відповідно до ГОСТу 632-64 мнуть тиску 19,9 * 10 МПа відповідають труби діаметром 146 мм із сталі марки «Д» з товщиною стінки 7мм, з допустимою овальністю 0,01, що мають мнуть зусилля 26 , 5МПа.

Фактичний запас міцності на зминання (А см) буде дорівнює:

А см.ф = 26,5 / 15.3 = 1,34

Визначаємо допустиму глибину спуску обсадних труб з товщиною стінки 7мм (Н доп 7) за формулою:

Н доп 7 = [10Р см - Н 0 * Y H * А см] / [А см * (Y р.н. - Y н)]

Рис 3.Епюри зовнішніх тисків

АС-під дією рідини за колоною

АТ - критичне зовнішній тиск

АВ-під дією цементного розчину



Епюри внутрішніх тисків АВ-у момент введення свердловини в експлуатацію;

CD-при закінченні експлуатації. Де Н 0 - рівень рідини в свердловині;

А см - запас міцності на зминання в зоні перфорації, дорівнює 1,3:

Н доп 7 = [10 * 20,5 - 1200 * 0,86 * 1,3] / [1,3 * (1,13 - 0.86)] = 1915 м



Значить труби, виготовлені зі сталі групи міцності "Д" з товщиною стінки 7мм можна використовувати для спуску колони на глибину 1875 метрів.

Визначимо зовнішній тиск на колону, що виникає під дією цементного розчину:



P н = 0,1 * Y ц * L * (1 - K)

Де Y ц - питома вага цементного розчину, г / см 3; L - інтервал цементування, м;

К - коефіцієнт розвантаження цементного кільця, дорівнює 0,25. P н = 0,1 * 1,73 * 1875 (1 - 0,25) = 24.3 МПА.

Будуємо епюру АВ



6. Технологія і організація процесу цементування



Одними з основних вимог до якісного будівництва нафтових свердловин є охорона надр і запобігання забруднення навколишнього середовища, а також захист обсадних колон від корозії. У зв'язку з цим ізоляція всіх розкритих свердловиною водонефте-або газоносних пластів є обов'язковою умовою будівництва свердловин. Остаточна ізоляція пластів здійсненням цементуванням усіх колон до гирла і створенням суцільного каменя в заколонного просторі. За даним дипломного проекту цементування напрямки, кондуктора та експлуатаційної колони здійснюється прямим одноступінчастим способом.

Розрахунок цементування напрямки.

Вихідні дані:



  1. діаметр долота під напрямок - 394 мм;

  2. зовнішній діаметр напрямки - 324 мм;

  3. товщина стінки напрямки -10 мм;

  4. глибина спуску напрямку - 30 м:

  5. висота підйому цементного розчину за колоною - 30 м;

  6. висота цементного стакана - 5 м;

  7. водо-цементне відношення - 0,5;

  8. питома вага цементного розчину - 1,73 г / см ";

  9. питома вага технічної води - 1,0 г / см.

Визначаємо потрібну кількість цементного розчину V ц.р:

V ц.р = 0,785 * [(D 2 вкв - d 2 H ) * H + d 2 B * h]

Де D CKB - діаметр свердловини, м;

d н - зовнішній діаметр напрямки, м;

Н - висота підйому розчину за колоною, м;

d B - внутрішній діаметр напрямки, м;

h - висота цементного склянки, м.

D вкв = К * D дол

Де К - коефіцієнт кавернозному, дорівнює 1,25;

У дол - діаметр долота, м. D вкв = 1,25 * 0,394 = 0,492 м V ц.р = 0,785 * [(0,492 2 - 0,324 2) * 30 + 0,304 2 * 5] = 3,9 м 3

Визначаємо потрібну кількість сухого цементу:

G ц = 1 * Y ц.р * V ц.р / (1 ​​+ m)

Де Y p - питома вага цементного розчину, г / см 3;

m - водо-цементне відношення.

