АНОТАЦІЯ
Дипломна робота містить __ таблиць, літературних джерел - 11 і графічних додатків - 4.
Дипломною роботою передбачений проект буріння і кріплення експлуатаційної свердловини на Піщаної площі Краснодарського краю.
Дипломна робота складена згідно з вимогами методичних вказівок і включає три частини.
Перша загальна частина містить відомості про район бурових робіт, геологічному будову Піщаної площі та характеристики продуктивних горизонтів.
У другій проектної частини вирішуються питання спорудження свердловини: проектування конструкції свердловини, вибір устаткування бурової установки, породоруйнуючого інструменту, технології буріння і цементування.
У третій частині дається опис можливих аварій та ускладнень при бурінні, їх попередження. Ретельно висвітлені питання охорони надр і навколишнього середовища при будівництві свердловини.
ВСТУП
Ця дипломна робота передбачає проведення робіт з буріння і кріплення експлуатаційної свердловини на газ глибиною 3160 м на Піщаної площі.
Важливим завданням роботи є розгляд високоефективної і безпечної технології кріплення свердловини.
Вуглеводневу сировину є одним з основних джерел добробуту Росії. Тому пошуки, розвідка і розробка перспективних родовищ є однією з найважливіших завдань для економіки держави.
Експлуатація нафтових і газових родовищ триває протягом багатьох десятиліть, тому багато хто з відомих великих покладів значно виснажені. Маючи розвинену нафтовидобувну та нафтопереробну інфраструктуру регіон вкрай зацікавлений у поповненні паливно-енергетичних ресурсів. Особливо цінними є запаси якісного вуглеводневої сировини в межах відомих і експлуатуються. Так як їх залучення в експлуатацію не вимагає додаткових витрат на розвиток нових інфраструктур, як це відбувається в окремих регіонах.
Загальна частина
1.1 Загальні відомості про район бурових робіт
Площа проектованих робіт розташована на території Краснодарського краю Слов'янського району, в 100 км від Краснодара.
Рельєф місцевості являє собою низовина з численними старицями, заболоченими ділянками, дрібними островами. Максимальні абсолютні позначки 0 - 1 м. Сейсмічність району до 5 балів за шкалою Ріхтера.
В якості джерел питної та технічної води можуть служити: Лиман Мечетна в 3 км. На схід, Лиман Східний в 0,5 км. на захід, єрик Тернуватий в 6 км. на північний схід, Варавенскій канал в 16 км. на північний схід. Є артезіанська свердловина глибиною 300 м.
Середньорічна температура в Слов'янському районі +15 0 С, Середньосічнева - 5 0 С, середньочервнева +26 0 С, мінімальна - 30 0 С, максимальна +42 0 С. Середньорічна кількість опадів 600 мм, максимальна кількість випадає в осінньо-весняний період. Переважаючі напрямок вітру східне, північно-східної до 20 м / с.
Опалювальний сезон 6 місяців з 15.10 - 15.04.
На території проектованих робіт є заповідники, риборозплідники. Найближчі населені пункти ст.Черноерковская, в 3 км. до Південно-схід, хут.Верхній - в 3 км на північ. Етнічний склад населення в основному росіяни. Провідними галузями народного господарства є: рослинництво, тваринництво, птахівництво та рибальство.
У 136 км на південний схід, в п.Яблоновскій верб 125 км на північний схід, в ст.Каневской є матеріально-технічні бази. У 2 км на південний захід є газопровід діаметром 219 мм.
Основний вид зв'язку - мобільний телефон.
Шляхи сполучення: ж / д траса Москва - Ростов-на-Дону - Краснодар - Новоросійськ, в 35 км на Південно-схід і автобус Краснодар - Слов'янськ-на-Кубані - Петровська - Черноерковская в 3 км на Південно-схід.
На даній території ведуться роботи з видобутку черепашнику, піску, глини.
1.2 Геологічна будова ділянки бурових робіт
Таким чином, основні перспективи на Піщаної площі зв'язуються з передбачуваними покладами, які приурочені до складнопобудованих пасток в VII і VIII пачках. Сприятливі структурні умови не виключають можливості існування пасток і в інших пачках, у випадку розвитку в них гранулярних колекторів.
Піщана площа входить до складу Азово-Кубанського нафтогазоносного басейну. У межах північного борту ЗКП, до якого в тектонічному плані відноситься площа проведення робіт, продуктивним є міоценових нафтогазоносний комплекс.
За даними буріння і ГІС у розрізі Чокрак виділено одинадцять пачок, що володіють різними покладами, які приурочені до складнопобудованих пасток в VII і VIII пачках. Сприятливі структурні умови не виключають можливості існування пасток і в інших пачках, у випадку розвитку в них гранулярних колекторів.
У цілому, аналіз результатів пошуково-розвідувальних робіт у Чокракським відкладах західної частини північного борту ЗКП дозволяє зробити наступні висновки:
Чокракське відкладення аналізованого району характеризується різкою гідравлічної дифференцированностью резервуарів, що знаходить відображення у регіональному розвитку АВПД з широким діапазоном коефіцієнтів аномальності (від 1,37 до 2,08).
Продуктивність Чокракським відкладень не корелюється зі ступенем гідродинамічної напруженості вміщають резервуарів.
УВ поклади приурочені складнопобудованих комбінованим пасток, з елементами тектонічного і літологічного екранування.
Екранувальні розривні порушення, відокремлюються тектонічні блоки на північному борту ЗКП, як правило, простежуються від середнього сармата до Майкопа. Зіставлення товщин, ускладнених диз'юнктивними дислокаціями відкладень по суміжних блокам показує, що частина розломів має кон-, а частина постседіментаціонний характер.
Лінзовідних замкнутий характер Чокракським колекторів дозволяють виключити механізм формування УВ покладів за рахунок латеральної міграції на регіональному рівні.
Розподіл пластових тисків по розрізу Чокракським відкладень не має вираженої закономірності збільшення з глибиною, в ряді випадків спостерігається флюідодінаміческая інверсія розрізу (площі Морозівська, Південно-Морозівська, Варавенская та ін.)
Строгої математичної залежності між пластової температурою і глибиною залягання по розрізу Чокракським відкладень на локальному рівні не простежується, що зумовлено різкою літолого-фаціальної мінливістю порід, що володіють різними теплофізичними властивостями.
1.2.1 Стратиграфія
За даними сейсмічних досліджень, а також результатами буріння на сусідніх площах, в районі проектованих робіт найбільш витримані VII і VIII пачки, з якими зв'язуються основні перспективи нафтогазоносності Чокракським відкладень на площі Піщаної. Враховуючи складнощі, наявні при визначенні фазового стану виявлених покладів і неможливість його достовірного прогнозу на Перспективних Майданах, тип поклади VII пачки на площі Піщаної, за аналогією з покладом, розкритою вкв. № 20 Пріблежной, приймається газоконденсатному, а у VIII пачці (за аналогією з покладом ВКВ. № 1 Східно-Прибережній) - нафтовим:
До теперішнього часу на ліцензійній ділянці ТОВ "Кубаньгазпром", колектора VII пачки розкриті на Прибережній (вкв. № 1, 3, 4, 12, 13, 14, 15, 25 Біс), Північно-Прибережній (вкв. № № 1, 21 ), Східно-Прибережній (вкв. № № 1, 2) площах.
Колектора VIII пачки на землях ТОВ "Кубаньгазпром" розкриті на Прибережній (вкв. № № 3, 14, 15, 25 Біс), Східно-Прибережній (вкв. № № 1, 20) і Черноерковской (вкв. № № 1, 2) площах, а на ділянці ТОВ "Роснефть-Краснодарнефтегаз" - на Східно-Черноерковской, Західно-Мечеттской, Морозівської, Західно-Морозівської та Южно-морозівської площах. З відкладами VIII пачки пов'язана нафтова поклад, розкрита вкв. № 1 Східно-Прибережній. На штуцері 5 мм дебіт нафти склав 205 м 3 / доб, а газу - 50,6 тис. м 3 / доб. Пластовий тиск, заміряне на глибині 3258 м склало 606,0 кгс / см 2 (До АН = 1,98) Пластова температура 131 0 С.
Таким чином, доведена продуктивність VII і VIII пачок Чокракським відкладень на сусідніх площах, територіальна близькість до виявлених родовищ, а також подібність термобаричних і геологічних умов дозволяють з достатньою ступінь вірогідності прогнозувати наявність УВ покладів на Піщаної площі в VI і VIII пачках. Крім того, при розвитку колекторів і сприятливих структурних умовах не виключена можливість наявності УВ покладів в інших пачках Чокракським відкладень.
1.2.2 Тектоніка
У тектонічному плані Піщана площа розташована в зоні зчленування північного борту та занурена частини ЗКП, який є східним, сухопутної частиною Індоло-Кубанського прогину. На півдні ЗКП через Охтирську Шовну зону зчленовується з мегантиклінорій Великого Кавказу, а на півночі полого переходить в Тимашевський ступінь (Рис ... ... ...).
Осадовий чохол в межах північного борту ЗКП представлений породами від антропогенового до юрського віку включно, загальна товщина якого змінюється від 4,5 - 5 км на півночі до 10-12 км в осьовій частині прогину.
Майкопський і нижележащие відкладення в розглянутому районі бурінням не вивчені. Підстилають осадовий чохол породи, за аналогією з більш північної зоною, мабуть, представлені дислокованими породами тріасу, що складають проміжний між осадовим чохлом і фундаментом комплекс.
У розрізі осадового чохла північного борту ЗКП виділяються три структурних поверхи: нижній (юрський), середній (крейда-еоценових) і верхній - олігоцен-антропогенний.
Нижній і середній структурні поверхи поділяються предмеловим перервою у осадконакоплении, в результаті якого крейдяні відклади з кутовим незгодою лягають на породи нижнього поверху. Відкладення середнього поверху слабо дислоковані, залягають, в основному, моноклинально, занурюючись в межах північного борту в південному напрямку.
Середній та верхній структурні поверхи в розглянутому районі поділяються інгрессівним незгодою.
У межах верхнього структурного поверху складчастість наголошується в понт меотичних відкладеннях (внутріформаціонние складки ущільнення), а також у Карагай Чокрак.
1.2.3 Характеристики продуктивних горизонтів
Четвертірічная система - Куяльницький ярус Q + N 2 лютого kl (0 - 715 м)
У верхній частині розріз представлений суглинком буро-коричневого кольору, безструктурним, і супіском бурої, в основній масі, містить пісок буро-коричневий, дрібнозернистий, ражі зерна польових шпатів, темноцветних мінералів, слюди і з включенням уламків раковин.
Нижче розкриті глини блакитно-сірі й бурі сильно піскуваті слабо ущільнені в'язкі, легко минущі в буровий розчин, з прошарками піску кварцового і поліміктовимі (у складі переважно кварц, рідше - польові шпати і темнокольорові мінерали), різнозернистий.
Кіммерійський ярус N 2 лютого km (715 - 1205 м)
Переслаіваніе глин блакитно-сірих піщанистих, некарбонатних, в'язких, слабо ущільнених з пісками світло-сірими кварц-олевошпатовимі дрібнозернистими, пісковиками поліміктовимі буро-сірими тонкозернисті, середньої щільності та фортеці та кварцовими з глауконіту дрібнозернистими, слабо зцементований, тонкі прошарки алевроліту буро-сірого.
З глибини 1080 м глини, слюдяні, слабо карбонатні (CaCO 3 до 3%), в'язкі тонким вкрапленням піриту і темно-сірі, тонкослоістих, слюдяні, алеврітістие, щільні.
Понтичний ярус N 1 лютого pt (1205 - 1715 м)
Верхню частину понтіческого ярусу до глибини 1465 м складають глини сірі, слюдяні, сильно ізвестковістих (CaCO 3 до 26%), в'язкі, слабо ущільнені з тонким вкрапленням піриту і глини темно-сірі, щільні, тонкослоістих.
Відкладення в інтервалі 1465 - 1600 м, представлені чергуванням потужних (до 50 м) пластів пісковиків кварцових сірих та світло-сірих, різнозернистий (від дрібнозернистих до крупнозернистих), слабосцементірованних з глинами темно-сірими, алеврітістимі, карбонатними (CaCO 3 до 10%) , щільними.
В інтервалі 1600 - 1715 м - глини сірі, темно-сірі, щільні, шаруваті і неяснослістие, алеврітістие, слюдяні, слабо ізвестковістих (CaCO 3 до 5%) з рідкісними прошарками алевролітів і пісковиків.
Меотичний ярус N 1 лютого mt (1715 - 2220 м)
Верхня частина ярусу до глибини 1850 - глина темно-сіра, щільна, алеврітіческая, слюдяних, слабо ізвестковістих (CaCO 3 до 3 - 5,5%) з нальотами борошнистого карбонатного матеріалу і присипками алевроліту по площинах нашарування з прошарками (потужністю до 15 м) сірих, брудно-сірих, пісковиків кварцових, дрібнозернистих, рідкісні тонкі прошарки білих і жовтуватих вапняків.
Нижня частина 1850 - 2002 м представлена пісковиками кварцовими світло-сірими, дрібнозернистими і поліміктовимі, різнозернистий, слабосцементірованнимі з прошарками алевролітів сірих, темно-сірих і глин темно-сірих, щільних, алеврітістих, слюдяних, слабоізвестковістих (CaCO 3 до 2,4%) і неізвестковістих (потужністю до 8 м).
Сарматський ярус N 1 лютому srm 3 (2220 - 2750 м)
Верхній сармат N 2 січня srm 3 (2220 - 2425 м), перешарування могутнє слово і пісковиків (10 - 40 м). Глина сіра і темно-сіра, алеврітістая, слюдяних, некарбонатних і слабокарбонатних (CaCO 3 до 4,7%), тонкослоістих, щільна. Пісковик кварцовий світло-сірий, тонкозернистий і дрібнозернистий, слабосцементірованний, тонкі рідкісні прошарку доломіту світло-коричневого, міцного, вапняку білого, крейдоподібного, крихкого та мергелю сірого, щільного.
Середній сармат N 2 січня srm 3 (2435 - 2625 м) представлений глинами темно-сірими, слюдяних, алеврітістимі, слабокарбонатних (CaCO 3 до 3,6%), тонкослоістих, щільна з тонкими прошарками мергелів коричнюватих і темно-сірих, щільних, міцних ; вапняків брудно-сірих, пухких і пісковиків поліміктових сірих, дрібнозернистих.
Нижній сармат N 2 січня srm 3 (2625 - 2750 м), глина сіра із зеленуватим відтінком, темно-сіра, тонкослоістих і неяснослоістая, слабоалеврітістая слюдисті, слабоізвестковістая і неізвестковістая (CaCO 3 від 0 до 3,5%), щільна, місцями в'язка , пластична з прошарками пісковика кварц-глауконітового і поліміктовимі сірого і буро-сірого, дрібнозернистого, поодинокі прошаруй алевроліту темно-сірого, щільного і вапняку мелкоподобного білого.
