Зміст
Введення
Загальні відомості про район
Геологічна частина
Обгрунтування і розрахунок профілю свердловини
Проектування конструкції свердловини
Розрахунок обсадних колон
Технологія і організація процесу цементування
Охорона праці
Список літератури
Введення
Газова та нафтова галузі займають важливе місце в економіці країни, сприяючи вирішенню соціальних проблем суспільства і розвитку інших галузей. У стані цих галузей провідне місце належить розвідці та розробці нафтових і газових родовищ. Їх промислове освоєння має забезпечувати необхідні рівні видобутку нафти і газу, можливо більш повне використання надр як по родовищах, які розробляються тривалий час, так і по знову вводяться.
Піввікова історія «Татнефти» - це історія розвитку та формування однієї з найбільших нафтових компаній Росії. Це шлях від перших нафтових фонтанів Ромашкинского родовища, які дали підставу назвати Татарстан «другим Баку», до створення акціонерного підприємства, здатного продуктивно працювати в складних умовах переходу до ринкової економіки. За короткий історичний термін республіка стала регіоном великої нафти. Всі ці роки незмінними складовими у роботі «Татнефти» залишалися високий професіоналізм, сміливість і виваженість, вміння мобілізувати всі сили і ресурси для вирішення найскладніших проблем.
Сьогодні можна з упевненістю сказати: «Татнафта» як і раніше є однією з провідних нафтових компаній Росії. У вітчизняному нафтовому комплексі вона утримує четверту позицію - частка «Татнефти» становить понад 8% від всієї нафти, що видобувається в країні. У світовому нафтовому бізнесі ВАТ «Татнефть» за обсягом видобутку посідає 30 місце і 18 місце - за запасами нафти. Багаторічний досвід результативної діяльності на міжнародному нафтовому ринку, репутація надійного ділового партнера завоювали нашої компанії заслужений авторитет у світі.
За 60 років своєї історії «Татнефти» видобувала з надр республіки близько 3 млрд. т. нафти.
Сьогодні в розробці знаходиться 52 родовища, головне з яких Ромашкінское - одне з найбільших у світі. Воно включено до переліку родовищ, які розробляються на умовах Російського Закону «Про угоди, про розподіл продукції».
1. Загальні відомості про район
Західно-Леніногорська площа розташована в центральній частині Ромашкинского родовища і в адміністративному положенні входить до складу Леніногорського, Альметьєвська, району Татарстану.
Характерний вид поверхні описуваного району - асиметричні широко хвилясті плато, пересічні глибокими та широкими долинами, утвореними дією тимчасових потоків річок Степовий Зай, Зай-Каратай, Кічуй.
По рельєфу цей район відрізняється від інших великою висотою, яка доходить до 300-370 м.
Характерною особливістю клімату є різко виражена континентальність - сувора холодна зима з сильними вітрами і буранами, спекотне літо. Середня січнева температура коливається від -13 до-14С. Середня температура липня +19. найбільша кількість опадів випадає в липні до 44 мм, мінімальне в лютому до 12 мм.
По рослинному питання дана територія належить до зони лісостепу. У долинах переважно степова рослинність, на височинах - ліси.
З корисних копалин, крім основного - нафти, в районах родовища є кам'яне вугілля, торф, будівельне мінеральна сировина (вапняки, доломіт, суглинки тощо)
2. Геологічна частина
Літолого-стратиграфічна характеристика розрізу
Осадовий чохол Західно-Леніногорська площа складний відкладеннями девонської, кам'яновугільної, пермської і четвертинної систем, загальною товщиною до 2000 м і є характерним для Ромашкинского родовища в цілому. При цьому на три чверті розріз представлений карбонатним утвореннями і на 25% - теригенними породами. Найбільш стародавніми відкладеннями, розкритими бурінням і випробуваними на приплив, є гранітогнейсовие породи архейського віку кристалічного фундаменту.
У межах площі середньодевонські відкладення трансгресивної залягають на кристалічному фундаменті і представлені теригенними породами ейфельского і жіветского ярусів. Відкладення верхнього девону (франскій, фаменскій яруси) складені теригенно-карбонатними породами.
Зараховують до ейфельского ярусу відкладення Бійського горизонту є найбільш древніми палеонтологически охарактеризованими утвореннями девону в межах площі. Літологічних в ньому виділяються дві пачки: дренажних-базальна гравійно-піщана (пласт Д V) і залягає вище - карбонатно-аргіллітовая. Пласт Д V складний сірими різнозернистий кварцовими песчанками з домішкою гравійного матеріалу. Товщина піщаного шару змінюється від 11 до 17 м на півдні площі від 1 до 4 м на північ. Для карбонатно-аргіллітовой пачки, потужністю 2-8 м характерна присутність сірих вапняків, відомих як чіткий електрорепер «нижній вапняк», з прошарками алевролітів і аргілітів. Потужність ейфельского відкладень закономірно зменшується з півдня-заходу на північ від 16-25 до 0 м.
Пашійскій горизонт (Д 3Р) (у промисловій практиці - Д1) представлений дрібнозернистими пісковиками і грубозернистими алевролітами з перешарування аргілітів і глинистих алевролітів. Пісковики кварцові, світло-сірі, або темно-коричневі, залежно від нефтенасищенной. Алевроліти сірі, шаруваті. Для піщано-алевролітових порід характерна кварцова цементація з однорідним гранулометричним складом. Середня потужність горизонту 42 м. смуга підвищених потужностей (45-48 м) наголошується на південно-заході.