G ц = 1 * 1,73 * 3,9 / (1 ​​+ 0,5) = 4,8 т

Визначаємо потрібну кількість води для замішування цементу:

V B = m * G ц = 0,5 * 4,8 = 2,4 м 3

Визначаємо обсяг продавочной рідини:

V np = 0,785 * S * d 2 вн * (H - h)

Де S - коефіцієнт, що враховує стиснення рідини

S = 1,03 - 1,05

d вн - внутрішній діаметр направляючої, м

V np = 0,785 * 1,03 * 0,304 2 (30 - 5) = 1,87 м 3

Визначаємо тиск в цементувальних голівці в кінці цементування

Р к = Р r + Р р

Де Р r - Тиск на подолання гідравлічних опорів в свердловині.

Р р - тиск, що створюється різницею питомих ваг цементного розчину і технічної води.

Р r = 0,01 * Н + 8 = 0,01 * 30 + 8 = 8,3 МПа

Р р = 0,1 * (Н - h) * ц.р. - γ ст.) = 0,1 * (30 - 5) * (1,73 - 1) = 21 МПа.

Р к = (8,3 + 2,1) * 10 5 = 1,04 МПа

Кількість цементних агрегатів ЦА -320-1шт.

Кількість цементних машин СМ - 20 - 1 шт.

Розрахунок цементування кондуктора.

Вихідні дані:

  1. діаметр долота під кондуктор - 295,3 мм;

  2. зовнішній діаметр кондуктора -245 мм;

  3. товщина стінки кондуктора - 8 мм;

  4. внутрішній діаметр кондуктора - 229 мм;

  5. висота підйому цементного розчину за кондуктором-330м;

  6. висота цементного стакана-10м;

  1. коефіцієнт кавернозному - 1,25;

Визначаємо потрібну кількість цементного розчину:

V ц.р = 0,785 * [(D 2 вкв - d 2 H ) * H 1 + (D 2 BH - D 2 H) * Н 2 + d 2 B * H]

Де D CKB - діаметр свердловини, м;

d н - зовнішній діаметр кондуктора, м;

H I - Висота підйому розчину за колоною в необсаженной частини »м;

Н 2 - висота підйому розчину за колоною в обсадженої частини, м;

d в - внутрішній діаметр кондуктора, м;

h - висота цементного склянки, м.

D вкв = K * D дол

Де К - коефіцієнт кавернозному, дорівнює 1,25; D дол - діаметр долота, м.

D ckb = 1,25 * 0,295 = 0,369 м

V ц.р = 0,785 * [(0.369 2 - 0,245 2) * 330 + (0,304 2 - 0,245 2) * 30 + 0,229 2 * 10] = 20.6 м 3

Визначаємо потрібну кількість сухого цементу:

G ц = 1 * Y ц.р * V ц.р / (1 ​​+ m)

Де Y ц.р - питома вага цементного розчину, г / см 3;

m - водо-цементне відношення.

G ц = 1 * 1,73 * 20.6 / (1 ​​+0,5) = 25,3 т

Визначаємо потрібну кількість води для замішування цементу:

V в = m * G ц = 0,5 * 25,3 = 12,65 м 3

Визначаємо обсяг продавочной рідини:

V пр = 0,785 * S * d 2 вн (Н - h)

Де S - коефіцієнт, що враховує стиснення рідини.

S = 1,03 - 1,05

d вн = внутрішній діаметр кондуктора.

V пр = 0,785 * 1,03 * 0,229 2 * (330 - 10) = 14,6 м 3

Визначаємо тиск в цементувальних голівці в кінці цементування.

Р к = Р r + Р р

Де Р r - Тиск на подолання гідравлічних опорів в свердловині.

Р р - тиск, що створюється різницею питомих ваг цементного розчину і технічної води.

Р р = 0,01 * Н + 8 = 0,01 * 330 + 8 = 11,55 кгс / см = 1,15 МПа

Р р = 0,1 * (Н - h) * (Y ц.р - Y в) = 0,1 * (330 - 10) * (1,73 - 1,0) = 2,3 МПа;

Р к = (11,3 + 23) * 10 5 = 3,4 МПа

Кількість цементувальних агрегатів ЦА-320 - 2 шт.