Конкскій + Караганскій ярус N 1 лютого kn + kr 3 (2750 - 2940 м)
Відклади представлені глинами сірими з зеленуватим відтінком, рідше темно-сірими, нерівномірно алеврітістимі слюдисті шаруватими слабокарбонатних і карбонатними (CaCO 3 від 2,2 до 13%), щільними, з прошарками пісковика сірого кварцового дрібнозернистого, пісковика буро-сірого поліміктовимі, алевролітів темно- сірого і світло-сірого глинистого, щільного, мергелю доломітізірованний коричнево-сірого, міцного. Стяжения піриту.
Чокракським ярус N 1 лютому ch (2940 - 3160 м)
Розріз представлений глинистими породами з прошарками пісковиків і рідше алевролітів і доломітізірованний мергелів.
Глини сірі, темно-сірі, алеврістие, слюдяні, щільні, тонкослоістих, місцями масивні, слабоізвестковістие (CaCO 3 до 10%), нерівномірно пірітізірованние з прошарками пісковиків і доломітізірованний вапняків і мергелів.
Пісковики сірі, слабо зцементовані, режеплотние, кварцові з включенням зерен глауконіту, в основному дрібнозернисті, на глинистому цементі.
Алевроліти сірі, щільні, міцні, кварц-полешпатові.
Вапняки сірі, коричнево-сірі, міцні, доломітізірованний.
Мергель сірий, з буруватим відтінком, щільний, міцний, доломітізірованний.
1.2.4 Геохімічні дослідження
У результаті проведених геохімічних досліджень у відкладеннях Куяльника, Кіммерія, понту, меотис, верхнього і середнього сармата фонові значення газосодержания склали від 0 до 0,05% в газо-повітряної суміші, що свідчить про відсутність промислових скупченні УВ.
Короткочасні підвищення газопоказаній при бурінні і промивка до 0,5 - 1,4% у кіммеріскіх-сарматських відкладах (склад газу З 1 = 98-99%, С 2 = 1-2%), можливо, пов'язані з рівчаками УВ з Чокракським відкладень сусідніх свердловин № 1 і № 2.
Дослідження шламу пісковиків і глин Куяльника, Кіммерії і понту за методикою ЛБА показали відсутність ознак бітумінозного. Породи меотис, сармата, конки і карагана відзначені фоновими значеннями ЛБА 1 - 2 бали ЛБ (БГ) (<0,05%).
У відкладах нижнього сармата і конка-караганского ярусу фонові газопоказанія склали 0,01 - 0,07 у газоповітряної суміші. Системи очистки спостерігалося збільшення значень газопоказаній до 0,9 - 1,5%, газ за складом до Чокракське. Можливо, це пов'язано з рівчаками газу з Чокракським відкладень, розташованих поруч свердловин Піщана № 1 і № 2.
У Чокракським відкладах виділяються перспективні ділянки розрізу, представлені пісковиками і алевролітами. Пісковики в інтервалах 3017 - 3022 м, 3026 - 3030 м і 3036,5 - 3046 м, характеризуються за результатами геохімічних досліджень (діаграм Пікслера, величиною залишкового газосодержания F Г, залишкового газонефтесодержанія F H Г і люмінесцентно-бітумінологичеський характеристиці) як ймовірно газонасичені, а в інтервалах 3060 - 3065 і 3081 - 3090 м як можливо газоконденсатні або нефтенасищенной.
В інтервалах відбору керна результати газового каротажу спотворені за рахунок значного розведення (коефіцієнт розбавлення Е = 1500 - 9000). Крім кількісної інтерпретації газового каротажу і ЛБА шламу для визначення характеру насичення викриті порід геологічної служби ГТВ проведені експрес-дослідження керна.
При відборі керна в інтервалі 3036,4 - 3040,2 м піднято піщаник, де геохімічна характеристика за результатами ЛБА до 3 - 4 балів МБ (ГР), що дозволяє припустити його нафтогазонасиченість. Також заслуговує на увагу пласт пісковика в інтервалі 3088,7 - 3089,6 м з бітумінозного до 4 балів МБ (ГР).
2. Вибір і обгрунтування способу буріння
Вибір найбільш ефективного способу буріння обумовлений завданнями, які повинні бути вирішені при розробці або вдосконаленні технології буріння в конкретних геолого-технічних умовах.
При бурінні нафтових і газових свердловин набули поширення способи буріння: роторний, гідравлічними забійними двигунами і буріння електробура. Буріння проектної свердловини буде проводитися роторним способом.
Ділянка набору кривизни і стабілізації кута викривлення передбачено бурити із застосуванням ВЗД.
2.1 Конструкція свердловини
Конструкція свердловини визначається числом спускаються обсадних колон, глибиною їх установки, діаметром застосовуваних труб, діаметром доліт, якими ведеться буріння під кожну колону, висотою підйому тампонажного розчину в затрубному просторі і конструкцією вибою.
Конструкція свердловини залежить від глибини залягання продуктивних пластів, їх продуктивності і колекторських властивостей, пластових і порових тисків, а також тиску гідророзриву прохідних порід, фізико-механічних властивостей і стану порід.
При проектуванні конструкції свердловини в першу чергу вибирають число обсадних колон і глибини їх спуску, виходячи з недопущення несумісності умов буріння окремих інтервалів стовбура. У даному проекті передбачаються три обсадні колони: під напрям, під кондуктор та експлуатаційна колона. Глибина спуску експлуатаційної колони визначається місцем розташування продуктивних пластів, способами закачування та експлуатації свердловини, а також конструкцією вибою. У нашому випадку вона складає 3160 м. Глибина кондуктора - 850 м, напрямку - 30 м.
Діаметри обсадних колон і доліт вибираємо знизу вгору, починаючи з експлуатаційної колони.
Виходячи з запропонованого дебіту і габаритів засобів відкачування, а також з огляду на усталену практику бурових робіт в даному районі, приймаємо кінцевий діаметр буріння 215,9 мм, діаметр експлуатаційної колони - 146 мм.
Діаметри кондуктора та напрямки вибираємо відповідно до величини кільцевого зазору між долотом і спускається обсадної колоною і кільцевого зазору між обсадної колоною і спускатися в неї долотом для подальшого інтервалу. Діаметри доліт для кондуктора і напрями складають 295,3 мм, 39,7 мм і 490 мм, а діаметри обсадних колон: 245 мм, 324 мм і 426 мм відповідно.
Висота підйому тампонажного розчину в затрубному просторі визначається на підставі діючих інструктивних і методичних матеріалів. Висоту підйому цементного розчину за всіма колонами слід виробляти до гирла свердловини [9].
2.2 Вибір промивного реагенту буріння свердловини і розкриття пласта
Бурові розчини виконують функції, які визначають не тільки успішність і швидкість буріння, але і введення свердловини в експлуатацію з максимальною продуктивністю. Основні з цих функцій:
видалення шламу з-під долота, транспорт його по затрубному простору та забезпечення відділення його на поверхні;
утримання шламу в підвішеному стані при зупинці циркуляції розчину;
охолодження долота і полегшення руйнування породи в привибійній зоні;
створення тиску із стінки свердловини для попередження водо-, нафто-і газопроявлень;
надання фізико-хімічного впливу на стінки свердловини, попереджаючи їх обвалення;
забезпечення збереження проникності продуктивного пласта при його розкриття;
передача енергії гідравлічному вибійного двигуна (при його використанні) і ін
При бурінні проектованої свердловини будуть використовуватися такі бурові розчини.
У процесі буріння під напрямок і кондуктор буде застосовуватися глинистий розчин щільністю 1,1 г / см 3 з хімреагентами (Na 2 CO 3, КССБ, графіт), який забезпечить буріння без ускладнень інтервалу 0 - 360 м, де передбачається наявність обвалів.
Властивості глинистого розчину:
щільність, г / см 3 ... ... ... ... ... ... .. 1,1;
умовна в'язкість, сек. ... ... ... .30 - 50;
СНС 0 / 10, Па ... ... ... .... ... ... ... ... .4 / 6;
водовіддача, см 3 / 30хв (API) ... .. 6 - 8;
pH ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 7;
товщина глинистої кірки, мм ... 1.
При бурінні під експлуатаційну колону можливі обвали в інтервалах: 1090 - 1145 м, 1470 - 1505 м, 2990 - 3270 м, і нефтепроявленія в інтервалах: 3060 - 3080 м, 3100 - 3120 м. Тому тут передбачається застосування високоінгібірующего калієвого розчину на основі гуматів (Вікрам).
Цей розчин має потрійним інгібуючим дією.
По-перше, хлорид калію як електроліт при концентрації більше 2% пригнічує процеси набухання глин.
По-друге, іони калію, проникаючи в кристалічну решітку, змінюють природу глин, роблячи їх водонечувствітельнимі.
По-третє, особливе інгібуючу дію в цій системі здійснюють гумату, розчинність яких залежить від величини pH середовища. Існують критичні значення pH (pH кр), вище яких гумату розчиняються навіть у мінералізованою буровому розчині і активно діють як у регулюванні водовіддачі, так і структурно-механічних властивостей. При значеннях pH нижче критичного рівня гумату висаліваются і повністю втрачають активність, розчин загусає, водовіддача підвищується. У калієвому розчині величина pH кр коливається від 8,5 до 9,0, тому для підтримки властивостей цього розчину на заданому рівні величину pH в системі регулюють на 1 - 1,5 одиниці вище, ніж pH кр.
Процес інгібування глин гумату відбувається наступним чином. Фільтрат калієвого розчину, який містить велику кількість розчинних гуматів, проникає в мікротріщини глинистої породи. Процес гідратації глин супроводжується поглинанням каустичної соди, і величина pH знижується до 7 - 7,4, що значно нижче критичного значення. У такому середовищі гумату висаліваются з фільтрату (випадають в осад) і істотно підвищують міцність сформованих іонами калію коагуляційних контактів між активними площинами в мікротріщинах глин. У результаті такої дії гуматів стійкість глин істотно підвищується.
За деякими даними інгібуючий ефект гуматів (індекс стійкості) становить 60 - 70% від загального інгібуючої дії даної системи ВІПГР.
Регулювати величину pH кр можна вапном і КС1. З підвищенням концентрації цих електролітів підвищується pH кр.
Склад розчину, кг / м 3:
Бентоніт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .20 - 30;
Na ОН ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 2 - 3;
ІКГУМ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 40;
КС1 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 50;
ІКЛІГ-1 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .10;
ІКДЕФОМ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 0,3;
ІКЛУБ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .3 - 5.
Властивості розчину:
Щільність, г / см 3 ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1,65;
Умовна в'язкість, сек ... ... ... ... ... ... 20 - 30;
Пластична в'язкість, СПЗ ... ... ... ... 10 - 15;
ДНС, Па ... ... ... ... ... ... ... .... ... ... ... ... 4,0 - 8,0;
СНС 0 / 10, Па ... ... ... ... ... ... ... ... .... ... .. 1,5 - 3,0 / 3,0 - 6;
Водовіддача, см 3 / 30хв (API) .... ... ... 6 - 8;
pH ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 10 - 11;
pH кр ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 8,5 - 9,5.
Призначення реагентів:
Бентоніт - структуроутворювач;
КС l - разріджувач, регулятор властивостей кірки;
ФХЛС - регулятор pH.
Технологія приготування ВІПГР.
До води додають бентоніт, Na ОН і перемішують 1 годину, потім вводять КС1 і всі інші реагенти, через 15 - 20 хвилин перемішування розчин готовий.
Основним недоліком системи ВІПГР є негативний вплив фільтрату цього розчину на продуктивні пласти. Гумат висаліваются з фільтрату в пласті також як в глинах за рахунок зниження величини рН внаслідок адсорбційних і іонообмінних реакцій. Обложені гумату кольматуючі продуктивний пласт, і проникність знижується в 2 - 4 рази.
Проте останнім часом в бурінні розвивається тенденція застосовувати для первинного розкриття продуктивних пластів спеціальні рідини типу ІКАРБ з повною заміною раніше застосовуваного розчину.
У зв'язку з цим система ВІПГР представляється досить перспективною для буріння в нестійких глинах. Крім високої ефективності цей розчин відрізняється доступністю і низькою вартістю основних реагентів і матеріалів.
2.3 Техніка буріння
2.3.1 Визначення максимальної маси бурильної колони
Діаметр бурильних труб повинен становити 60 - 65%, а діаметр УБТ - 75 - 85% від діаметра долота. Тому при бурінні проектованої свердловини будуть використовуватися бурильні труби діаметром 127 мм, а УБТ - діаметром 178 мм.
Визначимо вага снаряда за формулою:
,
де k - коефіцієнт, що враховує сили тертя колони бурильних труб стінки свердловини, а також можливі прихвати її породою (при підйомі снаряда k = 1,25 - 1,5; при підйомі обсадних труб k = 1,5 - 2,0);
α - коефіцієнт, що враховує збільшення ваги труб за рахунок з'єднують їх елементів (для муфтової-замкового α = 1,1);
Q - вага 1 м труб, кг;
L - довжина колони труб, м;
γ ж - питома вага промивної рідини, г / см 3;
γ ст - питома вага матеріалу бурильних труб (для сталі 7,85 г / см 3).
Для колони діаметром 324 мм:
Для колони діаметром 245 мм:
Для колони діаметром 146 мм:
Вага снаряда можна також розрахувати за наступною формулою:
Для цього необхідно знати довжину обважнених бурильних струб. Обчислимо її за формулою:
,
де Р - осьове навантаження на породоразрушающий інструмент, Н;
q - вага 1 м УБТ, кг;
k - коефіцієнт завищення ваги БТ (k = 1,25).
Для колони діаметром 324 мм:
.
Осьова навантаження здійснюється з навісу.
Для колони діаметром 245 мм:
Застосовуємо 5 свічок УБТ діаметром 178 мм по 28 м.
Для колони діаметром 146 мм:
Застосовуємо 7 свічок УБТ діаметром 178 мм по 28 м.
Обчислимо вага бурового снаряда для експлуатаційної колони:
Визначимо вагу обсадної експлуатаційної колони за формулою:
Де L обс. - Довжина обсадної колони, м;
Q обс. - Вага 1 м обсадних труб, кг.
2.3.2 Бурове обладнання
2.3.2.1 Вибір бурової установки
Бурові установки - це комплексні системи, які включають усі основні й допоміжні агрегати і механізми, які необхідні для будівництва свердловини. Експлуатаційні характеристики бурового обладнання та їх конструкція закладаються таким чином, щоб забезпечити оптимальні умови при бурінні свердловин певної глибини установками відповідного класу.