Відкладення Тіманського (Д 3 t) горизонту обмежені в розрізі регіональними реперами. У підошві репером - верхній вапняк складеним пачкою глинистих темно-сірих вапняків і доломітів, вище якого - залягають темно-сірі і шоколадно-коричневі аргіліти. Покрівля горизонту встановлена по підошві вапняків репер «Аякс». Товщина горизонту 20 м.
У відкладах подьяруса Д 3 лютому виділені відкладення: саргаевского і семілуского горизонтів, об'єднаних в російський надгорізонту.
Шари саргаевского горизонту (Д 3 sr), складені темно-сірими вапняками з розмивом залягають на киновскіх відкладах. Потужність відкладень коливається від 2 до 12 м.
3. Обгрунтування і розрахунок профілю свердловини
Розрахуємо і побудуємо профіль похило-спрямованої свердловини при наступних умовах: свердловина повинна розкрити один продуктивний горизонт, природне викривлення стовбура незначне.
Вихідні дані:
1. Проектна глибина свердловини по вертикалі H = 1835 м.
2. Довжина проекції стовбура на горизонтальну площину A = 350 м
3. Інтенсивність набору кута нахилу свердловини = 1.5 ° на 10 м.
4. Інтенсивність спаду кута нахилу свердловини α сп = 1,3 ° на 100 м.
Конструкція свердловини
Тип колони | Діаметр колони | Діаметр долота, мм | Глибина спуску, м |
1 | 2 | 3 | 4 |
Напрямок | 324 | 394 | 30 |
Кондуктор | 245 | 295,3 | 330 |
Експлуатаційна колона | 146 | 215,9 | 1 875 |
Розрахунок:
Радіус викривлення ділянки набору кута нахилу визначається за формулою:
R 1 = (57.3 / α н) * 10;
R 1 = (57.3 / 1.5) * 10 = 382 м;
Радіус викривлення ділянки зниження кута нахилу визначається за формулою:
R 2 = (57.3 / α сп) * 100;
R 2 = (573 / 1.3) * 100 = 4408 м
Знаходимо кут нахилу стовбура проектованої свердловини: Cos α = 1 - [А / (R 1 + R 2)] = 1 - [350 / (382 +4408)] = 21.5 ̊̊̊̊̊
Знаходимо довжину ділянки набору кута проектованої свердловини
L 2 = 0.01745 * R 1 * a = 0.01745 * 382 * 21.5 = 143.3 м
Горизонтальна проекція ділянки L 2: A 1 = R 1 * (1 - cos α) = 382 * (1 - cos 21.5 °) = 26.74 м;
Вертикальна проекція ділянки L 2: h = R 1 * (1 - sin α) = 382 * (1 - sin 21.5 °) = 140м;
Довжина ділянки спаду нахилу проектованої свердловини: L 3 = 0.01745 * R 2 * a = 0.01745 * 4408 * 21.5 = 1651.7 м;
Горизонтальна проекція ділянки L 3: А 2 = R 2 * (1 - cos α) = 4408 * (1 - cos 21.5 °) = 323.26 м;
Вертикальна проекція ділянки L 3: H 1 = R 2 * (1 - sin α) = 4408 * (1 - sin 21.5 °) = 1 615 м:
Остання ділянка L 3 = H - H в - h 3 - H 1 = 1875-50-140-1615 = 30 м;
Вертикальна проекція h в = L 4 = 30 м;
Довжина стовбура за профілем L = L 1 + L 2 + L 3 + L 4 = 50 +143.3 +1651.7 +30 = 1875 м.
Горизонтальна проекція свердловини: А = А 1 + А 2 = 26.74 + 323.26 = 350 м;
Вертикальна проекція свердловини: Н = Н в + h + H 1 + h B = 50 + 140 + 1615 + 30 = 1835 м
Ухилення стовбура свердловини за рахунок кривизни L укл = L - H = 1875 - 1835 = 40 м.
За даними розрахунку будуємо профіль стовбура свердловини рис.
Для побудови профілю свердловини на вертикальній лінії відкладаємо відрізки АВ = Н = 1835 м
АС = Н В = 50 м - вертикальну ділянку свердловини; CD = h = 140 м; DE = Н 1 = 1615 ми EB = h B = 30 м. Через точки С, D, E, В проводимо горизонтальні лінії і відкладаємо відрізки від точки С: відрізок C 0 1 = R 1 = 382 м; від точки D відрізок DF = A 1 = 26.7м; від точки Е відрізок ЄК = А 2 = 350 м; від точки К по напрямку лінії КЕ відріз K 1 E 1 O 2 = R 2 = 4408 м; від точки В відрізок BL = A = 350 м. З точки O 1 описуємо дугу, радіусом R 1 = 323 м, а з точки 0 2 дугу, радіусом R 2 = 4408. Ломана лінія АС F До L являє собою профіль стовбура похилій свердловини.
Рис .. Профіль похило - спрямованої свердловини
4. Проектування конструкції свердловини
Конструкція свердловини вибирається з урахуванням глибин залягання нафтового пласта, тиску в ньому, характеру разбурівается порід, наявності ускладнення при бурінні свердловин, умов експлуатації, а також можливості проведення ремонтних робіт.
Розробка конструкції свердловини починається з вирішення двох проблем: визначення необхідної кількості обсадних колон і глибини спуску кожної з них; обгрунтування розрахунковим шляхом номінальних діаметрів обсадних колон та діаметрів породоруйнуючого інструменту. Число колон визначається на підставі аналізу геологічного розрізу на місці закладення свердловини, наявності зон, де буріння пов'язане з великими ускладненнями.