Кількість цементосмесітельних машин СМ - 20 - 1 шт.

Розрахунок цементування експлуатаційної колони:

Щоб уникнути гідророзриву пластів або порушення їх ізоляції при цементуванні свердловин, для роз'єднання верхніх водоносних пластів застосовують полегшені тампонажні розчини і, зокрема, гельцементний розчин (МЦД). Проектом пропонується застосування гельцементного розчину в інтервалі 0 - 1075м і цементного розчину в інтервалі 1075 - 1875м (800м).

Вихідні дані:

  1. діаметр долота під експлуатаційну колону - 215,9 мм;

  2. зовнішній діаметр експлуатаційної колони -146 мм:

  3. товщина стінки експлуатаційної колони - 7 мм;

  4. внутрішній діаметр експлуатаційної колони - 132 мм;

  5. висота підйому цементного розчину за колоною - 800м;

  6. висота підйому гельцементного розчину за колоною-1075м;

  7. висота цементного стакана-10м;

  8. коефіцієнт кавернозному-1.3

1. Розрахунок для цементування інтервалу 1075-1875 м цементним розчином:

Визначаємо потрібну кількість цементного розчину для інтервалу 1075 - 1875 м.

V ц.р. = 0,785 * [(D 2 вкв - d 2 н) * Н 1 + d 2 в * h]

Де D вкв - діаметр свердловини в необсаженной частини, м;

d н - зовнішній діаметр експлуатаціооних колон, м;

d в - внутрішній діаметр експлуатаційної колони;

h - висота цементного стакана

D вкв = К * D ДОЛ.

Де К - коефіцієнт каверзності, дорівнює 1,3.

D дол - діаметр долота, м.

D вкв = 1,3 * 0,2159 = 0,28 М

V ц.р. = 0,785 * [(0,28 2 - 0.146 2) * 800 + 0, 132 2 * 10] = 32,6 м 3

Визначаємо потрібну кількість сухого цементу:

G ц = 1 * Y ц. Р * V ц. Р / (1 ​​+ m)

Де Y ц. Р. - Питома вага цементного розчину, г / см 3;

m - водо-цементне відношення.

G ц = 1 * 1,73 * 32,6 / (1 ​​+0,5) = 37,5 т

Визначаємо потрібну кількість води для замішування цементу:

V B = m * G ц. = 0,5 * 37,5 = 18,75 м 3

Визначаємо обсяг продавочной рідини:

V пр = 0,785 * S * d 2 вн * (H - h)

Де S - коефіцієнт, що враховує стиснення рідини, S - 1,03-1,05;

d вн - внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м;

V пр = 0,785 * 1,03 * 0,132 2 * (800 - 10) = 11,1 м 3

2. Розрахунок для цементування інтервалу 0-1075м гельцементним розчином:

Визначаємо потрібну кількість гельцементного розчину для інтервалу 0 - 1075 м.

V ЦР = 0,785 * [(D 2 вкв - d 2 н) * Н 1 + (D 2 В.М. - d 2 н) * Н 2]

Де D вкв - діаметр свердловини в необсаженной частини, м;

d н - зовнішній діаметр експлуатаційної колони, м;

Н 1 - висота підйому гельцементного розчину за колоною в даному інтервалі в необсаженной част стовбура свердловини, м;

D В.М. = К * D дол

Де К - коефіцієнт каверзності, дорівнює 1,3;

D дол - діаметр долота.

D вкв = 1,3 * 0,2159 = 0,28 м

V ЦР = 0,785 * [(0,28 2 - 0,146 2) * 745 = (0,229 2 - 0,146 2) * 330] = 41,4 м 3

Визначаємо Для визначення вагового співвідношення компонентів і витрати матеріалів на приготування 1 м 3 МЦД і вихід МЦД, щільністю 1,65 г / см 3 пользуемих наступним розрахунком.