Бурову установку вибирають за її максимальної вантажопідйомності, яка зумовлює вага в повітрі найбільш важкої колони бурильних труб. За номінальною вантажопідйомності обмежується і допустима вага в повітрі обсадної колони, що спускається, в один прийом.
Тип приводу бурової установки вибирається в залежності від регіональних умов. Враховуючи досвід робіт в даному районі, буріння проектованої свердловини буде здійснюватися з використанням приводу від двигуна внутрішнього згоряння.
Бурова установка з дизель-гідравлічним приводом БУ3200/200ДГУ-1 відповідає проектній глибині свердловини 3290 м і максимальному навантаженні на гаку 122,25 т.
Вона призначена для буріння експлуатаційних та розвідувальних свердловин на нафту і газ умовної глибиною 3200 м в умовах помірного клімату, кліматичне виконання "У", категорія I.
Спосіб монтажу і транспортування.
Конструкція бурової установки передбачає:
великоблочні транспортування вишечних-лебідкові та навісного блоків на ваговозах ТПП-70 і Т-60;
транспортування середніми блоками на Трайлер і платформах ПП40Бр вантажопідйомністю 40т;
агрегатний спосіб перевезення транспортом загального призначення [4].
Основні параметри БУ3200/200ДГУ-1:
Навантаження, що допускається на гаку, кН (тс) ... ... ... ... ... ... ........ 2000 (200)
Умовна глибина буріння, м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 3200
Швидкість підйому гака при ходіня колон, м / с ... ... ........ 0,2
Швидкість сталого руху при підйомі
елеватора (без навантаження), м / с ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1,5
Розрахункова потужність, що розвивається приводом на вхідному валу
підйомного агрегату, кВт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .670
Діаметр отвору в столі ротора, м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 700
Розрахункова потужність приводу ротора, кВт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 280
Потужність бурового насоса, кВт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 950
Висота підстави (від підлоги бурової), м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 6
Просвіт для установки зборки превенторів, м ... ... ... ... ... ... ... ... .. 4,7
Максимальне натяг рухомого кінця талевого каната, кН.217
Діаметр талевого каната, м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 28
Діаметр гальмового шківа (обода), мм ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1180
Найбільша оснащення талевої системи ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... 5 х 6
Максимальний тиск, що розвивається насосом, МПа (кгс / см 2) .32 (320)
Максимальна подача насоса, л / с ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 46
Максимальне навантаження на стіл ротора, кН ... ... ... ... ... ... ... ... ... 5000
Максимальне навантаження на стовбур вертлюга, кН ... ... ... ... ... ... .. ... 2500
Максимальна частота обертання стовбура
вертлюга, з -1 (об / хв) ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 3,33 (200)
Вишка ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... А-подібна
Максимальне навантаження вишки, кН ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .2500
Робоча висота вежі, м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .45
Відстань між ногами вишки, м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .10,3
Сумарний обсяг циркуляційної системи, м 3 ... ... ... ... ... ... ... .120
Пропускається здатність, дм 3 / с:
вібросита ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 60
пескоотделітеля ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 65
ілоотделітеля ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... 45
Число компресорів, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 3
Продуктивність компресора, м 3 / хв ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 5
Робочий тиск пневмосистеми, МПа ... ... ... ... ... ... ... ... ... 0,6 - 0,8
Маса, т ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .582
Комплектність БУ3200/200ДГУ-1:
Вишка ВМА-45х200-1, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Пристрій для підйому вишки, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Пристрій для транспортування вишки, комплект ... ... ... ... ... ... 1
Вертлюг УВ-250МА, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Пристосування для підвіски вертлюга, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Ротор Р700 ТУ 24.00.1038-80 з ПКРБО-700 ТУ 26-02-1027-86 ... ... ... 1
Лебідка допоміжна ЛВ-44, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
Пульт управління, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 2
Упор, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 8
Механізм кріплення каната, шт ... ... ... ... .... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Ключ бурової АКБ-3м2 за ТУ 26-02-28-79, шт ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Підвіска машинних ключів, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Насос буровий Трехпоршневой УНБ-600, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 2
Кран консольно-поворотний, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 2
Кран поворотний КП-2, ТУ 26-02-24-80, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Талевий канат для оснащення 5 х 6, бухта ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Кронблок УКБА-6-250, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Блок Талевий УТБА-5-200, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Агрегат спуско-підйомний, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Механізм управління гальмом, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
Стабілізатор, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
Агрегат трансмісії ротора, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Водопровід ЕМТ-4500, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
Лебідка-моноблок, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
Регулятор подачі долота РПДЕ-3, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Електромагнітне гальмо ЕМТ-450-VI, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Передача на насос, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .2
Ролик обвідний, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
Привід ротора, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Вибачте високого тиску з електрокомпрессором
КР2 за ТУ 26-0509-328-75, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Вибачте низького тиску, включаючи компресор
4ВУ1-5/9-М1 з контрпривода, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Повітрозбірник, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .2
Компресор повітряний 4ВУ1-5/9-М1 і за ТУ 26-0509-328-75, шт .. 2
Установка для осушування повітря 4ВУ1-5/9-М1 і
за ТУ 26-0509-328-75, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
Комплекс засобів наземного контролю і управління процесом буріння СКУБА М1-02 ТУ 25-1613.005-84, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Комплекс механізмів АСП-3М1, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
Підстави, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Міст приймальний зі стелажами, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Рама жолоби, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Підстава вишечних-лебідочними блоку, комплект ... ... ... ... ... ... ... .1
Підстава насосного блоку, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Прилад транспортний, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
Енергоблок утеплений з агрегатом Wola або АСДА-200, шт ... ... .. 1
Укриття, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Укриття насосів, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Укриття бурових площадок, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
Укриття лебідки, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Укриття приводу, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Укриття поста керування, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Електрообладнання, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Освітлення, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Центратор обсадних труб, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
Кран 3,2-5,1, ГОСТ 7413-80, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .2
Пристосування для розстановки УБТ, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Пост бурильника, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Пневмораскрепітель, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
Обмежувач підіймання талевого блоку, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Огородження, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
Механізм упорів поворотних, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Пост дизелісти, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Привід силовий з трансмісією, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Трансмісія ланцюгова, шт ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Комплект силових агрегатів СА.10-1, ТУ 24.06.274.-88 ... ... ... ... ... .3
Паливо-масло установка, набір ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Трубопровід вихлопної, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Трубопровід зливу масла, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Трубопровід паливо подачі, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Трубопровід водопідігрівача, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1
Комплекс обладнання циркуляційної системи ЦС3200ДГУ-00.00.000ТУ, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Мініфольд МБ2У-I .3000 ДГУ-1, комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1
Комплект інструменту і приладдя, комплект ... ... ... ... ... ... 1
Експлуатаційні документи на встановлення згідно з відомістю
Експлуатаційних документів (ЕД), комплект ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1
2.3.3 Вибір насосної установки
Бурові насоси і циркуляційна система виконують такі функції:
Нагнітання бурового розчину в бурильну колону для забезпечення циркуляції у свердловині в процесі буріння та ефективного очищення вибою і долота від вибуреної породи, промивки, ліквідації аварій, створення швидкості підйому розчину в затрубному просторі, достатньої для виносу породи на поверхню;
Підведення долоту гідравлічної потужності, що забезпечує високу швидкість витікання (до 180 м / с) розчину з його насадок для часткового руйнування породи та очистки вибою від вибурену частинок;
Підведення енергії до гідравлічного вибійного двигуна.
Буровий насос для промивки свердловини в конкретних геологічних умовах вибирається за технологічно необхідної кількості промивної рідини і развиваемому при цьому тиску для подолання втрат напору в елементах циркуляційної системи бурової.
Кількість необхідної промивної рідини при бурінні під експлуатаційну колону складає 31,11 л / с. Визначимо тепер втрати тиску в циркуляційній системі, знаючи які можна вибрати найбільш раціональну компоновку бурильного інструменту, обгрунтовано підібрати бурові насоси і повніше використовувати їх потенційні можливості.
Втрати напору, кГс / см 2, в циркуляційній системі бурової при роторному бурінні визначаються за формулою:
де Р м - втрати напору при русі бурового розчину в наземних трубопроводах від насосної частини до колони бурильних труб, включаючи стояк у бурової, буровий шланг, а також вертлюг і провідну трубу (втрати напору в зовнішній обв'язці бурової - маніфольд);
Р Б.Т. - втрати напору при русі бурового розчину в бурильних трубах і замкових з'єднаннях (втрати тиску залежать від глибини свердловини);
Р к.п. - втрати напору при русі бурового розчину в затрубному кільцевому просторі свердловини (втрати тиску залежать від глибини свердловини);
Р Д - втрати напору при русі бурового розчину через промивні отвори бурового долота;
Р м, Р Д - не залежать від глибини свердловини, а Р Б.Т. і Р к.п. збільшуються з глибиною свердловини.
При циркуляції очисного агента втрати напору, кГс / см 2, різні при прокачуванні води і глинистого розчину і залежать від їх властивостей та витрати.
,
де λ - безрозмірний коефіцієнт гідравлічних опорів при русі в трубах;
Q - витрата бурового розчину, л / с;
γ - питома вага розчину, г / см 3;
d - внутрішній діаметр бурильних труб, см;
L е - еквівалентна довжина наземних трубопроводів, яка визначається за формулою:
де d Н, L Н - внутрішній діаметр і довжина нагнітальної лінії, що йде від бурових насосів до стояка;
d з L з - внутрішній діаметр і довжина стояка з буровою;
d ш L ш - внутрішній діаметр і довжина бурового шланга;
d в L в - внутрішній діаметр стовбура вертлюга і його довжина;
d е.ф L Е.Ф. - діаметр і еквівалентна довжина фільтра, встановлюваного під провідною трубою;
d в.тр. L в.тр. - внутрішній діаметр і довжина провідної труби.
= 98,5
де L б - довжина бурильної колони, м;
l е - еквівалентна довжина замкових з'єднань, м;
l - відстань між замковими з'єднаннями, м.
де λ 1 - коефіцієнт гідравлічних опорів при русі бурового розчину в кільцевому (затрубному) просторі;
Д з - діаметр свердловини (долота), см;
d Н - зовнішній діаметр бурильних труб, див.
Втрати тиску від замкових з'єднань в кільцевому просторі становлять невелику величину, тому нею зазвичай нехтують.
Втрати напору, кГс / см 2, в долоті залежать від конфігурації промивних отворів, від кількості та площі їх перетину, витрати очисного агента (бурового розчину).
де С - коефіцієнт, що характеризує втрати напору в промивних отворах долота, який можна обчислити за формулою:
де μ - коефіцієнт витрати,
f 0 - сумарна площа перерізів промивних отворів, см 2.
Обчислимо сумарні втрати напору:
Таким чином, технологічно необхідну кількість (витрата) промивної рідини для забезпечення своєчасного і безперебійного виносу шламу із забою по затрубному простору і очищення стовбура свердловини з урахуванням втрат тиску, забезпечить нам насос УНБ-600.
Конструкція Трехпоршневой насоса УНБ-600.
Трехпоршневой буровий насос односторонньої дії УНБ-600, що випускається ПО "Уралмаш", по принциповому пристрою відрізняється гідравлічної частиною, в якій з метою зменшення мертвого простору всмоктуючий і нагнітальний клапани розміщені на одній осі. Це, ускладнює конструкцію і витяг всмоктувального клапана і втулки циліндрів.
Гідравлічна частина його складається з всмоктувального колектора і всмоктуючого компенсатора-ковпака, гідравлічної коробки, в якій розміщені три циліндри з поршнями, втулками і клапанами, що скидає лінії, запобіжного клапана, нагнітального колектора з компенсатором високого тиску. Обертання трансмісійного вала від двигуна передається клиноремінною або ланцюговою передачею. Гідравлічна коробка прикріплена до станини за допомогою болтів. Насос змонтований на рамі-полозках.
Буровий розчин надходить у нагнітальну камеру з усмоктувального колектора через всмоктувальний клапан, у ході вліво поршня зі штоком. Останній з'єднаний швидкознімним хомутом з контрштоком, який з'єднаний різьбленням з повзуном. При ході вправо поршень виштовхує розчин з камери через нагнітальний клапан у напірний колектор. Трансмісійна частина насоса складається з валу з зубчастої шестірнею, що передає обертання зубчастому колесу, укріпленого на корінному валу. На цьому валу змонтовані на роликопідшипниках шатуни, з'єднані пальцем з повзуном. Станина насоса має знімну кришку. Втулки циліндрів кріпляться до гідравлічної коробці швидкознімним з'єднанням, а кришки клапанів - затискачами.
Технічна характеристика УНБ-600:
Потужність, кВт:
приводна ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 600
Число поршнів ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 3
Число камер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .3
Число подвійних ходів поршня в 1 хв ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 125
Довжина ходу поршня, м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 0,29
Діаметр циліндричних втулок, м:
найбільший ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... 0,18
найменший ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..... 0,14
Подача насоса, м 3 / с:
найбільша. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 0,046
найменша ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 0,028
Ідеальна подача на один оборот кривошипного валу, л:
найбільша. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 22,1
найменша ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... 13,3
Тиск на виході, МПа:
найбільше. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 32
найменшу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ........ 19
Діаметр штока, мм ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 60
Частота обертання трансмісійного вала, об / хв ... ... ... ... ... ... ... .566
Передаточне число редуктора насоса ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .4,45
Навантаження на шток, кН ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 490
Діаметр клапана, мм ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 145
Діаметр трубопроводу, мм:
всмоктуючого ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 230
нагнітального ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 100
Габарити, м:
довжина ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .5,45
ширина ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .3,21
висота ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 2,88
Маса насоса без шківа, т ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 22,5
2.3.4 Вибір бурової вишки і розрахунок талевої системи
Вишка використовується для проведення спускопідйомні операцій та утримання бурового снаряда під час буріння. Її вибір здійснюється по висоті Н, м, і за вантажопідйомністю Q.
Визначимо висоту вежі (Н, м) за формулою:
,
де k - коефіцієнт, що попереджає затягування бурового снаряда в кронблок при його перепідйому (зазвичай k = 1,2 - 1,5);
L св. - Довжина свічки, що залежить від глибини свердловини, м.
Приймаються k = 1, 5; L св. = 28 м.
Таким чином, вишка ВМА-45 * 200-1, що входить в комплект обраної бурової установки, цілком підходить для виконання робіт, що.
Підйомна система установки являє собою поліспастной механізм, що складається з кранблока, талевого (рухомого) блоку, сталевого каната, що є гнучким зв'язком між бурової лебідкою і механізмом кріплення нерухомого кінця каната.
У міру збільшення глибини свердловин вага бурильних колон, які доводиться спускати і піднімати, збільшується, а максимальна швидкість намотування провідною струни талевого каната на барабан лебідки залишається практично незмінною для бурових установок різних класів. Тому для кожної установки застосовують талеві систему зі своєю кратністю поліспаста від 4 до14. Це досягається застосуванням різних оснащень.