Глибину спуску кожної колони уточнюють з таким розрахунком, щоб її нижній кінець знаходився в інтервалі стійких слабопроникних порід. Визначивши число колон і глибину їх спуску, приступають до узгодження розрахунковим шляхом діаметрів колон і породоруйнуючого інструменту.
Діаметр долота для буріння під обсадних колон визначають за формулою
D дол. = D +
Де D м - діаметр муфти спускається колони труб (мм); D дол. - Діаметр долота (мм.);
- Величина зазору між муфтою і стінками свердловини.
Внутрішній діаметр подальшої колони дорівнює діаметру долота D дол. + 6 - 8 мм.
Розрахунок конструкції свердловини
Вихідні дані:
Глибина свердловини 1875 м., в інтервалі 0-305м. є зона нестійких порід. Діаметр експлуатаційної колони приймаємо рівним 146 мм. Діаметр муфти D М.Е. = 166мм. Визначаємо діаметр долота для буріння під експлуатаційну колону. D дол .. е.. = D М.Е. + D дол .. е. = 166 +30 = 196мм.
Приймаються найближчий діаметр долота рівним 215мм. D дол .. е = 215мм. Визначаємо внутрішній діаметр кондуктора. D вн.к = D дол .. е. + (6:8) = 215 + (6:8) = 221: 223 мм.
Приймаємо діаметр колони 245 мм. Визначаємо діаметр долота для буріння під кондуктор.
Діаметр муфти D м.к. = 270 мм D дол.к = D м.к. + D дол.к = 270 + 30 = 300 мм.
Приймаються найближчий діаметр долота, рівним 295 мм. D дол.к = 295 мм.
Визначаємо внутрішній діаметр напрямки. Визначивши D вн.н. = D дол.к + 8 = 295 + 8 = 303мм.
Приймаємо діаметр напрямки, рівним 324мм. Таким чином, конструкція свердловини має наступний вигляд:
5. Розрахунок обсадних колон
При розрахунку обсадних колон на міцність визначаються:
зовнішні надлишкові тиски (розраховують труби на опір зім'яту);
внутрішні надлишкові тиску (розраховують труби на опір розриву)
осьові розтягуючі навантаження (розрахунок на страгивания різьбових з'єднань труб)
Напрямок
Проектом передбачається спуск напрямки діаметром 324 мм на глибину 30 метрів з цементуванням його до гирла. Приймаються труби зі сталі марки «Д» з мінімальною товщиною стінки 10 мм. Розрахунок на зминання і страгивания не проводиться, так як глибина спуску напрямки незначна. Труби з обраної товщиною стінки цілком задовольняють умовам міцності. Вага напрямки:
Q н = 30 * 79,6 = 2.388 т Запас труб (5% на 1000 метрів труб):
L h = 5 / 1000 * 30 = 0,15 м Загальна вага колони Q общ.н = 2388 + (0.15 * 79,6) = 2.400 т
Кондуктор
Проектом передбачається спуск кондуктора діаметром 245 мм на глибину
330 метрів з цементуванням його до гирла. Приймаються труби марки «Д» з товщиною стінки 8 мм. Визначаємо безпечну величину зниження рівня в кондуктора, яке може мати місце у випадку наявності зон катастрофічного догляду промивної рідини нижче черевика кондуктора за формулою:
Н без = 10 * Р кр / Y ж * П см де Р кр - критичний тиск (мнуть), рівне 78 * 10 6 Н / м 2 = 78 МПа
П см - запас міцності на зминання, рівне 1,0; Y ж - питома вага рідини, що дорівнює 1,0 г / см 3;
H без = 10 * 78/1.0 * 1.0 = 780м
Таким чином, у разі наявності зон поглинання промивної рідини нижче черевика кондуктора, зминання не відбудеться. Вибрані труби зі сталі марки «Д» з товщиною стінки 8мм цілком задовольняють умовам міцності. Вага кондуктора:
Q K = 330 * 48,2 = 15.906 т. запас труб для кондуктора:
L K = 5 / 1000 * 330 = 1.65 м Загальна вага колони: Q общ.к. = 1 5906 + (1,65 * 48,2) = 15985.5 кг = 15.9 т
Експлуатаційна колона.
Розрахунок експлуатаційної колони провадиться повністю, визначаються всі мнуть і Страгивает навантаження Вихідні дані:
Діаметр стовбура свердловин - 215,9 мм.
Зовнішній діаметр колони - 146мм.
Відстань від гирла до башмака колони, Н = 1875 м.
Відстань від гирла свердловини до гирла рідини в колоні (у пізній період експлуатації). М 0 = 1200м.
Відстань від гирла свердловини до рівня цементного розчину h = 0 м.
Пластовий тиск, Р пл = 21 МПа.
Питома вага цементного розчину Y ц.р. = 1.73г/см 3.
Питома вага глинистого розчину Y r. P. = 1,13 г / см 3.
Питома вага промивної рідини Y ж = 1,0 г / см 3
Питома вага нафти Y н = 0,86 г / см 3
Розрахунок на зминання.
Величина зовнішнього мнуть тиску на нижню частину колони від стовпа рідини за колоною визначається за формулою
P CM = 0.1 [H * Y r. P - (H - h) * Y н]
Де Р см - гідростатичний тиск за колоною, Н / м 2;
Н - глибина спуску колони, м;
Y r. P - Питома вага глинистого розчину, г / см 3;
h - рівень рідини, м;
Y H - питома вага нафти, г / см 3. Р см = 0.1 [одна тисяча вісімсот сімдесят п'ять * 1.13 - (1875 - 1200) * 0,86] = 15.3 МПа
Будуємо епюру АС
З урахуванням запасу міцності на зминання в зоні перфорації (А см = 1,3):
Р см = 15,3 * 10 б * 1.3 = 19,9 МПа
По таблиці характеристик міцності обсадних труб, виготовлених відповідно до ГОСТу 632-64 мнуть тиску 19,9 * 10 МПа відповідають труби діаметром 146 мм із сталі марки «Д» з товщиною стінки 7мм, з допустимою овальністю 0,01, що мають мнуть зусилля 26 , 5МПа.
Фактичний запас міцності на зминання (А см) буде дорівнює:
А см.ф = 26,5 / 15.3 = 1,34
Визначаємо допустиму глибину спуску обсадних труб з товщиною стінки 7мм (Н доп 7) за формулою:
Н доп 7 = [10Р см - Н 0 * Y H * А см] / [А см * (Y р.н. - Y н)]
Рис 3.Епюри зовнішніх тисків
АС-під дією рідини за колоною
АТ - критичне зовнішній тиск
АВ-під дією цементного розчину
Епюри внутрішніх тисків АВ-у момент введення свердловини в експлуатацію;
CD-при закінченні експлуатації. Де Н 0 - рівень рідини в свердловині;
А см - запас міцності на зминання в зоні перфорації, дорівнює 1,3:
Н доп 7 = [10 * 20,5 - 1200 * 0,86 * 1,3] / [1,3 * (1,13 - 0.86)] = 1915 м
Значить труби, виготовлені зі сталі групи міцності "Д" з товщиною стінки 7мм можна використовувати для спуску колони на глибину 1875 метрів.
Визначимо зовнішній тиск на колону, що виникає під дією цементного розчину:
P н = 0,1 * Y ц * L * (1 - K)
Де Y ц - питома вага цементного розчину, г / см 3; L - інтервал цементування, м;
К - коефіцієнт розвантаження цементного кільця, дорівнює 0,25. P н = 0,1 * 1,73 * 1875 (1 - 0,25) = 24.3 МПА.
Будуємо епюру АВ
6. Технологія і організація процесу цементування
Одними з основних вимог до якісного будівництва нафтових свердловин є охорона надр і запобігання забруднення навколишнього середовища, а також захист обсадних колон від корозії. У зв'язку з цим ізоляція всіх розкритих свердловиною водонефте-або газоносних пластів є обов'язковою умовою будівництва свердловин. Остаточна ізоляція пластів здійсненням цементуванням усіх колон до гирла і створенням суцільного каменя в заколонного просторі. За даним дипломного проекту цементування напрямки, кондуктора та експлуатаційної колони здійснюється прямим одноступінчастим способом.
Розрахунок цементування напрямки.
Вихідні дані:
діаметр долота під напрямок - 394 мм;
зовнішній діаметр напрямки - 324 мм;
товщина стінки напрямки -10 мм;
глибина спуску напрямку - 30 м:
висота підйому цементного розчину за колоною - 30 м;
висота цементного стакана - 5 м;
водо-цементне відношення - 0,5;
питома вага цементного розчину - 1,73 г / см ";
питома вага технічної води - 1,0 г / см.
Визначаємо потрібну кількість цементного розчину V ц.р:
V ц.р = 0,785 * [(D 2 вкв - d 2 H ) * H + d 2 B * h]
Де D CKB - діаметр свердловини, м;
d н - зовнішній діаметр напрямки, м;
Н - висота підйому розчину за колоною, м;
d B - внутрішній діаметр напрямки, м;
h - висота цементного склянки, м.
D вкв = К * D дол
Де К - коефіцієнт кавернозному, дорівнює 1,25;
У дол - діаметр долота, м. D вкв = 1,25 * 0,394 = 0,492 м V ц.р = 0,785 * [(0,492 2 - 0,324 2) * 30 + 0,304 2 * 5] = 3,9 м 3
Визначаємо потрібну кількість сухого цементу:
G ц = 1 * Y ц.р * V ц.р / (1 + m)
Де Y p - питома вага цементного розчину, г / см 3;
m - водо-цементне відношення.
G ц = 1 * 1,73 * 3,9 / (1 + 0,5) = 4,8 т
Визначаємо потрібну кількість води для замішування цементу:
V B = m * G ц = 0,5 * 4,8 = 2,4 м 3
Визначаємо обсяг продавочной рідини:
V np = 0,785 * S * d 2 вн * (H - h)
Де S - коефіцієнт, що враховує стиснення рідини
S = 1,03 - 1,05
d вн - внутрішній діаметр направляючої, м
V np = 0,785 * 1,03 * 0,304 2 (30 - 5) = 1,87 м 3
Визначаємо тиск в цементувальних голівці в кінці цементування
Р к = Р r + Р р
Де Р r - Тиск на подолання гідравлічних опорів в свердловині.
Р р - тиск, що створюється різницею питомих ваг цементного розчину і технічної води.
Р r = 0,01 * Н + 8 = 0,01 * 30 + 8 = 8,3 МПа
Р р = 0,1 * (Н - h) * (γ ц.р. - γ ст.) = 0,1 * (30 - 5) * (1,73 - 1) = 21 МПа.
Р к = (8,3 + 2,1) * 10 5 = 1,04 МПа
Кількість цементних агрегатів ЦА -320-1шт.
Кількість цементних машин СМ - 20 - 1 шт.
Розрахунок цементування кондуктора.
Вихідні дані:
діаметр долота під кондуктор - 295,3 мм;
зовнішній діаметр кондуктора -245 мм;
товщина стінки кондуктора - 8 мм;
внутрішній діаметр кондуктора - 229 мм;
висота підйому цементного розчину за кондуктором-330м;
висота цементного стакана-10м;
коефіцієнт кавернозному - 1,25;
Визначаємо потрібну кількість цементного розчину:
V ц.р = 0,785 * [(D 2 вкв - d 2 H ) * H 1 + (D 2 BH - D 2 H) * Н 2 + d 2 B * H]
Де D CKB - діаметр свердловини, м;
d н - зовнішній діаметр кондуктора, м;
H I - Висота підйому розчину за колоною в необсаженной частини »м;
Н 2 - висота підйому розчину за колоною в обсадженої частини, м;
d в - внутрішній діаметр кондуктора, м;
h - висота цементного склянки, м.
D вкв = K * D дол
Де К - коефіцієнт кавернозному, дорівнює 1,25; D дол - діаметр долота, м.
D ckb = 1,25 * 0,295 = 0,369 м
V ц.р = 0,785 * [(0.369 2 - 0,245 2) * 330 + (0,304 2 - 0,245 2) * 30 + 0,229 2 * 10] = 20.6 м 3
Визначаємо потрібну кількість сухого цементу:
G ц = 1 * Y ц.р * V ц.р / (1 + m)
Де Y ц.р - питома вага цементного розчину, г / см 3;
m - водо-цементне відношення.
G ц = 1 * 1,73 * 20.6 / (1 +0,5) = 25,3 т
Визначаємо потрібну кількість води для замішування цементу:
V в = m * G ц = 0,5 * 25,3 = 12,65 м 3
Визначаємо обсяг продавочной рідини:
V пр = 0,785 * S * d 2 вн (Н - h)
Де S - коефіцієнт, що враховує стиснення рідини.
S = 1,03 - 1,05
d вн = внутрішній діаметр кондуктора.
V пр = 0,785 * 1,03 * 0,229 2 * (330 - 10) = 14,6 м 3
Визначаємо тиск в цементувальних голівці в кінці цементування.
Р к = Р r + Р р
Де Р r - Тиск на подолання гідравлічних опорів в свердловині.
Р р - тиск, що створюється різницею питомих ваг цементного розчину і технічної води.
Р р = 0,01 * Н + 8 = 0,01 * 330 + 8 = 11,55 кгс / см = 1,15 МПа
Р р = 0,1 * (Н - h) * (Y ц.р - Y в) = 0,1 * (330 - 10) * (1,73 - 1,0) = 2,3 МПа;
Р к = (11,3 + 23) * 10 5 = 3,4 МПа
Кількість цементувальних агрегатів ЦА-320 - 2 шт.
Кількість цементосмесітельних машин СМ - 20 - 1 шт.
Розрахунок цементування експлуатаційної колони:
Щоб уникнути гідророзриву пластів або порушення їх ізоляції при цементуванні свердловин, для роз'єднання верхніх водоносних пластів застосовують полегшені тампонажні розчини і, зокрема, гельцементний розчин (МЦД). Проектом пропонується застосування гельцементного розчину в інтервалі 0 - 1075м і цементного розчину в інтервалі 1075 - 1875м (800м).
Вихідні дані:
діаметр долота під експлуатаційну колону - 215,9 мм;
зовнішній діаметр експлуатаційної колони -146 мм:
товщина стінки експлуатаційної колони - 7 мм;
внутрішній діаметр експлуатаційної колони - 132 мм;
висота підйому цементного розчину за колоною - 800м;
висота підйому гельцементного розчину за колоною-1075м;
висота цементного стакана-10м;
коефіцієнт кавернозному-1.3
1. Розрахунок для цементування інтервалу 1075-1875 м цементним розчином:
Визначаємо потрібну кількість цементного розчину для інтервалу 1075 - 1875 м.
V ц.р. = 0,785 * [(D 2 вкв - d 2 н) * Н 1 + d 2 в * h]
Де D вкв - діаметр свердловини в необсаженной частини, м;
d н - зовнішній діаметр експлуатаціооних колон, м;
d в - внутрішній діаметр експлуатаційної колони;
h - висота цементного стакана
D вкв = К * D ДОЛ.
Де К - коефіцієнт каверзності, дорівнює 1,3.
D дол - діаметр долота, м.
D вкв = 1,3 * 0,2159 = 0,28 М
V ц.р. = 0,785 * [(0,28 2 - 0.146 2) * 800 + 0, 132 2 * 10] = 32,6 м 3
Визначаємо потрібну кількість сухого цементу:
G ц = 1 * Y ц. Р * V ц. Р / (1 + m)
Де Y ц. Р. - Питома вага цементного розчину, г / см 3;
m - водо-цементне відношення.
G ц = 1 * 1,73 * 32,6 / (1 +0,5) = 37,5 т
Визначаємо потрібну кількість води для замішування цементу:
V B = m * G ц. = 0,5 * 37,5 = 18,75 м 3
Визначаємо обсяг продавочной рідини:
V пр = 0,785 * S * d 2 вн * (H - h)
Де S - коефіцієнт, що враховує стиснення рідини, S - 1,03-1,05;
d вн - внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м;
V пр = 0,785 * 1,03 * 0,132 2 * (800 - 10) = 11,1 м 3
2. Розрахунок для цементування інтервалу 0-1075м гельцементним розчином:
Визначаємо потрібну кількість гельцементного розчину для інтервалу 0 - 1075 м.
V ЦР = 0,785 * [(D 2 вкв - d 2 н) * Н 1 + (D 2 В.М. - d 2 н) * Н 2]
Де D вкв - діаметр свердловини в необсаженной частини, м;
d н - зовнішній діаметр експлуатаційної колони, м;
Н 1 - висота підйому гельцементного розчину за колоною в даному інтервалі в необсаженной част стовбура свердловини, м;
D В.М. = К * D дол
Де К - коефіцієнт каверзності, дорівнює 1,3;
D дол - діаметр долота.
D вкв = 1,3 * 0,2159 = 0,28 м
V ЦР = 0,785 * [(0,28 2 - 0,146 2) * 745 = (0,229 2 - 0,146 2) * 330] = 41,4 м 3
Визначаємо Для визначення вагового співвідношення компонентів і витрати матеріалів на приготування 1 м 3 МЦД і вихід МЦД, щільністю 1,65 г / см 3 пользуемих наступним розрахунком.
3. Розрахунок компонентів гельцементного розчину:
Водо-цементне відношення МЦД розраховуємо за формулою:
Y г.ц. = (1 + m г + m в) / (1 / Y ц + m г / Y r + m в / Y в) Де Y г.ц. - питома вага МЦД - 1,65 г / см 3;
Y ц - питома вага сухого цементу - 3,15 г / см 3
Y r - питома вага глинопорошків - 2,58 г / см 3;
Y B - відрядний вага води - 1,0 г / см 3;
m г - гліноцементное ставлення, приймаємо рівним 0,2;
m в - водо-цементне відношення.
1,65 * m в = (1 + 0,2 + m в) / (l / 3,15 + 0,2 / 2,58 + m B / 1,0)
отримуємо m B = 0,85.
Витрата цементу на приготування 1 м 3 МЦД визначається за формулою:
q ц = Y ц Y r Y в / [Y r Y в + m r Y ц Y в + W c Y ц Y r (L + m r )]
де W c-водосмесевое ставлення, за даними лабораторії приймається рівним 0,85.
q ц = 3,15 * 2,58 * 1,0 / [2,58 + 0,2 * 3,15 * 1,0 + 0,85 * З, 15 * 2,58 * (1 + 0,2 )] = 0,7 т / м 3
Визначимо необхідну кількість глинопорошків і води для приготування 1 м 3 МЦД:
q r = q ц m r = 0,7 * 0,2 = 0,14 т / м 3
q B = q ц m B = 0,7 * 0,85 = 0,6 t / m 3
Визначимо необхідну кількість комопнентов для приготування необхідної кількості МЦД:
цементу-43,9 * 0,7 = 30,7 т
глинопорошків - 38,8 * 0,14 = 6,1 т
води - 38,8 * 0,6 = 26,3 м 3
Визначаємо кількість води для прдавкі МЦД:
V np = 0,785 * S * d 2 вн * H
Де S - коефіцієнт, що враховує стиснення рідини, S = 1,03 - 1,05;
d вн - Ввнутренній діаметр експлуатаційної колони, м.
V np = 0,785 * 1,03 * 0,132 2 * 1075 = 15,5 м 3
4. Розрахунок часу цементування, розрахунок необхідної кількості цементувальних агрегатів та змішувальних машин.
Визначаємо тиск в цементувальних голівці в кінці цементування:
Р к = Р r + Р р
Де Р р - тиск на подолання гідравлічних опорів в свердловині;
Р р - тиск, що створюється різницею питомих ваг цементного розчину і технічної води.
Р r = 0,02 Н + 16 = 0,02 * 1875 + 16 = 5,35 МПа
Де Н - глибина спуску експлуатаційної колони
Р р = 0,1 * [(Y г.ц. - Y ст.) Н 1 + (Y ц.р. - Y ст.) * (Н 2 - h)]
Де Y г.ц. - питома вага МЦД - 1,65 г / см 3;
Y ц.р - питома вага цементного розчину - 1,73 г / см 3;
Н 1 - висота підйому гельцементного розчину за колоною 1075м;
Н 2 - висота підйому цементного розчину за колоною -800 м;
h - висота цементного стакана-10м.
Р р = 0,1 * [(1,65 - 1,0) * 1075 + (1,73 - 1,0) * (800 - 10)] = 127,5 * 10 5 Н / м = 12,7 МПа Р к = (53,54 + 127,5) * 10 5 = 18.1 * 10 б Н / м 2 = 18,1 МПа
За величиною Р до вибираємо цементувальних агрегат ЦА - 320.
Технічна характеристика ЦА-320
Режим роботи
швидкість
Подача, діаметр втулки 100 мм
м 3 / хв | л / с | Тиск, МПа | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Максимальна продуктивність | 2 | 0,182 | 3,0 | 30,5 |
3 4 | 0,350 | 5,8 | 15,9 | |
0,627 | 10,4 | 8,8 | ||
5 | 0,811 | 13,5 | 6,9 | |
Максимальний тиск | 2 | 0,175 | 2,9 | 32,0 |
3 | 0,266 | 4,4 | 19,2 | |
4 | 0,472 | 7,8 | 10,3 | |
5 | 0,610 | 10,1 | 8,0 |
Порівнюючи Р r з тиском, що розвивається насосом агрегату, бачимо, що Р р <Р 5 значить закачування цементного розчину в колону зробимо на 5 швидкості.
Визначаємо висоту цементного розчину в свердловині перед продавкой:
М 0 = V пр / 0,785 * [(D 2 вкв - d 2 н) + d 2 вн]
Де V пр - загальний об'єм цементного розчину - 76,5 м 3;
D вкв - діаметр необсаженного стовбура свердловини - 0,28 м;
d н - зовнішній діаметр експлуатаційної колони - 0,146 м;
d вн - внутрішній діаметр експлуатаційної колони - 0,132 м.
М 0 = 76,5 / 0,785 * [(0,28 2 - 0,146 2) + 0,132 2] = 1260 м.
Отже висота води над цементним розчином дорівнює:
L 0 = 1875 - 1260 = 615 м
а = (Н 0 - h) / Р р = (1260 - 10) / 127,5 * 10 5 = 9,8 * 10 -5 мп 3 / Н
Зіставляючи Р до с тиском в насосах агрегату, бачимо, що Р к> Р 4 і Р до <Р 3. Визначаємо висоту стовпів (продавочной рідини, закачиваемой на різних швидкостях агрегату:
L 5 пр = L 0 + а (Р 5 - Р r) = 615 + 9,8 * (8 - 5,35) = 874,7 м
L 4 пр = а (Р 4 - Р 5) = 9,8 * (10,3 - 8) = 225,4 м
L 3 пр = а (Р к - Р 4) = 9,8 * (18,1 - 10,3) = 764,4 м
Кількість продавочной рідини, закачиваемой на різних швидкостях:
V 5 пр = 0,785 * d 2 вн * L 5 пр = 0,785 * 0,132 2 * 874,7 = 13,3 м 3
V 4 пр = 0,785 * d 2 вн * L 4 пр = 0,785 * 0,132 2 * 225,4 = 3,08 м 3
V 3 пр = 0,785 * d 2 в н * L 3 пр = 0,785 * 0,132 2 * 764,4 = 10,45 м 3
Разом V пр = 26,8 м 3. З урахуванням коефіцієнта стисливості V пр = 27,6 м 3
Визначаємо тривалість цементування за умов роботи одного агрегату.
Час роботи одного агрегату на 5 швидкості:
Т 5 = (V 5 ЦР + V 5 пр) * 1000 / q 5 * 60
Де q 5 - продуктивність агрегату на 5 швидкості, л с.
Т 5 = (73,1 + 13,3) * 1000 / 13,5 * 60 = 106 хв.
Час роботи одного агрегату на інших швидкостях:
Т 4 = (3.08 * 1000 / 10.4 * 60 = 4.9 хв.
Т 3 = (10.45 - 1,7) * 1000 / 5,8 * 60 = 25,1 хв.
1,7 м 3 води прдавліваем на 2 швидкості з метою уникнення гідравлічного удару.
Т 2 = 1,7 * 1000 / 3,0 * 60 = 9,4 хв
Загальний час цементування:
Т ц = 106 + 4,9 + 25,1 + 9,4 = 145,4 хв.
З урахуванням підготовчо - заключних робіт:
Т заг = Т ц + 15 = 145,4 + 15 = 160 хв.
Визначаємо температуру на вибої свердловини:
Т ̊ заб = Т ° ср + 0,025 Н
Де Т ° ср - середньорічна температура повітря, ° С:
Н - глибина свердловин, м.
Т ̊ заб = 10 ̊ + 0,025 * 1875 = 56,8 ̊ С.
Визначаємо кількість агрегатів:
За часом схоплювання:
N = Т ц / (0,75 * Т СХВ) = 1
Де Т СХВ - час початку тужавіння, хв;
N = 160 / (0,75 * 105) + 1 = 3
За швидкістю:
N = 0,785 (D 2 crd - d 2 н) * V * 1000 / q 5 + 1
Де V - необхідна швидкість підйому розчину - 2,0 м / с.
N = 0,785 (0,28 2 - 0,146 2) * 2 * 1000/13, 5 + 1 = 7.
Приймаються 7 агрегатів ЦА - 320.
Фактичний час цементування:
Т ф = T ц / N + 1 5 = 145.4 / 7 + 15 == 35.7 хв
Потрібне кількість цементосмесітельних машин СМ-20:
Для сухого цементу:
N см = G ц / G б = 73/20 = 4
Де G б = ємність бункера СМ-20.
Для глинопорошків:
N см = 5,1 / 20 = 1.
Дані щодо цементування зведемо в таблицю.
Кількість матеріалу для цементування
Тип колони | Цемент, т | Глінопорошок, т | Вода для | Тиск в кінці цьом-ня, МПа | Час на цьом-ня, од | Цемент агрегатів од | Суміші. Машин од | |
Замішування, м 3 | Продавкі, м 3 | |||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
Напрямок | 4,8 | - | 2,4 | 1,87 | 1,04 | - | 1 | 1 |
Кондуктор | 25,3 | - | 12,65 | 14,6 | 4 | - | 2 | 1 |
Експлуатаційна колона | 30,7 37,5 | 6,1 - | 26,3 18,75 | 15,5 11,1 | 18,1 | 15,7 | 7 | 5 |
Всього для експлуат. колони | 68,2 | 6,1 | 45,05 | 26,6 | 18,9 | 15,1 | 7 | 5 |
Разом: | 98,3 | 6,1 | 60,1 | 43,07 | - | - | - | - |
7. Охорона праці
Процес будівництва свердловин охоплює кілька етапів:
- Підготовчі роботи, буріння, кріплення, освоєння, заключні роботи, що включають ліквідацію шламових комор і рекультивацію земель, порушених при бурінні. Звести до мінімуму забруднення навколишнього середовища при бурінні можна тільки шляхом комплексного вирішення цієї проблеми. В даний час забезпечення нормативної якості природного середовища при бурінні свердловини можливо за двома основними напрямками:
- Вдосконалення основних технологічних процесів по різкому підвищенню рівня їх екологічної безпеки;
- Створення спеціальних технологій з утилізації відходів буріння та нейтралізації їх шкідливого впливу при скиданні в об'єкти навколишнього середовища з оптимальним розсіюванням залишкового забруднення в літо-гідросфері.
При бурінні свердловини необхідно проводити наступний комплекс заході з охорони навколишнього середовища та раціонального використання природних ресурсів:
- Впровадження кущового способу буріння свердловин з метою скорочення зайняття сільськогосподарських земель;
- Збереження родючого шару грунту, рекультивація тимчасово відведених земель після закінчення буріння;
- Очищення і повторне використання бурових розчинів;
- Ізоляція поглинаючих і прісноводних горизонтів для виключення їх забруднення;
- Застосування нетоксичних реагентів для приготування промивальних рідин;
- Цементування свердловин до гирла для виключення забруднення прісноводних горизонтів;
- Ліквідація бурових відходів і ПММ без нанесення шкоди природі;
- Здійснення інструктажу водіїв усіх транспортних засобів і спеціальної техніки про маршрути проїзду до об'єктів і неприпустимість заїзду на сільськогосподарські угіддя.
На захист і відновлення земельних ділянок наданих геологорозвідувальним організаціям у тимчасове користування, повинні бути складені і затверджені проекти і кошториси, що передбачають наступні заходи:
- Підготовчі (до процесу буріння);
- З охорони (в процесі буріння);
- З відновлення земельних ділянок.
Підготовчими заходами передбачається:
- Встановлення місць складування рослинного та грунтового шару або шунтів, що підлягають виїмці;
- Видалення родючого шару грунту в місцях забруднення нафтопродуктами і іншими рідинами, хімічними реагентами, глиною, цементом та іншими речовинами, які погіршують стан грунту та його складування.
Охоронні заходи в процесі буріння свердловини полягають у наступному:
- При наявності підземних грунтових вод, водоносні горизонти обов'язково повинні перекриватися обсадними трубами з метою запобігання від забруднення і зараження;
- Попутні води очищаються на фільтрувальному установці від зважених часток і домішок нафти і залежно від концентрації розчинених у ній солей та інших домішок: при допускаються концентраціях скидаються у різні джерела або по рельєфу; при підвищених - розбавляються в межах норм і скидаються. Самовиливними свердловини повинні бути обладнані регулюючими пристроями.
- Злив використаного розчину для промивання і хімічних реагентів у відкриті водні басейни і безпосередньо на грунт забороняється.
Заходи щодо відновлення земельних ділянок.
Після закінчення буріння на свердловині повинна бути проведена технічна і біологічна рекультивація.
Гірничотехнічна рекультивація включає в себе підготовку звільняється від бурових робіт території для подальшого землекористування:
- Сира нафта вивозиться для подальшого використання або спалювання, залишки дизельного палива і моторного масла спалюються;
- Відпрацьований глинистий розчин вивозиться для подальшого використання на інших свердловинах і регенерується;
- Обладнання і залізобетонні покриття демонтуються і вивозяться;
- Перекриття комор для скидання шламу і нафти засипаються шаром грунту не менше 0,6 метрів;
- Земельні відводи, порушені виробничою діяльністю, покриваються грунтовим шаром і дерном;
- Укоси в гірських місцевостях зміцнюються бітумними емульсіями, силікатними шарами і засипаються привізним грунтом шаром не менше 0,1 метра.
Біологічна рекультивація передбачає заходи по відновленню порушених земель, їх озеленення та повернення в сільськогосподарське і лісове користування.
Проектування та проведення робіт з рекультивації здійснюється відповідно до інструкцій або технічними умовами, погодженими з місцевими сільсько-, лісо-, водогосподарськими органами.
Список літератури
Бєлоусов М.В., Бурові установки - М.: Недра, 1973 р.
Гришин Ф.А., Промислова оцінка родовищ нафти і газу. - М.: Недра, 1985 р.
Ємельянов І.В., Коновалова А.Ш., Еліяшевскій І.В., Дипломне та курсове проектування. Буріння нафтових і газових свердловин. - М.: Недра, 1972 р.
Інструкція зі складання проектно-кошторисної документації на будівництво нафтових та газових свердловин. - М.: Недра, 1964 р.
Інструкція з розрахунку обсадних колон для нафтових і газових свердловин. - Куйбишев, 1976 р.
Калінін А.Г., Левицький О.З., Нікітін Б.А., Технологія буріння розвідувальних свердловин на нафту і газ. - Підручник для вузів. - М.: Недра, 1998
Колесніков Т.І., Агєєв Ю.М., Бурові розчини і кріплення свердловин. - М.: Недра, 1990 р.
Мілютін А.Г., Геологія і розвідка родовищ корисних копалин. - Підручник для студентів вузів. - М.: Недра, 1989 р.
Мілютін А.Г., Екологія надрокористування. -Курс лекцій. - МГОУ, М.: 2000 р.
Муравйов В.М., Середа Н.Г., Супутник нафтовика. - М.: Недра, 1971 р.
Міщевіч В.І., Довідник інженера з буріння. -М.: Недра, 1973 р.
Середа Н.Г., Соловйов О.М., Буріння нафтових і газових свердловин. - Підручник для вузів. - М.: Недра, 1964 р.
Еліяшевскій І.В., Сторомскій М.Н., Ореуляк Я.М., Типові завдання і розрахунки в бурінні. - М.: Недра, 1982 р.
Спічак Ю.М., Ткачов В.О., Кіпке А.Е., Охорона навколишнього середовища та раціональне використання родовищ корисних копалин. - Підручник для гірських технікумів - М.: Недра, 1993 р.