3. Розрахунок компонентів гельцементного розчину:

Водо-цементне відношення МЦД розраховуємо за формулою:

Y г.ц. = (1 + m г + m в) / (1 ​​/ Y ц + m г / Y r + m в / Y в) Де Y г.ц. - питома вага МЦД - 1,65 г / см 3;

Y ц - питома вага сухого цементу - 3,15 г / см 3

Y r - питома вага глинопорошків - 2,58 г / см 3;

Y B - відрядний вага води - 1,0 г / см 3;

m г - гліноцементное ставлення, приймаємо рівним 0,2;

m в - водо-цементне відношення.

1,65 * m в = (1 + 0,2 + m в) / (l / 3,15 + 0,2 / 2,58 + m B / 1,0)

отримуємо m B = 0,85.

Витрата цементу на приготування 1 м 3 МЦД визначається за формулою:

q ц = Y ц Y r Y в / [Y r Y в + m r Y ц Y в + W c Y ц Y r (L + m r )]

де W c-водосмесевое ставлення, за даними лабораторії приймається рівним 0,85.

q ц = 3,15 * 2,58 * 1,0 / [2,58 + 0,2 * 3,15 * 1,0 + 0,85 * З, 15 * 2,58 * (1 + 0,2 )] = 0,7 т / м 3

Визначимо необхідну кількість глинопорошків і води для приготування 1 м 3 МЦД:

q r = q ц m r = 0,7 * 0,2 = 0,14 т / м 3

q B = q ц m B = 0,7 * 0,85 = 0,6 t / m 3

Визначимо необхідну кількість комопнентов для приготування необхідної кількості МЦД:

  1. цементу-43,9 * 0,7 = 30,7 т

  2. глинопорошків - 38,8 * 0,14 = 6,1 т

  3. води - 38,8 * 0,6 = 26,3 м 3

Визначаємо кількість води для прдавкі МЦД:

V np = 0,785 * S * d 2 вн * H

Де S - коефіцієнт, що враховує стиснення рідини, S = 1,03 - 1,05;

d вн - Ввнутренній діаметр експлуатаційної колони, м.

V np = 0,785 * 1,03 * 0,132 2 * 1075 = 15,5 м 3

4. Розрахунок часу цементування, розрахунок необхідної кількості цементувальних агрегатів та змішувальних машин.

Визначаємо тиск в цементувальних голівці в кінці цементування:

Р к = Р r + Р р

Де Р р - тиск на подолання гідравлічних опорів в свердловині;

Р р - тиск, що створюється різницею питомих ваг цементного розчину і технічної води.

Р r = 0,02 Н + 16 = 0,02 * 1875 + 16 = 5,35 МПа

Де Н - глибина спуску експлуатаційної колони

Р р = 0,1 * [(Y г.ц. - Y ст.) Н 1 + (Y ц.р. - Y ст.) * (Н 2 - h)]

Де Y г.ц. - питома вага МЦД - 1,65 г / см 3;

Y ц.р - питома вага цементного розчину - 1,73 г / см 3;

Н 1 - висота підйому гельцементного розчину за колоною 1075м;

Н 2 - висота підйому цементного розчину за колоною -800 м;

h - висота цементного стакана-10м.

Р р = 0,1 * [(1,65 - 1,0) * 1075 + (1,73 - 1,0) * (800 - 10)] = 127,5 * 10 5 Н / м = 12,7 МПа Р к = (53,54 + 127,5) * 10 5 = 18.1 * 10 б Н / м 2 = 18,1 МПа

За величиною Р до вибираємо цементувальних агрегат ЦА - 320.

Технічна характеристика ЦА-320

Режим роботи

швидкість

Подача, діаметр втулки 100 мм



м 3 / хв

л / с

Тиск, МПа

1

2

3

4

5

Максимальна продуктивність

2

0,182

3,0

30,5


3

4

0,350

5,8

15,9



0,627

10,4

8,8


5

0,811

13,5

6,9

Максимальний тиск

2

0,175

2,9

32,0


3

0,266

4,4

19,2


4

0,472

7,8

10,3


5

0,610

10,1

8,0

Порівнюючи Р r з тиском, що розвивається насосом агрегату, бачимо, що Р р5 значить закачування цементного розчину в колону зробимо на 5 швидкості.