Зробимо розрахунок оснащення і вибір талевого каната.
Обчислимо кількість робочих гілок за формулою:
,
де Q кр - вага бурового снаряда, Н;
P л - вантажопідйомність лебідки верстата, Н;
Η m - ККД талевої системи, рівний 0,8 - 0,9.
Так як найбільшу вагу (122,25 т) буровий снаряд буде мати при бурінні під експлуатаційну колону, то виробляти розрахунок будемо тільки для цієї колони:
(Приймаємо 8 гілок).
Загальна кількість гілок канату при симетричній системі дорівнює:
m 0 = m + 2
m 0 = 8 + 2 = 10.
Отже, буде застосовуватися оснащення 4 х 5.
Довжина талевого каната в оснащенні L о.с. залежить від числа струн m в ній і корисної висоти вежі h П.
L о.с. = (m + 2) * h П + l 3, де l 3 = 30 м - довжина каната, намотуваного на барабан.
L о.с. = (8 + 2) * 42 + 30 = 450.
Тоді вага каната G к = L о.с. * q к, де q к - вага 1 м каната.
G к = 450. * 33,8 = 15210 Н = 15,21 кН.
Визначимо найбільшу статистичне навантаження на рухливі струни канату талевої системи:
Р тс = L * q + l УБТ * q УБТ + G тс,
де L - довжина бурильних труб, м;
q - вага 1 м бурильних труб, Н
l УБТ - довжина ОБТ, м;
q УБТ - вага 1 м УБТ, Н;
G тс - вага талевого блоку, каната і гака, Н.
Розрахуємо G тс:
G тс = G тб + G каната + G гака
G тс = 67000 + 15210 + 35000 = 117210 Н = 117,21 кН.
Для колони діаметром 324 мм:
l УБТ = 28 м, q УБТ = 1,56 кН.
Р тс = 28 * 1560 + 117210 = 160890 = 160,89 кН.
Статистична навантаження на 1 струну: Р = Р тс / m,
де m - число струн талевої системи.
Р = 160,89 / 8 = 20,11 кН.
Для колони діаметром 245 мм:
L = 364 м, q = 319 Н, l УБТ = 136 м, q УБТ = 1,56 кН.
Р тс = 364 * 319 + 136 * 1560 + 117210 = 445486 Н = 445,49 кН.
Статистична навантаження на 1 струну: Р = 445,49 / 8 = 55,69 кН.
Для колони діаметром 146 мм:
L = 3100 м, q = 319 Н, l УБТ = 190 м, q УБТ = 1,56 кН.
Р тс = 3100 * 319 + 190 * 1560 + 117210 = 1402510 Н = 1402,51 кН,
Статистична навантаження на 1 струну: Р = 1402,51 / 8 = 175,31 кН.
Враховуючи обчислені статистичні навантаження, вибираємо сталевий Талевий канат правою хрестової звивання типу ЛК-РО конструкції 6х31 +1 м. з діаметром 32 мм (за ГОСТ 16853-88) [4].
2.4 Технологія буріння
2.4.1 Вибір породоруйнуючого інструменту
При бурінні нафтових і газових свердловин основним інструментом, за допомогою якого відбувається руйнування гірської породи на вибої і утворюється власне свердловина, є долото.
У Росії, а також у США та інших зарубіжних країнах для буріння нафтових і газових свердловин в основному використовують шарошечні долота з конічними шарошки.
Враховуючи фізико-механічні властивості гірських порід проектного розрізу і усталену практику бурових робіт в даному районі, вибираємо такі типи доліт за інтервалами буріння:
Таблиця 2.1 Застосовуваний породоразрушающий інструмент
Категорії порід за буримости
Інтервал буріння, м
Тип долота
I
0 - 35
СЦВ
I - II
35 - 500
СЗ-ГВ (R-175)
III - IV
500 - 1050
СЗ-ГВ (R-162)
V - XII
1050 - 3290
ТЗ-ГАУ (R -437)
2.4.2 Розрахунок технологічного режиму буріння (Р, N. Q)
Під режимом буріння розуміється певне поєднання регульованих параметрів, які впливають на показники буріння. До числа таких параметрів відносяться: осьова навантаження (тиск) на долото (Р), частота обертання долота (N), кількість прокачується промивної рідини (Q).
2.4.3 Розрахунок осьового навантаження на долото (Р)
Величина осьового навантаження на долото Р дол, яка повинна забезпечувати об'ємне руйнування поди на вибої, з урахуванням показників механічних властивостей гірських порід і конструктивних даних про площу контакту зубів долота з вибоєм визначається за формулою:
Р дол. = Α * Р ш * F k, (1)
де α - емпіричний коефіцієнт, що враховує зміну забійних умов на зміну твердості (α = 0,3 - 1,59);
Р ш - твердість гірських порід за методикою Л. А. Шрейнер (за штампом); кг / мм 2.
F k - площа контакту зубів долота з вибоєм мм 2, визначається за формулою В. С. Федорова:
F k = (Д дол. * Η * δ) / 2, мм.
де η - коефіцієнт перекриття зубів;
δ - коефіцієнт притуплення зубів.
Таким чином,
Р дол. = Α * Р ш * Д дол. * Η * δ / 2.
Для колони діаметром 324 мм:
Р дол. = 1 * 250 * 293,7 * 1,21 * 1 / 2 = 59547,5 Н = 5,95 т.
Для колони діаметром 245 мм:
Р дол. = 1,2 * 300 * 295,3 * 1,14 * 2 / 2 = 121190,4 Н = 12,12 т.
Для колони діаметром 146 мм:
Р дол. = 1,59 * 350 * 215,9 * 1,4 * 2 / 2 = 168207,69 Н = 16,82 т.
Порівняємо отримані значення з фактичними значеннями навантаження на долото, які обчислюються за формулою:
Р дол.ф. = Р 1 + Р 2 + Р 3 + Р 4 + Р 5 + Р 6,
де Р 1 - вага долота, Р 2 - вага перехідника, Р 3 - вага УБТ, Р 4 - вага бурильних труб, Р 5 - вага провідної труби, Р 6 - вага вертлюга.
Для колони діаметром 324 мм:
Р дол.ф. = 150 + 15 + 4368 + 1864,5 + 2300 = 8697,5 кг = 8,7 т.
Для колони діаметром 245 мм:
Р дол.ф. = 150 + 15 + 2180 + 11484 + 1864,5 + 2300 = 37650 кг = 37,65 т.
Для колони діаметром 146 мм:
Р дол.ф. = 150 + 15 + 29640 + 98890 + 1864,5 + 2300 = 132859,5 кг = 132,86 т.
Так як фактичні навантаження на долото перевищують розрахункові значення, то буріння буде проводитися на розрахунковому значенні з компенсацією навантаження через лебідку бурового верстата.
2.4.4 Розрахунок частоти обертання долота (N)
Вона визначається за наступною формулою:
N = 60 * v / π * Д дол., (Об / хв),
де v - середня окружна швидкість обертання долота (V = 0,8 - 2,0).
Для колони діаметром 324 мм:
N = 60 * 2 / 3, 14 * 0,3937 = 97,07 об / хв,
тобто буріння буде здійснюватися на 1 швидкості ротора.
Для колони діаметром 245 мм:
N = 60 * 2 / 3, 14 * 0,2953 = 129,42 об / хв,
тобто буріння буде здійснюватися на 2 швидкості ротора.
Для колони діаметром 146 мм:
N = 60 * 1,5 / 3,14 * 0,2159 = 120 об / хв,
тобто буріння буде здійснюватися на 3 швидкості ротора.
2.4.5 Розрахунок кількості промивної рідини (Q)
Технологічно необхідну кількість промивної рідини для забезпечення своєчасного і безперебійного виносу шламу із забою по затрубному простору і очищення стовбура свердловини знаходиться зі співвідношення:
Q = 0,785 * (д 2 дол. - D 2 нар.б.тр.) * v зрост.,
де V зрост - мінімально допустима швидкість висхідного потоку з умови якісного очищення і стовбура свердловини (чим менше діаметр, тим вона вище).
Для колони діаметром 324 мм:
Q = 0,785 * (3,937 2 - 1,4 2.) * 4 = 42,52 л / с.
Робота насоса УНБ-600 буде здійснюватися на 170 мм втулках з продуктивністю 41,0 л / с.
Для колони діаметром 245 мм:
Q = 0,785 * (2,953 2 - 1,4 2.) * 6 = 31,84 л / с.
Робота насоса УНБ-600 буде здійснюватися на 150 мм втулках з продуктивністю 31,9 л / с.
Для колони діаметром 146 мм:
Q = 0,785 * (2,159 2 - 1,27 2.) * 13 = 31,11 л / с.
Робота насоса УНБ-600 буде здійснюватися на 150 мм втулках з продуктивністю 31,9 л / с.
2.5 Цементування свердловини
Вихідні дані
При розрахунку цементування свердловин визначають: 1) кількість сухого цементу; 2) кількість води для замішування цементного розчину; 3) кількість продавочной рідини; 4) можливе максимальний тиск до кінця цементування; 5) допустимий час цементування; 6) кількість цементувальних агрегатів і цементосмесітельних машин .
Зробимо розрахунок одноступінчатого цементування кожної з обсадних колон.
Таблиця 2.2 Вихідні дані для цементування
Направ - ня | Кондуктор | Експлуатаційна колона (інт. 3000 - 3160) | |
Глибина спуску (Н, м) | 30 | 850 | 3160 |
Діаметр долота (D, мм) | 393,7 | 295,3 | 215,9 |
Зовнішній діаметр обсадних труб (d 1, мм) | 324 | 245 | 146 |
Внутрішній діаметр обсадних труб (d 2, мм) | 305,9 | 230,5 | 133 |
Висота підйому цементного розчину (Н ц, м) | 350 | 850 | 3160 |
Щільність глинистого розчину (ρ р, кг / м 3) | 1100 | 1100 | 1200 |
Щільність цементного розчину (ρ ц, кг / м 3) | 1860 | 1860 | 1860 |
Висота установки кільця "стоп" від вибою (h, м) | 5 | 20 | 20 |
2.5.1 Розрахунок обсягу цементного розчину
Обсяг цементного розчину, що підлягає закачування в свердловину, визначають за формулою:
V ц = (π / 4) * [К 1 * (D 2 - d 1 2) * Н ц + d 2 лютого * h], м 3
де К 1 - коефіцієнт, що враховує збільшення обсягу цементного розчину, що витрачається на заповнення каверн, тріщин, і збільшення діаметра свердловини проти розрахункового (номінального).
Значення коефіцієнта К 1 визначається за квернограмме для кожної конкретної свердловини. Зазвичай До 1 змінюється від 1,1 до 2,5. У нашому випадку приймаємо К 1 = 1,15.
Цементування напрямки і кондуктора буде здійснюватися з використанням чистого портландцементу.
Для кращої прокачівамості тампонажних сумішей і для того, щоб підняти цементний розчин на проектну висоту (до гирла), а також з метою економії портландцементу, експлуатаційна колона в інтервалі 0 - 1500 м буде цементувати мета-цементним розчином щільністю 1,42 г / см 3 з використанням глини, як пластифікатора. Ставлення глини до цементу 2:3; водогельцементное ставлення m = 1,1. Інтервал 1500 - 3160 м буде цементувати розчином чистого портландцементу щільністю 1,85 г / см 3; водо-цементне відношення m = 0,5.
Для колони діаметром 324 мм:
V ц = 0,785 * [1,15 * (0,3937 2 - 0,324 2) * 30 + 0,3059 2 * 5] = 2,02 м 3
Для колони діаметром 245 мм:
V ц = 0,785 * [1,15 * (0,2953 два - 0,245 2) * 850 + 0,2305 2 * 20] = 13,63 м 3
Для колони діаметром 146 мм:
Інтервал 0 - 1500 м:
V г.ц. = 0,785 * [1,15 * (0,2159 2 - 0,146 2) * 1500 + 0,133 2 * 20] = 71,77 м 3
Інтервал 1500 - 3160:
V ц = 0,785 * [1,15 * (0,2159 2 - 0,146 2) * 1660 + 0,133 2 * 20] = 7,19 м 3
Загальний об'єм цементного розчину для колони: 71,77 + 7,19 = 78,96 м 3
2.5.2 Розрахунок кількості сухого цементу
Кількість сухого цементу для приготування цементного розчину визначають з виразу:
Q ц = ρ ц * V ц * 1 / (1 + m),
де m - водо-цементне відношення; ρ ц - щільність цементного розчину, кг / м 3, її можна розрахувати за формулою:
ρ ц = [(1 + m) * ρ С.Ц. * ρ в] / [ρ в + m * ρ С.Ц.].
де ρ С.Ц. - щільність сухого цементу, г / см 3; ρ в - щільність води, г / см 3.
ρ ц = [(1 +0,5) * 3,15. * 1] / [1 +0,5 * 3,15] = 1,85 г / см 3.
Для колони діаметром 324 мм:
Q ц = 1420 * 2,02 * 1 / (1 +0,5) = 1912,27 кг = 1,91 т,
Для колони діаметром 245 мм:
Q ц = 1420 * 13,63 * 1 / (1 +0,5) = 12903,07 кг = 12,9 т,
Для колони діаметром 146 мм:
Інтервал 0 - 1500 м: Кількість гель-цементного порошку складе:
Q г.ц = 1420 * 71,77 * 1 / (1 +1,1) = 67942,27 кг = 67,94 т.
(Цементного порошку: 40,76 т, глинопорошків: 27,17 т).
Інтервал 1500 - 3160 м:
Q ц = 1850 * 7,19 * 1 / (1 +0,5) = 8915,6 кг = 8,92 т,
Загальний обсяг цементу для колони: Q ц = 67,94 + 8,92 = 76,86 т.
Кількість сухого цементу, яке необхідно заготовити з урахуванням втрат при заутворі цементного розчину, обчислимо за формулою:
Q ц 1 = К 2 * Q ц,
де К 2 - коефіцієнт, що враховує наземні втрати при заутворі цементного розчину. Якщо зачиннення проводиться без цементно-змішувальних машин, К 2 = 1,054-5-1,15, при використанні цементно-змішувальних машин К 2 = 1,01. У нашому випадку К 2 = 1,01.
Для колони діаметром 324 мм:
Q ц 1 = 1,01 * 1,91 = 1,93 т,
Для колони діаметром 245 мм:
Q ц 1 = 1,01 * 12,9 = 13,03 т,
Для колони діаметром 146 мм:
Інтервал 0 - 3000 м:
Q ц 1 = 1,01 * 67,94 = 68,62 т,
Інтервал 3000 - 3290 м:
Q ц 1 = 1,01 * 8,92 = 9 т,
Загальна кількість сухого цементу з урахуванням втрат для колони:
Q ц 1 = 68,62 + 9 = 77,62 т.
2.5.3 Розрахунок кількості води
Необхідна кількість води для приготування цементного розчину 50%-ної консистенції знаходиться з виразу:
V в = 0,5 * Q ц,
Для колони діаметром 324 мм:
V в = 0,5 * 2,5 = 1,25 м 3.
Для колони діаметром 245 мм:
V в = 0,5 * 16,9 = 8,45 м 3.
Для колони діаметром 146 мм:
V в = 1,1 * 67,94 + 0,5 * 8,92 = 79,19 м 3.
2.5.4 Розрахунок кількості продавочной рідини
Потрібне кількість продавочной рідини (в якості якої часто використовують бурової глинистий розчин) визначається за формулою:
V пр = Δ * π * d 2 лютого * (Н - h) / 4,
де Δ - коефіцієнт, що враховує стиснення глинистого розчину (Δ = 1,03 - 1, 05).
Підставивши значення, отримаємо:
Для колони діаметром 324 мм:
V пр = 1,03 * 3,14 * 0,3059 2 * (35 - 5) / 4 = 2,26 м 3.
Для колони діаметром 245 мм:
V пр = 1,03 * 3,14 * 0,2305 2 * (850 - 20) / 4 = 35,65 м 3.
Для колони діаметром 146 мм:
V пр = 1,03 * 3,14 * 0,133 2 * (3160 - 20) / 4 = 44,90 м 3.
Дуже часто на практиці для швидкого визначення V пр користуються такою емпіричною формулою:
V пр = D н 2 * Н 1 / 2,
де D н - номінальний зовнішній діаметр колони труб, спущених в свердловину, у дюймах;
D н 2 / 2 - кількість продавочной рідини, необхідне для заповнення 1 м спущених труб, л;
Н 1 - глибина установки кільця "стоп", тобто глибина продавкі цементного розчину.
Для експлуатаційної колони:
V пр = 5 * 3270 / 2 = 40875 л = 40,88 м 3.
2.5.5 Розрахунок тиску при закачуванні
Максимальний тиск перед посадкою верхньої пробки на наполегливий кільце визначається з рівняння:
Р max = Р 1 + Р 2,
де Р 1 - тиск, необхідний для подолання опору, Звільнений різниці щільності рідини в трубах і затрубному просторі;
Р 2 - тиск, необхідний для подолання гідравлічних опорів.
Р 1 = (1 / 10 5) * [(Н ц - h) * (ρ ц - ρ р)], МПа
Величину Р 2 зазвичай знаходять за емпіричними формулами. Найбільш поширеною є формула Шищенко-Бакланова; для свердловин глибиною більше 1500 м:
Р 2 = 0,001 * Н + 1,6 МПа.
Для колони діаметром 324 мм:
Р 1 = (1 / 10 5) * [(30 - 5) * (1420 - 1100)] = 0,08 МПа
Р 2 = 0,001 * 30 + 1,6 = 1,63 МПа.
Р max = 0,08 + 1,62 = 1,7 МПа.
Для колони діаметром 245 мм:
Р 1 = (1 / 10 5) * [(850 - 20) * (1420 - 1100)] = 2,66 МПа
Р 2 = 0,001 * 850 + 1,6 = 2,45 МПа.
Р max = 2,66 + 2,45 = 5,11 МПа.
Для колони діаметром 146 мм:
Р 1 = (1 / 10 5) * [(1500 - 20) * (1420 - 1100) + 1660 * (1860 - 1200)] = 15,7 МПа
Р 2 = 0,001 * 3160 + 1,6 = 4,76 МПа.
Р max = 15,7 + 5,26 = 13,73 МПа.
2.5.6 Розрахунок кількості цементованих агрегатів
Число цементувальних агрегатів визначаю, виходячи з умови отримання швидкості підйому цементного розчину в кільцевому просторі у башмака колони в момент початку продавкі (не менше 15 м / с для кондуктора і проміжних колон інеї менше 1,8 - 2,0 м / с для експлуатаційних колон ); ця умова випливає з припущення, що збільшення швидкості руху цементного розчину в затрубному просторі сприяє більш повного витіснення глинистого розчину і заміщення його цементним.
Часто стовбур свердловини викривлений, має локальні розширення, а колона не строго зцементована в ньому. У подібних випадках доцільно цементний розчин витісняти з колони, підтримуючи невелику швидкість підйому цементного розчину в затрубному просторі (ω = 0,1-0,4 м / с). Так само слід чинити і в тому випадку, якщо колона добре центрована, але створити турбулентний режим течії цементного розчину в затрубному просторі неможливо. Так як продавка майже завжди починається на вищій швидкості (як правило, на IV), то кількість агрегатів з умови забезпечення швидкості (м. v / c) підйому цементного розчину в затрубному просторі визначають за формулою:
N ц.а = [0,785 * К 1 * (D 2 - d 1 2) * ω / Q IV] + 1,
де Q IV - продуктивність цементувальних агрегату на IV швидкості, м 3 / с.
Вибираємо цементувальних агрегат типу ЦА-320м з викладеними у його насосі 9Т циліндровими 127-мм втулками (з цими втулками можна працювати при р max в кінці цементування). Максимальна продуктивність при цьому 0,9 м 3 / хв при тиску 6,1 МПа.
Для колони діаметром 324 мм:
n ц.а = [0,785 * 1,2 * (0,3937 2 - 0,324 2) * 1,5 / 60] + 1 = 2 агрегату.
Враховуючи усталену практику бурових робіт в даному районі, приймаємо n ц.а. = 1 агрегат.
Для колони діаметром 245 мм:
n ц.а = [0,785 * 1,2 * (0,2953 2 - 0,245 2) * 1,5 / 60] + 1 = 3 агрегати.
Враховуючи досвід робіт в даному районі, приймаємо 2 агрегати.
Для колони діаметром 146 мм:
n ц.а = [0,785 * 1,2 * (0,2159 2 - 0,146 2) * 2 / (0,9 / 60)] + 1 = 5 агрегатів.
Враховуючи усталену практику бурових робіт в даному районі, приймаємо n ц.а = 9 агрегатів ЦА-320м.
2.5.7 Розрахунок продуктивності цементування
Продуктивність цементування (тривалість процесу цементування в хв) можна визначити за формулою:
t ц = [(V 1 / Q ця) + ((V ц + V пр - V 1) / Q м)] + t доп.
де V 1 = V пр - Δ V, Δ V приймаємо рівним 1 - 2 м 3;
Q ца - сумарна продуктивність цементувальних агрегатів, м 3 / хв;
Q м - продуктивність цементувальних агрегатів, при якій досягається найбільш повне витіснення бурового розчину цементним, м 3 / хв.
Q м = 0,785 * (D 2 - d 1 2) * До 1 * ω,
t доп - час, який витрачається при цементуванні на допоміжні операції, мм (t доп + 10 - 15 хв.)
Для колони діаметром 324 мм:
Q м = 0,785 * (0,3937 2 - 0,324 2) * 1,2 * 1,5 = 0,07 м 3 / с = 4,2 м 3 / хв.
t ц = [(0,76 / 0,9 * 1) + ((2,02 + 2,26 - 0,76) / 4,2)] + 15 = 16,68 хв.
Для колони діаметром 245 мм:
Q м = 0,785 * (0,2953 2 - 0,245 2) * 1,2 * 1,5 = 0,04 м 3 / с = 2,4 м 3 / хв.
t ц = [(19,12 / 0,9 * 2) + ((13,63 + 20,62 - 19,12) / 2,4)] + 15 = 31,92 хв.
Для колони діаметром 146 мм:
Q м = 0,785 * (0,2159 2 - 0,146 2) * 1,2 * 1,5 = 0,048 м 3 / с = 2,88 м 3 / хв.
t ц = [(45,27 / 0,9 * 10) + ((78,96 + 46,77 - 45,27) / 2,88)] + 15 = 57,43 хв.
Тривалість цементування не повинна перевищувати 75% часу початку тужавлення цементного розчину. Тоді допустимий час цементування:
t доп = 0,75 * t н.схв. = 0,75 * 120 = 90 хв.
Таким чином, вибране число цементувальних агрегатів і зроблені розрахунки задовольняють умовам цементування обсадних колон [6].
2.5.8 Розрахунок кількості цементосмесітельних машин
Виходячи з умови забезпечення цементним розчином всіх працюючих агрегатів ЦА-320 М,
n ЦСМ = n ца * Q ца / Q ЦСМ
де Q ца - середня продуктивність одного працюючого агрегату при закачуванні цементного розчину в колону, м 3 / хв;
Q ЦСМ - середня продуктивність однієї цементосмесітельной машини 2СМН-20, м 3 / хв.
Виходячи з умови розміщення цементного порошку, підвезений до бурової в бункерах змішувальних машин:
n ЦСМ = Q ц 1 / q цб,
де Q ц 1 - вагова кількість сухого цементу, підвезений до бурової з урахуванням можливих втрат, т;
q цб - вагова кількість цементу, що вміщує у бункер однієї цементосмесітельной машини
Для колони діаметром 324 мм:
n ЦСМ = 1 * 0,9 / 1 = 0,9 = 1 машина.
n ЦСМ = 1,93 / 20 = 0,1 = 1 машина 2СМН-20.
Для колони діаметром 245 мм:
n ЦСМ = 2 * 0,9 / 1 = 1,8 = 2 машини.
n ЦСМ = 13,03 / 20 = 0,65 = 1 машина 2СМН-20.
Приймаємо 1 цементосмесітельную машину 2СМН-20.
Для колони діаметром 146 мм:
n ЦСМ = 10 * 0,9 / 1 = 9 машин.
n ЦСМ = 77,62 / 20 = 4 машини 2СМН-20.
Приймаються 4 цементосмесітельние машини 2СМН-20
2.5.9 цементувальних обладнання
Цементувальні агрегати
Цементувальні агрегати призначені:
для приготування, закачування і продавкі тампонажних (або інших) розчинів в свердловини;
для проведення різного роду промивок свердловин через спущені колони труб;
для обробки привибійної зони свердловин, закачування розчинів ізотопів, проведення гідропіскоструминної перфорації та інших технологічних операцій у свердловинах;
для перекачування різних рідин або розчинів з ємностей колодязів та водойм;
для гідравлічного обпресування обсадних труб і колон, а також різного устаткування.
Найбільш широке поширення в промисловій практиці нафтогазових районів країни отримали цементувальні агрегати ЦА-320м і ЗЦА-400А.
При цементуванні проектної свердловини будуть використовуватися цементувальні агрегати ЦА-320м.
Технологічна характеристика цементувальних агрегату ЦА-320м:
Монтажна база ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. шасі автомобіля КрАЗ-257
Цементувальних насос:
тип ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .9 Т
гідравлічна потужність, к.с ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .125
хід поршня, мм ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... ... ... .250
максимальний тиск, кгс / см 2 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 320
максимальна подача, л / с ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 23
привід від двигуна автомобіля КрАЗ-257
водоподаючим насос:
тип ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... 1В
діаметр плунжера, мм ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 125
хід плунжера, мм ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 170
подача, л / с ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 13
тиск, кгс / см 2 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .15
привід ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... від двигуна ГАЗ-51А
ємність мірного бака, м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... .. 6,4
ємність цементного бачка, м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 0,25
діаметр прийомних трубопроводів, мм ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... .100
діаметр нагнітальних трубопроводів, мм ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 50
загальна довжина розбірного трубопроводу, м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 22
Загальна маса агрегату, т ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 17,5
Цементосмесітельние машини
Цементосмесітельние машини і агрегати призначені для транспортування сухих тампонажних матеріалів (глинопорошків) і механізованого приготування тампонажних (глинистих) розчинів.
У промисловій практиці застосовуються цементосмесітельние машини 2СМН-20, СМП-20, СМ-10, СМ-4М і агрегати 1АС-20, 2АС-20, ЗАЗ-30.
У даному випадку будуть застосовуватися цементосмесітельние машини 2СМН-20.
Технічна характеристика машини 2СМН-20:
Монтажна база ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. шасі автомобіля КрАЗ-257
Транспортна вантажопідйомність, т ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .8 - 10
Об'єм бункера, м ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... ... ... ... .14,5
Місткість бункера (по цементу), т ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... .20
Спосіб отримання розчину ... ... ... ... .. ... ... ... механіко-гідравлічний
Продуктивність в м / хв при приготуванні:
Цементного розчину ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 0,6 - 1,2
Цементно-бентонітової розчину ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .0,5 - 1,0
Глинистого розчину ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .1,0 - 2,0
Тиск рідини замішування, кгс / см 2 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .8 - 20
Загальна маса не завантаженої машини, т ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 13,8
Спосіб навантаження в бункер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... шнековим погручіком
Щільність тампонажного розчину регулюються зміною кількості подається в змішувач води за допомогою пристрою з набором насадок і крана на обвідної лінії, а також кількості подаваного сухого цементу за допомогою зміни швидкості обертання валу двигуна і двох паралельних завантажувальних шнеків, розташованих в днищі бункера 2СМН-20 [2] .
2.6 Технологія кріплення свердловини
2.6.1 Підготовчі роботи до спуску обсадної колони
2.6.1.1 Перевірка стану фундаментів та обладнання бурової установки
До початку робіт з підготовки свердловини до спуску обсадної колони перевіряється стан фундаментів підстав, подроторних балок та іншого обладнання бурової установки (підйомне, насосне та силове).
Фундаменти не повинні мати порушень, вимоїн і осад грунту.
Підстави під обладнання і вишку повинні розташовуватися на фундаментах всій опорній поверхні і не мати тріщин або інших дефектів.
Вишка центрується щодо гирла свердловини, а всі її з'єднувальні елементи закріплюються.
Перевіряються: бурова лебідка, приводи, двигуни й при необхідності проводиться ремонт із заміною окремих ланок ланцюгових передач, клинових ременів і інших вузлів. При перевірці особливу увагу приділяється надійності гальмівної системи.
Бурові насоси, нагнітальні лінії з запірною арматурою і система очищення промивної рідини повинні забезпечувати безперебійну подачу та очистку рідини на різних режимах промивання свердловини. Насоси повинні забезпечувати подачу продавочной рідини цементувальних агрегатів.
Перевіряється стан противикидного обладнання. Перед спуском експлуатаційних колон на одному з превенторів замінюються плашки під відповідний діаметр обсадних труб.
Перевіряється справність і точність показань індикатора ваги, манометрів та інших контрольно вимірювальних приладів на буровій.
Усуваються виявлені при огляді дефекти, і складається акт про готовність бурової установки до кріплення свердловини.
2.6.1.2 Підготовка обсадних труб
Підготовка обсадних труб (гідравлічне випробування, калібрування різьб, шаблонування, маркування, сортування і завмер довжини) до спуску в свердловину здійснюється на трубних базах або безпосередньо на буровій.
Обсадні труби завозяться на бурову заздалегідь, щоб мати можливість підготувати їх для спуску в свердловину.