Визначаємо висоту цементного розчину в свердловині перед продавкой:

М 0 = V пр / 0,785 * [(D 2 вкв - d 2 н) + d 2 вн]

Де V пр - загальний об'єм цементного розчину - 76,5 м 3;

D вкв - діаметр необсаженного стовбура свердловини - 0,28 м;

d н - зовнішній діаметр експлуатаційної колони - 0,146 м;

d вн - внутрішній діаметр експлуатаційної колони - 0,132 м.

М 0 = 76,5 / 0,785 * [(0,28 2 - 0,146 2) + 0,132 2] = 1260 м.

Отже висота води над цементним розчином дорівнює:

L 0 = 1875 - 1260 = 615 м

а = (Н 0 - h) / Р р = (1260 - 10) / 127,5 * 10 5 = 9,8 * 10 -5 мп 3 / Н

Зіставляючи Р до с тиском в насосах агрегату, бачимо, що Р к> Р 4 і Р до3. Визначаємо висоту стовпів (продавочной рідини, закачиваемой на різних швидкостях агрегату:

L 5 пр = L 0 + а (Р 5 - Р r) = 615 + 9,8 * (8 - 5,35) = 874,7 м

L 4 пр = а (Р 4 - Р 5) = 9,8 * (10,3 - 8) = 225,4 м

L 3 пр = а (Р к - Р 4) = 9,8 * (18,1 - 10,3) = 764,4 м

Кількість продавочной рідини, закачиваемой на різних швидкостях:

V 5 пр = 0,785 * d 2 вн * L 5 пр = 0,785 * 0,132 2 * 874,7 = 13,3 м 3

V 4 пр = 0,785 * d 2 вн * L 4 пр = 0,785 * 0,132 2 * 225,4 = 3,08 м 3

V 3 пр = 0,785 * d 2 в н * L 3 пр = 0,785 * 0,132 2 * 764,4 = 10,45 м 3

Разом V пр = 26,8 м 3. З урахуванням коефіцієнта стисливості V пр = 27,6 м 3

Визначаємо тривалість цементування за умов роботи одного агрегату.

Час роботи одного агрегату на 5 швидкості:

Т 5 = (V 5 ЦР + V 5 пр) * 1000 / q 5 * 60

Де q 5 - продуктивність агрегату на 5 швидкості, л с.

Т 5 = (73,1 + 13,3) * 1000 / 13,5 * 60 = 106 хв.

Час роботи одного агрегату на інших швидкостях:

Т 4 = (3.08 * 1000 / 10.4 * 60 = 4.9 хв.

Т 3 = (10.45 - 1,7) * 1000 / 5,8 * 60 = 25,1 хв.

1,7 м 3 води прдавліваем на 2 швидкості з метою уникнення гідравлічного удару.

Т 2 = 1,7 * 1000 / 3,0 * 60 = 9,4 хв

Загальний час цементування:

Т ц = 106 + 4,9 + 25,1 + 9,4 = 145,4 хв.

З урахуванням підготовчо - заключних робіт:

Т заг = Т ц + 15 = 145,4 + 15 = 160 хв.

Визначаємо температуру на вибої свердловини:

Т ̊ заб = Т ° ср + 0,025 Н

Де Т ° ср - середньорічна температура повітря, ° С:

Н - глибина свердловин, м.

Т ̊ заб = 10 ̊ + 0,025 * 1875 = 56,8 ̊ С.

Визначаємо кількість агрегатів:

За часом схоплювання:

N = Т ц / (0,75 * Т СХВ) = 1

Де Т СХВ - час початку тужавіння, хв;

N = 160 / (0,75 * 105) + 1 = 3

За швидкістю:

N = 0,785 (D 2 crd - d 2 н) * V * 1000 / q 5 + 1

Де V - необхідна швидкість підйому розчину - 2,0 м / с.

N = 0,785 (0,28 2 - 0,146 2) * 2 * 1000/13, 5 + 1 = 7.

Приймаються 7 агрегатів ЦА - 320.