Забороняється транспортування обсадних труб без запобіжних кілець і ніпелів.
Обсадні труби, підготовлені до кріплення свердловини, повинні відповідати всім вимогам діючих стандартів і технічних умов.
Відповідність внутрішнього діаметра труби номінальному по всій трубі перевіряється за допомогою жорсткого циліндричного шаблона.
З метою виявлення прихованих дефектів заводського виготовлення обсадні труби перед спуском у свердловину випробовуються на внутрішній тиск водою з витримкою часу не менш 30 сек.
Труби, які не витримали гідравлічного випробування та (або) через які не пройшов шаблон, відбраковуються.
На кожні 1000 м підготовлених до спуску труб на бурову доставляють додатково 50 м перевірених резервних труб максимальної міцності.
Підготовлені обсадні труби укладаються штабелями на стелажі в порядку черговості їх спуску в свердловину згідно з планом робіт, а резервні труби укладаються окремо.
Після укладання труб запобіжні ніпелі вигвинчують з муфт і злегка послаблюють запобіжні кільця на інших кінцях труб.
При укладанні труб на стелажі очищаються, промиваються дизельним паливом і протираються насухо різьблення, на ніпельні кінці навертаються аналогічно підготовлені запобіжні кільця. Застосування металевих пристосувань для очищення різьблень не допускається.
Відомості про підготовлені до спуску в свердловину обсадних трубах заносяться в буровий журнал.
2.6.1.3 Підготовка стовбура свердловини
Підготовка свердловини до спуску колони і обробка глинистого розчину починається за 2 - 3 довбання перед досягненням проектної глибини. У глинистий розчин додається графіт (1%) або СМАД (1 - 1,5%), що сприяє гарному взаємодії нафти з розчином і утворенню в стінках свердловини глинистої кірки зниженою липкості. Це забезпечить нормальне проведення комплексу заключних геофізичних досліджень і спуск обсадної колони на проектну глибину.
Для уточнення фактичної глибини свердловини при спуску бурильного інструмент на останнє довбання проводиться контрольний замір довжини бурильних труб за допомогою перевіреної сталевої рулетки.
У процесі останнього довбання параметри глинистого розчину в свердловині і його резервного обсягу наводяться відповідно до вимог ГТН та затвердженого плану робіт зі зміцнення свердловини.
Після закінчення поглиблення свердловини проводиться комплекс заключних геофізичних досліджень.
Прийнявши рішення про спуск обсадної колони, начальник геологічної служби за результатами геофізичних досліджень коригує глибину установки черевика, упорного кільця, обсяг свердловини, інтервали цементування, опрацювання і встановлення елементів технологічної оснастки та інших
Перед спуском колони відкритий стовбур свердловини опрацьовується в інтервалах звужень (згідно з профілем і кавернограммам), "посадок" і "затяжок" інструмента до повної їх ліквідації.
Перед останнім підйомом інструменту, який передує спуску експлуатаційної колони, щоб перевірити прохідність стовбура свердловини піднімається інструмент на 500 - 600 м вище інтервалу продуктивного горизонту, потім відразу ж допускається на забій. Промивають свердловину протягом не менше двох циклів, наводяться параметри глинистого розчину відповідно до вимог ГТН, і інструмент піднімається, викидається на кладку і укладається на стелажі.
Проведення перерахованих робіт повинно обумовлюватись плані робіт на кріплення свердловини обсадної колоною.
По закінченні підготовки стовбура свердловини, труб і обладнання складається акт готовності бурової установки до кріплення свердловини.
2.6.2 Технологія спуску обсадної колони
Процес спуску обсадної колони в свердловину буде здійснюватися в один прийом (однією суцільною секцією).
Робота по спуску обсадної колони повинна бути організована так, щоб кожен член бурової бригади чітко виконував свої обов'язки. Щоб уникнути нещасних випадків при пуску обсадної колони в свердловину всі члени бригади повинні бути ретельно проінструктовані, робоче місце повинно бути очищене від сторонніх предметів. Роботами по спуску колони має керувати одна особа - буровий майстер, відповідальний за роботу по спуску колони згідно з розробленим технічним планом.
При організації робочого місця і розстановці робочої сили для спуску обсадної колони в кожній вахті виділяється особа, відповідальна за проведення повторного шаблонування кожної труби, збереження шаблону під час спуску колони і перевірку дотримання встановленого порядку спуску труб. Колону повинні спускати за допомогою клинових захоплень або клинів для обсадних труб, дозволяють докреплять різьбові з'єднання в процесі спуску. Елеватори для спуску в свердловину обсадних труб використовують як виняток.
Низ технічних колон і кондукторів збирається у відповідності з планом робіт в наступній послідовності:
колонний черевик;
зворотний клапан типу ЦКОД;
обсадні труби згідно компонуванні.
Перед спуском у свердловину повторно перевіряється якість встановлення та функціонування зворотних клапанів.
Зворотний клапан типу ЦКОД встановлюється між другою і третьою обсадними трубами. Сідло клапана одночасно служить затятим кільцем.
Для запобігання розслаблення муфтового з'єднання проміжної колони і кондуктора від подальшого впливу на них бурильної колони перші 5 - 10 труб від черевика після закріплення їх машинними ключами приварюють. Щоб уникнути зминання колони при спуску її зі зворотним клапаном кожну нагвинчують трубу після зняття її з клинів або елеваторів спускають з такою швидкістю, щоб стрілка індикатора маса (ваги) коливалася в межах п'яти поділок.
У процесі спуску обсадної колони з зворотним клапаном типу ЦКОД, що забезпечує саморегулируемое заповнення колони глинистим розчином, необхідно систематично контролювати характер заповнення за обсягом витісняється рідини та навантаження на гаку.
Свердловину під час спуску промивають в інтервалах, передбачених планом спуску. Тривалість промивки не повинна перевищувати одного циклу циркуляції, причому основним критерієм для припинення проміжної промивання вважається необхідну якість і сталість показників глинистого розчину по щільності і в'язкості і падіння тиску на манометрі до величин, рівних гідравлічним опорам. Режими спуску обсадної колони і подальшого її цементування повинні бути розраховані таким чином, щоб не допустити гідророзриву порід і пов'язаних з ним ускладнень.
Контроль за спуском обсадної колони повинен здійснюватися за записами і виміру довжини колони, а також по записах реєструючого манометра індикатора маси (ВСА). У записах виміру обсадних труб вказуються число спущених труб і їх сумарна довжина.
Спуск обсадних колон є однією з трудомістких і відповідальних операцій, від темпів якої залежить успіх всього процесу буріння. В даний час досить широко застосовуються засоби механізації, що полегшують працю робітників, а також прискорюють спуск обсадних труб. У процесі підготовки до спуску експлуатаційної колони до 2-го і 3-му поясів вишки прикріплюють хомутів, дві поперечини з насосно-компресорних труб. Між цими поперечинами на роликах монтується двоповерхова люлька для верхнього робочого. Люлька може пересуватися як у вертикальному, так і горизонтальному напрямках. Що знаходиться в люку робочий центрує обсадні труби в момент навинчивания.
Для підйому обсадних труб над ротором замість звичайного елеватора застосовують легкий шарнірний хомут, що підвішується на гаку на двох штропах. Хомут надягають на трубу одночасно зі спуском і установкою колони на ротор. Нагвинчується труба знаходиться в підвішеному стані на хомуті тільки до тих пір, поки труба не загвинчується на 3 - 4 нитки. Після цього хомут знімають і продовжують свінчівать при вільному верхньому кінці труби.
Після закінчення спуску обсадних колон встановлюють у свердловині з урахуванням розташування обладнання низу згідно затвердженого плану і залишають підвішеною на талевої системі для забезпечення можливості ходіння в процесі цементування або переміщення при зміні розтягуючих зусиль у період ОЗЦ.
Свердловину промивають до вирівнювання параметрів глинистого розчину по всьому стовбуру свердловини [3].
2.6.3 Підготовка до цементування
2.6.3.1 Вибір рецептури і підготовка тампонажних матеріалів
Випускаються промисловістю для закріплення свердловин тампонажні матеріали повинні задовольняти вимогам ГОСТу або відповідних технічних умов.
Потрібне кількість тампонажного матеріалу для цементування обсадної колони визначають з урахуванням даних профілеметріі стовбура і має досвіду цементування свердловин на конкретній площі.
Кількість тампонажного матеріалу, тарованого в цементосмесітельние машини, контролюють зважуванням.
Підбір рецептури розчину проводять не пізніше ніж за 5 діб до цементування.
Проведення цементування при відсутності результатів контрольних випробувань проб тампонажного матеріалу і рецептури розчину забороняється.
Рекомендується застосовувати тампонажні суміші заводського приготування.
Лежані тампонажні матеріали піддаються диспергуванню за допомогою дезінтеграторних установок.
2.6.3.2 Приготування води замішування і буферної рідини
На буровій необхідно встановлювати додаткові металеві ємності з водою з розрахунку повного обсягу води замішування з урахуванням буферної рідини. За 2 - 3 доби до початку цементування обсадної колони в цих ємностях згідно рецептурами тампонажного розчину, підібраним в лабораторії, готуються водні розчини хімреагентів.
Підбираючи рецептуру буферної рідини необхідно виконувати умову, за якої питома вага і в'язкість рідини знаходяться в межах проміжних значень аналогічних параметрів поділюваних глинистого і тамонажного розчинів.
2.6.3.3 Підготовка цементувальних обладнання
При підготовці до виїзду на бурову очищають мірні ємності агрегатів, перевіряється відповідність розмірів циліндрових втулок і поршнів цементувальних насосів очікуваному тиску, наявність та справність манометрів високого й низького тисків, запобіжних клапанів і запірних пристроїв, у цементосмесітельних машин - відповідність розмірів насадок заданої щільності тампонажних розчинів.
Цементувальні головки обладнуються манометрами, кранами високого тиску і завчасно опресовується на півтораразове максимальний робочий тиск, який очікується при цементуванні.
2.6.3.4 Підготовка до процесу цементування
Підготовку до цементування проводять одночасно з підготовкою до спуску і під час спуску колони. У ній беруть участь бурова бригада, БПО УБР і тампонажних контора або цех.
Розстановку і обв'язку цементувальних техніки на буровій проводять відповідно до затвердженої типової схемою (додаток 5) і забезпечують горизонтальність розміщення цементувальних агрегатів.
При цементуванні з використанням осреднітельной ємності з кожної цементосмесітельной машиною обв'язується один агрегат, який відкачує цементний розчин у осреднітельную ємність. Для закачування цементного розчину в свердловину у осреднітельной ємності ставляться агрегати, кількість яких відповідає числу цементосмесітельних машин.
Для заповнення мірних ємностей цементувальних агрегатів водою замішування і продавочной рідиною в першу чергу прокладаються прийомні лінії, потім - лінії високого тиску від агрегатів до блоку маніфольдів і цементувальних голівці.
У додаткових ємностей з водою замішування встановлюють не менше двох цементувальних агрегатів, мірники яких заповнюють водою після закінчення спуску обсадної колони під час промивання свердловини.
Заповнення мірників цементувальних агрегатів глинистим розчином проводиться після припинення промивання свердловини одночасно із збіркою трубопроводв високого тиску від блоку маніфольдів до цементувальних голівці.
Обв'язкою агрегатів з цементувальних головкою передбачається наявність окремої лінії високого тиску для продавлювання верхній розділової пробки закачування тампонажного розчину.
Після закінчення збирання лінії високого тиску обпресовують на півтораразове максимальний робочий тиск, який очікується при цементуванні.
Розставлення і обв'язка цементувальних техніки планується так, щоб час їх закінчення збігалася з закінченням спуску обсадної колони.
Після закінчення розстановки і обв'язки цементувальних обладнання інженер з цементування повинен провести перевірку правильності встановлення цементувальних агрегатів, цементосмесітельних машин і комунікацій.
2.6.4 Цементування свердловини
Кріплення свердловин здійснюється для роз'єднання нафтогазоносних пластів від всіх вищерозміщених з обов'язковим одночасним роз'єднанням забруднених нафтою і газосодержащіх пластів один від одного і захисту обсадних труб від корродирует дії мінералізованих вод, циркулюючих в надрах. Тому в свердловину обсадні колони повинні бути зацементовані шляхом закачування тампонажного матеріалу в кільцевий простір між стінками свердловини і обсадної колони.
Існує ряд методів цементування свердловин. До них відносяться: одно-і двоступенева цементування, манжетное цементування, цементування хвостовиків, цементування під тиском. Залежно від умов залягання нафтових або газових пластів, ступеня їх насиченості, літологічного складу, проникності застосовують той чи інший метод цементування свердловини.
Проектна свердловина буде піддана одноступінчатому цементування (одноцікловий спосіб) - найбільш поширений вид цементування.
Процес цементування полягає в наступному. Після того як обсадна колона спущена, свердловину готують до цементування, промиваючи її після спуску обсадної колони труб. Для цього на спущену колону труб нагвинчують цементувальних голівку і приступають до промивці. Промивання виробляють до тих пір, поки буровий розчин не перестане виносити зважені частинки породи, тобто щільність бурового розчину, що надходить у свердловину, і щільність бурового розчину, що виходить з неї, стануть однаковими. При промивці необхідно фіксувати тиску на викиді насоса.
Після того, як свердловина промита і вся арматура перевірена приступають до приготування і закачування цементного розчину в свердловину. Рекомендується безпосередньо перед початком замішування цементної суміші зробити закачування в колону буферної рідини, в якості якої найбільш широко використовується вода і водні розчини солей NaCI, NaCI 2 і т.п., лугів каонні та ПАР (сульфанол). Змішуючись з буровим розчином, вони розріджують його, зменшують статичне і динамічне напруження зсуву і в'язкість. Обсяг буферної рідини підраховується з умови припустимого зниження гідростатичного тиску на продуктивний пласт. Після закачування буферної рідини в колону опускають нижню пробку. Потім за допомогою цементосмесітелей і цементувальних агрегатів готують цементний розчин, який агрегатами перекачування перекачується в свердловину. Після закачування цементного розчину з цементувальних головки продавлюють верхню пробку і цементний розчин рухається між двома пробками до башмаку колони.
Далі приступають до продавке цементного розчину вниз. Для попередження швидкого зростання тиску на початку закачування тампонажних сумішей і продавочной рідини цементувальні агрегати підключають в роботу по черзі. Бурові насоси перекачують глинистий розчин у таровані мірники цементувальних агрегатів. При продавке цементного розчину ведеться рахунок закачиваемой в колону продавочной рідини. Це робиться для того, щоб до прокачування залишилася 0,5 - 1,0 м 3 продавочной рідини перейти на один агрегат, яким і проводиться посадка пробок на наполегливий кільце. Цей час характеризується різким підвищенням тиску на заливальної голівці, так званим "ударом". Величина "удару" залежить від керівника робіт і зазвичай не перевищує 0,5 - 1,0 МПа понад максимального тиску, що мав перед моментом сходження пробок. На цьому закінчується процес цементування, і свердловина залишається в спокої при закритих кранах на голівці на термін, необхідний для схоплювання і твердіння цементного розчину.
2.6.5 Контроль процесу цементування
При цементуванні проектованої свердловини буде використовуватися комп'ютеризований комплекс обладнання для контролю і управління процесом цементування КСЦ - 32.
Комплекс КСЦ - 32 призначений для використання при будівництві свердловин різного призначення і, зокрема, при цементуванні обсадних колон у помірному та холодному макрокліматичних районах.
До складу КСЦ - 32 входять:
модернізований блок маніфольдів (МБМ-32), на якому встановлена вимірювальна вставка з датчиками витрати, щільності, тиску, температури;
комплексний прилад для осреднітельной ємності, що включає датчики щільності, рівня, температури;
світлове інформаційне табло з окремим кабелем;
світлове інформаційне табло з окремим кабелем;
станція контролю і управління процесом цементування комп'ютеризована (скупарі-К).
До складу скупарі-К входять:
система збору інформації;
перетворювач ± 24 / V в ~ 220 V;
бортовий промисловий комп'ютер (змонтований в тумбі стола);
промисловий монітор з температурою зберігання - 40 0 С;
промислова клавіатура та ін;
спеціальне програмне забезпечення;
комплект кабелів на мобільних смотка.
Базовий варіант блоку маніфольдів змонтований на шасі автомобіля "Урал".
Базовий варіант скупарі-К змонтований у спеціальному автобусі на шасі автомобіля КАМАЗ або УРАЛ будь-якої моделі.
Технологічні завдання КСЦ-32:
управління процесом цементування в реальному часі з запобіганням гідророзриві тампонажного розчину в затрубному просторі, гідроударів при посадці продавочной пробки на наполегливий кільце;
стеження за приготуванням тампонажного розчину при використанні осреднітельной ємності.
Технологічні характеристики датчиків:
1. Датчик тиску на блоці маніфольдів:
межі виміру, МПа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 0 - 40;
відносна похибка,% ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ± 1.
2. Датчики щільності на блоці маніфольдів і на осреднітельной ємності: межі виміру, кг / м 3 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 800 - 2600;
відносна похибка,% ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ± 2.
3. Датчик витрати на блоці маніфольдів:
межі виміру, м 3 / с ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... ... 0 - 0,050;
відносна похибка,% ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ± 2.
4. Датчик температури на блоці маніфольдів і на осреднітельной ємності: межі виміру, 0 С ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... -40 - +60;
відносна похибка,% ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ± 0,5.
5. Датчик рівня на осреднітельной ємності:
межі виміру, МПа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 0 - 2;
відносна похибка ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ± 2.
Технічні характеристики визначених параметрів:
1. Параметр обсягу закачуваних агентів:
межі виміру, м 3 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... 0 - 100;
відносна похибка,% ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ± 2.
2. Параметр сумарного обсягу закачуваних агентів:
межі виміру, м 3 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 0 - 200;
відносна похибка,% ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... ... ... ± 2.
3. На виносному табло відображається: тиск, щільність, витрата, обсяг, рівень, температура.
Технічна характеристика КСЦ-32:
Найбільше робочий тиск, МПа ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 32
Щільність перекачуваних агентів, кг / м 3 ... ... ... ... ... ... ... ... .800 - 2600
Число контрольованих параметрів на МБМ-32, шт ... ... ... ... ... ... ... ... 5
(Тиск, температури, щільність, витрата, об'єм)
Число контрольованих параметрів на осреднітельной ємності, шт ... 4
(Середня щільність, рівень, об'єм, температура)
Вологість навколишнього середовища, %............................................. ........ до 100
Температура застосування, 0 С ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...- 40 - +50
Точність вимірювальних параметрів відповідає технічним вимогам процесу цементування свердловин.
За бажанням замовника додатково (за окремим договором) може бути представлений мобільний вимірювальний комплекс для контролю параметрів на виході зі свердловини. Цементування нафтових і газових свердловин - найбільш відповідальний етап їх будівництва. Невдачі при його виконанні можуть звести до мінімуму успіхи попередніх етапів будівництва свердловини Згідно з даними статистики, вартість робіт з кріплення і цементування свердловини становить значний відсоток від усієї її вартості, тому проведення цих робіт має істотне значення для успішного закачування свердловини і забезпечує оптимальні умови її експлуатації [1].
Аварії та ускладнення
3.1 Попередження аварій та ускладнень
3.1.1 Попередження обвалів
Основними ускладненнями, які можуть виникнути при бурінні проектної свердловини є обвали, які зазвичай відбуваються під час проходження ущільнених глин, аргілітів або глинистих сланців.
Основними заходами попередження і ліквідації обвалів є:
буріння в зоні можливих обвалів з промиванням буровим розчином, що мають мінімальну водовіддачу і максимально високу щільність;
організація робіт, що забезпечує високі швидкості проходки;
виконання наступних рекомендацій:
бурити свердловини по можливості меншого діаметру;
бурити від черевика попередньої колони до башмака подальшої колони долотами одного розміру;
підтримувати швидкість висхідного потоку в затрубному просторі не менше 1,5 м / с;
подавати бурильну колону на забій плавно, без ривків;
уникати значних коливань бурового розчину;
не допускати тривалого перебування бурильної колони без руху.
3.1.2 Попередження аварій при спуску обсадних колон
Спуск важких обсадних колон (більш 100 т) необхідно проводити на спайдер-елеваторах або за допомогою верхнього спайдера ПКРО.
Подачу обсадних труб на бурову слід робити обережно при нагвинчують запобіжних кільцях, які потрібно знімати при повній готовності труб до згвинчення. На воротах вишки необхідно встановлювати утримує пристосування, яке попереджує удар труб про ротор при подачі в бурову.
Кожну подається для спуску обсадних труб необхідно шаблоніровать, закріпивши за вказаною операцією досвідченого помічника бурильника.
Всі різьбові з'єднання черевична частини обсадної колони (50 - 60 м) після закріплення манними ключами повинні бути посилені переривчастим зварним швом з обов'язковим застосуванням спецколец або електрозаклепок.
Зварювальні роботи повинні проводитися кваліфікованими зварниками. Не допускається примусове охолодження зварного шва (водою або буровим розчином).
Останню обсадних труб колони рекомендується спускати в свердловину з мінімальною швидкістю і промиванням.
Кріплення різьбових з'єднань всіх обсадних колон має проводитися з використанням моментометров.
Щоб уникнути поглинання, гідророзриву пластів, порушення стійкості стінок свердловини, зминання обсадної колони в плані робіт вказувати допустиму швидкість спуску колони. Швидкість спуску підвіски з бурильних труб не повинна перевищувати швидкості спуску обсадних труб.
Для запобігання прихвата обсадної колони в процесі її заповнення, відновлення циркуляції і проміжних промивок колону необхідно тримати у висячому положенні й ходити через кожні 5 хвилин.
Якщо в процесі спуску колони з'явилася необхідність її ходити, то перед ходіня необхідно долити колону до гирла.
ЗАБОРОНЯЄТЬСЯ:
змінювати проектні рішення без оформлення відповідного протоколу;
застосовувати для виміру бурильних і обсадних труб рулетки мають поправки після їх ремонту;
спускати обсадних колон без попередньої гідравлічної обпресування труб;
застосовувати обсадні труби, які мали пропуски в різьбових з'єднаннях при їх опрессовке;
спускати обсадні труби, у з'єднаннях яких після наворота на свердловині виявлено перекіс різьб;
виробляти Обварку різьбових з'єднань для "посилення" при ненормальному згвинчення обсадних труб;
примусово пропускати колону через зони посадок;
застосовувати роз'єднувач, який не дозволяє проводити промивання після час ОЗЦ [9].
3.1.3 Попередження аварій та шлюбу через неякісне цементування
Цементування обсадних колон, установка цементних мостів, заливка зон поглинань повинні проводитися тільки при наявності на буровій лабораторних аналізів тампонажних розчинів або їх сумішей, проведення тампонажних конторою (цехом) або лабораторією в повній відповідності з заданими умовами (температура, тиск, вихідна вода для приготування рідини замішування).
Підбір рецептури тампонажного розчину необхідно проводити за 5 діб до цементування. Якщо з дня вибору рецептури до початку цементування пройшло більше 10 діб, то рецептуру слід піддати контрольній перевірці і в разі необхідності - коригування.
У лабораторії повинно бути підтверджено відсутність негативного впливу буферної рідини на тампонажний та бурові розчини. При цьому буферні рідини (склад і реологічні параметри) повинні забезпечувати:
гарантоване поділ бурового розчину від цементного, що досягається підбором щільності буферної рідини;
відмивають здатність глинистої кірки на кордонах "гірська порода" - "обсадна колона";
підвищення адгезійної здатності гірської породи стовбура свердловини і металу обсадних труб по відношенню до цементу.
Час загусання тампонажного розчину, визначається на Консистометри при взаємодії температури і тиску, імітованих по процесу цементування, має бути на 25% більше розрахункового часу цементування, але не менш ніж на 30 і не більше ніж на 90 хв.
Потрібне кількість тампонажного матеріалу для цементування обсадної колони слід визначати з урахуванням коефіцієнта сжіжаемості розчинів (сумішей), промислово-геофізичних даних (по профілеметріі, виробленої при виконанні заключного комплексу геофізичних робіт) і накопиченого досвіду цементування свердловин на даній площі.
Доставка цементу на бурову, як правило, повинна здійснюватися цементосмесітельнимі машинами і цементовозами в опломбованому вигляді з документами про кількість цементу і паспортних відомостях на нього і здаватися буровому майстру, який повинен вести облік завезеного тампонажного матеріалу.
Конструкція цементувальних головки, повинна забезпечувати можливість попереднього розміщення в ній 2-х розділових пробок, утримуваних за допомогою стопорів, і виключати виникнення перепаду тиску на них при цементуванні.
Цементувальних головка повинна бути опресовані на півтораразове максимальний тиск, що очікується при цементуванні, в неї повинна бути вставлена верхня розділова пробка. Цементувальних головка повинна бути обладнана манометрами і кранами високого тиску. До цементувальних голівці повинні бути підведені три лінії (дві робочі і третя для видавлювання розділової пробки).
Процес цементування повинен здійснюватися безперервно, дотримуючись задану гідравлічну програму і забезпечуючи розрахункову швидкість висхідного потоку тампонажного розчину в затрубному просторі.
Останні 1,0 - 1,05 м 3 продавочной рідини для обсадних колон діаметром до 245 мм закачувати однієї насосної установкою з Q = 3 - 4 л / с.
Після закінчення цементування обсадних колон, що перекривають пласти з АВПД і газові горизонти, а також в свердловинах, схильних до газонефтепроявленіям, на період ОЗЦ необхідно герметизувати заповнене до гирла затрубний простір і забезпечити чергування цементувальних агрегату, обв'язаного з гирлом свердловини.
ЗАБОРОНЯЄТЬСЯ:
проводити цементування при відсутності рецептури лабораторії Тампонажний контори (цеху) або лабораторії філії;
проводити цементування експлуатаційних колон без проведення контрольного аналізу перед початком робіт;
цементувати обсадні колони без застосування продавочной пробок;
приступити до обладнання гирла свердловини до закінчення ОЗЦ та визначення висоти підйому цементу за обсадної колоною (по ОЦК, АКЦ);
допускати відхилення від типових схем обладнання гирла, встановлених ГОСТом і діючих інструкцій;
спускати в свердловину бурильні труби до повного закінчення обв'язки ППО;
проводити роботи з розбурювання цементного стакана, зворотного клапана, що направляє пробки до закінчення обв'язки ППО, визначення його герметичності, а також із застосуванням КНБК, що включає центрирующие пристосування (калібратор, розширювач і ін);
бурити роторним способом або провертати бурильну колону при знаходженні калібратора в черевику обсадної колони [7].
Охорона надр і навколишнього середовища
3.2.1 Загальні відомості
Відповідно з основами законодавства про надра, основами водного законодавства та водного кодексу РФ, діючим положенням про Держміськтехнагляді, постановами Ради Міністрів щодо посилення охорони природи і поліпшення використання природних ресурсів, пошук і розвідка, розбурювання і розробка нафтових родовищ повинні здійснюватися при повному і найсуворішому дотриманні заходів з охорони надр і навколишнього середовища.
Основними вимогами щодо охорони надр, що висуваються до пошуку та розвідки нафтових родовищ, є державний контроль за раціональним використанням та охороною надр, (а також встановлення порядку його проведення), дотримання затверджених у встановленому порядку стандартів, що регламентують умови надр, атмосферного повітря, земель, лісів , вод (Закон Російської Федерації "Про надра").
Охорона надр передбачає здійснення комплексу заходів, спрямованих на запобігання втрат нафти в надрах внаслідок низької якості проводки свердловин, порушень технології нафтових покладів та експлуатації свердловин, що призводять до передчасного обводнення або дегазації пластів, перетокам рідини між продуктивними і суміжними горизонтами, руйнування нафтовмісних порід, обсадної колони і цементу за нею.
Охорона навколишнього середовища передбачає заходи, спрямовані на забезпечення безпеки населених пунктів, раціональне використання земель і вод, запобігання забрудненню поверхневих та підземних вод, повітряного басейну, збереження лісових масивів, заповідників.
Основними вимогами щодо охорони навколишнього середовища при експлуатації свердловин є підбір глибинного та наземного обладнання та встановлення оптимальних режимів його роботи.
На виконання зазначених вимог з охорони надр і навколишнього середовища при бурінні проектних свердловин повинні вживати заходів, що забезпечують:
а) запобігання відкритого фонтанування, графінообразованія, поглинання промивної рідини, обвалів стінок свердловин і міжпластовому перетоків нафти, води і газів в процесі проводки, освоєння та їх подальшої експлуатації;
б) надійну ізоляцію в свердловинах нафтоносних, газоносних і водоносних пластів по всьому розрізу;
в) герметичність всіх технічних і обсадних колон, спущених в свердловину, їх якісне цементування;
г) попередження погіршення колекторських властивостей продуктивних пластів, збереження їх природного стану при розтині, кріпленні і освоєнні.
Перфорація і торпедування свердловин повинні проводитися при суворому дотриманні чинних інструкцій. Після закінчення буріння свердловини і перфорації колони для запобігання зниженню проникності і привибійної зони з-за тривалого впливу на неї води або глинистого розчину свердловина повинна освоюватися в найкоротший час.
При наявності небезпеки міжпластовому перетоків нафти, газу і води не допускається проведення заходів з інтенсифікації припливів нафти і газу.
При випробуванні свердловин продукти освоєння повинні збиратися у закриті ємності.
Транспортування допоміжних матеріалів і нагнітаються в нафтовий пласт розчинів повинно проводитися в закритій тарі або ємностях, які виключають їх витік.
При розливі нафти на поверхні землі або попадання її у водний об'єкт в результаті нафтогазового викиду, відкритого фонтанування свердловини або аварії трубопроводу необхідно повідомити про це органи, що здійснюють державний контроль за станом водних об'єктів, не пізніше 3-х годин з моменту виявлення, припинити забір поверхневих і підземних вод для питного водопостачання та вжити заходів, щоб забезпечити запобігання подальшого поширення забруднення.
Розлилася з поверхні об'єкта нафта повинна бути локалізована, зібрана технічними засобами і способами, нешкідливими для мешканців водних об'єктів і не надають шкідливого впливу на умови санітарно-побутового водопостачання, і відправлена на установки підготовки нафти чи очисні споруди.
На забрудненій ділянці землі повинні бути проведені по збору чи нейтралізації забруднення з подальшою рекультивацією землі відповідно до ГОСТ 17.5.3.04-83. При порушенні обваловки і гідроізоляції ділянок вони повинні бути відновлені.
3.2.2 Рекультивація земельної ділянки
Перед початком будівництва свердловини проводяться роботи з вибору та відведення землі. Майданчик для буріння вибирається, як правило, на пасовищах, кормові достоїнства яких невеликі. Потужність чорноземного шару не перевищує 20 - 40 см. Розмір відведеного ділянки вибирається згідно "Норм відводу земель для нафтових і газових свердловин" - СН 459-74 залежно від мети буріння і типу бурової установки. При підготовчих роботах проводяться роботи зі зняття і складування грунтового шару землі відповідно до ГОСТ 17.4.3.02-85. Він складується в спеціально відведені місця у вигляді буртів. З метою попередження вітрової та водної ерозії передбачається посів багаторічних трав. Всі ці роботи повинні проводитися до настання стійких, негативних температур. Площадка повинна мати ухил у бік комор для стоку рідких відходів.
Сучасне виробництво бурових робіт поки що використовує для збору та захоронення вибуреної породи, а також для зберігання технічної води, спеціально обладнані земляні комори. Стінки і дно комори глінізіруются з метою створення екрана, що запобігає догляд водяній фракції за межі комори і фільтрацію в грунт. Як правило, розробка грунту при обладнанні комор ведеться до глинистої "подушки", тобто в якості екрану використовується глиниста товща гірських порід (глини четвертинного і мезозойського віку). Після цього проводиться опресовування комори шляхом закачування води в нього. Якщо відбувається зниження рівня води в коморі, то проводиться повторна опресовування.
У комор встановлюється відцентровий насос, за допомогою якого відкачується технічна вода для повторного використання. Для попередження розтікання вод майданчик бурової обладнується стічними лотками і відвалами, спрямованими в технологічні комори. Обсяги технологічних комор визначаються залежно від глибини свердловин та її конструкції.
Монтаж буровогооборудованія починається після проведення всіх підготовчих робіт. Площі під буровим і допоміжним обладнанням повинно бути гідроізольовані, а також мати стічні лотки і відводи. При бурінні свердловини циркуляції бурового розчину здійснюється по замкнутому циклу з застосуванням засобів очищення (гідроциклони, вібросита і т.д.), що входять у комплект бурової установки. У період буріння здійснюється постійний контроль за герметичністю циркуляційної системи, ємностей для доліва свердловини і обробки бурового розчину хімічними реагентами, ємностей ПММ.
Після закінчення будівництва свердловини, демонтажу бурового обладнання, проводяться роботи з ліквідації комор та рекультивації площі бурової. Всі ці роботи проводяться силами будівельної організації для проведення у стан, придатний для використання в сільському господарстві. При ліквідації комор проводяться роботи по відкачці освітленої рідкої фази для подальшого використання, а Загустілі залишки бурового розчину і вибуреної породи після природного або примусового випарювання поховають на місці.
Технічна рекультивація проводиться для збереження родючого шару грунту і включає виконання наступних робіт:
зрізка та складування родючого і минерализованного шарів грунту;
зрізка забрудненої і засміченій грунту;
зворотне переміщення і розрівнювання родючого і мінерального шарів грунту після закінчення будівництва.
Біологічна рекультивація проводиться після технічної. Технологія біологічної рекультивації розробляється спеціалізованою організацією за заявкою "Замовника" на основі даних по фоновому станом грунтів до початку будівництва і даних по динаміці зміни цього фону під дією факторів будівництва після закінчення його. "Замовник" представляє ці дані спеціалізованої організації. Технологія біологічної рекультивації повинна включати порядок і кількість внесених добрив для відновлення родючості грунтів, кількість застосовуваної техніки. Приведення земельної ділянки у придатний стан здійснюється протягом одного року після завершення робіт. Передача землекористувачеві рекультивуються земель оформляється атом у встановленому порядку за участю представників землекористувача, будівельної організації м органів, які здійснюють контроль за використанням земель [11].
3.2.3 Охорона поверхневих і підземних вод
При будівництві свердловини особлива увага приділяється охороні поверхневих та підземних вод. При виборі майданчика враховується віддаленість від відкритих водних об'єктів з урахуванням їх водоохоронних зон. З метою запобігання розтікання технічної води, бурового розчину і відходів буріння за межі майданчика буровій і попадання у водний об'єкт проводяться роботи по обваловки цього майданчика грунтом. На ділянці будівництва проводяться роботи по обваловки цього майданчика грунтом. На ділянці будівництва проводяться роботи з ізоляції майданчиків технологічного обладнання, складів хімічних реагентів, блоку приготування розчину. Передбачається інженерна система збору відходів буріння за допомогою лотків у комори.
Для потреб будівництва і випробування свердловини застосовується технічна вода. У процесі будівництва свердловини повинен вестися облік витрат за допомогою витратомірів, мірних ємностей та інших засобів, доданих буровій установці.
У процесі буріння свердловини здійснюється замкнутий цикл циркуляції бурового розчину з очищенням від вибуреної породи засобами, доданими буровій установці. Вода, що залишилася відкачується і повторно використовується на технологічні потреби. Вона повинна відповідати вимогам ГОСТу 51-01-0384. Буровий розчин (частково) вивозиться на прилеглі бурові для подальшого використання.
Для запобігання забруднення водоносних горизонтів і надійної їх ізоляції при бурінні свердловини робочим проектом розробляється конструкція свердловини відповідно до "Правил безпеки у нафтовій та газовій промисловості, 1998р."
Для перекриття заколонного простору та запобігання міжпластовому перетоків за обсадними колонами формується цементна оболонка, для чого використовується тампонажний цемент відповідно до ГОСТ 1581-85.
У процесі проведення на основі геологічної будови і з урахуванням можливих ускладнень застосовують буровий розчин з заданими параметрами (експлуатаційними властивостями) для даних умов буріння.
Буровий розчин представляє собою стійку глинисту суспензію на водній основі, (ці параметри розроблені відповідно до "Правил безпеки у нафтовій та газовій промисловості"), оброблену хімічними реагентами. Застосування хімічних реагентів дозволяє підтримувати і регулювати експлуатаційні властивості бурового розчину глинистого, необхідні для безаварійної проводки свердловини до Перебійного вибою. Самарським державним підприємством "Екологія" був виконаний аналіз хімічного стану бурового розчину, застосовуваного буровими підприємствами Самарської області, для визначення класу небезпеки даного відходу. Враховуючи всі чинники, зроблено висновок, що буровий розчин відноситься до 4 класу небезпеки.
3.2.4 Охорона атмосферного повітря
До основних джерел забруднення атмосферного повітря відносяться: спецтехніка, автотранспорт, тракторна техніка, привід бурової, котельня. У процесі випробування свердловини з нафти, що надходить на поверхню сепарується попутний газ, який спалюється на факелі.
Санітарно-захисна зона при будівництві свердловин на нафту і газ складає 300 метрів (СН245-71).
3.2.5 Моніторинг за станом навколишнього середовища
Контроль за навколишнім середовищем при будівництві свердловини - це спостереження за станом і зміною якості грунтів, підземних і поверхневих вод, повітря. До завдань контролю на період будівництва свердловини входить роботи з перевірки дотримання вимог з охорони навколишнього середовища та організації контролю шкідливих речовин, що надходять у природне середовище в процесі будівництва. Контроль за надходженням шкідливих речовин здійснюється методом відбору проб до початку будівництва, в період буріння і після закінчення. Відбір проб і визначення хімічного складу грунту проводиться в два етапи:
1 етап - до початку будівництва - визначення фону;
2 етап - після закінчення будівництва та рекультивації порушених земель - фактичний стан грунту.
Враховуючи, що в процесі проводки свердловини застосовується бурової глинистий розчин, оброблений хімічними реагентами, які по класу небезпеки до нетоксичним і малотоксичних, аналіз грунтів проводять за такими параметрами:
нафтопродукти методом крапельного аналізу;
рН сольовий і водної витяжки;
хлорид і сульфат - іони;
карбонат кальцію.
Контроль забруднення підземних вод здійснюється методом відбору та аналізу проб з контрольно-спостережних свердловин, пробурених на родовищі. Відбирають проби води на аналіз до початку будівництва - фоновий показник, під час буріння - контроль за зміною складу води, після закінчення будівництва - повний аналіз води. Контроль за якістю підземних вод повинен бути здійснений за такими показниками:
лужність - мг-екв / л;
жорсткість - мг / л;
розчинений кисень - мг / л;
ГПК - мг / л;
сухий залишок - мг / л;
хлориди - мг / л;
сульфати - мг / л;
залізо загальне - мг / л;
азот амонійний - мг / л;
нафта і нафтопродукти - мг / л.
Порівняння фонових показників з показниками, визначеними в процесі будівництва, дає можливість визначити джерело і ступінь забруднення підземних і поверхневих вод.
Буріння свердловин на площах Самарської області ведеться, в основному, буровими установками з електричним приводом.
Основним джерелом забруднення атмосферного повітря є спалювання попутного газу на факелі. Заміри контрольованих речовин здійснюється до початку будівництва як фоновий показник, і під час спалювання тазу. Аналіз проводиться за такими основними речовин:
сірководень;
оксиди азоту;
оксиди вуглецю;
вуглеводні;
оксиди сірки;
окис ванадію.
З наведених відомостей слід, що вплив на навколишнє природне середовище відходів бурового процесу обмежується територією майданчики, відведеної під будівництво бурової установки і привежних допоміжних споруд.
Відходи у вигляді вибуреної породи, відпрацьованого бурового розчину, бурових стічних вод мають 4-й клас небезпеки. Вибурену порода і тверда фаза бурового розчину захороняются в коморі. Бурові стічні води і бурової глинистий розчин частково вивозяться для повторного використання на сусіднє бурові. Інша частина бурових стічних вод частково випаровується, вимерзає, насичує мінеральний грунт майданчика.
Територія майданчика бурової після рекультивації самовостанавлівается, як показує досвід, протягом 1,5 - 2-х років.
Викиди в атмосферу шкідливих речовин незначні. За межами майданчика бурової їх концентрація нижче ГДК для населених пунктів, какого0лібо впливу на найближчі населені пункти ці викиди не надають.
Надійна конструкція свердловини, сучасне гирлове противикидне обладнання і застосовувана технологія буріння повинні забезпечити попередження нафтогазопроявами, що і підтверджується багаторічною практикою роботи бурових підприємств у даному районі.
Чисельність працює на буровій, епізодично привлекаемая спецтехніка впливають на тваринний світ трохи і, в основному, в межах території бурової.
Таким чином, запропоновані технічні, технологічні й організаційні заходи повинні забезпечити незначний вплив на навколишнє середовище [11].
4.Сметний розрахунок на будівництво свердловини
Найменування робіт і витрат
Прямі витрати,
руб.
У т.ч. осн. з / плата робітників, руб.
1
2
3
Глава 1
Будівництво та розробка вишки, при-
вишеечн. сооруж., монтаж і демон. БО
Будівництво та монтаж
Розбирання та демон. До = 0,2
Разом
Транспорт 9,8%
Разом по гл.1
Глава 2
Буріння і кріплення свердловини
Буріння свердловини
Кріплення свердловини
Разом
Транспорт 9,8%
Разом по гл.2
Глава 3
Випробування вкв. на продуктивність
Обв'язка гирла свердловини
Випробування вкв. на продуктивність
Разом
Транспорт 9,8%
Разом по гол. 3
Всього з кошторисного розрахунку
210012
42763
252775
24771
277546
3622598
2854719
6477317
634777
71112094
27006
224167
251173
24614
275787
18249
18249
183215
60550
243765
2002
19516
21518
283532
ВИСНОВОК
У ході написання дипломної роботи було проаналізовано геологічні умови району проведення бурових робіт на нафту і газ для обгрунтування будівництва свердловини.
Технічні рішення, прийняті в даній роботі спрямовані на створення якісної свердловини в плані надійності, довговічності за суворих умов навколишнього середовища.
Література
Ганджумян, Р.А. Інженерні розрахунки при бурінні глибоких свердловин / Р.А. Ганджумян, А.Г. Калінін. - М.: Надра, 2000.
Булатов, А.І. Довідник інженера з буріння: у 4т. / А.І. Булатов, А.Г. Аветисов. - М.: Надра, 1985. - Т. 1-2.
Вадецкій, Ю.В. Буріння нафтових і газових свердловин: Підручник для поч. проф. Освіти / Ю.В. Вадецкій. - М.: Видавничий центр "Академія", 2003.
Олексіївський, Г.В. Бурові установки Уралмаш заводу. - 3-е изд., Перераб. і доп. - М.: Надра, 1981.
Воздвиженський, Б.І. Бурова механіка. - 3-е изд., Перераб. і доп. / Б.І. Воздвиженський, М.Г. Васильєв. - М.: ГНТІ, 1954.
Ганджумян, Р.А. Розрахунки буріння (довідковий посібник) / Р.А. Ганджумян, А.Г. Калінін, Н.І. Сердюк. - М.: РГГРУ, 2007.
Калінін, А.Г. Практичний посібник з технологие буріння на рідкі та газоподібні корисні копалини: Довідковий посібник / О.Г. Калінін і [ін]. -М.: ТОВ "Надра - Ббізнес центр", 2001.
Палашкін, Е.А. Довідник механіка по глибокому бурінню / Е.А. Палашкін. - М.: Надра, 1974.
Денисов, П.Г. Спорудження бурових / П.Г. Денисов. - М.: Надра, 1974.
Йогансен, К.В. Супутник буровика: Довідник. - 3-е изд., Перераб. і доп. / К.В. Йогансен. - М.: Надра, 1990.
Хаустов, А.П. Охорона навколишнього середовища при видобутку нафти / А.П. Хаустов, М.М. Редіна. - М.: изд-во "Депо", 2006.