Фактичний час цементування:

Т ф = T ц / N + 1 5 = 145.4 / 7 + 15 == 35.7 хв

Потрібне кількість цементосмесітельних машин СМ-20:

Для сухого цементу:

N см = G ц / G б = 73/20 = 4

Де G б = ємність бункера СМ-20.

Для глинопорошків:

N см = 5,1 / 20 = 1.

Дані щодо цементування зведемо в таблицю.

Кількість матеріалу для цементування

Тип колони

Цемент, т

Глінопорошок, т

Вода для

Тиск в кінці цьом-ня, МПа

Час на цьом-ня, од

Цемент агрегатів од

Суміші. Машин од




Замішування, м 3

Продавкі, м 3





1

2

3

4

5

6

7

8

9

Напрямок

4,8

-

2,4

1,87

1,04

-

1

1

Кондуктор

25,3

-

12,65

14,6

4

-

2

1

Експлуатаційна колона

30,7

37,5

6,1

-

26,3

18,75

15,5

11,1

18,1

15,7

7

5

Всього для експлуат. колони

68,2

6,1

45,05

26,6

18,9

15,1

7

5

Разом:

98,3

6,1

60,1

43,07

-

-

-

-

7. Охорона праці

Процес будівництва свердловин охоплює кілька етапів:

- Підготовчі роботи, буріння, кріплення, освоєння, заключні роботи, що включають ліквідацію шламових комор і рекультивацію земель, порушених при бурінні. Звести до мінімуму забруднення навколишнього середовища при бурінні можна тільки шляхом комплексного вирішення цієї проблеми. В даний час забезпечення нормативної якості природного середовища при бурінні свердловини можливо за двома основними напрямками:

- Вдосконалення основних технологічних процесів по різкому підвищенню рівня їх екологічної безпеки;

- Створення спеціальних технологій з утилізації відходів буріння та нейтралізації їх шкідливого впливу при скиданні в об'єкти навколишнього середовища з оптимальним розсіюванням залишкового забруднення в літо-гідросфері.

При бурінні свердловини необхідно проводити наступний комплекс заході з охорони навколишнього середовища та раціонального використання природних ресурсів:

- Впровадження кущового способу буріння свердловин з метою скорочення зайняття сільськогосподарських земель;

- Збереження родючого шару грунту, рекультивація тимчасово відведених земель після закінчення буріння;

- Очищення і повторне використання бурових розчинів;

- Ізоляція поглинаючих і прісноводних горизонтів для виключення їх забруднення;

- Застосування нетоксичних реагентів для приготування промивальних рідин;

- Цементування свердловин до гирла для виключення забруднення прісноводних горизонтів;

- Ліквідація бурових відходів і ПММ без нанесення шкоди природі;

- Здійснення інструктажу водіїв усіх транспортних засобів і спеціальної техніки про маршрути проїзду до об'єктів і неприпустимість заїзду на сільськогосподарські угіддя.

На захист і відновлення земельних ділянок наданих геологорозвідувальним організаціям у тимчасове користування, повинні бути складені і затверджені проекти і кошториси, що передбачають наступні заходи:

- Підготовчі (до процесу буріння);

- З охорони (в процесі буріння);

- З відновлення земельних ділянок.

Підготовчими заходами передбачається:

- Встановлення місць складування рослинного та грунтового шару або шунтів, що підлягають виїмці;

- Видалення родючого шару грунту в місцях забруднення нафтопродуктами і іншими рідинами, хімічними реагентами, глиною, цементом та іншими речовинами, які погіршують стан грунту та його складування.

Охоронні заходи в процесі буріння свердловини полягають у наступному:

- При наявності підземних грунтових вод, водоносні горизонти обов'язково повинні перекриватися обсадними трубами з метою запобігання від забруднення і зараження;

- Попутні води очищаються на фільтрувальному установці від зважених часток і домішок нафти і залежно від концентрації розчинених у ній солей та інших домішок: при допускаються концентраціях скидаються у різні джерела або по рельєфу; при підвищених - розбавляються в межах норм і скидаються. Самовиливними свердловини повинні бути обладнані регулюючими пристроями.

- Злив використаного розчину для промивання і хімічних реагентів у відкриті водні басейни і безпосередньо на грунт забороняється.

Заходи щодо відновлення земельних ділянок.

Після закінчення буріння на свердловині повинна бути проведена технічна і біологічна рекультивація.

Гірничотехнічна рекультивація включає в себе підготовку звільняється від бурових робіт території для подальшого землекористування:

- Сира нафта вивозиться для подальшого використання або спалювання, залишки дизельного палива і моторного масла спалюються;

- Відпрацьований глинистий розчин вивозиться для подальшого використання на інших свердловинах і регенерується;

- Обладнання і залізобетонні покриття демонтуються і вивозяться;

- Перекриття комор для скидання шламу і нафти засипаються шаром грунту не менше 0,6 метрів;

- Земельні відводи, порушені виробничою діяльністю, покриваються грунтовим шаром і дерном;

- Укоси в гірських місцевостях зміцнюються бітумними емульсіями, силікатними шарами і засипаються привізним грунтом шаром не менше 0,1 метра.

Біологічна рекультивація передбачає заходи по відновленню порушених земель, їх озеленення та повернення в сільськогосподарське і лісове користування.

Проектування та проведення робіт з рекультивації здійснюється відповідно до інструкцій або технічними умовами, погодженими з місцевими сільсько-, лісо-, водогосподарськими органами.

Список літератури

  1. Бєлоусов М.В., Бурові установки - М.: Недра, 1973 р.

  2. Гришин Ф.А., Промислова оцінка родовищ нафти і газу. - М.: Недра, 1985 р.

  3. Ємельянов І.В., Коновалова А.Ш., Еліяшевскій І.В., Дипломне та курсове проектування. Буріння нафтових і газових свердловин. - М.: Недра, 1972 р.

  4. Інструкція зі складання проектно-кошторисної документації на будівництво нафтових та газових свердловин. - М.: Недра, 1964 р.

  5. Інструкція з розрахунку обсадних колон для нафтових і газових свердловин. - Куйбишев, 1976 р.

  6. Калінін А.Г., Левицький О.З., Нікітін Б.А., Технологія буріння розвідувальних свердловин на нафту і газ. - Підручник для вузів. - М.: Недра, 1998

  7. Колесніков Т.І., Агєєв Ю.М., Бурові розчини і кріплення свердловин. - М.: Недра, 1990 р.

  8. Мілютін А.Г., Геологія і розвідка родовищ корисних копалин. - Підручник для студентів вузів. - М.: Недра, 1989 р.

  9. Мілютін А.Г., Екологія надрокористування. -Курс лекцій. - МГОУ, М.: 2000 р.

  10. Муравйов В.М., Середа Н.Г., Супутник нафтовика. - М.: Недра, 1971 р.

  11. Міщевіч В.І., Довідник інженера з буріння. -М.: Недра, 1973 р.

  12. Середа Н.Г., Соловйов О.М., Буріння нафтових і газових свердловин. - Підручник для вузів. - М.: Недра, 1964 р.

  13. Еліяшевскій І.В., Сторомскій М.Н., Ореуляк Я.М., Типові завдання і розрахунки в бурінні. - М.: Недра, 1982 р.

  14. Спічак Ю.М., Ткачов В.О., Кіпке А.Е., Охорона навколишнього середовища та раціональне використання родовищ корисних копалин. - Підручник для гірських технікумів - М.: Недра, 1993 р.



Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Курсова
179.7кб. | скачати


Схожі роботи:
Буріння нафтових і газових свердловин Опис змісту
Буріння свердловин
Турбобур у буріння свердловин
Буріння свердловин на морі
Буріння свердловин Вибір і
Оптимізація процесів буріння свердловин
Новітні технології по відновленню нафтових свердловин і підвищення видобутку нафти
Заканчіванія свердловин на прикладі ТОВ Лукойл-Буріння
Статистичний аналіз видобутку вугілля Буріння свердловин
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru