Експлуатаційні свердловини для освоєння родовищ Західного Сибіру

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

скачати

Зміст

Реферат

Введення

1. Загальна і геологічна частина

1.1 Географія-економічна характеристика району робіт

1.2 Геологічні умови

1.3 Характеристика газонефтеводоносності родовища

2. Технологічна частина

2.1 Вибір і обгрунтування способу буріння

2.2 Конструкція і профіль проектної свердловини

2.2.1 Проектування та обгрунтування конструкції свердловини

2.2.2 Обгрунтування і розрахунок профілю проектної свердловини

2.3 Розробка режимів буріння

2.3.1 Обгрунтування класу і типорозмірів доліт за інтервалами буріння

2.3.2 Розрахунок осьового навантаження на долото

2.3.3 Розрахунок частоти обертання долота

2.3.4 Обгрунтування і вибір очисного агента

2.3.5 Розрахунок необхідного витрати очисного агента

2.4 Розробка рецептур бурового розчину

2.5 Вибір та обгрунтування типу вибійного двигуна

2.6 Гідравлічний розрахунок промивання свердловини

2.7 Режими буріння при розкритті продуктивних горизонтів

2.8 Обгрунтування критеріїв раціональної відпрацювання доліт

2.9 Розробка заходів щодо попередження ускладнень та аварій при спорудженні свердловини

2.10 Проектування та обгрунтування компонування бурильної колони та її розрахунок

2.11 Проектування конструкції обсадних колон з умови рівноміцності по довжині

2.12 Розрахунок параметрів цементування

2.13 Технологія спуску обсадних колон і цементування

2.14.1 Вторинне розкриття пласта

2.14.2 Виклик притоку з пласта

2.15 Вибір і обгрунтування бурової установки, її комплектування

3. Допоміжні цехи і служби

3.1 Ремонтна база

3.2 Енергетична база

3.3 Водні ресурси та водопостачання

3.4 Приготування розчину

3.5 Транспорт

3.6 Зв'язок та диспетчерська служба

3.7 Культурно-побутове та медичне обслуговування

4. Безпека життєдіяльності

4.1 Безпека в робочій зоні

4.2 Охорона навколишнього середовища

4.3 Надзвичайні ситуації

5. Організаційно-економічна частина

5.1 Структура та організаційні форми роботи бурового підприємства Стрежевской філія ЗАТ "Сибірська сервісна компанія" (СФ ЗАТ "ССК")

5.2 Аналіз основних техніко-економічних показників (ТЕП) і балансу робочого часу бурових бригад

5.3 План організаційно-технічних заходів (ОТМ) з підвищення ТЕП

5.4 Визначення нормативної тривалості будівництва свердловин

5.5 Розрахунок економічної ефективності розроблених ОТМ

6. Спеціальна частина

Висновок

Література

Реферат

Випускна кваліфікаційна робота 186 с., 11 рис., 31 табл., 25 джерело, 6 додатків, 6 листів графічного матеріалу.

Похило спрямованих СВЕРДЛОВИНА, БУРОВА УСТАНОВКА, РЕЖИМ БУРІННЯ, БУРОВОЇ РОЗЧИН, ПРОФІЛЬ СВЕРДЛОВИНИ, обсадних колон, ОСВОЄННЯ.

Об'єктом роботи є експлуатаційні свердловини для освоєння родовищ Західного Сибіру.

Мета роботи - вдосконалення профілів похило спрямованих свердловин і технології їх реалізації на Ігольско-Талове родовищі.

Робота виконана за геологічними матеріалами Ігольско-Талове родовища.

У результаті роботи спроектована конструкція і технологія проводки свердловини глибиною 3105 метрів.

Досягнуті результати: розглянута проблема пов'язана з технологією реалізації спецпрофілів свердловин на Ігольско-Талове родовищі, наводяться пропозиції щодо вдосконалення цієї технології.

Дана робота виконана з урахуванням сучасних досягнень в області техніки і технології будівництва нафтових свердловин.

Введення

У даний час Росія займає одне з лідируючих місць у видобутку світових запасів нафти і газу, що несе великі прибутки нафтогазовидобувним компаніям у період стабільно високих цін на углеводородосодержащее сировину.

Перед видобувними компаніями нашої країни відкриваються великі можливості: користуючись ситуацією, що склалася на світовому ринку можливі великі капіталовкладення в розвиток підприємств комплексу, застосування нових більш дорогих технологій, наукові дослідження у сфері надрокористування. Останні роки особливо гостро показують на необхідність руху в цьому напрямку, на тлі зниження дебітів експлуатованих свердловин і збільшення витрат на вилучення вуглеводневої сировини.

Застосування нових технологій у видобутку нафти пред'являє більш жорсткі умови до буряться свердловинах. Необхідність рішення більшої комплексу завдань, пов'язаних з процесом будівництва свердловин вимагає зміни технології буріння свердловин.

Тенденції розвитку технології останнім часом спрямовані на мінімізацію шкідливого впливу на продуктивний пласт під час буріння, якісне кріплення і цементування, використання нових технологій для ідеалізації профілю стовбура свердловин, зменшення шкідливого впливу на навколишнє середовище під час буріння.

Основна мета даного проекту - пропозиції щодо вдосконалення технології реалізації спецпрофілів. Використання запропонованих рішень при бурінні свердловин на родовищах западносибирского регіону несе реальну прибуток підприємствам нафтової галузі.

1. Загальна і геологічна частина

1.1 Географія-економічна характеристика району робіт

Географо-економічна характеристика району робіт представлена ​​в табл.1.1

Таблиця 1.1 Географія-економічна характеристика району робіт

Найменування даних

Характеристика

Площа (родовище)

Ігольско-Талове

Адміністративне положення

Республіка

Область (край)

Район


Росія

Томська

Каргасокскій

Температура повітря, градус:

середньорічна

найбільша річна

найменша зимова


3

+36

55

Середньорічна кількість опадів, мм

500

Максимальна глибина промерзання грунту, м


2,25

Тривалість опалювального періоду в році, добу


244

Тривалість зимового періоду в році, добу


188

Азимут переважаючого напрямку вітру, град


45

Рельєф місцевості

рівнинний

Стан місцевості

заболочена на 40-70%

Рослинний покрив

болото, ліс представлений сосною, осикою, березою

Товщина грунтового шару, м

0,50

Товщина сніжного покриву, м

0,60

Водопостачання

Артезіанська свердловина, водовід діаметром 0,073 метра у дві нитки по поверхні землі, теплоізольований.

Місцеві будматеріали

Кар'єр, грунт 2 категорії

Під'їзні шляхи

Лежневої настил з лісу круглого, насипний грунт-тимчасову дорогу до майданчика свердловини.

Відстань до обласного центру-650км, до селища Новий Васюган-120км, до вахтового селища Піонерні-250км.

Основним видом для доставки вантажів є автотранспорт. До родовищу прокладені магістральні шляхи з твердим покриттям, водних транспортних шляхів немає.

Для перевезення робочого персоналу використовують вертольоти і автобуси. З селища Піонерні регулярно вилітають вахтові рейси літаком Ан-24, що перевозять працівників, які проживають в Томську.

Оглядова карта шляхів сполучення на родовищі представлена ​​на рис.1.1.

Рис. 1.1 Схема розташування доріг та кущів на Ігольско-Талове родовищі.

1.2 Геологічні умови

Проектний літолого-стратиграфічний розріз Ігольско-Талове родовища складений на підставі даних пошукових і розвідувальних робіт. Дані про стратиграфічному розподілі розрізу наведено в табл. 1.2.

Таблиця 1.2 стратиграфічне поділ розрізу свердловини

Глибина залягання, м

Стратиграфічне поділ розрізу.

Коефіцієнт кавернозному

від

до

Назва

Індекс


0

60

230

340

500

540

700

840

860

1750

1810

2350

2430

2740

2760

2810

60

230

340

500

540

700

840

860

1750

1810

2350

2430

2740

2760

2810

2830

Четвертинні відкладення.

Некрасовсая свита.

Чеганская свита.

Люміварская свита.

Талицько свита.

Ганькінская свита.

Березовська свита.

Кузнецовська свита.

Покурская свита.

Алимская свита.

Вартовская свита.

Тарський свита.

Кулащінская свита.

Баженовскій + Георгіївська свита.

Васюганська свита.

Тюменська свита.

Q

P 3

P 2 - P 3

P 2 / 2

P 1

K 2

K 2

K 2

K 1 - K 2

K 1

K 1

K 1

J 3

J 3

J 3

J 1 - J 2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,7

1,7

1,7

1,7

1,7

1,7

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

Дані про фізико-механічних і фільтраційно-ємнісних властивостях гірських порід наведено в таблиці 1.3.

Таблиця 1.3 Механічні та фільтраційно-ємнісні властивості гірських порід по розрізу свердловини


Категорія за промислової класифікації

13

М


M


M


M

M

М


МС

МС


Категорія абразивності

12

X

IV

IV

X

X

IV

X

IV

IV

X

IV

X

IV

X

X

IV


Глинистого,%

11

10

100

100

20

35

100

15

100

100

40

100

12

100

20

12

100


Карбонатність,%

10

0

0

0

0

0

0

0

0

4

5

10

3

0

0

3

10


Пористість,%

9

30

20

20

30

17

20

30

20

20

25

20

27

20

22

27

20


Проникність, мкм 2

8

0.25

0

0

0,25

0,05

0

0,1

0

0

0.25

0

0,15

0

0,21

0,15

0


Межа

текучості, МПа

7

30

60

70

90

90

90

90

90


Твердість, МПа

6

100


100


100

100

100

100

100

100


Щільність,

г / см 3

5

2,1

2,4

2,4

2,1

2,2

2,4

2,3

2.4

2.4

2.2

2.4

2.2

2,4

2,2

2,1

2,4


Коротка назва гірської породи

4

піски

глини

глини

піски

супіски

глини

піски


глини

глини

супіски


глини

супіски


глини

піски

супіски

глини


Індекс стратиграфічного підрозділ.

3

Q

P 3

P 2 - P 3

P 2 / 2

P 1

K 2

K 2

K 2


Інтервал, м

до

2

60

230

340

500

540

700

840

860



від

1

0


60

230

340

500

540

700

840

13


MC


MC


MC

MC


MC

З

З

З

12

IV

X

VI

X

IV

X

VI

VI

X

VI

X

VI

VI

X

VI

VI

X

VI

VI

X

11

100

20

20

12

100

20

20

100

20

20

20

100

100

20

15

100

20

100

100

25

10

3

3

3

3

3

3

3


3

3

3


3

3

3

3

3

10

8

5

5

5

9

20

28

20

27

20

25

22

18

30

20

22

20

17

24

20

16

20

16

16

22

8

0

0,03

0,03

0,2

0

0,0025

0,002

0

0,002

0,0015

0,002

0

0

0,002

0,0015

0

0,001

0

0

0,005

7


90


90


90

90


90

90


90


90

6

100

150

150

250

150

200

200

150

200

200

200

150

150

200

200

500

1000

500

250

200

5

2,4

2,1

2,1

2,2

2,4

2,1

2,1

2,4

2,2

2,2

2,2

2,4

2,4

2,2

2,3

2,45

2,3

2,45

2,4

2,2

4

глини

пісковики

алевроліти

піски

глини

пісковики

алевроліти

пісковики

аргіліти

алевроліти

пісковики

аргіліти

аргіліти

пісковики алевроліти

аргіліти


пісковики

аргіліти

аргіліти

пісковики

3


K 1 - K 2

K 1

K 1

K 1

K 1

J 3

J 3

J 1 - J 2

2

1750

1810

2350

2430

2740

2760

2810

2830

1

860

1750

1810

2350

2430

2740

2760

2810

Градієнт тисків і температура по розділу свердловини приведені в табл.1.4

Інтервал, м

Градієнти тисків, МПа / м

Температура в кінці інтервалу, 0 С

від

до

пласто-вого

порового

гідрораз-ву

гірського


0

60

230

340

500

540

700

840

60

230

340

500

540

700

840

860

0,01

0,01

0,02

0,22

3

6

8

10

11

16

20

20

50

52

74

78

91

92

94

94

860

1750

1810

2350

2430

1750

1810

2350

2430

2750

0,0101

0,0101

0,018

0,023






0,017



2750

2770

2820

2770

2820

2830

0,0102

0,0102









0,024









Очікувані ускладнення наведені в табл.1.5

Таблиця 1.5 Очікувані ускладнення та їх характеристика

Інтервал, м

Вид ускладнення.

Характеристика.

від

до



0

2350

230

2430

Поглинання бурового розчину.

Інтенсивність поглинання:

до 1м 3 / год.

0

1810

840

2350

Осипи і обвали стінок свердловини.

Опрацювання до 200 м.


0


2430


Прихвати бурильної колони.



860

2800

2770

2830

Водопроявів.


q = 1,01 г / см 3


2760

2830

Нефтепроявленіе.

q = 0,76 г / см 3


1.3 Характеристика газонефтеводоносності родовища

Продуктивний пласт J 3 залягає на глибині 2760 ... .2770 метрів, маючи такі характеристики:

колектор нестійкий, однорідний;

тип колектора - порові;

щільність флюїду: у пластових умовах 0,76 г / см 3

після дегазації 0,86 г / см 3

зміст по вазі: сірки 0,3%

парафіну 2,76%

очікуваний дебіт 120 м 3 / добу

параметри розчиненого газу: газовий фактор 47 м 3 / м 3

тиск насичення в пластових умови 8,4 М Па

зміст за обсягом: сірководню 0%

вуглекислого газу 1,75%

Характеристика водоносности наведена в табл.1.6

Дані про геофізичних дослідженнях свердловини наведено в додатку А.

Таблиця 1.6 Водоносність

Тип вод

гідрокарбонаткальціевий


хлоркальциевого


Ступінь мінералізації мг. екв

-

15

14

20

26

Хімічний склад води в мг. еквівалентній формі

катіони

Ca

-

1

11

19

9



Mg

-

1

1

2

3



N а

-

48

38

33

88


аніони

HCO 3

-

1

0

1

2



SO 4

-

0

0

0

0



Cl

-

50

50

49

98

Фазова проникність, мкм 2

0,0250

0,15

0,003

0,003

0,001

Вільний дебіт, м 3 / доб


300

10

28

98

Щільність,

г / см 3

1,0

1,01

1,01

1,01

1,01

Інтервал, м

до

230

1750

1810

2430

2830


від

60

860

1790

2350

2780

Індекс стратиграфічного підрозділу

P 3

K 1 - K 2

K 1

K 1

J 1 - J 2

2. Технологічна частина

2.1 Вибір і обгрунтування способу буріння

Одним з відповідальних етапів при проектуванні технології проводки свердловини - вибір способу буріння, так як він визначає багато технічних рішень - режими буріння, бурильний інструмент, гідравлічну програму, тип бурової установки і, як наслідок, технологію кріплення свердловини.

Вибір способу буріння багато в чому обумовлений регіональними умовами (парк бурових установок, бурильних труб, забійних двигунів і т.д.)

У Російській Федерації поширені такі способи обертального буріння:

роторний;

буріння гідравлічними забійними двигунами;

буріння електробура.

Кожен спосіб буріння в певних гірничо-геологічних, техніко-економічних і матеріально-технічних умовах має свої переваги.

Буріння роторним способом має переваги:

При бурінні глибоких інтервалів (понад 3500 метрів).

Коли оптимальна частота обертання долота знаходиться в межах 35 - 150 об / хв.

Розбурювання потужних товщ гірських порід, для яких доцільно застосовувати енергоємні долота.

Буріння свердловин в ускладнених умовах, що вимагають застосування бурових розчинів щільністю більше 1,7 гр / см 3, великий в'язкості і великого СНС.

Буріння свердловин з продувкою забою повітрям і промиванням аерірованной рідиною з високим ступенем аерації.

Буріння свердловин в умовах високих забійних температур, більше 150 0 С.

Буріння вертикальних свердловин.

Буріння свердловин за допомогою гідравлічних забійних двигунів має переваги:

При бурінні похило-спрямованих і вертикальних свердловин глибиною до 3500 метрів.

Використання бурових розчинів щільністю менше 1,7 гр / см 3.

Буріння свердловин в умовах низьких температур забійних, менш 140 0 С.

З досвіду роботи з будівництва свердловин в районах Поволжя, Приуралля і Західного Сибіру показує, що породи середньої і малої твердості успішно разбурівается шарошкових доліт при високих частотах обертання 400 - 600 об / хв.

Буріння роторним способом у цих умовах при підвищених частотах обертання (150 - 200 об / хв) призводить до швидкого зносу бурильних труб, бурильних замків, а також до аварій. Для роторного буріння потрібні бурильні труби підвищеної міцності і збалансований важкий низ бурильної колони [1].

Враховуючи той факт, що в Західному Сибіру буріння електробура не застосовується, а також виходячи з геолого-технологічних умов буріння, вибирається буріння за допомогою гідравлічних забійних двигунів. Це дозволить домогтися простоти конструкції свердловини за рахунок того, що колона бурильних труб не обертається, тим самим виключається можливість небажаних осипів, обвалів стінок свердловини, так як буріння в даних геологічних умовах йде по нестійким гірських порід.

2.2 Конструкція і профіль проектної свердловини

2.2.1 Проектування та обгрунтування конструкції свердловини

Під конструкцією експлуатаційного забою розуміється конструкція низу обсадної експлуатаційної колони в районі продуктивного пласта. Конструкція повинна відповідати певним вимогам:

1. Пристрій стовбура в процесі всього періоду експлуатації.

2. Проведення технологічних операцій по підвищенню нафтовіддачі.

3. Можливість проведення ремонтно-ізоляційних робіт.

4. Максимальна продуктивність свердловини.

З усіх наявних способів пристрою експлуатаційного забою для конкретних умов даної свердловини: колектор нестійкий, водоносний горизонт лежить нижче підошви продуктивного пласта на 10 метрів, вибираємо наступний метод: стовбур свердловини вище продуктивного горизонту при первинному розтині залишається відкритим, не закріплений обсадними трубами, розтин продуктивного горизонту здійснюється на промивної рідини, що забезпечує збереження відкритого стовбура свердловини. У цьому випадку буриться до глибини, на 50 м нижче підошви продуктивного горизонту. Потім у свердловину спускається до забою обсадна колона і цементується по всій довжині, надалі обсадна колона і цементний камінь у районі експлуатаційного об'єкта перфорується [2].

Цей метод має такі переваги: ​​простий в реалізації; дозволяє селективно повідомляти свердловину з будь-яким пропластком продуктивної поклади; вартість власне бурових робіт може бути менше, ніж при інших методах.

Під несумісними умовами буріння розуміють таке їх поєднання, коли задані параметри процесів буріння нижчого інтервалу свердловини викличуть ускладнення в пробуреній вищележачому інтервалі, якщо останній не закріплений колоною. З цією метою будується графік суміщених тисків рис.2.1 на підставі даних, представлених у табл.1.5 За графіком визначається число і глибина спуску обсадних проміжних колон.

Тиск стовпа промивної рідини повинна перевищувати Рпл на глибині 0 - 1200 метрів на 10 - 15%, але не більше 1,5 МПа, на глибині 1200 - 2500 м на 7 - 10%, але не більше 2,5 МПа, на глибині 2500 - 2830 м на 7 - 4%, але не більше 3,5 МПа [3].

З графіка випливає, що інтервали, несумісні за умовами буріння в розрізі відсутні. Необхідна умова Рпл <Рбр <ргр виконується.

Проектоване число і глибини спуску обсадних колон повинні забезпечити:

Довговічність свердловини.

Герметичне роз'єднання всіх проникних порід.

Збереження запасів корисних копалин.

Мінімальну вірогідність ускладнень.

Мінімальну металоємність.

Мінімум витрат на одиницю продукції, що видобувається.

Практично обов'язковими є кондуктор та експлуатаційна колона, напрямок відсутня, так як буріння і кріплення кондуктора триває дві доби і розмиву гирла не відбувається.

Мінімальна глибина спуску кондуктора Н до розраховується за формулою, представленої в [1], виходячи з умови попередження гідророзриву гірських порід:

Н К ³ (РПЛ -10 -6 × L × q Ф) / Р ГР - 0,1 × q Ф) м, (2.1)

де РПЛ - максимальне пластовий тиск в свердловині, МПа; L - глибина свердловини, м; q Ф - питома вага флюїду, Н / м 3; Δ Р ГР - максимальний градієнт гідророзриву порід, МПа / м.

Н К ³ (28,5 - 10 -6 × 2825 × 0,76 × 10 4) / (0,2 - 0,1 × 0,76 × 10 4) = 480 м.

Приймається глибина спуску кондуктора виходячи з того, що свердловина похило спрямована, по вертикалі 600 метрів по довжині стовбура 650 м, виходячи з обраного способу розкриття продуктивного горизонту, експлуатаційна колона спускається на глибину 2825 (3100) м.

Розрахунок конструкції свердловини здійснюється знизу в вгору. При цьому вихідним є діаметр самої нижньої колони, в нашому випадку - експлуатаційної, який приймається в залежності від очікуваного дебіту, припливу і умов випробування, експлуатації та ремонту свердловини. Очікуваний дебіт проектованої свердловини дорівнює 120 тонн / добу. Для даного дебіту рекомендований діаметр експлуатаційної колони складає 0,146 м [].

Діаметр долота для буріння стовбура під експлуатаційну колону розраховується за формулою:

d е д = d е м +2 × d до м, (2.2)

де d е. д - діаметр долота під дану колону, м; d е. м - зовнішній діаметр муфт обсадних труб, м; d к - мінімально необхідний радіальний зазор для вільного проходу колони в свердловину при спуску, м.

Зовнішній діаметр муфт для обсадних труб діаметром 0,146 м - 0,166 м, мінімально необхідний радіальний зазор для вільного проходу колони в свердловину при спуску обсадних труб діаметром 0,146 м - 0,01 ... 0,015 м [4].

d е д = 0,166 +2 × (0,01 ... 0,015) = 0,186 ... 0, 196 м.

Приймається діаметр долота рівний 0,2159 м, тому що досвід буріння свердловин на Ігольско-Талове родовищі показує ефективність використання доліт з цим діаметром на даному інтервалі.

Внутрішній діаметр попередньої обсадної колони (кондуктора) розраховується наступним чином:

d к в = d е д +2 × d м, (2.3)

де d до в - внутрішній діаметр кондуктора, м;

d е д - діаметр долота під експлуатаційну колону, м;

d - мінімально необхідний радіальний зазор для вільного проходу всередині цієї колони долота для буріння під експлуатаційну колону, м.

Мінімально необхідний радіальний зазор дорівнює 0,005 ... 0,01 м.

d к в = 0,2159 +2 × (0,005 ... 0,01) = 0,2259 ... 0,2359 м.

Приймаються обсадні труби з діаметром зовнішнім 0,2445 м.

Діаметр долота для буріння стовбура під кондуктор розраховується за формулою 2.2 Зовнішній діаметр муфт для обсадних труб діаметром 0,2445 м - 0,270 м, мінімально необхідний радіальний зазор для вільного проходу колони в свердловину при спуску обсадних труб діаметром 0,270 м - 0,02 ... 0,025 м [4].

d до д = 0,270 +2 × (0,02 ... 0,025) = 0,310 ... 0,320 м.

Вибираємо долото діаметром 0,2953 м, тому що досвід буріння свердловин на Ігольско-Талове родовищі показує ефективність використання доліт з цим діаметром на даному інтервалі.

Зведені дані про діаметрах доліт і обсадних колон наведені у табл.2.1

Таблиця 2.1 Діаметр доліт і обсадних колон

Назва обсадної

колони

Діаметр обсадної колони, м

Діаметр доліт під

обсадних колон, м

Кондуктор

0,2445

0,2953

Експлуатаційна

0,146

0,2159

2.2.2 Обгрунтування і розрахунок профілю проектної свердловини

Проектування профілів похило спрямованих свердловин полягає, по-перше, у виборі типу профілю, по-друге, у визначенні інтенсивності викривлення на окремих ділянках стовбура, і, по-третє, у розрахунку профілю, що включає розрахунок довжин, глибин по вертикалі і відходів по горизонталі для кожного інтервалу стовбура і свердловини в цілому [5].

Профіль похило спрямованої свердловини вибирається так, щоб при мінімальних витратах засобів і часу на її проходку було забезпечено потрапляння свердловини в задану точку продуктивного пласта при допустимому відхиленні.

Профілі свердловини класифікують за кількістю інтервалів стовбура. За інтервал приймається ділянку свердловини з незмінною інтенсивністю викривлення. За вказаною ознакою профілі похило спрямованих свердловин поділяються на двох, трьох, чотирьох, п'яти і більше інтервальні. Крім того, профілі поділяються на плоскі - розташовані в одній вертикальній площині, і просторові, що представляють собою просторову криву лінію. У даному розділі розглядаються тільки плоскі профілі [5].

Виходячи з умов, представлених в спеціальній частині дипломного проекту, для реалізації поставлених завдань застосуємо пятіінтервальний профіль свердловини (рис.2.2). Даний тип профілю свердловини включає вертикальну ділянку, ділянку набору зенітного кута, ділянка стабілізації зенітного кута, ділянка падіння зенітного кута до 0 0 або близьких до нього значень і другий вертикальну ділянку.

При проведенні розрахунків користуємося наступними умовними позначеннями: h - глибина свердловини по вертикалі, м; S - загальний відхід свердловини (зсув), м; n - вертикальна проекція n-го інтервалу, м; Sn - горизонтальна проекція n-го інтервалу, м; ln - довжина n-го інтервалу, м; Rn - радіус кривизни n-го інтервалу, м; L - глибина свердловини по стовбуру, м; q n - зенітний кут свердловини в кінці n-го інтервалу, град.


При розрахунку пятіінтервального профілю свердловини користуються такими проектними даними: глибина свердловини по вертикалі (до підошви продуктивного пласта) h = 2760 м; загальний відхід свердловини S = 1149 м; можлива довжина інтервалу стабілізації l 3 = 2249 м; радіус кривизни 4-го інтервалу R 4 = 498 м; встановлюється довжина п'ятого вертикальної ділянки H 5 = 250м.

Далі визначаються проміжні параметри R 0 і Н за формулами:

R 0 = R 2 + R 4 м; (2.4)

R 0 = 401 +498 = 899 м;

Н = h-Н 1-Н 5 м; (2.5)

Н = 2760-100-250 = 2410 м.

Зенітний кут наприкінці другого інтервалу за формулою 2.6 складе:

q 2 = arcsin (R 0 · H-(R 0-S) × (H 2-S · (2 · R 0-S) 2) 0,5 / (H 2 + R 0 2 - S · (2 · R 0-S))) град; (2.6)

q 2 = arcsin (899 · 2410 - (899-1149) · (2410 лютого -1149 · (2.899 -1149) 2) 0,5 / (2410 2 + 899 2 - 1149 · (2 · 899-1149) )) = 27,75 град

Розрахунок профілю на другому інтервалі ведеться за наступними формулами:

l 2 = 0,01745 · R 2 q 2 м; (2.7)

l 2 = 0,01745 · 401 · 27,75 = 194 м;

Н 2 = R 2 · sin q 2 м; (2.8)

Н 2 = 401 sin27, 75 = 186 м;

S 2 = R 2 · (1-cos q 2) м; (2.9)

S 2 = 401 · (1 - cos 27,75) = 46 м.

Інші параметри визначаються за наступними формулами:

Н 3 = h - Н 1 - Н 5 - (R 2 + R 4) · sin q 2 м; (2.10)

Н 3 = 2760-100 - 250 - (401 + 498) · sin 27,75 = 1992 м

l 3 = Н 3 / cos q 2 м; (2.11)

l 3 = 1991/cos 27,75 = 2249 м;

S 3 = Н 3 · tg q 2 м; (2.12)

S 3 = тисяча дев'ятсот дев'яносто один · tg27, 75 = 1046 м;

l 4 = 0,01745 · R 4 · q 2 м; (2.13)

l 4 = 0,01745 · 498 · 27,75 = 242 м;

S 4 = R 4 · (1-cos q 2) м; (2.14)

S 4 = 498 · (1-cos 27,75) = 57 м;

Н 4 = R 4 · sin q 2 м; (2.15)

Н 4 = 498 · sin 27,75 = 232 м;

L = Н 1 + l 2 + l 3 + l 4 + Н 5 м; (2.16)

L = 100 + 194 + 2249 + 242 + 250 = 3035 м

h = Н 1 + Н 2 + Н 3 + Н 4 + Н 5 м; (2.17)

h = 100 +186 +1992 +232 +250 = 2760 м

S = S 2 + S 3 + S 4 м; (2.18)

S = 46 +1046 +57 = 1149 м.

Всі розрахункові параметри заносяться в програму на проводку похило спрямованої свердловини відображеної в табл.2.2

Таблиця 2.2 Програма на проводку похило спрямованої свердловини

Інтервал, м

Зенітний кут, град

Відхилення, м

Подовження стовбура, м

Глибина по стовбуру, м

від

до

довжина

поч.

конеч.

на інтерв.

всього

на інтерв.

всього


0

100

286

2278

2510

100

286

2278

2510

2760

100

186

1992

232

250

0

0

27,75

27,75

0

0

27,75

27,75

0

0

0

46

1046

57

0

0

46

1092

1149

1149

0

7

258

10

0

0

7

265

275

275

100

294

2543

2785

3035

При проведенні свердловини інтенсивність просторового викривлення не повинна перевищувати 1,5 град/10 метрів.

2.3 Розробка режимів буріння

2.3.1 Обгрунтування класу і типорозмірів доліт за інтервалами буріння

В основу вибору типів доліт покладені фізико-механічні властивості гірських порід (твердість, абразивність, пластичність та ін.)

Раціональним типом долота даного розміру для конкретних геолого-технічних умов буріння є такий тип, який при бурінні в розглянутих умовах забезпечує мінімум експлуатаційних витрат на 1 м проходки.

Керуючись досвідом буріння свердловин в аналогічних геологічних умовах на площах Західного Сибіру раціонально застосування трехшарошечние доліт.

При бурінні під кондуктор в інтервалі 0 - 650 м геологічний розріз представлений глинами, пісками, супісками з твердістю за штампом 100 МПа (див. табл.1.3), категорією порід за промислової класифікації М, абразивністю IV - X категорії.

Виходячи з того, що буріння турбобуром характеризується високими частотами обертання породоруйнуючого інструменту, для буріння під кондуктор вибираємо високооборотному долото з типом опор "В" - опори шарошок на підшипниках кочення з бічним промиванням, діаметром 295,3 мм. Виходячи з багаторічного досвіду роботи на даному родовищі для буріння під кондуктор застосовуємо долото III 295,3 СЗ-ГВ.

На інтервалі 650 - 2510 м геологічний розріз представлений глинами, пісками, супісками, пісковиками, аргілітами з твердістю за штампом 100 - 200 МПа, категорією порід за промислової класифікації М, МС і абразивністю IV - X категорії. Вибирається високооборотному долото з типом опор "В" - опори шарошок на підшипниках кочення з бічним промиванням, діаметром 215,9 мм. Для буріння під експлуатаційну колону застосовуємо долота III 215,9 МЗ-ГВ у верхній частині інтервалу і III 215,9 С-ГВ в нижній частині.

На інтервалі 2510 - 3105 м геологічний розріз представлений пісковиками, аргілітами, алевролітами з твердістю за штампом 200 - 500 МПа, категорією порід за промислової класифікації МС, С і абразивністю VI - X категорії. Досвід робіт на даному родовищі в останні роки показав високу ефективність застосування на цьому інтервалі доліт з маслонаповненими опорами 8 ½ MF - 15 виробництва фірми "Смітт".

Застосовувані долота за інтервалами буріння представлені в табл.2.3

Таблиця 2.3 Типорозміри доліт за інтервалами буріння

Інтервал, метр

Типорозмір долота

0 - 650

650 - 2550

2550 - 3105

III 295,3 СЗ-ГВ

III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ

8 ½ MF - 15

2.3.2 Розрахунок осьового навантаження на долото

При розрахунку осьового навантаження на долото використовують такі методи:

Статистичний аналіз відпрацювання доліт в аналогічних геолого-технічних умов.

Аналітичний розрахунок на основі якісних показників фізико-механічних властивостей гірської породи і характеристик шарошкових доліт, застосування базових залежностей довговічності долота і механічної швидкості буріння від основних параметрів буріння.

Найбільш точним вважається статистичний метод розрахунку осьового навантаження, після розрахунку отримане значення порівнюється з допустимим навантаженням за паспортом долота і приймається навантаження в межах обчислених величин.

Осьова навантаження на долото розраховується за формулою:

G OC = G O · Д Д кН, (2.19)

де g O - питоме навантаження на 1 м діаметра долота для буріння в породах даної категорії, кН / метр.

Для даного району робіт ЗапСібНІІ рекомендує застосовувати такі питомі навантаження [4]:

для порід категорії М: g O <200 кН / м;

для порід категорії МС: g O <200 - 400 кН / м;

для порід категорії С: g O <400 - 800 кН / м.

Для буріння під кондуктор на інтервалі 0 - 650 м g O = 200 кН / м, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації М. Тоді за формулою (2.19):

G OC = 200.0, 295 = 59,06 кН.

Розрахункове значення осьового навантаження не повинно перевищувати 80% від допустимої за паспортом долота:

G OC <0,8 · G Д O П кН, (2.20)

де G ДOП - допустиме навантаження на долото за паспортом, кН.

Для долота III 295,3 СЗ-ГВ G Д O П = 400кН, тоді за формулою (2.20):

G OC <0,8 · 400 = 320 кН.

Умова виконується. З отриманих даних випливає, що на інтервалі кондуктора осьова навантаження складе 60 кН.

Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 650 -1400 м g O = 300 кН / м, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації М, МС. Тоді за формулою (2.19):

G OC = 300.0, 2159 = 70 кН.

Для долота III 215,9 МЗ-ГВ G Д O П = 250кН, тоді за формулою (2.20):

G OC <0,8 · 250 = 200 кН.

Умова виконується. З отриманих даних випливає, що для буріння під експлуатаційну колону осьове навантаження на інтервалі 650 -1400 метрів складе 70 кН.

Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 1400 - 2550 м g O = 400 кН / м, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації МС. Тоді за формулою (2.19):

G OC = 400.0, 2159 = 86,36 кН.

Для долота III 215,9 С-ГВ G Д O П = 250кН, за формулою (2.20):

G OC <0,8 · 250 <200 кН.

Умова виконується. З отриманих даних випливає, що для буріння під експлуатаційну колону осьове навантаження на інтервалі 1400 - 2550 м складе 90 кН.

Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 2550 - 3105 м g O = 800 кН / м, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації МС. Тоді за формулою (2.19):

G OC = 800.0, 2159 = 172,72 кН.

Для долота 8 ½ MF -15 G Д O П = 319кН, тоді за формулою (2.20):

G OC <0,8 · 319 <255,2 кН.

Умова виконується. З отриманих даних випливає, що для буріння під експлуатаційну колону осьове навантаження на інтервалі 2550 - 3105 м складе 180 кН.

Розрахункові значення осьового навантаження по інтервалах буріння представлені в табл.2.4

Таблиця 2.4 Розрахункові значення осьового навантаження по інтервалах буріння

Інтервал, метр

Осьова навантаження, кН

0 - 650

650 - 1400

1400 - 2550

2550 - 3105

60

70

90

180

2.3.3 Розрахунок частоти обертання долота

Кожному класу порід відповідають свої оптимальні частоти обертання доліт, при яких руйнування гірських порід максимально.

Оптимальні частоти обертання доліт знаходяться в діапазонах:

для доліт типу М 250 - 400 об / хв;

для доліт типу МС 150 - 300 об / хв;

для доліт типу С 100 - 200 об / хв.

Перевищення оптимальних частот обертання викликає зниження механічної швидкості буріння і, як наслідок, швидку поломку долота.

Розрахунок частоти оборотів ведеться по 3 методам:

Статистичний метод (за граничною окружної швидкості).

Технологічний метод (по зносу опор долота).

Аналітичний метод (за часом контакту зубів долота з породою).

Розрахунок оптимальної частоти обертання доліт статистичним методом проводиться за формулою:

n = (60 · V лін) / (π · Д Д) об / хв, (2.21)

де n - частота обертів долота, об / хв;

V лин - рекомендована лінійна швидкість на периферії долота, м / с;

Для порід:

типу М та МОЗ V лін = 3,4 ... 2,8 м / с;

типу МС і МСЗ V лін = 2,8 ... 1,8 м / с;

типу С і СЗ V лін = 1,8 ... 1,3 м / с.

для порід категорії С: g O <400 - 800 кН / метр.

Для буріння під кондуктор на інтервалі 0 - 650 метрів V лін = 3,4, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації М, за формулою (2.21):

n = (60.3, 4) / (3,14 · 0,2953) = 220 об / хв.

Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 650 -1400 м V лін = 3,4, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації М, МС, за формулою (2.21):

n = (60.3, 4) / (3,14 · 0,2159) = 300 об / хв.

Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 1400 - 2550 м V лін = 2,8, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації МС, за формулою (2.21):

n = (60.2, 8) / (3,14 · 0,2159) = 250 об / хв.

Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 2550 - 3105 м Vлін = 1,3, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації С, за формулою (2.21):

n = (60.1, 3) / (3,14 · 0,2159) = 115 об / хв.

Розрахунок оптимальної частоти обертання доліт технологічним методом по зносу опор доліт проводиться за формулою:

n = Те / (0,02 · (α +2)) об / хв, (2.22)

де α - коефіцієнт, що характеризує властивості гірських порід (для М = 0,7 ... 0,9; для С = 0,5 ... 0,7);

То - константа, що характеризує стійкість опор долота, яка визначається за формулою:

То = 0,0935 · Дд. (2.23)

Для буріння під кондуктор на інтервалі 0 - 650 м α = 0,9, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації М, за формулою (2.22):

n = 0,0935 · 295,3 / (0,02 · (0,7 +2)) = 521 об / хв.

Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 650 -2550 м, α = 0,7, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації М, МС за формулою (2.22):

n = 0,0935 · 215,9 / (0,02 · (0,7 +2)) = 380 об / хв.

Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 2550 - 3105 м α = 0,5, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації С, за формулою (2.22):

n = 0,0935 · 215,9 / (0,02 · (0,5 +2)) = 404 про / хв.

Розрахунок оптимальної частоти обертання доліт аналітичним метод за часом контакту зубів долота з породою здійснюється за формулою:

n = 39 / К · Z) об / хв, (2.24)

де Z - кількість зубів на периферійному вінці шарошки;

τ К - мінімальна тривалість контакту зуба з породою, що залежить від категорії гірської породи:

для упругопластічних порід τ К = 6.10 -3 сек;

для пластичних порід τ К = 3 ... 6.10 -3 сек;

для упругохрупкіх порід τ К = 6 ... 8.10 -3 сек.

Для буріння під кондуктор на інтервалі 0 - 650 м τ К = 6.10 -3 сек, оскільки інтервал представлений упругопластічнимі породами. Для долота III 295,3 СЗ-ГВ Z = 22, тоді по форм. (2.24):

n = 39 / (6.10 -3 · 22) = 295 об / хв.

Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 650 -3105 м τ К = 6.10 -3 сек, оскільки інтервал представлений упругопластічнимі породами. Для долота III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ, 8 ½ MF - 15 Z = 22, тоді за формулою (2.24):

n = 39 / (6.10 -3 · 24) = 270 об / хв.

Отримані значення частот обертання представлені в табл.2.5

Таблиця 2.5 Оптимальна частота обертання доліт на інтервалах буріння

Інтервал, м

Частот обертання, об / хв

0 - 650

650 - 1400

1400 - 2550

2550 - 3105

220

300

160

115

2.3.4 Обгрунтування і вибір очисного агента

Бурові розчини виконують функції, які визначають не тільки успішність і швидкість буріння, але і введення свердловини в експлуатацію з максимальною продуктивністю. Основні з них - забезпечення швидкого поглиблення, збереження в стійкому стані стовбура свердловини і колекторських властивостей продуктивних пластів.

Виконання зазначених функцій залежить від взаємодії розчину з прохідними гірськими породами. Характер та інтенсивність цієї взаємодії визначається складом дисперсного середовища.

Тип бурового розчину, його компонентний склад і межі можливого застосування встановлюються в першу чергу, враховуючи геологічні умови.

Виходячи з досвіду буріння в Західному Сибіру, ​​з кращого боку показує себе полімергліністий розчин. Параметри, необхідні для якісного буріння і розкриття продуктивних горизонтів, цим розчином витримуються. Співвідношення ціни і якості прийнятно. Для приготування бурового розчину використовуються: глина бентонітова марки ПБМА, технічна вода і необхідний комплексний набір хімічних реагентів. Як хімреагентів використовують:; КМЦ марки Габроіл HV - високов'язка поліаніона целюлоза, застосовується для зниження фільтрації і збільшення в'язкості бурового розчину; Сайпан - відноситься до класу поліакриламідних реагентів, призначений для зниження фільтрації прісних розчинів з низьким вмістом твердої фази, ефективно стабілізує в'язкість бурових розчинів , утворює по всій поверхні стовбура міцну кірку, ефективно зменшує фільтрацію розчину; нітрілтріметілфосфоновую кислоту (НТФ) - фосфонових комплексон, застосовується як разріджувач прісних неінгібірованних розчинів; кальцинована сода (карбонат натрію), застосовується для зв'язування агресивних іонів кальцію і магнію при забрудненні бурового розчину мінералізованими хлоркальциевого і хлормагніевимі водами і цементом, також застосовується також як хімічний диспергатор глин і для регулювання рН бурового розчину; ФК - 2000 складається з аніонних, неіоногенних поверхнево-активних речовин та добавок, застосовується як профілактична антіпріхватная змащувальна добавка; ПКД - 515 - гармонійна поєднується композиція неионогенного ПАР, азотовмісна добавки та розчинника, призначений для зниження негативного впливу бурових розчинів та інших технологічних рідин на проникність продуктивних горизонтів.

Згідно з "Правилами безпеки в нафтовій та газовій промисловості" чинним з 1998 року тиск стовпа промивної рідини повинна перевищувати Рпл на глибині 0 - 1200 метрів на 10 - 15%, але не більше 1,5 МПа, на глибині 1200 - 2500 м на 7 - 10%, але не більше 2,5 МПа, на глибині 2500 - 2850 м на 7 - 4%, але не більше 3,5 МПа (по вертикалі). Пластовий тиск розраховується за формулою:

Рпл = grad Рпл · Н МПа, (2.25)

де grad Рпл - градієнт пластового тиску в інтервалі, МПа / м;

Н - глибина інтервалу, м. Питома вага бурового розчину, виходячи з пластового тиску, визначається за формулою:

q БР = Рпл / g · Н + (0,1 ... 0,15) · Рпл / g · Н Н / см 3, (2.26)

де g - прискорення вільного падіння, м / с 2; g = 9,8 м / с 2

0,1 ... 1,5 - необхідне перевищення гідростатичного тиску над пластовим.

Величина статистичного напруги зсуву через 10 хвилин визначається за формулою:

СНС 10> 5 · (2 - exp (-110 · d)) · d · (q П - q БР) ДПА, (2.27)

де d - діаметр частинки шламу, м;

q П - питома вага гірської породи, Н / см 3.

Величина статистичного напруги зсуву через 1 хвилину визначається за формулою:

СНС 1> (d · (q П - q БР) · g · К) / 6 ДПА, (2.28)

де К-коефіцієнт, що враховує реальну форму частинки шламу, приймаємо К = 1,5.

Умовна в'язкість по рекомендації ВНІІКр нафти визначається як:

УВ <21 · q БР · 10 -4 сек. (2.29)

Показник водовіддачі за рекомендацією ВНІІКр нафти визначається як:

Ф <(6.10 4 / q БР) +3 см 3 / 30 хв. (2.30)

При бурінні під кондуктор питома вага бурового розчину на інтервалі 0 - 600 м (по вертикалі), маючи grad Рпл = 0,01 (табл.1.4), по (2.26) складе:

q БР = 0,01 · 600 / 9,8 · 600 + (0,1 ... 0,15) · 0,01 · 600 / 9,8 · 600 = 1,12 ... 1,18 · 10 4 Н / см 3.

Так як породи в цьому інтервалі схильні до осипам і обвалів, то приймаємо слушну вага бурового розчину 1,18 · 10 4 Н / см 3.

Величина статистичного напруги зсуву через 10 хвилин при бурінні під кондуктор на інтервалі 0 - 600 м, маючи q П = 2,4 · 10 4 Н / см 3 та d = 8.10 -3 м, по (2.27) складе:

СНС 10> 5 · (2 - exp (-110 · 5.10 -3)) · 8.10 -3 · (2,4-1,18) · 10 4 = 40 ДПА.

Величина статистичного напруги зсуву через 1 хвилину при бурінні під кондуктор на інтервалі 0 - 600 м за формулою (2.28) складе:

СНС 1> (8.10 -3 · (2,4-1,18) · 10 4 · 9,8 · 1,5) / 6 = 20 ДПА.

Умовна в'язкість при бурінні під кондуктор на інтервалі 0 - 600 м за формулою (2.29) складе:

УВ <21.1, 18.10 4 · 10 -4 = 25сек.

Показник водовіддачі при бурінні під кондуктор на інтервалі 0 - 600 м за формулою (2.30) складе:

Ф <(6.10 4 / 1,18 · 10 4) +3 = 8 см 3 / 30 хв.

Приймемо значення показника водовіддачі Ф = 8 см 3 / 30 хв.

При бурінні під експлуатаційну колону питома вага бурового розчину на інтервалі 600 - 1200 м при grad Рпл = 0,01, за формулою (2.26) складе:

q БР = 0,01 · 1200 / 9,8 · 1200 + (0,1 ... 1,5) · 0,01 · 1200 / 9,8 · 1200 = 1,12 ... 1,18 · 10 4 Н / см 3.

Приймаються питома вага бурового розчину при бурінні на інтервалі 600 - 1200 м рівний 1,12 · 10 4 Н / см 3, оскільки прийнявши мінімально допустимий питома вага збільшується механічна швидкість при турбінному способі буріння.

При бурінні під експлуатаційну колону питома вага бурового розчину на інтервалі 1200 - 2500 м при grad Рпл = 0,01, за формулою (2.26) складе:

q БР = 0,01 · 1200 / 9,8 · 2500 + (0,1 ... 0,07) · 0,01 · 1200 / 9,8 · 2500 = 1,09 ... 1,12 · 10 4 Н / см 3.

Приймаються слушну вага бурового розчину при бурінні на інтервалі 1200 - 2500 м рівний 1,12 · 10 4 Н / см 3, так як на інтервалі можливі прихвати та осипи стінок свердловини.

Величина статистичного напруги зсуву через 10 хвилин при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 600 - 2500 м при q П = 2,4 · 10 4 Н / см 3 та d = 3.10 -3 м, по форм. (2.27) складе:

СНС 10> 5 · (2 - exp (-110 · 5.10 -3)) · 3.10 -3 · (2,4-1,12) · 10 4 = 20 ДПА.

Величина статистичного напруги зсуву через 1 хвилину при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 600 - 2500 м за формулою (2.28) складе:

СНС 1> (3.10 -3 · (2,4-1,12) · 10 4 · 9,8 · 1,5) / 6 = 10 ДПА.

Умовна в'язкість при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 600 - 2500 м за формулою (2.29) складе:

УВ <21.1, 12.10 4 · 10 -4 = 24сек.

Показник водовіддачі при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 600 - 2500 м за формулою (2.30) складе:

Ф <(6.10 4 / 1,12 · 10 4) +3 = 8 см 3 / 30 хв.

Приймемо значення показника водовіддачі Ф = 8 см 3 / 30 хв.

При бурінні під експлуатаційну колону питома вага бурового розчину на інтервалі 2500 - 2830 м, маючи grad Рпл = 0,0102, за формулою (2.26) складе:

q БР = 0,0102 · 2830 / 9,8 · 2830 +

(0,04 ... 0,07) · 0,0101 · 2830 / 9,8 · 2830 = 1,08 ... 1,1 · 10 4 Н / см 3.

Тому що на цьому інтервалі розкривається продуктивний нафтоносний пласт, то приймаємо слушну вага бурового розчину 1,08 · 10 4 Н / см 3.

Величина статистичного напруги зсуву через 10 хвилин при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 2500 - 2830 м, маючи q П = 2,4 · 10 4 Н / см 3 та d = 3.10 -3 м;, за формулою (2.27) складе :

СНС 10> 5 · (2 - exp (-110 · 5.10 -3)) · 3.10 -3 · (2,4-1,08) · 10 4 = 20 ДПА.

Величина статистичного напруги зсуву через 1 хвилину при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 2500 - 2830 м за формулою (2.28) складе:

СНС 1> (3.10 -3 · (2,4-1,08) · 10 4 · 9,8 · 1,5) / 6 = 10 ДПА.

Умовна в'язкість при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 2500 - 2830 м за формулою (2.29) складе:

УВ <21.1, 08.10 4 · 10 -4 = 23сек.

Показник водовіддачі при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 2500 - 2830 м за формулою (2.30) складе:

Ф <(6.10 4 / 1,08 · 10 4) +3 = 8 см 3 / 30 хв.

Приймемо значення показника водовіддачі Ф = 6 ... 4 см 3 / 30 хв.

Рівень рН по всіх інтервалам приймаємо рівний 8, так як застосовуваний комплекс хімреагентів забезпечує стабільну роботу при рівні рН> 8.

Показник змісту піску, виходячи з досвіду буріння свердловин на даній площі, за всіма інтервалам приймаємо рівний 1%.

Так як проектована свердловина є похило спрямованої, то проектовані параметри бурового розчину представлені по довжині стовбура і зведені в табл.2.6

Таблиця 2.6 Параметри бурового розчину на інтервалах буріння

Інтервал буріння, м

Питома вага, 10 4 Н / см 3

СНС 10 ДПА

СНС 1 ДПА

Умовна в'язкість, сек

Показник фільтрації, см 3 / 30 хв

рН

П,%

від

до








0

650

1,18

40

20

25

8

8

1

650

2650

1,12

20

10

24

8

8

1

2650

3105

1,08

20

10

23

6 - 4

8

1

2.3.5 Розрахунок необхідного витрати очисного агента

Витрата промивної рідини повинен забезпечити:

ефективне очищення вибою свердловини від шламу;

транспортування шламу на поверхню без акумуляції його в кільцевому просторі між бурильними трубами і стінками свердловини;

нормальну (стійку) роботу вибійного двигуна;

збереження цілісності та нормального діаметра стовбура свердловини (попередження ерозії стінок свердловини і гідророзриву порід).

Розрахунок витрати промивної рідини для ефективності очищення вибою свердловини робиться за формулою:

Q = К · S ЗАБ л / сек, (2.31)

де

К - коефіцієнт питомої витрати рідини дорівнює 0,3 ... 0,65 м 3 / сек на 1 м 2 забою, приймається К = 0,65;

S ЗАБ - площа забою м 2, визначається за формулою:

S ЗАБ = 0,785 · Д Д 2 м 2. (2.32)

При бурінні під кондуктор долотом діаметром 0,2953 м за формулою (2.31):

Q = 0,65 · 0,785 · 0,2953 2 = 0,044 м 3 / сек.

При бурінні експлуатаційну колону долотом діаметром 0,2159 м за формулою (2.31):

Q = 0,65 · 0,785 · 0,2159 2 = 0,023 м 3 / сек.

Розрахунок витрати промивної рідини по швидкості висхідного потоку визначається за формулою:

Q = V зрост · S КП м 3 / сек, (2.33)

де V зрост - швидкість висхідного потоку; рекомендована швидкість згідно промислової класифікації гірських порід знаходиться в межах: М = 0,9 ... 1,3 м / сек, С = 0,7 ... 0,9 м / сек.

S КП - площа кільцевого простору, м 2, яка розраховується за формулою:

S КП = 0,785 · Д 2 - d БТ 2) м 2, (2.34)

де d БТ - діаметр бурильних труб, м 2; приймаємо d БТ = 0,147 метра.

При бурінні під кондуктор долотом діаметром 0,2953 м приймаємо V зрост = 0,9 згідно промислової класифікації, за формулою (2.33):

Q = 0,9 · 0,785 · (0,2953 2 - 0,147 2) = 0,046 м 3 / сек.

При бурінні під експлуатаційну колону долотом діаметром 0,2159 м на інтервалі 650 -1400 метрів приймаємо V зрост = 0,9 згідно промислової класифікації, за формулою (2.33):

Q = 0,9 · 0,785 · (0,2159 2 - 0,147 2) = 0,017 м 3 / сек.

При бурінні під експлуатаційну колону долотом діаметром 0,2159 м на інтервалі 1400 - 3105 метрів приймаємо V зрост = 0,7 згідно промислової класифікації, за формулою (2.33):

Q = 0,7 · 0,785 · (0,2159 2 - 0,147 2) = 0,014 м 3 / сек.

Розрахунок витрати промивної рідини, виходячи з умови створення гідромоніторного ефекту, розраховується за формулою:

Q = Fн · 0,75 м 3 / сек, (2.35)

де Fн - площа поперечного перерізу насадок, м 2; визначається за формулою:

Fн = π · d Н / 4 · m м 2, (2.36)

де d Н - діаметр насадок, м;

m - число насадок, m = 3.

При бурінні під кондуктор долотом III 295,3 СЗ-ГВ, що має d Н = 0,015 м за формулою (2.35):

Q = 3,14 · 0,015 / 4.3.0, 75 = 0,039 м 3 / сек.

При бурінні під експлуатаційну колону долотами III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ, 8 ½ MF - 15 мають d Н = 0,01 м за формулою (2.35):

Q = 3,14 · 0,01 / 4.3.0, 75 = 0,017 м 3 / сек.

Розрахунок витрати промивної рідини, що забезпечує винос шламу ведеться за формулою:

Q = V КР · S MAX + (S ЗАБ · V MЕХ · (j П-j Ж)) / (j СМ - j Ж) м 3 / сек, (2.37)

де V КР - швидкість частинок шламу щодо промивної рідини, м / сек; V КР = 0,5 м / сек;

S MAX - максимальна площа кільцевого простору у відкритому стовбурі, м 2, визначається за формулою (2.34);

V MЕХ - механічна швидкість буріння, м / сек; застосовуємо V MЕХ = 0,005 м / сек;

j П - питома вага породи, Н / м 3;

j Ж - питома вага промивної рідини, Н / м 3;

j СМ - питома вага суміші шламу і промивної рідини, Н / м 3;

j СМ - j Ж = 0,01 ... 0,02 · 10 4 Н / м 3; приймаємо 0,02 · 10 4 Н / м 3.

При бурінні під кондуктор витрата промивальної рідини, що забезпечує винос шламу, за формулою (2.37) складе:

Q = 1,5 · 0,785 · (0,2953 2 - 0,147 2) + (0,785 · 0,2953 2 · 0,005 · (2,4 · 10 4 - 1,18 · 10 4)) / 0,02 · 10 4 = 0,049 м 3 / с.

При бурінні під експлуатаційну колону витрата промивальної рідини, що забезпечує винос шламу, за формулою (2.38) складе:

Q = 0,5 · 0,785 · (0,2159 2 - 0,147 2) + (0,785 · 0,2159 2 · 0,05 · (2,4 · 10 Квітня -1,08 · 10 4)) / 0,02 · 10 4 = 0,029 м 3 / с.

Розрахунок витрати промивної рідини, що запобігає розмив стінок свердловини, ведеться за формулою:

Q = V КП MAX · S MIN м 3 / сек, (2.38)

де S MIN - мінімальна площа кільцевого простору;

V КП MAX - максимально допустима швидкість течії, рідини в кільцевому просторі, м / сек; приймаємо V КП MAX = 1,5 м / сек.

Максимальні діаметри бурового інструменту: при бурінні під кондуктор - турбобур діаметром 0,240 м, при бурінні під експлуатаційну колону - турбобур діаметром 0, 195 м.

При бурінні під кондуктор витрата промивальної рідини, що запобігає розмив стінок свердловини за формулою (2.38) складе:

Q = 1,5 · 0,785 · (0,2953 2 - 0,240 2) = 0,035 м 3 / сек.

При бурінні під експлуатаційну колону витрата промивальної рідини, що запобігає розмив стінок свердловини складе за формулою (2.38):

Q = 1,5 · 0,785 · (0,2159 2 - 0, 195 2) = 0,01 м 3 / сек.

Розрахунок витрати промивної рідини, для запобігання прихватів ведеться за формулою:

Q = V КП MIN · S MAX м 3 / сек, (2.39)

Де V КП MIN - мінімально допустима швидкість промивної рідини в кільцевому просторі;

приймаємо V КП MIN = 0,5 м / сек;

S MAX - максимальна площа кільцевого простору; мінімальний діаметр бурового інструменту у бурильних труб діаметр = 0,127 м.

При бурінні під кондуктор витрата промивальної рідини, що запобігає прихвати складе за формулою (2.39):

Q = 0,5 · 0,785 · (0,2953 2 - 0,127 2) · 10 3 = 0,027 м 3 / сек.

При бурінні під експлуатаційну колону витрата промивальної рідини, що запобігає прихвати складе за формулою (2.39):

Q = 0,5 · 0,785 · (0,2159 2 - 0,127 2) · 10 3 = 0,012 м 3 / сек.

Остаточний вибір витрати промивної рідини обумовлений продуктивністю насосів при заданому коефіцієнті наповнення за формулою:

Q = m · n · Q н м 3 / сек, (2.40)

де m - коефіцієнт наповнення (m = 0,8);

n - число насосів;

Q н - продуктивність насоса з коефіцієнт наповнення m = 1,0.

У розрахунку прінімаеются4 показники бурового насоса УНБТ - 950 з діаметром втулок рівним 160 мм Q н = 0,037 м 3 / сек.

При бурінні під кондуктор витрата промивальної рідини складе за формулою (2.40):

Q = 0,8 · 2.0, 037 = 0,059 м 3 / сек

При бурінні під експлуатаційну колону витрата складе:

Q = 0,8 · 1.0, 037 = 0,029 м 3 / сек

Розрахункові значення витрати промивної рідини на інтервалах буріння заносимо в табл. 2.7.

Таблиця 2.7 Витрата промивної рідини за інтервалами буріння

Інтервал, метр

Витрата промивної рідини, м 3 / сек

0 - 650

650 - 3105

0,059

0,029

2.4 Розробка рецептур бурового розчину

У даному розділі обгрунтовується рецептура приготування бурового розчину з параметрами, розрахованими у розділі 2.3.4

Приготування бурового розчину проводиться з бентонітової глинопорошків марки ПБМА і технічної води. Розрахунок кількості застосовуваних компонентів ведеться за методикою, представленою в [6].

Вихідні дані:

m Г, m В - маса глини і води, кг;

V г, V в - обсяг глини і води, м 3;

q Г, q БР, q В - питома вага глини, бурового розчину і води, Н / м 3;

n - вологість глини в частках одиниці.

Розрахунок кількісних показників для приготування 1 м 3 глинистого розчину з заданим питомою вагою ведеться за формулами:

m Г = q Г · (q БР - q У) / (q Г - q В · (1 - n + n · q Г)) кг; (2.41)

V г = m Г · (1 - n + n · q Г) / q Г м 3; (2.42)

V в = 1 - V г м 3; (2.43)

m В = V в · q У кг. (2.44)

Якісні показники бентонітової глинопорошків марки ПБМА, що застосовується для приготування бурового розчину: q Г = 2,25 · 10 4, n = 0,08.

За наданими формулами розраховується:

m Г = 2,25 · 10 4 · (1,18 · 10 квітня - 1,0 · 10 4) / (2,25 · 10 квітня - 1,0 · 10 квітень · (1-0,08 + 0,08 · 2,25 · 10 4)) = 358 кг;

V г = 358 · (1-0,08 + 0,08 · 2,25 · 10 4) / 2,25 · 10 4 = 0,175 м 3;

V в = 1 - 0,175 = 0,825 м 3;

m В = 0,825 · 1,0 · 10 4 = 825кг.

Для буріння кондуктора необхідно приготування 80 м 3 бурового розчину з заданим питомою вагою, для цього буде потрібно:

m Г = 358 · 80 = 30800 кг;

V г = 0,175 · 80 = 14 м 3;

V в = 0,825 · 80 = 66 м 3;

m В = 825 · 80 = 66000 кг.

Регулювання фільтрації бурового розчину здійснюється реагентами: Сайпан або КМЦ. Для обробки бурового розчину Сайпане готується 1,5% - і водний розчин (15 кг сухого реагенту на 1 м 3 води). При первинній обробці добавка Сайпану становить 0,1%, тобто 1 кг сухого реагенту на 1 м 3 бурового розчину. Розчин Сайпану вводиться за 1 цикл циркуляції. Для подальших обробок достатньо 1% - го (10 кг на 1 м 3 води) водного розчину Сайпану з розрахунку 0,5 кг на 1 м 3 бурового розчину. Розчин реагенту вводиться за 2 циклу.

При бурінні під кондуктор Сайпан вводиться з розрахунку не більше 0,3 кг на 1 м 3 бурового розчину, що забезпечує в'язкість 35 - 40 секунд і фільтрацію 8 см 3 за 30 хв, при бурінні інтервалу 670 - 1300 м в кількості 0,7 кг / м 3 бурового розчину, при бурінні інтервалу 1300 - 1830 м 1,4 кг / м 3 розчину для зниження фільтрації до 5 см 3 / 30 хв.

Для збільшення в'язкості бурового розчину необхідно застосування хімреагентів КМЦ високов'язкої марки. Обробка бурового розчину проводиться водним розчином КМЦ марки Габройл Н V з розрахунку 1: 10 від кількості хімреагенти Сайпан.

Для зниження коефіцієнта тертя і липкості глинистої кірки а також для збереження колекторських властивостей пласта застосовується хімреагенти ФК - 2000. Обробка бурового розчину виробляється 10% - й водної емульсією з розрахунку 5 кг на 1 м 3 бурового розчину.

В інтервалі буріння з-під кондуктора з метою виключення дії сполук Са необхідно скинути розчин, на якому разбурівается цементний стакан, обов'язкове обробка бурового розчину кальцинованої содою.

Перед розкриттям продуктивного пласта для збереження колекторських властивостей вводиться ПАР. Приготування розчину ПКД - 515 з товарного продукту виробляють у глиномес, використовуючи технічну воду. ПКД - 515 вводять в глиномес, наповнений на 2 / 3 об'єму водою в кількості 200 літрів товарного продукту і ретельно перемішують протягом 30-40 хвилин. Водний розчин ПКД - 515 вводять в буровий розчин протягом 2-х циклів, безпосередньо при розтині продуктивного пласта.

В якості розріджувачі використовується НТФ, яка вводиться в буровий розчин у вигляді 1% водного розчину (10 кг реагенту на 1 м 3 води). Добавки фосфонових комплексонів складають 0,01-0,05% від маси бурового розчину. Для початкового обважнення бурового розчину використовується бентонітовий глінопорошок марки ПБМА з виходом 12-13 м 3 з 1 тонни, щільністю 2,2 - 2,3 г / см 3, вологістю 6-10%. Для обважнення бурового розчину вводиться глінопорошок з розрахунку на кожні 0,01 г / см 3 - 20 кг на 1 м 3 розчину. Так як пропонована рецептура приготування бурового розчину не зазнала змін, то приймаються дані про витрату хімреагентів на 1 м проходки взяті з групового технічного проекту на будівництво свердловин на Ігольско-Талове родовищі і приведені в табл.2.8.

Таблиця 2.8 Норми витрати хімреагентів при будівництві свердловини

Найменування

Кількість


На 1 м проходки в інтервалі

0 - 650

На 1 м проходки в інтервалі

650 - 3105

На свердловину

Сайпан

0,14 кг

0,36 кг

975 кг

ФК-2000

0,55 кг

1,0 кг

2800 л

ПАР (ПКД-515)

-

-

200 л

НТФ

-

0,04 кг

100 кг

Кальцинуюча. сода

-

0,05 кг

120 кг

Габроіл Н V

0,04 кг

0,04 кг

125 кг

Бентоніт

-

-

30800 кг

2.5 Вибір та обгрунтування типу вибійного двигуна

Вибір типу вибійного двигуна здійснюється в залежності від проектного профілю свердловини, розміру доліт, режимних параметрів. Вибір вибійного двигуна з оптимальними характеристиками дозволяє досягти високих якісних показників. Основні вимоги до забійними двигунів:

Діаметр вибійного двигуна повинен лежати в інтервалі 80-90% від Дд.

Витрата промивної повинен бути близьким до номінального вибійного двигуна (див. табл.2.6).

Крутний момент, що розвивається забійними двигуном, повинен забезпечити ефективне руйнування гірської породи на вибої свердловини.

Вибійний двигун повинен забезпечувати частоту обертання долота, що знаходиться в межах або не менш цих значень, необхідних для руйнування гірських порід (див. табл.2.5).

Характеристики застосовуваних турбобуров і турбінних відхилювача виробництва кунгурского машинобудівного заводу представлені в табл.2.9 і 2.10, характеристика гвинтового вибійного двигуна виробництва Пермської філії ВНІІБТ наведена в табл.2.11

Таблиця 2.9 Характеристики турбобуров

Характеристики

А9ГТШ

3ТСШ1-195

Зовнішній діаметр корпусу, м

0,240

0, 195

Діна в зборі, м

23,3

25,7

Витрата бурового розчину, м 3 / сек

0,045

0,030

Момент сили на вихідному валу, Н × м

3060

2009

Частота обертання вала в робочому режимі, об / хв

246

384

Перепад тиску в робочому режимі, МПа

5,5

3,9

ККД,% не менше

32

51

Напрацювання на відмову турбінної секції, год

1200

1200

Маса, кг

6125

4790

Таблиця 2.10 Характеристики турбінних відхилювача

Характеристики

ТО-240К

ТО-195К

Зовнішній діаметр корпусу, м

0,240

0, 195

Діна в зборі, м

10,2

9,8

Кут перекосу, град

1,5

1,5

Витрата бурового розчину, м 3 / сек

0,045

0,030

Момент сили на вихідному валу, Н × м

1489

1252

Частота обертання вала в робочому режимі, об / хв

398

375

Перепад тиску в робочому режимі, МПа

3,4

3,7

ККД,% не менше

32

48

Напрацювання на відмову турбінної секції, год

400

400

Маса, кг

2700

2350

Таблиця 2.11 Характеристика гвинтового вибійного двигуна

Характеристики

Д2 - 195

Зовнішній діаметр корпусу, м

0, 195

Діна в зборі, м

6,5

Витрата бурового розчину, м 3 / сек

0,030

Момент сили на вихідному валу, Н × м

5200

Частота обертання вала в робочому режимі, об / хв

114

Перепад тиску в робочому режимі, МПа

4,3

Напрацювання на відмову, год

180

Повний призначений ресурс, год

600

Маса, кг

1100

При виборі турбобура необхідне виконання основної умови:

МЗД> М, (2.45)

де МЗД - необхідний крутний момент на валу вибійного двигуна, Н × м;

М - необхідний крутний момент на валу вибійного двигуна при роботі його на воді, Н × м, що визначається за формулою:

М = 500 · Дд + (Q оп +120 · Дд) · G Н × м, (2.46)

де Q оп - досвідчений коефіцієнт (Q оп = 1 ... 2 Н × м / кН) [7];

G - осьове навантаження на інтервалі буріння (див. табл.2.4), кН.

Необхідний крутний момент на валу вибійного двигуна визначається за формулою:

МЗД = 2 · МТН · ((q · Q 2) / (q В · Q тн 2)) Н × м, (2.47)

де

МТН-номінальний крутний момент на валу вибійного двигуна, Н × м;

q - питома вага бурового розчину, Н / см 3;

q В - питома вага води, Н / см 3;

Q - витрата промивальної рідини, м 3 / сек;

Q тн - номінальний витрата промивальної рідини, м 3 / сек.

При бурінні під кондуктор за формулою (2.46):

М = 500 · 0,2953 + (2 +120 · 0,2953) · 60 = 2394 Н × м.

Для турбобура А9ГТШ за формулою (2.47):

МЗД = 2.3060 · ((1,18 · 10 4 · 0,059 2) / (1.10 4 · 0,045 2)) = 12414> 2394 Н × м.

Умова (2.45) виконується, отже, по цій умові турбобур підходить. Для турбінного відхилювача ТО - 240К за формулою (2.47):

МЗД = 2.1489 · ((1,18 · 10 4 · 0,059 2) / (1.10 4 · 0,045 2)) = 6041> 2394 Н × м.

Умова (2.45) виконується, отже, по цій умові турбінний відхилювача підходить.

При бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 650 - 2550 м за формулою (2.46):

М = 500 · 0,2159 + (2 +120 · 0,2159) · 90 = 2620 Н × м.

Для турбобура 3ТСШ1-195 за формулою (2.47):

МЗД = 2.2009 · ((1,1 · 10 4 · 0,030 2) / (1.10 4 · 0,030 2)) = 4420> 2620 Н × м.

Умова (2.45) виконується, отже, по цій умові турбобур підходить.

Для турбінного відхилювача ТО - 195К за формулою (2.47):

МЗД = 2.1252 · ((1,1 · 10 4 · 0,059 2) / (1.10 4 · 0,045 2)) = 2754> 2394 Н × м.

Умова (2.45) виконується, отже по цій умові турбінний відхилювача підходить.

При бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 2550 - 3105 м за формулою (2.46):

М = 500 · 0,2159 + (2 +120 · 0,2159) · 180 = 5131 Н × м.

Для віінтового вибійного двигуна Д2 - 195 за формулою (2.47):

МЗД = 2.5200 · ((1,09 · 10 4 · 0,030 2) / (1.10 4 · 0,030 2)) = 11336> 5131 Н × м

Умова (2.45) виконується, отже, по цій умові турбобур підходить.

2.6 Гідравлічний розрахунок промивання свердловини

Мета складання гідравлічної програми буріння - визначення раціонального режиму промивки свердловини, що забезпечує найбільш ефективну відпрацювання доліт, при дотриманні вимог та обмежень, обумовлених геологічними особливостями розкритої інтервалу, енергетичними, технічними та експлуатаційними характеристиками застосовуваного інструмента.

Розрахунок проводиться за методикою, запропонованою в [8].

Вихідні дані для розрахунку:

Глибина буріння свердловини L, м 2830.

Питома вага разбурівается порід q ДП, Н / м 3 2,4 · 10 4.

Механічна швидкість буріння V м м / с 0,005.

Момент турбобура, необхідний для руйнування породи, Мр Н · м 1450.

Реологічні властивості рідини:

динамічна напруга зсуву t О, Па 20.

пластична в'язкість h, Па · с 0,027.

Питома вага бурового розчину q ДП, Н / м 3 1,08 · 10 4.

Тип бурового насоса УНБТ 950.

Число бурових насосів 1.

Намінальний витрата насоса Q н, м 3 / сек 0,037.

Намінальное робочий тиск Рн, МПа 23.

Елементи бурильної колони

УБТ - 178 x 90:

довжина l 1, м 62;

зовнішній діаметрdн 1, м 0,178;

внутрішній діаметр dв 1, м 0,080.

УБ T - 146 x 74:

довжина l 2, м 8;

зовнішній діаметр dн 2, м 0,146;

внутрішній діаметр dв 2, м 0,074.

ТБПВ:

довжина l 3, м 250;

зовнішній діаметр d н 3, м 0,127;

внутрішній діаметр dв 3, м 0,109;

зовнішній діаметр замкового з'єднання d з 3, м 0,170.

ЛБТ:

довжина l 4, м 2778;

зовнішній діаметр d н 4, м 0,147;

внутрішній діаметр dв 4, м 0,125;

зовнішній діаметр замкового з'єднання d з 4, м 0,172.

Елементи наземної обв'язки:

Умовний діаметр стояка, м 0, 168.

Діаметр прохідного перерізу, м:

бурового рукава 0, 102;

вертлюга 0,100;

провідної труби 0,85.

Визначаються втрати тиску в бурильних трубах.

Обчислюються втрати тиску всередині бурильних труб. Для цього визначаються значення критичних чисел Рейнольдса в бурильної колоні за формулою:

R ЄКР = 2100 +7,3 · ((q · d в 2 · t Про) / 10 · h 2) 0,58. (2.48)

У ЛБТ:

R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · 0,125 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 16204.

У ТБПВ:

R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · 0,109 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 14132.

У УБТ-178:

R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · 0,090 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 10504.

У УБТ-146:

R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · 0,074 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 9778.

Визначаються дійсні числа Рейнольдса в бурильної колоні за формулою:

R е m = (4 · q · Q) / (10 · p · d в · h). (2.49)

У ЛБТ:

R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14.0, 125.0, 027) = 12230

У ТБПВ:

R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14.0, 109.0, 027) = 14024

У УБТ-178:

R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14.0, 090.0, 027) = 19108

У УБТ-146:

R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14.0, 074.0, 027) = 20657

У бурильної колони в ЛБТ і ТБПВ R е m <R ЄКР, значить рух відбувається при ламінарному режимі і описується рівнянням Сен-Венана, а вУБТ-178 і УБТ-146 R е m> R ЄКР, отже рух відбувається при турбулентному режимі і описується рівнянням Дарсі-Вейсбаха. Визначаються втрати тиску. Розраховується кількість Сен-Венана для колони труб ЛБТ і ТБПВ формулою:

S т = (p · t Про · d в 3) / (4 · h · Q). (2.50)

У ЛБТ:

S т = (3,14 · 20.0, 125 3) / (4.0, 027.0, 030) = 303.

У ТБПВ:

S т = (3,14 · 20.0, 109 3) / (4.0, 027.0, 030) = 230.

Визначивши значення S т, за ріс.6.7. [8, стор 72] визначається значення коефіцієнта b: для ЛБТ - 0,84; для ТБПВ - 0,82.

Обчислюються втрати тиску всередині бурильної колони за формулою:

D Рт = (4 · t Про · l) / (b · d в) МПа. (2.51)

У ЛБТ:

D Рт = (4.20.2778) / (0,84 · 0,125) = 2,117 МПа.

У ТБПВ:

D Рт = (4.20.250) / (0,84 · 0,109) = 0,224 МПа

Розраховується значення коефіцієнтів гідравлічного опору l для УБТ-178 і УБТ-146 за формулою:

l = 0,1 · (1,46 · К / d в +100 / R е m), (2.52)

де К - коефіцієнт шорсткості стінок, приймається для УБТ = 3,0 · 10 -4, м.

У УБТ-178:

l = 0,1 · (1,46 · 3,0 · 10 -4 / 0,090 +100 / 19108) = 0,0322.

У УБТ-146:

l = 0,1 · (1,46 · 3,0 · 10 -4 / 0,074 +100 / 20657) = 0,0326.

Обчислюються втрати тиску всередині УБТ-178 і УБТ-146 за формулою:

D Рт = (l · 0,8 · q · Q 2 · l) / (p 2 · d у 5) МПа. (2.53)

У УБТ-178:

D Рт = (0,0322 · 0,8 · 1,08 · 10 4 · 0,030 2 · 62) / (3,14 2 · 0,090 5) = 0,48 МПа.

У УБТ-146:

D Рт = (0,0326 · 0,8 · 1,08 · 10 4 · 0,030 2 · 8) / (3,14 2 · 0,074 5) = 0,093 МПа.

Сумарні втрати тиску всередині колони бурильних труб і секцій УБТ складе:

åD Рт = 0,093 +0,48 +2,117 +0,224 = 2,92 МПа.

Місцевими втратами тиску в приварних замках ТБПВ нехтують, тому що втрати не значні [].

Обчислюються втрати тиску в наземній обв'язці за формулою:

D Ро = (а С + а Р + а В + а К) · q · Q МПа, (2.54)

де а С = 0,4, а Р = 0,3, а В = 0,3, а К = 0,9 - коефіцієнти гідравлічних опорів різних елементів обв'язки (див. табл.6.1 [8, стор.118]).

D Ро = (0,4 +0,3 +0,3 +0,9) · 10 5 · 10,8 · 10 4 · 0,030 = 1,85 МПа.

Обчислюються втрати тиску в затрубному просторі. Для цього визначаються значення критичних чисел Рейнольдса за формулою:

R ЄКР = 2100 +7,3 · ((q · (d с-d н) 2 · t Про) / 10 · h 2) 0,58. (2.55)

У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 0-650 м:

R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · (0,230-0,147) 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 10871.

У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 650-2778 м:

R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · (0,367-0,147) 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 29273.

У затрубному просторі за ТБПВ за формулою (2.55):

R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · (0,237-0,127) 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 14260.

У затрубному просторі за УБТ-178:

R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · (0,237-0,178) 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 8004.

У затрубному просторі за УБТ-146:

R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · (0,237-0,146) 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 11859.

У затрубному просторі за забійним двигуном:

R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · (0,237-0, 195) 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 6080.

Обчислюються дійсні значення чисел Рейнольдса в затрубному просторі за формулою:

R е m = (4 · q · Q) / (10 · p · (d с + d в) · h). (2.56)

У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 0-650 м:

R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14 · (0,230 +0,147) · 0,027) = 4055

У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 650-2778 м:

R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14 · (0,367 +0,147) · 0,027) = 12230.

У затрубному просторі за ТБПВ:

R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14 · (0,237 +0,127) · 0,027) = 14024.

У затрубному просторі за УБТ-178:

R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14 · (0,237 +0,178) · 0,027) = 3684.

У затрубному просторі за УБТ-146:

R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14 · (0,237 +0,146) · 0,027) = 3991.

У затрубному просторі за забійним двигуном:

R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14 · (0,237 +0, 195) · 0,027) = 3539.

У затрубному просторі R е m <R ЄКР, значить рух бурового розчину відбувається при ламінарному режимі і описується рівнянням Сен-Венана:

S кп = (p · t Про · (d с-d н) 2 + (d с + d н)) / (4 · h · Q). (2.57)

У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 0-650 м:

S кп = (3,14 · 20 · (0,23-0,147) 2 + (0,23 +0,147)) / (4.0, 027.0, 03) = 50,34.

У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 650-2778 м:

S кп = (3,14 · 20 · (0,367-0,147) 2 + (0,367 +0,147)) / (4.0, 027.0, 03) = 482,2.

У затрубному просторі за ТБПВ:

S кп = (3,14 · 20 · (0,237-0,127) 2 + (0,237 +0,127)) / (4.0, 027.0, 03) = 85,4.

У затрубному просторі за УБТ-178:

S кп = (3,14 · 20 · (0,237-0,178) 2 + (0,237 +0,178)) / (4.0, 027.0, 03) = 25,8.

У затрубному просторі за УБТ-146:

S кп = (3,14 · 20 · (0,237-0,146) 2 + (0,237 +0,146)) / (4.0, 027.0, 03) = 61,5.

У затрубному просторі за забійним двигуном:

S кп = (3,14 · 20 · (0,237-0, 195) 2 + (0,237 +0, 195)) / (4.0, 027.0, 03) = 14,8.

Визначивши значення S кп, по ріс.6.7. [8, стор 72] визначається значення коефіцієнта b кп: для ЛБТ на інтервалі 0-650 м - 0,66; для ЛБТ на інтервалі 650-2778 м - 0,87; для ТБПВ - 0,74; для УБТ-146 - 0,7; для УБТ-178 - 0,58; для вибійного двигуна - 0,45.

Обчислюються втрати тиску в затрубному просторі за формулою:

D РКП = (4 · t Про · l) / (b кп · (d с-d н)) МПа. (2.58)

У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 0-650 м:

D РКП = (4.20.650) / (0,66 · (0,230-0,147)) = 0,95.

У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 650-2778 м:

D РКП = (4.20.2128) / (0,87 · (0,367-0,147)) = 0,89.

У затрубному просторі за ТБПВ:

D РКП = (4.20.250) / (0,74 · (0,237-0,127)) = 0,25.

У затрубному просторі за УБТ-178:

D РКП = (4.20.62) / (0,58 · (0,237-0,178)) = 0,14.

У затрубному просторі за УБТ-146:

D РКП = (4.20.2128) / (0,7 · (0,237-0,146)) = 0,01.

У затрубному просторі за забійним двигуном:

D РКП = (4.20.2128) / (0,45 · (0,237-0, 195)) = 0,03.

Сумарні втрати тиску в затрубному просторі складе:

åD РКП = 0,95 +0,89 +0,25 +0,14 +0,01 +0,03 = 2,27 МПа.

Обчислюються втрати тиску від замків у затрубному просторі за формулою:

D РЗС = l / lm · 0,1 · ((dc 2 - d н 2) / (dc 2 - d н 2) - 1) 2 · q · V кп 2 МПа, (2.59)

де

lm - середня довжина труби;

V кп - мінімальна швидкість рідини в затрубному просторі, в інтервалі ТБПВ визначається за формулою:

V кп = (4 · Q) / (p · (dc 2 - d н 2)) м / с. (2.60)

V кп = (4.0, 03) / (3,14 · (0,237 2 -0,127 2)) = 0,95 м / с.

У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 0-650 м:

D РЗС = 650/12 · 0,1 · ((0,230 2 -0,147 2) / (0,230 2 -0,172 2) - 1) 2 · 1,08 · 10 4 · 0,95 2 = 0,005 МПа.

У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 650-2778 м:

D РЗС = 2128/12 · 0,1 · ((0,367 2 -0,147 2) / (0,367 2 -0,172 2) - 1) 2 · 1,08 · 10 4 · 0,95 2 = 0,001 МПа.

У затрубному просторі за ТБПВ:

D РЗС = 650/12 · 0,1 · ((0,237 2 -0,127 2) / (0,237 2 -0,170 2) - 1) 2 · 1,08 · 10 4 · 0,95 2 = 0,004 МПа.

Сумарні втрати тиску в затрубному просторі від замків складе:

åD РЗС = 0,005 +0,001 +0,004 = 0,01 МПа.

Визначається перепад тиску в забійній двигуні за формулою:

D РЗД = (D РТН · q · Q 2) / (q З · Q тн 2) МПа. (2.61)

D РЗД = (4,7 · 1,08 · 10 4 · 0,03 2) / (1.10 4 · 0,03 2) = 5,08 МПа.

Визначається допоміжний параметр j:

j = Q / (p / 4 · V хутро · dc 2 + Q). (2.62)

j = 0,03 / (3,14 / 4 · 0,005 · 0,237 2 +0,03) = 0,993.

Визначається перепад тиску, пов'язаний з виносом шламу за формулою:

D Р = (1 - j) · (q Ш - q) · g · L МПа (2.63)

D Рг = (1 - 0,95) · (2,4 · 10 4 - 1,08 · 10 4) · 9,81 · 2830 = 1,8 МПа.

Визначається сума втрат тиску у всіх елементах циркуляційної системи за винятком долота:

D Р-D Рд = 2,92 +1,85 +2,27 +0,01 +5,08 = 12,13.

Розраховується резерв тиску на долоті за формулою:

D Рр = b · Рн - (D Р-D Рд) МПа. (2.64)

D Рр = 0,8 · 23,0 - 12,13 = 6,27 МПа.

Визначається можливість гідромоніторного ефекту, обчисливши швидкість течії рідини в насадках долота за формулою:

V д = m · (0,2 · D Рр / q) 0, 5 м / с, (6.65)

де m - коефіцієнт витрати (m = 0,95 [8]).

V д = 0,95 · (0,2 · 6,67 · 10 6 / 1,08 · 10 4) 0, 5 = 105 м / с.

Так як V д> 80 м / с і перепад тиску на долоті менше критичного (Ркр = 12 МПа), то буріння даного інтервалу можливо з використанням гідромоніторним доліт. Приймаючи V д = 80 м / с, обчислюється перепад тиску в долоті за формулою:

D Рд = (q · V д 2) / (20 · m 2) МПа. (2.66)

D Рд = (1,08 · 10 4 · 80 2) / (20.0, 95 2) = 3,83 МПа.

Визначається розрахункове робочий тиск в насосі як Р = 3,83 + 12,13 = 15,96 МПа.

Визначається за графіком [8, Ріс.6.28] витоку промивної рідини через ущільнення валу вибійного двигуна Q у = 0,0005.

Визначається площа промивних отворів за формулою:

Ф = (Q - Q у) / V д м 2. (2.67)

Ф = (0,030 - 0,0005) / 80 = 0,000368 м 2.

Застосовуються три насадки з внутрішнім діаметром 12 мм.

Таким чином, з вищенаведених розрахунків видно, що сумарні втрати тиску в трубному та затрубному просторах менше тиску розвивається буровим насосом типу УНБТ-950 при діаметрі циліндрових втулок 160 мм, отже технологічний режим промивання свердловини обраний вірно.

2.7 Режими буріння при розкритті продуктивних горизонтів

Одним з важливих моментів у процесі будівництва свердловини є обгрунтування та дотримання правильної технології первинного розкриття продуктивного пласта. Сюди входить правильний вибір промивальної рідини, на якій розкривається пласт, обгрунтування параметрів промивальної рідини, спосіб буріння і вибір компоновки низу бурильної колони. Всі перераховані фактори повинні забезпечити найменший негативний вплив на продуктивний горизонт.

Виходячи з досвіду буріння на Ігольско-Талове родовищі, для розкриття продуктивного пласта використовується полімергліністий буровий розчин. Даний буровий розчин відносно дешевий у порівнянні з іншими, не має шкідливого впливу на навколишнє середовище і може мати необхідні характеристики для якісного розкриття продуктивного горизонту.

При обгрунтуванні параметрів промивальної рідини для первинного розкриття продуктивного пласта доцільно керуватися наступними положеннями:

Для зменшення забруднення пласта щільність промивної рідини необхідно вибирати так, щоб перевищення гідростатичного тиску над пластовим в свердловині було мінімально допустимим. Для конкретних умов це перевищення складає 4 - 7% [3].

Проникність пристовбурному зони пласта дуже сильно зменшується при проникненні в неї великої кількості твердої фази бурового розчину. Тому бажано, щоб тверда фаза складалася з матеріалів, які можуть розчинитися в соляній або інших кислотах, які звичайно застосовуються для стимуляції припливу з пласта. Допустима концентрація твердої фази не більше 1%.

Оскільки проникаюча в пласт дисперсійне середовище може сприяти значному зменшенню проникності, показник фільтрації промивної рідини повинен бути мінімальним, приймаємо його 4 - 6 см 3 / 30хвилин.

Промивна рідина повинна мати невисокі значення СНР, щоб звести до мінімуму гідродинамічний тиск при відновленні циркуляції і може забезпечити при освоєнні свердловини витяг промивної рідини, що проникла в пристволову зону. СНС 1 / 10 приймаємо 10/20 ДПА. Умовна в'язкість приймається дорівнює 25 сек.

Водовіддачу знижуються шляхом хімічної обробки бурового розчину хімреагентів Сайпан. В'язкість підвищують обробкою розчину хімреагентів габроіл. Зміст твердої фази в розчині регулюється якісної очищенням бурового розчину, застосуванням чотириступінчастою системи очищення.

Параметри бурового розчину при розтині продуктивного горизонту представлені в таблиці 2.12.

Таблиця 2.12 Параметри розчину при розтині продуктивного горизонту

Питома

вага, Н / м 3

Умовна

в'язкість, сек

Показник

фільтрації,

см 3 / 30 хв

Зміст

піску,%

СНС 1 / 10, ДПА



рН

1,08 × 10 4

25

4 - 6

1

10/20

7-8

Перед розкриттям продуктивного пласта для збереження колекторських властивостей в буровий розчин вводяться поверхнево-активні речовини - ПАР (ПКД 515 або сульфанол) у співвідношенні 0,02% від загального обсягу бурового розчину. ПАР гідрофобізуючі поверхню порових каналів, перешкоджають утворенню в них водонафтової емульсії. Добавки ПАР до промивної рідини дозволять:

прискорити процес руйнування гірських порід на вибої;

знизити сили тертя між стінками свердловини і бурильними трубами;

підвищити зносостійкість породоруйнуючого інструменту.

На якісне розтин пласта впливає швидкість буріння. Чим швидше проходиться продуктивний горизонт, тим менше виявляється вплив на нього. При розтині продуктивного горизонту потрібно збільшити механічну швидкість буріння, застосування ПАР, безсумнівно, призводить до збільшення швидкості.

Для мінімізації часу повідомлення продуктивного пласта з промивної рідиною, пласт розкриваємо одним довбанням, використовуючи гвинтовий забійний двигун з долотом мають маслонаповнені опори. Застосування малолітражного гвинтового вибійного двигуна при розтині дає менший негативний вплив на продуктивний горизонт, а застосування долота з маслонаповненими опорами, що має більшу проходку, дозволяє розкрити пласт одним довбанням. Компонування включає в себе: долото 8 ½ MF -15 діаметром 0,2159 м, калібратор 9К 215,9 МС, гвинтовий забійний двигун Д 2 - 195.

2.8 Обгрунтування критеріїв раціональної відпрацювання доліт

Під показником відпрацювання доліт, в даний час, зазвичай мають на увазі дані, що дозволяють оцінити результати його експлуатації, в даних умовах, ефективність буріння. До показників відпрацювання породоруйнуючого інструменту відносять [9]:

Проходка на долото.

Тривалість (термін служби) роботи.

Механічна швидкість буріння.

Вартість буріння одиниці довжини стовбура свердловини.

Проходка на долото - дозволяє судити про обсяги корисної роботи, виконаним конкретним буровим інструментом у лінійних одиницях - дані пробуреного стовбура свердловини. Для трехшарошечние і лопатевих доліт цей показник, як правило, збігається з проходкою на рейс, тому що вони в більшості випадків виходять з ладу на протязі першого ж рейсу. Низькі значення проходки на долото припадають на високооборотний турбінний спосіб буріння в дуже міцних формаціях, а найвищі - на низькообертовий - роторний спосіб при розбурювання відносно м'яких порід. Максимальну проходку на долото можна отримати при повному зносі долота, тобто при тривалій його роботі на вибої. [9]

Тривалість роботи інструменту - доповнює перший. Він характеризує роботу інструменту вже не з боку її обсягу, а з боку її тривалості. За оцінкою роботи допоміжне-технологічного інструменту це дуже важливо і зазначений показник набуває функцію основного.

Збільшення тривалості роботи інструмента може призвести не тільки до корисних результатів, що особливо відчутні в глибокому бурінні, де приріст аналізованого показника по відношенню до тривалості спускопідйомні, підготовчо-заключних та інших робіт особливо цінний, а й негативний.

Негативні результати можуть бути виражені надмірним зносом інструменту (аж до аварії або необхідності перебуріванія стовбура через зменшення діаметра). Робота долота може перерватися при виникненні критичної ситуації, яка визначається бурильником, яка настає під дією одного, рідше декількох обставин наступного характеру:

а) Економічної (звичайно внаслідок зміни властивостей порід буріння яких даними долотом виявляється економічно не вигідним).

б) Фізичного (гранично допустима зношування доліт з озброєння, його діаметру, опорі шарошки або поєднанням того й іншого).

в) Технологічного (необхідність термінової заміни вибійного двигуна, елементів бурильної колони, аварії).

г) Геолого-технологічного (досягнення глибини, на якій необхідно переходити на долото іншого діаметру, відбирати керн, проводити каротаж, цементувальні роботи).

Механічна швидкість - є похідною від проходки на долото за часом і тому нерозривно пов'язана з першими двома показниками. Вона характеризує інтенсивність процесу буріння. Максимальна механічна швидкість може бути досягнута скороченням часу перебування долота на вибої. Тому про оптимальний часу перебування долота на вибої судять не по проходці за рейс і не по механічній швидкості, а по рейсової швидкості проходки. Середня механічна швидкість дорівнює:

V M = h / t м / год, (2.68)

де h - проходу на долото, м;

t - час буріння інтервалу, годину.

Вартість проходки одиниці довжини свердловини зазвичай виражається вартістю 1 метра буріння.

Мінімізація вартості одиниці проходки ствола свердловини головне і неодмінна вимога, якій повинні задовольняти вибір оптимальних значень параметрів інструменту.

З усіх перерахованих параметрів найбільш слушним є рейсова швидкість буріння, максимально враховує всі фактори, тому в якості основного критерію відпрацювання доліт вибирається цей показник [9].

Щоб розрахувати максимальну рейсову швидкість на провідній трубі ставлять позначку і по ній визначають кількість пробурених метрів за певний проміжок часу (зазвичай 5 хвилин). Рейсову швидкість знаходять, підставивши дані значення у формулу:

V P = Н В / Σ Т Б + Т СПО м / год, (2.69)

де Н В - проходка за відрізок часу, м;

Т Б - час буріння, год;

Т СПО - час СПО, годину.

Через певний рівний попереднього інтервал часу, заново розраховують рейсову швидкість, враховуючи, що Н У одно сумі пробурених метрів за два інтервали, а Т Б одно часу, що витрачається на буріння цих інтервалів. І так далі поки наступні розрахункові значення не будуть менше попереднього значення. Тоді піднімають інструмент і проводять заміну долота.

2.9 Розробка заходів щодо попередження ускладнень та аварій при спорудженні свердловини

Основна мета буріння - якісне, технологічно грамотне з мінімальними витратами часу і засобів виконання всіх процесів і операцій відповідних спорудження свердловини. Одним з основних критеріїв високої якості будівництва свердловин є буріння без ускладнень і аварій. У ході будівництва свердловини можливі ускладнення представлені в табл.1.5 Для їх запобігання необхідно вжити комплекс розроблених заходів, описаних в цій частині [10].

Обвали і осипи стінок свердловини.

Обвали стінок свердловини можуть відбуватися в результаті недостатнього протитиску на стінки свердловини, порушуючи їх міцності та стійкості фільтратом бурового розчину, а так само в результаті різких коливань гідростатичного і гідродинамічного тиску на стінки свердловини.

Обвали стінок, що носять катастрофічний характер, можуть відбуватися в результаті різкого і значного зниження гідростатичного тиску, викликаного поглинанням промивної рідини або її розгазування, а так само недоливом свердловини під час підйому.

Для запобігання обвалів необхідно виконувати наступні заходи:

1. Для запобігання різких коливань на стінки свердловини при СПО обов'язково роблять, долив свердловини через кожні 5 - 7 свічок.

2. Перед підйомом інструменту робиться промивка свердловини, обробляється і проводиться очищення промивної рідини по циклу. Не допускається підйом інструменту при підвищених значень в'язкості і СНС.

3. Підйом інструменту з сальником, в інтервалі затяжок виробляється на зниженій швидкості, до 0,4 м / с.

4. Після підйому з затяжками на значному інтервалі, забороняється спускати в свердловину компонування з відхилювача, а також жорсткі компонування, що включають УБТ, калібратори великого діаметра, центратори і т.п.

Прихвати бурильної колони.

Для попередження прихватів необхідно дотримуватися вимог "Інструкції з боротьби з прихватами колон труб при бурінні свердловин". При цьому повинні дотримуватися наступні основні вимоги.

1. Не можна допускати відхилень від встановленої щільності промивної рідини більш ніж на ± 0,02 г / см 3.

2. Для підвищення протівопріхватной здатності необхідно протягом усього циклу буріння свердловини підтримувати в промивної рідини певний зміст мастильних речовин (см.2.4).

3. Необхідно безупинно контролювати циркуляцію промивної рідини, по можливості встановлювати автоматичні сигналізатори її припинення.

4. Не можна залишати бурильну колону без руху у відкритій частині стовбура, особливо при розкритих нестійких пластах, у продуктивних горизонтах, сільнопорістих і проникних породах, а також навпроти порід, схильних до утворення осипів і обвалів.

У разі вимушеного залишення бурильної колони у відкритому стовбурі свердловини бурильника забороняється залишати гальмо лебідки і ставиться в обов'язок вжити заходів до підйому колони та забезпечення постійної промивки забою по можливості з обертанням колони ротором або ключами.

5. При короткочасному (до 0,5 год) припинення циркуляції бурового розчину треба підняти колону бурильних труб від забою не менше ніж на 15 м і через 2-5 хв ходити і провертати ротором. При припиненні циркуляції або несправності обладнання, на усунення неполадок яких буде потрібно більше 30 хв, бурильну колону треба підняти в кондуктор.

6. При виникненні посадок треба призупинити спуск колони, підняти її на довжину 15 - 20 м, опрацювати небезпечний інтервал і тільки тоді продовжити спуск колони.

7. Інтервал затяжок, уступів, жолобів обвалів необхідно зафіксувати в буровому журналі.

8. Необхідно стежити за справною роботою насосів і механізмів очищення промивної рідини (гідроциклони, вібросита і т.д.).

9. Після тривалих перерв в бурінні, більше 48 годин, стовбур свердловини слід опрацювати.

10. При бурінні слід робити контрольний пріпод'ем бурильної колони на 10-15 м через 45 хв буріння при відсутності затяжок і не рідше ніж через 15-17 хв буріння при їх наявності. В останньому випадку перед нарощуванням треба опрацьовувати пробурений ділянку до повного усунення затяжок.

Заходи щодо попередження газонафтоводопроявів і відкритих фонтанів при бурінні свердловин.

Після цементування кондуктора на гирлі свердловини встановлюється противикидне обладнання (ППО) ОП2-230 x 35, в комплект якого входять: універсальний превентора ПУ1-230 x 35; два плашкових превентора ППГ-230 x 35 (нижній превентора з глухими плашками); маніфольд МПБ2- 8 x 35.

2. Перед установкою ППО на гирлі свердловини встановлюється колонна головка ОКК1А-21-146 x 245.

3. Забороняється поглиблення свердловини і підйом інструменту, якщо параметри бурового розчину не відповідають параметрам, зазначеним у геолого-технічному вбранні.

4. Буріння в інтервалах з можливими газонафтоводопроявів необхідно здійснювати з установкою під робочою трубою кульового крана або зворотного клапана.

Повинен бути забезпечений обсяг запасу бурового розчину 120 м 3.

При підйомі бурильної колони слід забезпечити безперервний долив свердловини і контроль за обсягом доливається рідини, користуючись рівнеміром.

При наявності ознак сальнікообразованія забороняється підйом інструменту зі свердловини до повної ліквідації сальника шляхом інтенсивної промивки і ходіння інструменту.

При простоях свердловини без промивання більше 48 годин, перед підйомом інструменту необхідно провести вирівнювання розчину відповідно до параметрів, зазначеними в ГТН.

При простоях свердловини більше 48 годин, спуск бурильної колони повинен проводиться з проміжними промивками через 300 м і заміром параметрів бурового розчину, що виходить із свердловини.

При наявності розкритих пластів, схильних до газопроявлень, підйом інструменту слід проводити на знижених швидкостях, до 1,0 м / с.

Опресовування обсадних колон, цементного каменю, противикидного обладнання необхідно проводити відповідно до вимог "Правил безпеки у нафтовій та газовій промисловості" та "Інструкцією з монтажу та експлуатації противикидного обладнання на буровій".

При спуску обсадних колон необхідно обмежувати швидкість спуску з метою запобігання гідророзриву пластів.

Забороняється буріння свердловин при незагерметезірованном гирлі раніше пробурених на кущі.

14. До робіт на свердловинах з можливими газонафтоводопроявів не допускаються фахівці і бурильники, які не пройшли навчання в спеціалізованих навчально-курсових комбінатах з курсу "Контроль свердловини. Управління свердловиною при газонафтоводопроявів".

15. З членами бурових бригад проводиться інструктаж щодо попередження газонафтоводопроявів і відкритих фонтанів згідно програми, затвердженої головним інженером підприємства.

16. При появі ознак газонафтоводопроявів перший закривається універсальний превентора.

17. Після герметизації гирла свердловини подальші роботи з ліквідації газонафтоводопроявів проводяться під керівництвом майстра або відповідального інженерно-технічного працівника.

Ускладнення і обробка бурового розчину проводиться відповідно до розробленої рецептури приготування (см.2.4).

2.10 Проектування та обгрунтування компонування бурильної колони та її розрахунок

Бурильна колона (БК) складається верб компоновки низу бурильної колони (КНБК) і колони бурильних труб (ВПТ).

У загальному випадку КНБК включає в себе долото, забійний двигун, калібратори, центратори, стабілізатори, розширювачі, маховики, відхилювача і обтяжені бурильні труби (УБТ).

КБТ складається із секцій бурильних труб (БТ), однакових за типом, зовнішньому діаметру, товщині стінки, групі міцності (марці) матеріалу, типорозміру замкових з'єднань.

Послідовно розташовані секції БТ одного зовнішнього діаметра - щабель КБТ.

Бурильна колона призначена в загальному випадку для:

1. Передачі обертання від ротора до долоту.

2. Сприйняття реактивного моменту вибійного двигуна.

3. Підвода промивної рідини до забійних двигунів, долоту, забою свердловини.

4. Створення осьового навантаження на долото.

6. Підйому і спуску долота і забійного двигуна.

6. Проведення допоміжних робіт.

Виходячи з призначення, вимоги до бурильної колоні зводяться до наступних:

1. Достатня міцність при мінімальній вазі, що забезпечує створення необхідної осьового навантаження.

2. Забезпечення герметичності при циркуляції бурового розчину, причому з мінімальними гідравлічними втратами.

3. Мінімальні витрати часу при спуско-підйомних операціях, при цьому з'єднання повинні забезпечувати міцність не менше міцності тіла труби, бути взаємозамінними.

У процесі буріння на бурильну колону діють різні сили і моменти. До них у загальному випадку відносяться:

розтягуючі сили від власної ваги;

розтягуючі гідравлічні навантаження за рахунок перепаду тиску в забійній двигуні і долоті;

сили внутрішнього і зовнішнього тиску промивальної рідини;

сили взаємодії колони зі стінками свердловини (сили тертя)

сили інерції як самої колони, так і промивної рідини;

згинальні моменти на ділянках природного та штучного викривлення стовбура свердловини;

осьова стискаюча сила в нижній частині колони;

крутний момент при обертанні колони;

згинального момент за рахунок втрати колоною прямолінійної форми;

динамічні складові поздовжніх і поперечних сил, згинального і крутного моментів за рахунок різного роду коливань колони.

Спільна дія всіх цих сил і моментів призводить до того, що бурильна колона знаходиться в умовах дуже складного напруженого стану.

У зв'язку з тим, що при проектуванні і розрахунках бурильної колони практично неможливо врахувати всі навантаження, а деякі з них не піддаються точному визначенню, тому розглядаються лише основні, найбільш суттєві і небезпечні. До їх числа відносяться розтягують сили, що крутить і згинальні моменти, зовнішнє і внутрішнє надлишкові тиску промивальної рідини [11].

Максимальна розтягуються навантаження в колоні має місце у верхній частині, а стискаюча - у нижній. Максимальний обертовий момент прикладений до колони у верхній частині при роторному способу буріння, і в нижній - при бурінні з забійними двигунами. Максимальний згинальний момент за рахунок втрати колони прямолінійної форми прикладений в нижній частині.

Однак у зв'язку з тим, що колона складена з бурильних труб різного діаметру з різною товщиною стінки, напруги, що у них, навіть при навантаженнях менших, ніж максимальні, можуть перевищити допустимі. Тому необхідно проводити розрахунки напруг для небезпечних перетинів і порівнювати їх про допустимими для матеріалу використовуються бурильних труб.

У даному випадку проводиться розрахунок бурильної колони для буріння останнього п'ятого інтервалу (см.2.2.2).

При розрахунку використовується комп'ютерна програма з розрахунку бурильної колони, складена студентом Шишовим. Програма відповідає вимогам викладеним в [3] і розрахунки проводяться з урахуванням коефіцієнтів запасу статичної міцності - 1,4 і нормативного запасу міцності на надлишковий тиск - 1,15.

При проектуванні компонування бурильної колони користуються такими типорозмірами труб: так як буріння ведеться долотом з діаметром 0,2159 м, то приймається зовнішній діаметр УБТ першого ступеня рівний 0,178 м, внутрішній діаметр 0,09 м; діаметр УБТ другого ступеня, для плавного переходу до колони бурильних труб, приймається рівним 0,146 м з внутрішнім діаметром 0,074 м. Для першого ступеня компановки бурильних труб (ВПТ) використовуються труби ТБПВ, оскільки вони найбільш підходять для буріння турбінним способом і конкретно для похило спрямованих свердловин. За табл.2 [11] вибираються труби ТБПВ з зовнішнім діаметром 0,127 м, товщиною стінки 9,2 мм і групою міцності Р, тип замкового з'єднання ЗП - 168 - 70. Для зменшення ваги КБТ в другому ступені застосовуються легкосплавні бурильні труби (ЛБТ) із зовнішнім діаметром 0,147 м (див. табл.2 [11]) з товщиною стінки 11 мм і групою міцності Д16Т, тип замкового з'єднання ЗО - 172.

Вихідні дані:

1. Умови буріння - нормальні.

2. Інтервал буріння 2775 - 3105 м.

3. Осьова навантаження на долото - 18000 кг.

4. Діаметр вибійного двигуна - 0, 195 м.

5. Довжина вибійного двигуна - 6,6 м.

6. Вага вибійного двигуна - 1100 кг.

7. Діаметр обсадної колони - 0,146 м.

8. Товщина стінки обсадної колони - 7,7 мм.

9. Густина бурового розчину - 1,08 · 10 4 Н / м 3.

10. Довжина по стовбуру 1-го інтервалу - 100 м.

11. Довжина по стовбуру 2-го інтервалу - 194 м.

12. Довжина по стовбуру третього інтервалу - 2249 м.

13. Довжина по стовбуру 4-го інтервалу - 242 м.

14. Радіус викривлення на 2-му інтервалі - 401 м.

14. Зенітний кут в кінці 2-го інтервалу - 27,75 град. .

14. Радіус викривлення на 4-му інтервалі - 498 м.

15. Зенітний кут в кінці 4-го інтервалу - 0 град.

16. Перепад тиску на турбобура і долоті - 10,5 МПа.

17. Чинне зовнішній тиск - 30 МПа.

18. Коефіцієнт тертя колони про породу - 0,3.

19. Тип клинового захоплення - ПКР-560.

20. Довжина клинів - 0,40 м.

Результати розрахунку:

1-й ступінь УБТ - УБТ 178-90 довжина - 62,5 м.

Момент затягування УБТ 1-ї секції = 2470-3260 кгс · м.

2-й ступінь УБТ - УБТ 146-74 довжина - 8 м.

Момент затягування УБТ 2-ї секції = 1280-1630 кгс · м.

Тип cмазкі - Графітова.

Проміжні опори на УБТ - 3 шт.д.іаметром 0, 203 м.

Вага компонування УБТ - 11235 кг.

Вага КНБК - 11485 кг.

Довжина КНБК - 78,5 м.

Тип cмазкі - Графітова.

1-й ступінь КБТ - ТБПК 127-9,2-Р довжина - 250 м, вага - 8367 кг.

Тип замкового з'єднання - ЗП-168-70.

Момент затягування - 3022 кгс · м.

Фактичний запас статичної міцності - 1,49.

Фактичний запас міцності втоми - 1,37.

Фактичний запас міцності по тиску - 2,77.

Коефіцієнт перевищення довжини - 8,16.

2-й ступінь КБТ - ЛБТ 147-11.0-Д16Т довжина-2778 м, вага-47224 кг.

Тип замкового з'єднання - ЗО-172.

Момент затягування - 1880 кгс · м.

Фактичний запас статичної міцності - 1,38.

Фактичний запас міцності втоми - 1,35.

Фактичний запас міцності по тиску - 1,84.

Коефіцієнт перевищення довжини - 2,13.

Вага КБТ -65976 кг.

Вага БК - 67076 кг.

Для буріння свердловини на різних інтервалах проектуються такі компонування.

Інтервал 0 - 100 м (вертикальний):

Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калібратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

А9ГТШ - 240 (ГОСТ 26673-85).

Перевідники ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - інше.

Інтервал 100 - 294 м (набір параметрів кривизни):

Долото СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калібратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

ТО - 240К (ГОСТ 26673-85).

Телесистема "СІБ - 1".

ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - інше.

Інтервал 294 - 650 м (стабілізація параметрів кривизни):

Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калібратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

А9ГТШ - 240 (ГОСТ 26673-85).

УБТ - 203 x 90 (ТУ-39-076-74) -24 м.

Перевідники ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - інше.

Інтервал 650 - 2550 м (стабілізація параметрів кривизни):

Долото III МЗГВ 215,9 або III СГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).

Калібратор 9К 215,9 (ТУ-26-02-963-83).

Стабілізуюча коронка СТК - 214 (ТУ-26-02-852-83).

3ТСШ1 - 195 (ГОСТ 26673-85).

УБТ - 178 x 90 (ТУ-39-076-74) -24 м.

ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

ТБПВ 127 x 9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - інше.

Інтервал 2550 - 2785 м (інтенсивне зниження зенітного кута до 0 0):

Долото MF - 15 (код IADC - 433 X).

Калібратор 9К 215,9 з номінальним діаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).

Д2 - 195 (ГОСТ 26673-85).

ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

Перевідники ПП 133/147 (ГОСТ 7360-82).

ТБПВ 127 x 9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

Перевідники ПП 147/133 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - інше.

Відхиляюча компонування для проведення виправна робіт при бурінні інтервалу під експлуатаційну колону.

Долото III МЗГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).

Калібратор 9К 215,9 з номінальним діаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).

ТО - 195К (ГОСТ 26673-85).

Телесистема "СІБ - 1".

ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

ТБПВ 127 x 9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - інше.

У кожній компонуванні після турбіни ставиться зворотний клапан.

Запропоновані компонування є типовими на площі Ігольско-Талове родовища.

2.11 Проектування конструкції обсадних колон з умови рівноміцності по довжині

Проектування конструкції обсадних колон і їх розрахунок наведено у відповідності з "Інструкцією з розрахунку обсадних колон для нафтових і газових свердловин" ВНІІТнефть 1997 року [12].

Обсадна колона є відповідальною інертної конструкцією, що несе різні за характером і величиною навантаження.

На колону діють:

Розтягуючі навантаження від власної ваги.

Стискаючі навантаження від власної ваги, що виникають при розвантаженні колони, встановленої на забій.

Осьові навантаження (динамічні), що у період несталого руху колони.

Осьові навантаження, зумовлені тертям об стінки свердловини.

Осьові навантаження від надмірного тиску і температури при цементуванні та експлуатації.

Зовнішнє і внутрішньо надлишковий тиск.

Згинальні навантаження при викривленні колони в результаті втрати стійкості і при роботі в похилих свердловинах.

У залежності від призначення будуть також діяти і сили тертя.

У зв'язку з тим, що в даний час відсутні достовірні дані для визначення фактичних навантажень в глибоких свердловинах, як розрахункова осьового навантаження за інструкцією вважають вага колони в повітрі.

Для розрахунку розтягуючі навантаження рекомендується визначати без урахування втрат ваги в рідині.

Внутрішній тиск в колоні діє при спуску колони, в процесі цементування свердловини і в процесі експлуатації. При спуску колони в свердловину тиск в ній дорівнює вазі гідростатичного стовпа рідини, що знаходиться в ній.

У процесі цементування внутрішнє гідростатичний тиск підвищується на величину, необхідну для подолання різниці ваги стовпа рідини і опору руху. У період експлуатації внутрішній тиск визначається рівнем рідини в колоні чи величиною пластового тиску.

Вихідні дані для розрахунку експлуатаційної колони.

Довжина експлуатаційної колони L, м 2825 (3100).

Питома вага:

цементного розчину q Ц, Н / м 3 1,83 × 10 4;

рідини в колоні q В, Н / м 3 1,10 × 10 4 (при освоєнні);

0,76 × 10 4 (у період введення в експлуатацію);

0,95 × 10 4 (при закінченні експлуатації);

випробувальної рідини q Ж, Н / м 3 1,0 × 10 4;

бурового розчину q Р, Н / м 3 1,08 × 10 4;

пластової води q ГС, Н / м 3 1,01 × 10 4.

Відстань від гирла свердловини:

до башмака попередньої колони L 0, м 600 (650);

до рівня цементного розчину h, м 400 (440);

до рівня рідини в колоні H, м:

час випробування на міцність 2250 (2442);

при освоєнні свердловини 1835 (2062);

при закінченні експлуатації 2590 (2865).

Експлуатаційний об'єкт залягає на глибині 2760 (3035) - 2770 (3045) м. На глибині S 1 = 2770 (3045) м пластовий тиск становить Р ПЛ S 1 = 27,9 МПа.

На глибині 2800 - 2825 (3075 - 3100) знаходиться проникний пласт. На глибині S 2 = L = 2825 (3100) тиск становить Р ПЛ S 2 = 28,5 МПа.

Коефіцієнт запасу міцності:

на зовнішнє надлишковий тиск n 1 1,2;

на внутрішнє надлишковий тиск n +2 1,15;

на розтяг n 3 1,3;

на розтяг в клиновому захопленні n 4 1,25;

на розтяг для обсадних труб з урахуванням викривлення стовбура n 3 l 1,3.

Враховуючи той факт, що профіль проектованої свердловини похило спрямований, то розрахунок зовнішнього і внутрішнього тиску проводиться, як для вертикальних свердловин, при цьому розрахункові дані визначаються як проекції глибин по стовбуру на вертикальну площину. Для побудови епюр тисків на вертикальній осі відкладають значення глибин по стовбуру свердловини, а на горизонтальній осі відкладають розрахункові тиску для цих точок, розраховані для вертикальної проекції [12].

Розраховуємо внутрішні тиску для обсадної колони.

а). Визначається внутрішній тиск в період введення свердловини в експлуатацію.

Внутрішній тиск визначається за формулою:

Рв z = P ПЛ L - 10 6 × q В × (L - Z) при 0 ≤ Z ≤ L, (2.70)

де Рв z - внутрішній тиск на глибині Z, МПа;

P ПЛ L - пластовий тиск на глибині L, МПа;

Z - глибина положення точки для якої визначається внутрішній тиск, м.

При Z = 0: Рву = 28,5 - 10 -6 × 0,76 × 10 4 × (2825 - 0) = 7,03 МПа;

при Z = 2850: Р BL = 28,5 - 10 -6 × 0,76 × 10 4 × (2825 - 2825) = 28,5 МПа;

б). Визначається внутрішній тиск після закінчення експлуатації.

Р BZ = 0 при 0 ≤ Z ≤ Н.

Р BZ = 10 -6 × q В × (Z - H) при H ≤ Z ≤ L, (2.71)

При Z = H = 2590: P BH = 0.

При Z = L = 2850: P BL = 10 -6 × 0,76 × 10 4 × (2825 - 2590) = 1,02 МПа.

Будуються епюри внутрішніх тисків АВС і ДЕ відповідно розрахованим значенням. Епюра внутрішніх тисків зображена на рис.2.3

Розраховується зовнішні тиску для обсадної колони.

а). Знаходиться зовнішній тиск в не зацементованої зоні за формулою:

Р Н Z = 10 -6 × q Р × Z при 0 ≤ Z ≤ h, (2.72)

де Р Н Z - зовнішній тиск на глибині Z, МПа;

Z - глибина положення точки для якої визначається зовнішній тиск, м.

При Z = 0: Р Н Z = 0.

При Z = h = 400м: Р Hh = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 = 4,32 МПа.

б). Знаходиться зовнішнє тиск у зацементованої зоні за формулою:

в інтервалі, закріпленому попередньої колоною:

Р Н Z = 10 -6 × h × q Р +10 -6 × h × q ГС × (Z - h) при h ≤ Z ≤ L 0, (2.73)

При Z = h = 400м: Р Hh = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 +10 -6 × 1,01 × 10 4 × (400 - 400) = 4,32 МПа.

При Z = L 0 = 600м: Р HL 0 = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 +10 -6 × 1,01 × 10 4 × (600 - 400) = 6,34 МПа.

в інтервалі відкритого стовбура з урахуванням пластового тиску за формулами:

Р Н Z = Р HL 0 + ((Р ПЛ S 1 - P HL 0) / (S 1 - L 0)) × (Z - L 0) при L 0 ≤ Z ≤ S 1, (2.74)

Р Н Z = Р ПЛ S1 + ((Р ПЛ S1-P HL0) / (L - S 1)) × (Z - S 1) при S 1 ≤ Z ≤ L, (2.75)

Р HL 0 - зовнішній тиск на глибині L 0, МПа;

Р ПЛ S 1 - зовнішній тиск на глибині S 1, МПа;

За формулою (2.74):

При Z = L 0 = 600м: Р HL 0 = 6,34 МПа;

При Z = S 1 = 2770м: Р HS 1 = 27,9 МПа;

За формулою (2.75):

При Z = S 1 = 2390м: Р HS 1 = 27,9 МПа;

При Z = L = 2850м: Р HL = 28,5 МПа.

в). Знаходиться зовнішній тиск з урахуванням тиску складеного стовпа тампонажного і бурового розчинів по всій довжині свердловини на момент закінчення цементування за формулою

Р Н Z = 10 -6 × q × Z при 0 ≤ Z ≤ h. (2.76)

При Z = 0: Р Н Z = 0.

При Z = h = 400м: Р Hh = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 = 4,32 МПа.

Р Н Z = 10 -6 × (h × q Р + q Ц × (Z - h) при h ≤ Z ≤ L. (2.77)

При Z = h = 400м: Р Hh = 10 -6 × (1,08 × 10 4 × 400 +1,83 × 10 4 × (400 - 400)) = 4,32 МПа.

При Z = L = 2825м: Р Hh = 10 -6 × (1,08 × 10 4 × 400 +1,83 × 10 4 × (2825 - 400)) = 49 МПа.

Будується епюра зовнішніх тисків ABCDE і ABF відповідно до розрахункових значень. Епюра зовнішніх тисків зображена на рис.2.4

Розраховується надлишкове зовнішній тиск для обсадної колони.

а) Визначається надлишкове зовнішній тиск на момент закінчення цементування за формулами:

1.12.2.1 = 10 -6 × q Р × Z при 0 ≤ Z ≤ h. (2.78)

При Z = 0: Р Н Z = 0.

При Z = h = 400м: Р H І h = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 = 0 МПа.

Р НИ Z = 10 -6 × ((q Ц - q Р) × Z - (q Ц - q Р) × h) при h ≤ Z ≤ L. (2.79)

При Z = L = 2825м: Р НИ Z = 10 -6 × ((1,83 × 10 4 - 1,08 × 10 4) × 2825 - (1,83 × 10 4 - 1,08 × 10 4) × 400) = 18,1 МПа.

б) Визначається надлишкове зовнішній тиск для процесу випробування колони на герметичність зниженням рівня:

в незацементованого зоні за формулою:

Р НИ Z = 10 -6 × q Р × Z при 0 ≤ Z ≤ h. (2.80)

При Z = 0: Р НИ Z = 0.

При Z = h = 400м: Р H І h = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 = 4,32 МПа.

в зацементованої зоні за формулою:

Р НИ Z = Р Н Z - 10 -6 × q В × (Z - Н) при Н ≤ Z ≤ L. (2.81)

При Z = L 0 = 600м: Р H І L 0 = Р HL 0 = 6,34 МПа;

При Z = S 1 = 2770м: Р H І S 1 = 27,9-10 -6 × 1,0 × 10 4 × (2770 - 2250) = 22,7 МПа;

При Z = L = 2825м: Р H І L = 28,5-10 -6 × 1,0 × 10 4 × (2825 - 2250) = 22,75 МПа.

в) Визначається надлишкове зовнішній тиск при освоєнні свердловини:

в незацементованого зоні за формулою (2.80):

При Z = 0: Р НИ Z = 0.

При Z = h = 400м: Р H І h = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 = 4,32 МПа.

в зацементованої зоні за формулою (2.81):

При Z = L 0 = 600м: Р H І L 0 = Р HL 0 = 6,34 МПа.

При Z = S 1 = 2770м: Р H І S 1 = 27,9-10 -6 × 1,0 × 10 4 × (2770 - 1830) = 18,55 МПа.

При Z = L = 2825м: Р H І L = 28,5-10 -6 × 1,0 × 10 4 × (2825 -1830) = 18,6 МПа.

г) Визначається надлишкове зовнішній тиск після закінчення експлуатації свердловини:

в незацементованого зоні за формулою (2.80):

При Z = 0: Р НИ Z = 0.

При Z = h = 400м: Р H І h = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 = 4,32 МПа.

в зацементованої зоні за формулою (2.81):

При Z = L 0 = 600м: Р H І L 0 = Р HL 0 = 6,34 МПа.

При Z = S 1 = 2770м: Р H І S 1 = 27,9-10 -6 × 0,95 × 10 4 × (2770 - 2590) = 26,2 МПа.

При Z = 2825м: Р H І Z = 28,5-10 -6 × 0,95 × 10 4 × (2825 - 2590) = 26,3 МПа, при Р HZ = Р ПЛ Z.

При Z = 2770м: Р H І Z = 28-10 -6 × 0,95 × 10 4 × (2770 - 2590) = 26,2 МПа, при Р HZ = = 10 -6 × q ГС × Z.

При Z = L = 2850м: Р H І L = 28,7-10 -6 × 0,95 × 10 4 × (2825 -2590) = 26,3 МПа, при Р HL = 10 -6 × q ГС × L.

Епюри зовнішніх надлишкових тисків будуються для періодів, коли зовнішні надлишкові тиски досягають максимальних значень (випробування колони на герметичність зниженням рівня і період закінчення експлуатації свердловини).

Будуються епюри ABCDE ABCD I GG I F відповідно розрахованим значенням зовнішніх надлишкових тисків для періодів випробування колони на герметичність зниженням рівня і кінця експлуатації свердловини, рис.2.5

Розраховується надлишкове внутрішній тиск при випробуванні обсадної колони на герметичність зниженням рівня в один прийом без пакера.

а). У незацементованого зоні внутрішнє надлишковий тиск визначається за формулою:

Р ВІ Z = Р ВП - 10 -6 × (q Р - q Ж) × Z при 0 ≤ Z ≤ h, (2.82)

де Р ВП - мінімальний тиск опресування, МПа (Р ВП = 12,5 МПа (див. табл.2.1 [12]).

При Z = 0: Р ВІ Z = 12,5 МПа.

При Z = h = 400м: Р ВІ h = 12,5 - 10 -6 × (1,08 - 1,0) × 10 4 × 400 = 12,18 МПа.

б). У зацементованої зоні внутрішнє надлишковий тиск визначається за формулою:

Р ВІ Z = Р ВП + 10 -6 × q Ж × Z - Р РЛ Z при 0 ≤ Z ≤ h. (2.83)

При Z = L 0 = 600 м: Р ВІ L 0 = 12,5 +10 -6 × 1,0 × 10 4 × 600 - 6,34 = 12,16 МПа.

При Z = S 1 = 2770 м: Р ВІ S 1 = 12,5 +10 -6 × 1,0 × 10 4 × 2770 - 27,9 = 12,3 МПа.

При Z = L = 2825м: Р ВІ L = 12,5 +10 -6 × 1,0 × 10 4 × 2825 - 28,5 = 12,25 МПа.

Будується епюра внутрішніх надлишкових тисків ABCDE рис.2.6

Конструкція обсадної колони характеризується: типом труб (їх з'єднань), зовнішнім діаметром обсадних труб, товщиною стінок, а також матеріалом труб (групою міцності).

Сконструйована колона повинна забезпечити міцність на розрахункові види навантажень у всіх перетинах і в теж час мати мінімальної, економічно доцільною матеріаломісткістю для даних умов.

Діаметр колони було визначено раніше і становить 146 мм.

Для комплектування обсадної колони діаметром 146 мм приймаються обсадні труби муфтового з'єднання з різьбленням трапеціїдальной профілю типу ОТТМ за ГОСТ 632 - 80 виконання "А", група міцності сталі - "Е".

Основні характеристики міцності для прийнятих труб за довідковими даними наведені в табл.2.13.

У даному випадку профіль стовбура свердловини - похило спрямований, тому слід враховувати вплив вигину ствола свердловини в залежності від інтенсивності викривлення.

Проводиться аналіз характеристик міцності: в даному випадку навіть найменша товщина стінки труб повинна забезпечити умову:

n 2 = Р ВІ / Р ВІО, (2.84)

де n 2 - коефіцієнт запасу міцності на внутрішнє надлишковий тиск;

Р ВІМ - найбільше внутрішнє надлишковий тиск, МПа;

Р ВІ - внутрішнє надлишковий тиск при якому напруження в тілі труби досягають межі текучості, для меншої товщини стінки, МПа.

n 2 = 42,9 / 12,5 = 3,4> 1,15, що припустимо [12].

На підставі цього надалі перевірку секцій на внутрішнє надлишковий тиск не проводиться.

Визначаються параметри секцій за дією зовнішніх тисків, починаючи з першої секції.

Розрахунок параметрів секцій обсадної колони проводимо для процесу, коли зовнішнє надлишковий тиск досягає максимальних значень. Згідно рис.2.5 зовнішні надлишкові тиску на вибої свердловини досягають значення Р НИ L = 26,3 МПа. Товщина стінки труб 1-ої секції повинна забезпечити таку міцність на зовнішнє надлишковий тиск, що задовольняє умові:

Р I НІ L ≥ P H І L × n 1, (2.85)

Таблиця 2.13. Основні характеристики для обсадних труб

Зовнішній діаметр, м

Товщина стін-ки, мм

Критичні тиску, МПа

Розтягуючі навантаження, при яких напруження в тілі труби досягають межі текучості, кН

Внутрішні тиску, за яких напруження в тілі труби досягають межі текучості, МПа

Страгивает навантаження для з'єднань труб, кН

Вага 1 м труби, кН

0,146

6,5

7,0

7,7

8,5

9.5

10.7

-

27,7

34,2

41,6

50,7

61,0

-

983

1118

1245

1418

1598

42,9

46,2

50,8

56,1

62,7

70,6

931

1019

1147

1294

1480

1696

0,226

0,243

0,265

0,290

0,321

0,358

Р I НІ L ≥ 26,3 × 1,2 = 31,56 МПа.

За табл.2.13. видно, що цьому тиску відповідає труби з товщиною стінки 7,7 мм, для яких Р 1 КР = 34,2 МПа.

Довжина 1-ої секції l 1 = 110 м (60 м плюс 50 м вище покрівлі експлуатаційного об'єкта). Вага її визначається за формулою:

Q i = q i × l i, (2.86)

де Q i - Вага відповідної i-ої секції, кН;

q i - вага 1м труби відповідної i-ої секції, кН;

l i - довжина відповідної i-ої секції, кН.

Q 1 = 0,265 × 110 = 29,1 кН.

За епюрі (рис.2.5) знаходиться тиск Р НИ Z на рівні верхнього кінця 1-ої секції на глибині 2990 м Р НИ Z = 25,9 МПа. Наступна секція має товщину 7,0 мм для яких Р 1 КР = 27,7 МПа. Визначається значення Р КР2 для труб другої секції. З умов двовісного напруги з урахуванням розтягуючих навантажень від ваги 1-ої секції за формулою:

P I КР i +1 = P КР i +1 × (1-0,3 × (Q i / Q i +1)) МПа, (2.87)

де Q i - вага попередньої секції, кН;

Q i +1 - розтягуються навантаження при якій напруги в тілі труби досягають межі текучості для обумовленою секції, кН;

P КР i +1 - зовнішнє надлишковий тиск на глибині установки визначається секції, МПа.

P I КР2 = 27,7 × (1-0,3 × (29,1 / 983)) = 27,45 МПа.

Глибина узвіз 2-ої секції приймається рівною 2990 м.

Товщина стінки труб 2-ої секції приймається 7,0 мм. Оскільки зовнішні надлишкові тиски до гирла продовжують зменшуватися, то труби з даною товщиною стінки їх витримають. Подальший розрахунок проводиться з умови міцності на Страгивает навантаження в різьбовому з'єднанні. Довжина секції визначається за формулою:

li = ([P] - Σ Q i -1) / q i м, (2.88)

q i - Вага 1 м труб шуканої секції, кН;

Σ Q i -1 - загальна вага попередніх секцій, кН;

[P] - допустиме навантаження на розтяг, кН.

Допустиме навантаження на розтяг визначається за формулою:

[P] = Р СТ / n I 3 кН, (2.89)

де Р СТ - Страгивает навантаження для з'єднань труб відповідної секції, кН.

[P] = 1019 / 1,3 = 783,8 кН.

Довжина 2-ої секції визначається за формулою (2.88):

l 2 = (783,8-29,1) / 0,243 = 3105 м

Приймається довжина 2-ої секції 2990. Тоді вага 2-ої секції по (2.86):

Q I 2 = 2990 × 0,243 = 726,6 кН.

Вага 2-х секцій становитиме

Σ Q I = 29,1 +726,6 = 755,7 кН.

Зведені дані про конструкцію обсадної колони наведені в табл.2.14.

Таблиця 2.14 Зведені дані про конструкцію обсадної колон

п. п.

секції

Група міцності

Товщина стінки,

мм

Довжина секції,

м

Вага, кН

Інтервал

установки





секції

сумарний

1 м труб


I

E

7,7

110

29,1

29,1

0,265

3100 -

2990

II

E

7,0

2990

726,6

755,7

0,243

2990 - 0

2.12 Розрахунок параметрів цементування

Розрахунок параметрів цементування проводиться за методикою викладеної в методичному посібнику "Розрахунок параметрів цементування обсадних колон" під редакцією Редутіннског Л. С [13].

Обгрунтовується спосіб цементування.

Під способом цементування розуміється схема доставки тампонажний суміші в затрубний простір. Тому ознакою виділяють кілька способів цементування обсадних колон: прямий одноступінчатий, прямий двоступінчастий, манжетні, зворотний, цементування "хвостовиків" та секцій.

Серед перерахованих способів цементування найкращою технологічністю володіє спосіб прямого одноступінчатого цементування, до того ж при цьому способі можна отримати найбільш високу якість роз'єднання. Тому спосіб одноступінчатого цементування завжди краще інших способів, якщо застосування останніх не викликається необхідністю по гірничотехнічних умовах.

Спосіб прямого двоступінчастого цементування доцільно використовувати:

При наявності зон поглинань в нижчих шарах.

При наявності різко розрізняються температур в зоні підйому цементного розчину, що викликають швидке його схоплювання в нижній частині.

У разі неможливості одночасного виклику на бурову великого числа цементувальних агрегатів.

Використання двоступінчастого цементування дозволяє значно знизити тиск на гірські породи і запобігти їх гідророзрив.

Манжетное цементування застосовують на родовищах з низькими пластовим тиском або сильно дренованих, схильних гідророзриву пластів. При даному способі виключається забруднення продуктивного горизонту, що знаходиться нижче спецмуфти, тампонажних сумішей.

При зворотному цементуванні прискорюється процес доставки тампонажний суміші в затрубний простір і знижується тиск на гірські породи. Цей спосіб знаходить широке застосування при цементуванні обсадних колон, що перекривають пласти великої потужності, схильні гідророзриві при невеликих перепадах тиску, а також рекомендується для заливки колон невеликої глибини.

Необхідність у цементуванні "хвостовиків" або секцій обсадних колон виникає, якщо в конструкції свердловини передбачений спуск колони у вигляді "хвостовиків" або секцій [2].

Вибираємо найпростіший, найбільш технологічний і поширений на даному родовищі і в Західному Сибіру спосіб прямого цементування, який передбачає доставку тампонажний суміші в затрубний простір через башмак обсадної колони.

Проведемо розрахунок для визначення можливості одноступінчатого цементування [15]. Така можливість визначається з умови гідророзриву порід і мінімально можливого питомої ваги гельцементного розчину, тобто, можливість регулювання питомої ваги гельцементного розчину лежить в межах:

q ГЦ МІН <q ГЦ <q ГЦ МАКС, (2.90)

де q ГЦ МІН - мінімально можливий питома вага гельцементного розчину Н / м 3, q ГЦ МАКС - максимально можливий питома вага гельцементного розчину, при якій ще не відбудеться гідророзрив порід Н / м 3.

Полегшений гельцементний розчин застосовується для зниження гідростатичного тиску на гірські породи. Практикою встановлено, що досить задовільні властивості цементного каменю виходять при полегшенні гельцементного розчину до питомої ваги q ГЦ МІН = 1,32 × 10 4 Н / м 3.

Максимальна питома вага гельцементного розчину, при якій ще не відбудеться гідророзрив порід, визначається з виразу:

q ГЦ МАКС = (L × q СР - h БР × q БР - h ЦР × q ЦР) / h ГЦ Н / м 3, (2.91)

де q СР - допустиме середньозважене значення питомої ваги рідини за колоною, Н / м 3;

h БР - відстань від гирла свердловини до рівня тампонажних сумішей в затрубному просторі, м;

h ГЦ - висота стовпа гельцементного розчину, м;

h ЦР - висота стовпа чистого цементного розчину, м; приймається - 550 м;

q БР - питома вага чистого цементного розчину з портландцементу і може бути прийнятий 1,83 × 10 4 Н / м 3.

Допустиме середньозважене значення питомої ваги рідини за колоною визначається з виразу:

q СР = Р ГР / (L × [1 + λ ЗП × (V ЗП) 2 / 2 × g × (D Д - D) × К К]) Н / м 3, (2.92)

де Р ГР - тиск гідророзриву порід в привибійній зоні, МПа; λ ЗП - безрозмірний коефіцієнт гідравлічних опорів в кільцевому просторі; V ЗП - швидкість руху потоку в затрубному просторі, м / с; D C - Діаметр свердловини, м; D - зовнішній діаметр обсадних колон, м; К К - коефіцієнт кавернозному. За формулою (2.92) вийде:

q СР = 52,18 / (3105 × [1 +0,035 × 1,5 2 / 2 × 9,8 × (0,2159 -0,146) × 1,7]) = 1,68 × 10 4 Н / м 3 .

Таким чином, з виразу (2.91) виходить:

q ГЦ МАКС = (3105 × 1,68 × 10 4 - 450 × 1,08 × 10 4 - 320 × 1,83 × 10 4) / 2155 = 1,92 × 10 4 Н / м 3.

Так як q ГЦ МАК C> q ГЦ МІН, то цементування обсадної колони в один ступінь можливо. При цьому значення питомої ваги гельцементного розчину може бути прийнято за (2.90) в межах 1,32 ... 1,92 × 10 4 Н / м 3.

Розраховується обсяг буферної і продавочной рідин і тампонажних сумішей.

Обсяг тампонажних сумішей визначається обсягом затрубного простору, що підлягає цементування, і обсягом цементного стакана.

V ТС = V ЗП + V СТ м 3, (2.93)

де V ЗП - обсягом затрубного простору, м 3; V СТ - обсягом цементного склянки, м 3. При цементуванні затрубного простору часто використовується тампонажних суміш різного складу. Зокрема, інтервал експлуатаційного об'єкта цементують чистим цементним розчином, а вищерозміщений інтервал - полегшеною тампонажних сумішей (гельцементом).

Тоді:

V ЗП = V ЗП ЦР + V ГЦ м 3, (2.94)

де V ЗП ЦР - об'єм цементного розчину в затрубному просторі, м 3; V ГЦ - обсяг гельцементного розчину, м 3. Обсяг цементного розчину в затрубному просторі складе:

V ЗП ЦР = p / 4 × (D Д 2 - D 2) × К К × h ЦР м 3, (2.95)

де D - зовнішній діаметр обсадної колони, м;

h ЦР - висота стовпа цементного розчину, м.

V ЗП ЦР = 3,14 / 4 × (0,2159 2 - 0,146 2) × 1,1 × 320 = 7 м 3.

Інтервал гельцементного розчину розташовується однією частиною в необсаженном стовбурі, а інший в обсаджених. Тому обсяг гельцементного розчину визначається за виразом:

V ГЦ = p / 4 × [(D Д 2 - D 2) × К К × h З ГЦ + (D В 2 - D 2) × h Про ГЦ] м 3, (2.96)

де h З ГЦ - висота стовпа гельцемента в необсаженном стовбурі, м;

h Про ГЦ - висота стовпа гельцемента в обсаджених стовбурі, м;

D В - внутрішній діаметр попередньої колони, м.

За даними кавернограмм коефіцієнт кавернозному в інтервалі: 650 - 2785м К = 1,7.

V ГЦ = 3,14 / 4 × [(0,2159 2 - 0,146 2) × 1,7 × 2135 + (0,2169 2 - 0,146 2) × 200] = 77,2 м 3.

Обсяг цементного стакана визначається внутрішнім об'ємом обсадної колони в інтервалі від черевика до кільця "стоп" і знаходиться за формулою:

V CT = p / 4 × d У 2 × h CT м 3, (2.97)

де d В - внутрішній діаметр обсадної колони, м;

h CT - Висота цементного склянки, м.

Орієнтовну висоту цементного стакана приймається рівною 30 м, виходячи з умови 10 м на кожні 1000 м стовбура свердловини.

V CT = 3,14 / 4 × 0,1306 2 × 30 = 0,4 м 3.

Загальний об'єм цементного розчину складе:

V ЦР = V ЗП ЦР + V CT м 3. (2.98)

V ЦР = 7 + 0,4 = 7,4 м 3.

Загальний обсяг тампонажний суміші:

V ТС = V ЦР + V ГЦ м 3. (2.99)

V ТЗ = 7,4 +77,2 = 84,6 м 3.

Розраховується питома вага тампонажних сумішей.

Компонентами чистого цементного розчину є цемент і вода. В якості цементу, згідно з ГОСТ 1581-96 "Портландцементи тампонажні. Технічні умови" використовуємо портландцемент тампонажний бездобавочний для помірних температур марки ПЦТ I - 100, так як полегшують добавок не потрібно, а температура на вибої свердловини становить 94 0 С. Питома вага цементу дорівнює 3,12 × 10 4 Н / м 3. Як рідина замішування використовуємо технічну воду, питома вага якої 1,0 × 10 4 Н / м 3. Вагове ставлення води до цементу в розчині описує водо-цементне відношення m = 0,5 [13, стор.14].

Вихідна формула для розрахунку питомої ваги цементного розчину:

q ЦР = ((1 + m) × q Ц × q У) / (q В + m × q Ц) Н / м 3, (2.100)

де q Ц - питома вага цементу, Н / м 3;

q Ц - питома вага технічної води, Н / м 3.

За формулою (2.13.11) знаходимо:

q ЦР = ((1 +0,5) × 3,12 × 10 4 × 1,0 × 10 4) / (1,0 × 10 4 +0,5 × 3,12 × 10 4) = 1,82 × 10 4 Н / м 3.

Компонентами гельцементного розчину є цемент, вода, наповнювач (глінопорошок) і наповнювач (при необхідності). В якості цементу використовуємо портландцемент тампонажний ПЦТ I - 100, з питомою вагою 3,12 × 10 4 Н / м 3, у якості рідини замішування використовуємо технічну воду, питома вага якої 1,0 × 10 4 Н / м 3. У ролі наповнювача використовуємо бентонітовий порошок з питомою вагою 2,8 × 10 4 Н / м 3.

Раніше було визначено, що значення питомої ваги гельцементного розчину знаходиться в межах 1,32 ... 1,92 × 10 4 Н / м 3. За табл.3.2.1 [13, стор.17] вибирається питома вага гельцементного розчину рівної 1,53 × 10 4 Н / м 3 та приймається значення гліноцементного відносини рівним 0,33.

Водо-цементне відношення знаходимо за формулою:

М = 0,5 +2,2 Б, (2.101)

де М - водо-цементне відношення;

Б - гліноцементное ставлення.

М = 0,5 +2,2 × 0,33 = 1,23.

Остаточне значення питомої ваги гельцементного розчину розраховуємо за формулою:

q ГЦ = (М +1 + Б) / (М / q У +1 / q Ц + Б / q Н) Н / м 3, (2.102)

де q Н - питома вага наповнювача.

Таким чином отримуємо:

q ГЦ = (1,23 +1 +0,33) / (1,23 / 1 × 10 4 +1 / 3,12 × 10 4 +0,33 / 2,8 × 10 4) = 1,53 × 10 4 Н / м 3.

Визначається потрібну кількість складових компонентів для тампонажних сумішей.

Для чистого цементного розчину необхідно знайти кількість цементу і води. При прийнятому водоцементному відношенні m кількість цементу визначається наступним чином. В одному кубометрі цементного розчину міститься цементу - r Ц; води - m × r Ц, питома вага 1 м 3 розчину складає - q Р. Тоді витрата цементу на 1 м 3 розчину складе:

r Ц = q ЦР / (1 ​​+ m), т / м 3. (2.103)

r Ц = 3,12 × 10 4 / (1 ​​+0,5) = 2,08 т / м 3.

Витрата води на 1 м 3 розчину складе:

r В = m × r Ц т / м 3. (2.104), r В = 0,5 × 2,08 = 1,04 т / м 3.

Потрібне кількість цементу для приготування всього обсягу цементного розчину визначається за формулою:

G Ц I = V ЦР × r Ц × K т. (2.105)

Де К - коефіцієнт неминучих втрат цементу при заутворі, приймається 1,05.

G Ц I = 7,4 × 2,08 × 1,05 = 16 т.

Потрібне кількість води для приготування всього обсягу цементного розчину визначається за формулою:

G В I = m × G Ц I т. (2.106)

G В I = 0,5 × 16 = 8 т.

Для гельцементного розчину необхідно знайти кількість води, цементу і наповнювача (глинопорошків). При прийнятих значеннях водоцементного і гліноцементного відносин знаходимо кількість цементу. В одному кубометрі розчину міститься: цементу - r Ц; води - М × r Ц; глинопорошків - Б × r Ц.

Витрата цементу на 1 м 3 розчину складе:

r Ц = q ГЦ / (1 ​​+ М + Б) т / м 3. (2.107)

r Ц = 1,53 × 10 4 / (1 ​​+1,23 +0,33) = 0,598 т / м 3.

Витрата води на 1 м 3 розчину складе:

r В = М × r Ц т / м 3. (2.108)

r В = 1,23 × 0,598 = 0,736 т / м 3.

Витрата глинопорошків на 1 м 3 розчину складе:

r Н = Б · r Ц т / м 3. (2.109)

r Н = 0,33 × 0,598 = 0, 197 т / м 3.

Загальна кількість цементу визначається як:

G Ц II = V ГЦ × r Ц × K т. (2.110)

G Ц II = 77,2 × 0,598 × 1,05 = 48,5 т.

Загальна кількість води визначається як:

G В II = М × G Ц т. (2.111)

G В II = 1,23 × 48,5 = 60 т.

Загальна кількість наповнювача визначається як:

G Н = Б × G Ц II т. (2.112)

G Н = 0,33 × 48,5 = 16 т.

На весь обсяг цементування свердловини сумарна кількість цементу складе:

Σ G Ц = G Ц I + G Ц II т. (2.113)

Σ G Ц = 16 + 48,5 = 64,5 т.

Сумарна кількість сухого порошку (цементу та наповнювача) складе:

Σ G = Σ G Ц + G Н т. (2.114)

Σ G = 64,5 +16 = 80,5 т.

Розраховується обсяг продавочной рідини.

Продавочной рідина служить для витіснення тампонажних сумішей з обсадної колони в затрубний простір за допомогою продавочной пробки.

Як продавочной рідини використовується буровий розчин, обсяг якого визначається за формулою:

V ПЖ = (Σ (p × d I 2 / 4 × l I)) × K I м 3, (2.115)

де d I - внутрішній діаметр відповідної секції обсадної колони;

l I - Довжина відповідної секції (без урахування цементного склянки);

До I - Коефіцієнт, що враховує стиснення бульбашок повітря в продавочной рідини і деформацію обсадної колони (К I = 1,03).

V ПЖ = ((3,14 × 0,1306 2 / 4 × 110) + (3,14 × 0,132 2 / 4 × 2990)) × 1,03 = 43,2 м 3.

Визначаємо тип і обсяг буферної рідини.

Буферна рідина закачується в обсадних колон перед тампонажних сумішей і виконує наступні функції:

Відокремлює в затрубному просторі тампонажних суміш від вишерасположенного бурового розчину, що перешкоджає їх змішання. В іншому випадку при змішуванні тампонажного і бурового розчинів часто утворюється важко прокачується суміш.

Очищає стінки свердловини від глинистої кірки, що надалі покращує контакт цементного каменю з породою.

Полегшує процес витіснення бурового розчину, забезпечуючи велику ступінь заміщення бурового розчину цементним.

Застосування буферних рідин значно підвищує якість цементування.

В якості буферної рідини використовується двовідсотковий водний розчин триполіфосфату натрію, питома вага буферної рідини складе 1,0 × 10 4 Н / м 3.

Обсяг буферної рідини повинен забезпечити виконання перерахованих вище функцій. Практикою встановлено, що мінімально необхідна висота стовпа буферної рідини в затрубному просторі повинна орієнтовно становитиме 100 м на кожні 1000 м цементованої інтервалу. Тоді мінімальний обсяг буферної рідини складе:

V БЖ МІН = p / 4 × (D Д 2 - D 2) × K × h БЖ МІН м 3. (2.116)

де h БЖ МІН-мінімально необхідна висота стовпа буферної рідини, м.

V БЖ МІН = 3,14 / 4 × (0,2159 2 - 0,146 2) × 1,7 × 3100/100 = 1,05 м 3

Так як q БР> q БЖ, то зі збільшенням стовпа буферної рідини знижується гідростатичний тиск і може статися викид. Тому знаходиться максимальна кількість закачиваемой в свердловину буферної рідини з умови відсутності викиду:

V БЖ МАКС = p / 4 × (D Д 2 - D 2) × K × h БЖ МІАКС м 3, (2.117)

де h БЖ МАКС - максимальна висота стовпа буферної рідини в затрубному просторі, м. Максимальна висота стовпа буферної рідини в затрубному просторі знаходиться за формулою:

h БЖ МАКС = (10 -6 × Н × q БР - P ПЛ) / (10 -6 × (q БР - q БЖ) м. (2.118)

h БЖ МАКС = (10 -6 × 2825 × 1,08 × 10 4 - 28,5) / (10 -6 × (1,08 × 10 4 - 1,0 × 10 4) = 2512 м.

За формулою (2.117) знаходиться максимальний обсяг закачиваемой в затрубний простір буферної рідини:

V БЖ МАКС = 3,14 / 4 × (0,2159 2 - 0,146 2) × 1,7 × 2512 = 87м 3.

Номінальний обсяг буферної рідини винен знаходиться в межах між мінімальним і максимальним значеннями:

V БЖ МІН <V БЖ <V БЖ МАКС м 3. (2.119)

Орієнтовно номінальний обсяг буферної рідини може бути знайдений з виразу:

V БЖ = p / 4 × (D Д 2 - D 2) × K × h БЖ м 3. (2.120)

де h БЖ - висота стовпа буферної рідини і знаходиться за виразом:

h БЖ = V × t м, (2.121)

де V-швидкість висхідного потоку дорівнює 2 м / с;

t - час контакту буферної рідини зі стінками свердловин рівне 600 секунд.

Тоді за формулами (2.121) і (2.120):

h БЖ = 2 × 600 = 1800м

V БЖ = 3,14 / 4 × (0,2159 2 - 0,146 2) × 1,7 × 1800 = 61 м 3

За умовою (2.119)

1,05 <61 <87, м 3.

Так як умова (2.119) виконується, то приймається обсяг буферної рідини рівним 61 м 3.

Вибирається тип і кількість цементувальних обладнання.

При цементуванні обсадних колон в якості основних технічних засобів використовуються цементувальні агрегати, призначені для доставки тампонажний суміші в затрубний простір, і змішувальні машини для її приготування. В якості додаткових коштів використовуються станції контролю цементування скупарі - К, блок маніфольдів, в зимовий час так само використовуються парогенераторної установка. Їх характеристики представлені нижче [14].

Установка блоку маніфольдів УМК - 70К:

Максимальний тиск, МПа:

в напірному колекторі 70;

в роздає колекторі 2,5.

Кількість відводів:

на напірному колекторі 6;

на роздає колекторі 8;

на відхідних до гирлової голівці 2.

Номінальний діаметр відводів, мм 50.

Гідроманіпулятор, підйомний момент, кН · м 75.

Маса, кг 16600.

Парогенірірующая установка МПУ - 05/07:

На базі автомобіля КамАЗ - 43101 і Урал - 4320.

Продуктивність по парі, кг / год 500.

Температура пари, 0 С 170.

Тиск пари, МПа 0,7.

Габаритні розміри, мм 8270х2500х3500.

Маса не більше, кг 15100.

Визначаємо тип цементувальних агрегату.

Цементувальних агрегат повинен забезпечити наступне тиск:

Р ЦА ≥ Р ЦГ / 0,8 МПа, (2.122)

де Р ЦА - тиск, що розвивається цементувальних агрегатом, МПа;

Р ЦГ - максимальний тиск на цементувальних голівці, рівне гідравлічним опорам при цементуванні обсадної колони, МПа.

Максимальний тиск на цементувальних голівці можна записати у вигляді виразу:

Р ЦГ = D Р ГС + Р ГД + Р СТ МПа, (2.123)

де D Р ГС - гідростатичний тиск, що виникає через різниці щільності рідини усередині колони і затрубному просторі, МПа;

Р ГД - тиск, необхідний для подолання гідродинамічних опорів при русі рідини усередині колони і затрубному просторі, МПа;

Р СТ - додатковий тиск, що виникає при посадці продавочной пробки на кільце "стоп" (Р СТ = 2,0 МПа).

Різниця тисків від складеного стовпа рідини за колоною Р ГС ЗП і всередині колони Р ГС ТР дорівнює гідростатичного тиску D Р ГС:

D Р ГС = 10 -6 × (3105-450-30) × (1,53 × 10 4 - 1,08 × 10 4) = 11,6 МПа

D Р ГС = Р ГС ЗП - Р ГС ТР = 10 -6 × (Lh БР-h СТ) × (q ТС-q БР) МПа. (2.124)

Гідродинамічні опору Р ГД визначається сумою опорів при русі рідини усередині обсадної колони і в затрубному просторі:

Р ГД = Р ГД ТР + Р ГД ЗП МПа, (2.125)

де Р ГД ТР - гідродинамічні опору при русі рідини усередині обсадної колони, МПа;

Р ГД ЗП - гідродинамічні опору при русі рідини в затрубному просторі, МПа.

За формулою Дарсі - Вейсбаха:

Р ГД ТР = 10 -6 × l ТР × q ТР × V ТР 2 / (2 × g) × L / d МПа. (2.126)

Р ГД ЗП = 10 -6 × l ЗП × q ЗП × V ЗП 2 / (2 × g) × L / (D Д - D) × K МПа, (2.127)

де l ТР і l ЗП - відповідно коефіцієнти гідравлічних опорів в трубах і затрубному просторі (l ТР = 0,02; l ЗП = 0,035);

q ТР і q ЗП - відповідно густини прокачується рідини усередині колони і в затрубному просторі (q ТР = q БР; q ЗП = q СР), Н / м 3;

V ТР і V ЗП - відповідно: швидкості руху потоку рідини всередині труб і в затрубному просторі (V ЗП = 1,5 м / с), м / с;

S ЗП і S ТР - відповідно площі затрубного простору і внутрішньої порожнини труби, м 2;

D З, D, d - відповідно: діаметр свердловини, зовнішній і внутрішній обсадних труб.

Визначаємо швидкість руху потоку рідини в затрубному просторі за формулою:

V ТР = V ЗП × S ЗП / S ТР м / с. (2.128)

V ТР = 1,5 × 0,038 / 0,014 = 4,07 м / с.

Таким чином, за формулами (2.126) і (2.127):

Р ГД ТР = 10 -6 × 0,02 × 1,08 × 10 4 × 4,08 2 / (2 × 9,8) × 3105 / 0,132 = 4,3 МПа.

Р ГД ЗП = 10 -6 × 0,035 × 1,36 × 10 4 × 1,5 2 / (2 × 9,8) × 3105 / (0,2159-0,146) × 1,7 = 1,3 МПа.

За формулою (2.125):

Р ГД = 4,3 +1,3 = 5,6 МПа.

Таким чином, за формулою (2.123) визначається максимальний тиск на цементувальних голівці:

Р ЦГ = 11,6 +5,6 +2,0 = 19,2 МПа.

Необхідний тиск цементувальних агрегату визначається за (2.122):

Р ЦА ≥ 19,2 / 0,8 = 24 МПа.

Такий тиск забезпечить цементувальних агрегат АЦ - 32, який має такі характеристики:

Корисна потужність, квт 108.

Насос поршневий цементувальних НВЦ - 32.

максимальний тиск, МПа 32;

максимальна подача, л / с 23.

Насос водяний ЦНС - 38 - 154;

максимальний тиск, МПа 15;

максимальна подача, л / с 10.

Двигун приводу водяного насоса ГАЗ - 52А.

Ємність мірного бака, м 3 6,4.

Ємність баку для замішування цементу, м 3 0,25.

Маса, кг 16610.

Розраховується кількість цементувальних агрегатів.

Кількість цементувальних агрегатів має забезпечити необхідну продуктивність закачування і продавкі тампонажних сумішей. У свою чергу необхідна продуктивність цементування задається з двох умов:

З умови створення необхідної швидкості висхідного потоку в затрубному просторі;

З умови заданого часу цементування.

Керівні документи рекомендують при цементуванні експлуатаційних колон швидкість висхідного потоку рівну 1,8 ... 2,0 м / с.

Щоб забезпечити рекомендовану швидкість, сумарна продуктивність цементувальних агрегатів повинна становити:

Σ Q = S ЗП × V ВП м 3 / с, (2.129)

де S ЗП - площа затрубного простору, м 2;

V ВП - швидкість висхідного потоку в затрубному просторі, м / с.

Σ Q = 0,038 × 1,8 = 0,0684 м 3 / с

Необхідну кількість цементувальних агрегатів складе:

n ЦА = Σ Q / q IV +1 (2.130)

де q - продуктивність одного агрегату на швидкості, при діаметрі втулок, що забезпечують необхідний тиск, м 3 / с;

1 - резервний агрегат

n ЦА = 0,0684 / 0,0145 +1 = 5,7

Приймається число цементувальних агрегатів n ЦА = 6.

Виходячи з умови заданого часу цементування, знаходиться потребная сумарна продуктивність цементувальних агрегатів:

Σ Q = (V ТЗ + V ПЖ) / (0,75 × T Н. СХВ - T ДОП) м 3 / с, (2.131)

де V ТЗ і V ПЖ - обсяги тампонажних сумішей і продавочной рідини відповідно, м 3;

T Н. СХВ - час від замішування тампонажний суміші до початку її тужавіння (для цементу ПЦТ I - 100 T Н. СХВ = 6300 с), с;

T ДОП - додатковий час, необхідний для виводу змішувальної машини на робочий режим і звільнення верхньої продавочной пробки (T ДОП = 600С), с.

Σ Q = (84,6 +43,2) / (0,75 × 6300 - 600) = 0,031 м 3 / с

За формулою (2.130) знаходиться потрібне число цементувальних агрегатів:

n ЦА = 0,031 / ​​0,0145 +1 = 3,07

Приймається число цементувальних агрегатів n ЦА = 4

Остаточне число цементувальних агрегатів приймається за найбільшим з отриманих значень, тобто n ЦА = 6.

Вибираються змішувальні машини.

Змішувальні машини (агрегати) призначені для приготування тампонажних сумішей шляхом змішування рідини замішування і твердої фази, транспортування сухого порошку, а також можуть бути використані для приготування глинистого розчину. Головними складовими елементами змішувальної машини є бункер із завантажувальним і подає шнеками і гідросмесітельная воронка.

Приймається цементосмесітельная машина типу УС - 6 - 30, яка має такі характеристики:

Транспортна вантажопідйомність, т 18 ... 20.

Місткість бункера по сухому цементу, т 30.

Об'єм бункера, м 3 20.

За кількістю необхідного сухого порошку, затарюють у змішувальні машини, їх кількість визначається з виразу:

n см = Σ G / G 1, (2.132)

де Σ G - сумарна кількість сухого порошку, необхідного для проведення цементування, т;

G 1 - вантажопідйомність однієї змішувальної машини, т.

n см = 80,5 / 20 = 4,025

Приймаються n см = 5.

Розрахункові дані, отримані в цьому розділі, заносяться в паспорт кріплення свердловини.

Розраховується технологічний режим цементування свердловини.

У процесі цементування в різні періоди часу тиск, необхідний для прокачування рідин, не залишається постійним. Звідси виникає завдання розрахунку тисків на цементувальних головки для різних етапів цементування і підбору розвиваються агрегатом тисків, тобто підбору швидкостей роботи агрегату на відповідних етапах.

Роботу цементувальних агрегатів на різних швидкостях можна визначити, побудувавши графік тисків на цементувальних голівці в реальних значеннях.

Так як обсяг тампонажний суміші більше внутрішнього обсягу, то на графіку виділяються три характерні точки А, Б, С, значення яких визначаються в координатах "тиск - обсяг" рис.2.7

Точка А відповідає початку закачування тампонажних сумішей (закачування буферної рідини в даному випадку не враховується). Координата "тиск" буде відповідати гідродинамічним опорам, тобто Р А ЦГ = Р ГД = 5,6 МПа.

Точка Б означає, що обсадна колона заповнена тампонажних сумішей на весь обсяг. Від сюди слід, що обсяг для точки Б дорівнює внутрішньому об'єму обсадної колони V Б = V ВН = 42,4 м 3. Тиск у цій точці буде мінімальним і рівним:

Р Б ЦГ = Р ГД - D Р ГС МПа (2.133)

Р Б ЦГ = 5,6 - 11,6 = - 6 МПа.

Точка В відповідає кінця продавкі тампонажних сумішей. Об'єм в цій точці дорівнює сумарному обсягу закачаний тампонажних сумішей і продавочной рідини:

V В = V ТЗ + V ПЖ м 3 (2.134)

V У = 84,6 +43,6 = 127,8 м 3.

Тиск в точці В відповідає максимальному тиску в кінці продавкі (без урахування тиску для отримання сигналу "стоп"):

Р В ЦГ = Р ГД + D Р ГС МПа (2.135)

Р В ЦГ = 5,6 +11,6 = 17,2 МПа.

Крім характерних точок виділяються також і допоміжні точки, що характеризують процес цементування з застосуванням конкретного цементувальних обладнання і зумовлений вихідними значеннями.

Таких точок виділено п'ять: точка 1 відповідає початку роботи одного агрегату на IV швидкості по закачуванню в свердловину чистого цементного розчину, точка 2 відповідає початку роботи агрегатів на IV швидкості по закачуванню продавочной рідини, точка 3 відповідає початку роботи агрегатів на III швидкості по закачуванню продавочной рідини , точка 4 відповідає початку роботи агрегатів на II швидкості по закачуванню продавочной рідини, точка 5 відповідає початку роботи одного агрегату на II швидкості по продавке 2% від обсягу продавочной рідини.

За графіком визначаємо обсяги тампонажних сумішей і продавочной рідини закачується при різних режимах роботи цементувальних агрегатів.

При цементуванні свердловини використовуємо цементувальні агрегати АЦ-32 з діаметром втулок поршневого цементувальних насоса НВЦ-32 рівним 125 мм. Характеристика роботи агрегату, що має втулки такого діаметру наведені в табл.2.15.

При розрахунку часу цементування і часу початку тужавлення тампонажних сумішей необхідно дотримання умови:

Σ T + T ДОП <0,75 × T Н. СХВ сек, (2.136)

де Σ T - час закачування тампонажних сумішей і продавочной рідини.

Час закачування порції тампонажних сумішей на певній швидкості роботи цементувальних агрегату визначається за формулою:

T ТС = V TC IV / (q IV × n IV) сек, (2.137)

де V TC IV - обсяг тампонажних сумішей закачиваемой на IV швидкості ЦА;

n IV - число одночасно працюючих агрегатів.

Таблиця 2.15 Характеристика роботи агрегату АЦ - 32 з діаметром втулок поршневого насос НВЦ-32 рівним 125 мм

Швидкість наоса

Продуктивність насоса Q, л / с

Робочий тиск, МПа

I

2,3

24

II

4,3

19

III

8,1

10

IV

14,5

6



Розраховується кількість застосовуваних агрегатів на кожному етапі цементування і заноситься в табл.2.16.

Таблиця 2.16 Режими роботи цементувальних агрегатів

Вид

рідини


Об'єм, м 3


Число

агрегатів


Швидкість

агрегату


Час

закачування, сек


Буферна

61

5

IV

842

Тампонажний

(Гельцемент)

77,2


5

IV

1065

Тампонажний

(Цементний

розчин)

7,4


1


IV


510


Продавочной


2,2

14,2

26,8

0,9

4

4

4

1

IV

III

II

II

38

438

1558

210

За умовою (2.136):

1065 +510 +38 +438 +1558 +210 +600 <0,75 × 6300

4419 <4725

Умова виконується, отже розрахунок проведено правильно і режими роботи цементувальних агрегатів обрані точно.

2.13 Технологія спуску обсадних колон і цементування

Спуск обсадної колони - дуже відповідальна операція. До початку спуска повинні бути закінчені всі дослідницькі та вимірювальні роботи в свердловині, ретельно перевірено стан бурового обладнання та інструменту, відповідність вантажопідйомності вишки і талевої системи вазі підлягає спуску колони, підготовлений стовбур свердловини.

За кілька днів до спуску колони на бурову завозяться обсадні труби, елементи технологічної оснастки і необхідний додатковий інструмент, ретельно перевірені і випробувані на базі, а так само спеціальну змазку для забезпечення герметичності різьбових з'єднань при найбільш високих температурах, можливих у свердловині.

На буровій обсадні труби знову оглядають, перевіряють овальність жорсткими подвійними шаблонами відповідних діаметрів; труби, пошкоджені при транспортуванні і з підвищеною овальністю, відбраковують, а придатні сортують по групах міцності, товщині стінок і видам різьбових з'єднань і укладають на стелажі в порядку, протилежному визначеності спуску їх у свердловину. При укладанні кожну трубу нумерують, вимірюють її довжину; номер труби, її довжину і наростаючу довжину колони записують у спеціальний журнал.

За даними каверни - і профілеграмм виявляють ділянки звужень ствола свердловини, а по інклінограммам - ділянки різкого викривлення. Ці ділянки ретельно опрацьовують новими долотами зі швидкістю не більше 35 - 40 м / год і розширюють до номінального діаметра. При опрацюванні доцільно застосовувати ту ж компоновку низу бурильної колони, яку використовували для буріння останнього інтервалу свердловини, особливо якщо умови буріння складні - калібрують: спускають бурильну колону, вниз якої має приблизно таку ж твердість, як і підлягає спуску обсадна колона, і стежать за успішністю проходження такого компонування до забою. Якщо спостерігаються посадки чи затяжки, стовбур опрацьовують з дещо меншою швидкістю. Після закінчення калібрування свердловину ретельно промивають протягом одного-двох циклів циркуляції. При опрацюванні застосовують промивну рідину з мінімальним показником фільтрації, низькими значеннями статичного і динамічного напружень зсуву та пластичної в'язкості, а також з хорошими мастильними характеристиками.

При підйомі бурильної колони після опрацювання або калібрування вимірюють її довжину і уточнюють довжину свердловини; при цьому треба враховувати, що дійсна довжина свердловини більше сумарної виміряної довжини піднятих з неї бурильних труб на величину подовження колони.

До спуску колони приступають відразу ж, як тільки закінчений підйом бурильних труб після промивання свердловини [15].

Обсадних колон спускають за допомогою механізованих клинів і одного елеватора.

ВНІІКРнефть рекомендує підтримувати середню швидкість спуску кожної труби експлуатаційної колони не більше 1 м / с, а нижче черевика кондуктора - не більше 0,4 м / с.

При спуску колони потрібно контролювати повноту її заповнення промивної рідиною через зворотний клапан, стежачи за об'ємом рідини, яка витікає зі свердловини, і навантаженням на гаку. Після спуску кожних 500 ... 800 м труб необхідно робити проміжні промивання, щоб освіжити рідину в свердловині, видалити скупчився шлам і зменшити небезпеку газування.

Після закінчення спуску колону залишають підвішеною на талевої системі, а свердловину ретельно промивають, при цьому колона не повинна упиратися в забій [16].

Перед початком цементування змонтовану обв'язку лінії високого тиску агрегатів піддають гідравлічної опрессовке тиском, величина якого в 1,5 рази перевищує максимально очікуване тиск при цементуванні. Розстановку і обв'язку цементувальних обладнання здійснюють за одним із варіантів типів схем. Цементувальні агрегати в межах майданчика бурової необхідно розташовувати горизонтально, мірними місткостями до бурової і по можливості ближче до гирла свердловини. Закачування зачиняються розчину в свердловину починається лише після стабілізації режиму роботи цементосмесітельних машин.

Після закінчення промивання свердловини на верхній кінець обсадної колони навертається спеціальна цементувальних голівка, у нашому випадку ГУЦ 140-146х400-1, розрахована на максимальний тиск 40 МПа, бічні отвори якої за допомогою трубопроводів з'єднують з цементувальних агрегатами. Потім всередину колони закачують буферну рідину, тампонажний суміш, розділову пробку і продавочной рідина.

Необхідно виконувати такі контрольні операції: здійснювати заміри щільності тампонажних розчинів за допомогою ареометрів; заміряти тиск, що розвивається агрегатами і контролювати їх з допомогою манометрів високого тиску; визначати поточний обсяг закачиваемой в свердловину рідини; візуально контролювати характер циркуляції на гирлі свердловини.

Як тільки пробка сяде на ЦКОД і зупиниться, тиск почне різко зростати. Це служить сигналом для припинення закачування продавочной рідини; всі крани на цементувальних голівці закривають, а свердловину залишають в спокої на термін необхідний для перетворення тампонажного розчину в камінь.

Величина тиску "стоп" повинна перевищувати максимальне значення тиску в кінці цементування на 2, 0 - 2,5 МПа і становити не більше 80% від тиску обпресування обсадних труб перед спуском у свердловину [16].

Після утворення в заколонного просторі цементного каменю з достатньою міцністю виконують такі роботи:

Через приблизно добу, але не раніше строку закінчення тужавіння, стравлюють надлишковий тиск у обсадної колони і в заколонного просторі, якщо воно збереглося до цього;

Визначається положення покрівлі цементного каменю в заколонного просторі і оцінюють якість цементування (повноту заміщення промивної рідини тампонажним розчином, наявність контакту між обсадної колоною і каменем, каменем і стінками свердловини) за допомогою акустичного каротажу;

Шляхом обпресування перевіряється герметичність обсадної колони, колоною головки і зацементувати заколонного простору. Продавочной рідину в колоні попередньо замінюється на воду. При опрессовке внутрішній тиск в будь-якому перетині колони має не менш ніж на 10% перевищувати найбільшу очікуване тиск у період випробування, освоєння або експлуатації свердловини.

Колону визнають герметичною в тому випадку, якщо після заміни продавочной рідини водою не спостерігається переливу рідини і виділення газу на гирлі і якщо в період витримки колони під тиском останнім протягом 30 хвилин знижується не більше ніж на 0,5 МПа

Всі розрахункові дані та заходи, передбачені проектом під час кріплення свердловини, заносяться в паспорт.

Паспорт на кріплення свердловини 1136 куща 38 Ігольско-Талове родовища експлуатаційною колоною 146 мм.

Дані про свердловині і завдання на її кріплення.

1. Вибої свердловини 3105 м.

2. Глибина спуску колони 3100 м.

3. Глибина спуску кондуктора діаметром 0,245 м 650 м.

4. Номінальний діаметр стовбура свердловини 0,2159 м.

5. Параметри бурового розчину: згідно ГТН.

6. Максимальне очікуване пластовий тиск на глубіне3105 м 28,5 МПа

7. Максимальне очікуване тиск у колоні на гирлі при цементуванні Р = 24 МПа

1. Підготовчі роботи перед спуском колони.

1.1 Підготувати, завезти на бурову і укласти в порядку спуску в свердловину необхідну кількість обсадних труб (по п.2 1), спресованих тиском 25МПа і додатково (з урахуванням 3% запасу на випадок відбракування) 90 метрів труби типу 146-Е -7, 0 ОТТМА (ГОСТ 632-80).

Відповідальні БПО БР.

1.2 Завезти на бурову і підготувати до спуску елементи технологічної оснастки експлуатаційної колони:

Черевик БК - 146, шт.1

Зворотний клапан ЦКОД - 146, шт.1

Ліхтарі ЦЦ - 2 - 146, шт.11

Турбулізатор ЦТ - 146, шт.5

Скребок СК - 146, шт.10

Відповідальні БПО БР.

1.3 Завезти на бурову необхідну кількість тампонажних матеріалів:

Тампонажниі портландцемент ПЦТ-100 145т.

Бентоніт 41 т.

Попередньо провести лабораторні дослідження.

Затарити змішувальну техніку згідно таблиці:

Кількість УС-6-30

Цементу на один УС-6-30, т

Бентоніт, т

4

1

12,125

16

4

0

5

64,5

16

Відповідальні: БПО, ЛГР, ЦТР

1.4 Підготувати до роботи тампонажних техніку:

цементувальні агрегати АЦ32, ед.6

змішувальні машини УС-6-30, ед.5

блок маніфольдів УБМ-70К, од. 1

парагенерірующая установка МПУ - 05/07, ед.1

Відповідальні: ЦТР.

1.5 До початку спуску колони заміряти довжину кожної обсадної труби очистити різьблення.

Відповідальний буровий майстер.

1.6 Перевірити стан вишки, бурового устаткування, КВП, превенторів.

Відповідальні: механік ПРЦБО, буровий майстер.

1.7 Забезпечити на буровій запас обробленого бурового розчину в обсязі 120 м З і 100м З технічної води (температура води в зимовий час року +30 - +40 градусів).

Відповідальний буровий майстер.

1.8 Після проведення комплексу ПГИ стовбур свердловини шаблоніровать компонуванням останнього довбання, місця посадок і затягувань пропрацювати до вільного ходіння інструменту. Промивка на забої 1,5 - 2 цикли до вирівнювання параметрів бурового розчину згідно ГТН. Проміжок часу від останньої промивки на забої до початку спуску колони не повинен перевищувати 16 годин. Якщо умова не виконується, то проводиться повторне шаблонування з промиванням на вибої.

Відповідальний буровий майстер, технолог бурової бригади.

1.9 Провести інструктаж бурової бригади за правилами виконання робіт при спуску колони, призначити відповідальних за контрольний шаблонування труб і змащення різьбових з'єднань.

Відповідальний буровий майстер.

2. Спуск обсадної колони.

2.1 Спуск обсадних труб здійснюється в наступному порядку:

Інтервал спуску, м

Довжина секції, м

Тип обсадної труби

Діаметр шаблону, м

Вага секції,

кН

Сумарний

вага колони, кН

3100 -

2990

110

146-Е 7, 7 ОТТМА

0,1276

29,1

29,1

2990 -

0

2990

146-Е 7,0 ОТТМА

0,131

726,6

755,7

2.2 Контроль за дотриманням порядку спуску труб, шаблонування і довжиною колони покладається на бурового майстра.

2.3 Типи та глибини установки елементів технологічної оснастки обсадної колони, м:

башмак БК - 146 3100

зворотний клапан ЦКОД - 146 3070

Ліхтарі ЦЦ-2-146 - встановлюються:

в інтервалі продуктивного пласта, 30 м вище і 30 м нижче через 10м;

3 шт. в черевику кондуктора і 1 на верхню трубу на гирлі.

Шкребки - над і під інтервалом перфорації на ділянках довжиною 5 м через 0,5 м;

Турбулізатори - в інтервалі продуктивного пласта, 5м вище і 5м нижче через 5 м.

2.4 згвинчення обсадних труб проводити ключем АКБ.

2.5 Як ущільнювачі різьбових з'єднань обсадних труб використати змащення Р - 402. При згвинчення мастило повинна бути рясно нанесена на різьбові і ущільнювальні поверхні ніпеля і муфти з розрахунку покриття не менше 3 / 4 довжини з'єднання рахуючи від його торця.

2.6 Швидкість спуску колони: до глибини 670м не більше 1 м / с, нижче - 0,4 м / с.

Не допускати величини спорожнення колони більше 300 м.

2.7 Проміжну промивку проводити на глибині 900 і 2400 м не менше 37 і 66 хвилин при продуктивності бурових насосів 29 л / сек, промивка на вибої не менше двох циклів.

2.8 При виникненні поглинань в процесі спуску колони відновлення циркуляції слід проводити при мінімально можливу подачу насоса або цементувальних агрегату.

3. Цементування експлуатаційної колони.

3.1 потрібні для роботи цементувальних техніку та обладнання розставити і обв'язати у відповідності до типової схемою зробити гідравлічну опресовування тиском 30 МПа.

Відповідальний: ЦТР.

3.2 Здійснити операції з цементування обсадної колони в такій послідовності:

закачати в колону 61 м3 буферної рідини (розчин технічної води і 420 кг ТПФН);

зачинити і закачати в свердловину гельцементний розчин щільністю 1,53 г \ см 3 з 64,5 т тампонажного портландцементу і бентоніту, цементний розчин щільністю 1,82 г / см З з 16 т тампонажного портландцементу ПЦТ I - 100. Пустити продавочной пробку і продавити цементний розчин буровим розчином у кількості до отримання моменту "стоп", стравити тиск і залишити свердловину на ОЗЦ 24 години.

Загальне керівництво роботами по кріпленню свердловини експлуатаційною колоною покладається на ведучого інженера з ЗР.

Розрахунок цементування.

Обсяг гельцементного розчину густиною 1,53 г \ см 3

V гц = 64,5 м 3.

Обсяг цементного розчину густиною 1,82 г \ см 3

V ц = 7,4 м 3.

Кількість гельцементной суміші

МГц = 77,2 т.

Кількість чистого цементу

Мц = 16 т.

Обсяг продавочной рідини:

V ПР = 43,2 м З

Розрахунок експлуатаційної колони.

Коефіцієнт запасу міцності на розтягуючі навантаження:

КСТР = 1, 19.

Коефіцієнт запасу міцності на зминання:

Ксм = 1,146.

2.14. Освоєння свердловини

Заключний технологічний етап при бурінні експлуатаційних та розвідувальних нафтових і газових свердловин пов'язаний з освоєнням продуктивних горизонтів. Від якісної реалізації технології освоєння залежить подальша ефективність об'єкта експлуатації. У комплекс робіт з освоєння входять: вторинне розтин пласта, вибір способу виклику припливу із шару і, при необхідності, методів активного впливу на привибійну зону з метою усунення шкідливого впливу на продуктивний пласт процесів буріння при розтині та інтенсифікації припливу [17].

2.14.1 Вторинне розкриття пласта

Вторинне розкриття пласта полягає у створенні гідравлічної зв'язку свердловини з пластом.

Щоб уникнути відкритого фонтанування вторинне розтин здійснюється на репресії, величина якої складе 4 - 7% [3].

Для створення гідравлічної зв'язку в свердловинах, обсаджених експлуатаційними колонами, для розтину застосовують стріляли (кумулятивні, кульові) та гідропіскоструминна перфоратори.

Перфоратори пробивають канали в продуктивному пласті через стінки обсадних труб і шар затрубного цементного каменю.

В даний час кумулятивним способом здійснюють понад 90% всього обсягу перфораційних робіт.

На даному родовищі вторинне розтин пласта рекомендується проводити кумулятивними безкорпусним перфораторами. Вибір виробляємо за табл.4.48 [18, табл.4.48, стор 204].

Найбільш підходящим до даних умов є стрічковий перфоратор ПКС 105Т, який має такі характеристики:

Щільність перфорації, отвори / метр:

Допустима 10

За один спуск 6

Максимальний інтервал перфорації за один спуск, м 30

Довжина каналу, м:

σ СЖ = 45 МПа 0,275

σ СЖ = 25 МПа 0,350

Діаметр каналу, мм:

У трубі 44

У породі

σ СЖ = 45 МПа 12

σ СЖ = 25 МПа 14

ПКС 105Т має витягуваний стрічковий каркас, із зарядом у скляних або сіталлових оболонках. Перфоратори цього типу мають знижену термостійкість в порівнянні з корпусними перфораторами. На середніх глибинах вони мають більш високою продуктивністю і кращої пробивний здатністю, ніж інші перфоратори. При перфорації з їх використанням практично виключається засмічення свердловини осколками.

Щільність перфорації приймається рівною 10 отворів / метр.

Перед перфорацією гирлі обладнується малогабаритної превенторной установкою типу ППМ 125х25, розробленої інститутом ЗапСібБурНІПІ і виготовляється заводом "Тюменьбурмаш" (ВАТ "Грім").

Так як первинне розтин продуктивного пласта здійснюється з буровим розчином на водяній основі, то застосування в якості перфораційною рідини нафти і нафтопродуктів призведе до утворення в'язкої водонафтової емульсії, яка буде перешкоджати руху флюїду до привибійній зоні свердловини і сприяти зниженню коефіцієнта відновлення проникності.

Тому як перфораційною рідини пропонується використовувати сольовий розчин, застосування якого набуло широкого поширення на Ігольско-Талове родовищі.

2.14.2 Виклик притоку з пласта

Щоб одержати приплив з продуктивного горизонту, необхідний тиск у свердловині знизити значно нижче пластового. Існують різні способи зниження тиску, засновані або на заміні важкої промивної рідини на більш легку, або на плавному або різкому зниженні рівня рідини в експлуатаційній колоні [17].

Перед початком виклику припливу гирлі свердловини обладнується фонтанною арматурою (АФ). Технологією виклику припливу передбачається застосування насосно-компресорних труб (НКТ) діаметром 73 мм а робочий тиск на гирлі не перевищує 21 МПа, то проектується застосування фонтанної арматури АФ1-65х21ХЛ.

Останнім часом проглядається потреба переходу до технологій освоєння свердловин в бік ресурсозберігаючих і завдають мінімальної шкоди навколишньому середовищу методів роботи на свердловині. Найбільш повно цьому процесу відповідає освоєння свердловин за допомогою поршневого витіснення - свабірованія.

У класичному вигляді свабірованіе являє собою процес періодичного спуску поршневого вузла (Свабі) під динамічний рівень рідини глушіння в НКТ і подальшого його підйому.

Спуск і підйом Свабі проводиться за допомогою каротажного підйомника (ПКС-5) на геофізичному кабелі. Глибина занурення Свабі під рівень рідини, з міркування допустимого зусилля навантаження у вузлі закладення троса, що досягає 3 тонни, не перевищує 500 ... 550 м.

Так як Свабі має гнучку зв'язок з гирловим обладнанням, то на останніх циклах свабірованія до нього можна приєднати реєструючі прилади (манометр, термометр, витратомір, пробовідбірник і т.д.) і поєднати процес дослідження свердловини зі стадією зниження рівня рідини, що також значно скорочує робочий час. Крім того, геофізичний кабель створює електричний зв'язок з приладом, а це передбачає не тільки реєстрацію, але й контроль за моментом початку припливу і, таким чином, своєчасно припинити свабірованіе і цілком переключитися на процес дослідження свердловини, а також отримати якісну глибинну пробу і відомості про гідродинамічних характеристик пласта.

При освоєнні проектної свердловини планується застосування удосконаленої технологічної схеми свабірованія з використанням вітчизняного обладнання.

Для того, щоб використовувати вітчизняні лубрикатори, що мають довжину не перевищує 2 м, необхідно мати Свабі з регульованою поперечної геометрією, що дозволяє при спуску виключити тертя між його елементами ущільнювачів і внутрішньою стінкою НКТ, що значно зменшує масу вантажу, а значить, і загальну довжину свабового вузла.

Принципово новий технологічний процес являє собою спуск в свердловину НКТ, до складу яких входять пакерний вузол гідравлічного дії і зворотний клапан. При досягненні заданої глибини спуску НКТ створюється надлишковий тиск, що приводить в дію пакерний вузол. На фонтанної арматури монтується лубрикатор і далі виконуються операції відповідно до класичної технологією свабірованія, але так як затрубний простір свердловини ізольовано пакером, то для того, щоб знизити рівень рідини в НКТ на 1000 м, досить витіснити 3 ... 4 м робочої рідини, для чого необхідно зробити не більше двох-трьох циклів свабірованія

Зміна поперечних розмірів Свабі відбувається шляхом подачі енергії з геофізичного кабелю, або (при порушенні внутрішнього гідродинамічного стану Свабі) при спуску його до розрахункової глибини, при якій ущільнювальні елементи Свабі повністю перекриють внутрішній перетин НКТ. Звідси виникає додаткова можливість дослідити свердловину не тільки в режимі припливу, але і в закритому режимі, коли в подпакерном просторі відбувається відновлення вибійного тиску до пластового. У цьому випадку можливе отримання інформації про стан пріскважінной зони і промислово-добивних параметрах продуктивного пласта, які неможливо отримати без застосування спеціального випробувального устаткування.

Конструкції Свабі другого покоління і відпрацювання окремих елементів технології свабірованія спільно з пакерним вузлом має суттєві переваги:

забезпечується повна безпека процесу освоєння свердловини за рахунок ізоляції внутрішнього її простору лубрикаторних вузлом;

час, що витрачається на проведення одного зниження рівня рідини в свердловині, в 1,5 ... 2, 0 рази менше, ніж при компресування;

число необхідного устаткування скорочується вдвічі;

багаторазово зменшується споживання паливно-енергетичних ресурсів;

значно скорочується антропогенний вплив на навколишнє середовище за рахунок зменшення числа робочого персоналу та скорочення часу на освоєння і дослідження свердловин.

2.15 Вибір і обгрунтування бурової установки, її комплектування

Розрахунок режимів СПО і оснащення талевої системи

Центральною ланкою бурового комплексу є бурова установка. При виборі бурової установки необхідно враховувати ряд основних факторів: глибина буріння, допустиме навантаження на гаку, електрофіцірованность району робіт, мета буріння.

З огляду на конкретні умови буріння, а саме те, що площа ведення бурових робіт заболочена і буріння ведеться з кущових майданчиків, район забезпечений електроенергією і глибина буріння свердловин не перевищує 3200 м, обирається бурова установка типу БО 3200/200 ЕК-БМ.

Згідно вимоги викладеним в [19] бурова установка повинна відповідати ГОСТ 16293-82, при цьому також повинні виконуватися наступні умови:

[Gкр] / Qбк> 0,6; (2.138)

[Gкр] / QОБ> 0,9; (2.139)

[Gкр] / Qпр> 1, (2.140)

де Gкр - допустиме навантаження на гаку, тс;

Qок - максимальна вага бурильної колони, тс;

QОБ-максимальна вага обсадної колони, тс;

Qпр-параметр ваги колони при ліквідації прихвата, тс.

Максимальна вага бурильної колони складає Q БК = 67076 кг = 67,07 тс.

Максимальна вага обсадної колони складає Q ПРО = 755,7 кН = 75,57 тс.

Параметр ваги колони при ліквідації прихвата визначається за формулою:

Qпр = k × Q мах тс, (2.141)

де k - Коефіцієнт збільшення ваги колони при ліквідації прихвата (k = 1,3);

Q мах - найбільшу вагу однієї з колон, тс.

Qпр = 1,3 × 67,07 = 87,19 тс.

За умовою (2.138):

200/67, 07 = 2,98> 0,6.

За умовою (2.139):

200/75, 57 = 2,64> 0,6.

За умовою (2.140):

200/87, 19 = 2,29> 1.

З вищенаведених розрахунків видно, що всі умови виконуються, отже, бурова установка для буріння проектованої свердловини вибрана вірно.

Технічна характеристика БО 3200/200 ЕК-БМ.

Умовна глибина буріння, м 3200

Допустиме навантаження на гаку, кН (тс) 2000 (200)

Оснащення талевої системи 5 × 6

Висота підстави (відмітка підлоги бурової), м 8,5

Ротор Р-560

Клиновий захоплення ПКР-560

Тип бурового насоса УНБТ-950

Потужність бурового насоса, кВт 950

Буровий вертлюг УВ-250 МА1

Компресор АВШ6/10

Талевий блок УТБК-5 × 200

Бурова лебідка ЛБ-750

Об'єм ємності для доліва, м березня 1912

Корисний обсяг ємностей бурового розчину, м 3 120

Корисний об'єм ємностей для води поза ешелону, м 3 100

Відстань від осі свердловини до краю комори, м 18

Проводиться розрахунок режимів СПО.

Визначається швидкість гака при різних швидкостях лебідки за формулою:

V кр i = Vi / Q т м / с, (2.142)

де V кр i - швидкість гака на різних передачах лебідки;

Vi - i - я швидкість обертання барабана лебідки, м / с;

Q т-вага талевої системи (Q тс = 10 тс = 100 кН).

Для лебідки типу ЛБ-750 швидкість обертання барабана лебідки на різних швидкостях наступна:

V 1 = 2 м / с; V 4 = 7,36 м / с;

V 2 = 3,04 м / с; V 5 = 11,28 м / с;

V 3 = 4,88 м / с; V 1 = 17,29 м / с.

За формулою (2.142)

V кр 1 = 2 / 10 = 0,2 м / с; V кр 4 = 7,36 / 10 = 0,736 м / с;

V кр 2 = 3,04 / 10 = 0,304 м / с; V кр 5 = 11,28 / 10 = 1,128 м / с;

V кр 3 = 4,88 / 10 = 0,488 м / с; V кр 6 = 17,29 / 10 = 1,729 м / с.

Визначається вантажопідйомність лебідки на гаку Q Л i К, при різних швидкостях підйому Vi за формулою:

Q Л i К = (N б × h) / V кр i - Q тс кН, (2.143)

де N б-потужність на барабані лебідки, кВт;

h - коефіцієнт корисної дії (h = 0,95).

Q Л1 К = (560 × 0,95) / 0,2 - 100 = 2560 кН;

Q Л2 К = (560 × 0,95) / 0,304 - 100 = 1650 кН;

Q Л3 К = (560 × 0,95) / 0,488 - 100 = 990 кН;

Q Л4 К = (560 × 0,95) / 0,736 - 100 = 623 кН;

Q Л5 К = (560 × 0,95) / 1,128 - 100 = 371 кН;

Q Л6 К = (560 × 0,95) / 1,729 - 100 = 197 кН.

Визначається умовну вагу однієї свічки q за формулою

q = ((Q бк + Q тс) × l) / L кН, (2.144)

де l - довжина однієї свічки (l = 25 м);

L - глибина свердловини по стовбуру, м.

q = ((670,76 +100) × 25) / 3105 = 6,2 кН.

Визначається загальна кількість свічок n за формулою

n = L / l, (2.145)

n = 3105/25 = 125 шт.

Визначається кількість свічок, які можна підняти зі свердловини на кожній швидкості лебідки n i за формулою

n i = ((Q бк + Q тс) - Q Л i - 1 К) / q. (2.146)

Кількість свічок піднімаються на 6-ій швидкості лебідки:

n 6 = 197 / 6,2 = 31 шт.

Кількість свічок піднімаються на 5-ій швидкості лебідки:

n 5 = ((670,76 +100) - 197) / 6,2 = 82 шт.

Кількість свічок піднімаються на 4-ій швидкості лебідки:

n 4 = ((670,76 +100) - 371) / 6,2 = 64 шт.

Кількість свічок піднімаються на 3, 2, 1 швидкостях не визначається, тому що на 6, 5 і 4 швидкості можна підняти всю бурильну колону.

Режими СПО наведені в табл.2.17.

Табліца.2.17 Режими СПО

Швидкість лебідки

Кількість піднімаються свічок, шт

4

5

6

12

82

31

3. Допоміжні цехи і служби

3.1 Ремонтна база

У результаті тривалої експлуатації бурового обладнання або при виникненні аварійних ситуацій відбувається знос або поломка бурового обладнання.

Ремонтом що вийшов з ладу обладнання займається центральна база виробничого забезпечення (ЦБПО), яка поділяється на:

прокатно-ремонтний цех бурового обладнання (ПРЦБО);

прокатно-ремонтний цех труб і трубопроводів (ПРЦТ і Т).

До складу прокатно-ремонтного цеху бурового обладнання входять комплексні бригади з проведення планово-попереджувальних ремонтів бурового устаткування, противикидного обладнання та фонтанних арматур.

До складу прокатно-ремонтного цеху труб і трубопроводів входить ділянка з ремонту труб і трубопроводів. Чисельний склад бригад ремонтної бази визначається виходячи з трудомісткості робіт з технічного обслуговування.

Склад ремонтної служби змінюється в залежності від робіт підприємства.

З метою підвищення відповідальності робітників на своїх місцях, за кожним закріплена певна група устаткування.

Капітальний ремонт крупноблочного обладнання проводиться на ремонтно-механічних заводах за разовими заявками.

Поточний ремонт обладнання здійснюється слюсарями, що входять до складу бригади, що працюють на родовищі.

3.2 Енергетична база

У табл.3.1 представлено відомості про електричний постачанні бурової, його джерела і характеристики лінії електропередач.

Таблиця 3.1 Електропостачання

Джерело електропостачання

Характеристика ЛЕП

Заявлена ​​потужність

Наймену-вання

відстань до бурової, км

кількість одночасно працюючих установок

ЛЕП, кВ

довжина, км

транс форматорів

сумарна системи електропостачання

бурової

Енерго-система

15

1

6

15

292

1396,8

Дані про кількість споживаної енергії при підготовчих роботах, бурінні, кріпленні і випробуванні свердловини приведені в табл.3.2

Таблиця 3.2 Кількість споживаної електроенергії

Найменування

робіт

Норма витрати електроенергії

Кількість споживаної електроенергії, кВт × год


Одиниці виміру

Величина

Джерело норми

На першу свердловину куща

На наступні

Підготовчі роботи

кВт × год / добу

4140

ЕСН табл.49-404

16560

4968

Буріння і кріплення

кВт × год / м

68

ЕСН табл.49-405

181832

181832

Випробування в колоні з пересувною установкою

кВт × год / добу

1520

ЕСН табл.49-407

18665,6

18665,6

Всього на свердловину




217057,6

205465,6

3.3 Водні ресурси та водопостачання

На кожному кущі, де ведеться буріння свердловин на нафту і газ для побутових потреб, а так само для технічних потреб буриться неглибока свердловина на воду, глибина і параметри якої задаються "Робочим проектом на буріння розвідувально-експлуатаційних свердловин для водопостачання" Том-3-856 , 1988р. У даному випадку водяна свердловина буриться до чеганской свити, глибиною 240 м. Свердловина артезіанська, розташована на відстані 60 м від бурової. Робоча витрата складає 6,2 м 3 / год, що цілком задовольняє потреби у воді: технічна вода 120 м 3 / добу, а решту на побутові потреби. Обсяг запасних ємностей для води становить 50 м 3. Свердловина обладнується фільтрами для очищення води, в обв'язку свердловини входить водопровід діаметром 0,05 м і довжиною 60 м.

3.4 Приготування розчину

Буровий розчин для буріння свердловин готується безпосередньо на буровій з привізних матеріалів. Керівництво над приготуванням і контролем за параметрами розчину займається інженер-технолог з бурових розчинів, безпосереднім контролем за параметрами під час буріння займається лаборант-колектор, приготуванням і обробкою розчину зайнятий другий помічник бурильника.

На буровій ведеться журнал, в якому лаборант-колектор веде записи про параметри бурового розчину, кількості використаних хімреагентів, з періодичністю в 2 години. Кожного тижня заповнюється паспорт якості бурового розчину, в якому позначаються основні якісні параметри бурового розчину і відправляється проба бурового розчину в лабораторію бурових і промивних розчинів.

3.5 Транспорт

Транспортування вантажів і вахт наземним транспортом забезпечується управлінням технологічного транспорту УТТ. Парк УТТ складає як колісна, так і гусенична техніка. У залежності від пори року, і стану дорожнього полотна застосовується та чи інша техніка.

До родовищу веде автотраса Стрежевой - Піонерні - Новий Васюган - голок з бетонним покриттям, за якою ведеться транспортування вантажів і робочого персоналу. На території родовища прокладені дороги до кущів з круглого лісу, що відібрала грунтом. У зимовий час також використовуються зимові тимчасові дороги.

Транспортування працівників з Стрежевом здійснюється вертольотами Мі-8, з Томська літаками Ан-24 до вахтового селища Піонерні, а далі 250 км автотрасою з бетонним покриттям автобусами туристичного класу Кароса.

3.6 Зв'язок та диспетчерська служба

Зв'язок з буровою бригадою на Ігольско-Талове родовищі здійснюється за допомогою радіостанції FM 10-164Д, яка знаходиться в культбутке містечка. У 6, 8, 12, 16,20 і 24 години бурильник працює вахти здає зведення до районної інженерно-технічну службу (РІТС), розташовану в селищі голок. Підсумок передається в центральну інженерно-технічну службу (ЦІТС), начальником зміни РІТС, засобами телефонного зв'язку. Крім цього начальник зміни РІТС приймає всі розпорядження керівництва внесенням повідомлень в журнал і доводить їх до майстра бригади, також веде диспетчеризацію служб і техніки підприємства відносяться до родовища. Зв'язується з підрядними організаціями (геофізиками, дорожніми будівельниками) і замовником (НГВУ).

Відсутність простоїв у роботі багато в чому залежить від налагодженості роботи диспетчерської служби.

3.7 Культурно-побутове та медичне обслуговування

Ігольско-Талове родовище розташоване на значній відстані від Стрежевом й Томська, тому роботи на буровій ведуться вахтовим методом, що працюють живуть і трудяться на куща протягом вахти (15 днів). Для комфортабельного проживання встановлюється пересувної вахтовий містечко, що складається з 6 вагончиків для проживання робітників бурової вахти, бурового майстра та інженерів-технологів, кухні-їдальні, лазні-сауни, сушарки і культбуткі.

Медичну допомогу можна отримати в медпункті селища голок, в екстремальному випадку на кущ викликається спеціальна бригада швидкої допомоги на вертолітному техніці для транспортування потерпілого в лікарню м. Стрежевом, забезпечену необхідним обладнанням і висококваліфікованим персоналом. На кущі в обов'язковому порядку знаходиться медична аптечка для надання першої медичної допомоги на місці.

4. Безпека життєдіяльності

4.1 Безпека в робочій зоні

Питанням охорони праці в конституції Російської Федерації відводиться особливе місце. У ній говориться, що Російська держава піклується про поліпшення умов і охорони праці, її наукову організацію про скорочення, а згодом і про повне витіснення важкої фізичної праці на основі комплексної механізації та автоматизації виробничих процесів у всіх галузях народного господарства.

У нафтовій та газовій промисловості при неправильній організації праці і виробництва не дотриманні заходів із проведення свердловин можливі наступні небезпеки:

Механічні травми.

Ураження електричним струмом.

Пожежі.

Вибухи.

Опіки.

Також можлива поява наступних шкідливостей:

Кліматичні умови.

Шум.

Вібрація.

Освітлення.

Запиленість і загазованість.

Механічні травми - можливі під час СПО, падіння з висоти різних предметів, а також деталей вишки і обшивки бурової, недоліки в утриманні робочого місця, відсутність огороджень частин бурового обладнання, застосування небезпечних прийомів праці і т.д.

Ураження електричним струмом - можливо через доступність дотику до струмоведучих частин, відсутності захисного заземлення, не застосування захисних засобів при обслуговуванні електроустановок.

Пожежі - Виникають внаслідок взаємодії відкритого вогню з вогненебезпечними речовинами (нафта, газ і т.д.), так як територія може бути замазучена.

Джерела пожежі:

коротке замикання, перегрів проводки;

відкритий вогонь;

удар блискавки;

статичну електрику.

Вибухи - Можливі при:

за наявності горючих речовин;

наявність окислювача або середовища;

наявність посудин під тиском;

джерела запалювання (відкритий вогонь, коротке замикання, статична електрика).

Опіки - можливі внаслідок недбалого зберігання та поводження з хімічними реагентами, відкритим вогнем і горючими матеріалами, від електричного струму.

Заходи щодо усунення небезпечних і шкідливих чинників.

Механічні травми. Для усунення причин виникнення механічних травм необхідно всі роботи проводити згідно [3] та [20]. Крім того, необхідно:

захистити обертові частини механізмів;

забезпечити машинні ключі страхувальними канатами;

проводити своєчасно інструктажі з техніки безпеки.

при ремонті повинні вивішуватися знаки оповіщають про проведення ремонтних робіт;

весь робочий персонал повинен бути забезпечений засобами індивідуального захисту (касками, спецодягом, рукавицями і т.д.), згідно нормам:''Типові галузеві норми безплатної видачі спецодягу'', затверджених Мінпраці Росії, № 67, 16.12.97 р.

проведення перевірки стану ременів, ланцюгів, тросів і їх натягу;

проведення планових і непланових перевірок пускових і гальмівних пристроїв;

при роботі на висоті робітник повинен бути забезпечений страховим поясом.

Бурова вишка повинна бути забезпечена маршовими сходами (кут падіння їх не більше 60 °, ширина 0,7 м). Між маршами сходів слід влаштувати перехідні майданчики. Відстань між сходами по висоті не більше 25 см, вони повинні мати ухил всередину 2 ÷ 5 °. З обох сторін рівнів повинні мати планки або бортову обшивку, висотою 15 см. Підлога повинна бути зроблений з рифленого металу, що виключає можливість ковзання.

Всі вантажопідйомні механізми вантажопідйомністю понад 1тонни повинні бути поставлені на облік в Держгіртехнагляд і випробувані у присутності безпосереднього начальника і представника Держнаглядохоронпраці [21].

Випробування включають в себе:

зовнішній огляд;

статичне випробування;

динамічне випробування.

У конструкції вантажопідіймальних механізмів обов'язково повинні бути передбачені системи захисту (блокування, дублювання і т.д.), які також підлягають випробуванню.

Ураження електричним струмом. Попередження електротравматизму на об'єктах досягається виконанням наступних заходів:

проектування, монтаж, налагодження, випробування та експлуатація електрообладнання бурових установок повинні проводитися відповідно до вимог''Правил улаштування електроустановок''(ПУЕ),''Правил експлуатації електроустановок споживачів''(ПЕЕП), затверджених Держенергонаглядом 31.03.92 р. і ' "Правил техніки безпеки при експлуатації електроустановок споживачів''(ПТБЕ), затверджених Главенергонадзором 21.12.84 р.

забезпечення недоступності дотику до оголених струмоведучих частин, що знаходяться під напругою;

застосування блокувальних пристроїв;

застосування захисного заземлення бурової установки;

застосування ізолюючих, захисних засобів (гумові рукавички, боти, інструмент з ізольованими ручками) при обслуговуванні електроустановок;

допускати до роботи спеціально навчених осіб, що мають групу з електробезпеки не нижче IV.

Розрахунок контуру заземлення.

При розрахунку користуються схемою для розрахунку контуру заземлення представленої на рис.4.1



50мм

Рис.4.1 Схема для розрахунку контуру заземлення

Опір контуру на буровій R З ≤ 4 Ом.

Розраховується опір одного електрода (довжина якого l = 2,5 м, діаметр d = 0,05 м, закладеного в грунт на глибину h = 1,9 м до середини електрода) за формулою:

R т = 0,366 × r / l × (lg 2 × l / d +1 / 2 × lg (4 × h + l) / (4 × hl)) Ом, (4.1)

де r - питомий опір грунту, Ом ∙ м ( = 70 Ом ∙ м);

l - довжина електрода;

h - глибина до половини електрода, м;

d - діаметр електрода, м.

R т = 0,366 × 70 / 2,5 × (lg 2 × 2,25 / 0,05 +1 / 2 × lg (4 × 1,9 +2,5) / (4 × 1,9-2,5 )) = 22 Ом.

Необхідна кількість електродів n визначається за формулою

n = (R т × η з) / (R З × η ЕТ), (4.2)

де R З - допустимий опір заземлення, Ом (R З = 4 Ом);

η с - коефіцієнт сезонності з = 2);

η ЕТ - коефіцієнт екранування труб (електродів), (0,2 <η ЕТ <0,9).

n = (22 × 2) / (4 × 0,55) = 20.

Опір сполучної смуги за формулою

R п = 0,366 × r / l п × lg (2 × l п 2 / 1 × h п) Ом, (4.3)

де l п - довжина сполучної смуги, м;

h п - ширина сполучної смуги, м.

Довжина сполучної смуги визначається за формулою:

l п = (n - 1) × 2 × l × 1,05 м, (4.4)

де n - необхідна кількість електродів;

l - довжина електрода, м.

l п = (20 - 1) × 2 × 2,5 × 1,05 = 99,75 м.

За формулою (4.3):

R п = 0,366 × 70 / 99,75 × lg (2 × 99,75 2 / × 2,5 × 0,04) = 2,72 Ом.

Знаходимо загальне заземлення контуру за формулою:

R К = 1 / ЕТ / R Т × n + η ЕП / R П) Ом, (4.5)

де η ЕП - Коефіцієнт екранування смуги, ЕП = 0,15).

R К = 1 / (0,55 / 22 × 20 + 0,15 / 2,72) = 1,8 Ом <4 Ом, умова виконується.

Розрахунковий опір контуру відповідає вимогам ПУЕ, так як R до = 1,8 <4 Ом.

Вибухи. Щоб уникнути виникнення вибухів при виробництві бурових робіт необхідно:

виключити наявність джерел займання;

виключити наявність на об'єкті горючих речовин;

всі посудини, що працюють під тиском, повинні бути випробувані на полуторократное тиск. Також повинні бути встановлені різні контрольно-вимірювальні прилади (манометри, датчики), захисна апаратура й таблички, що говорять про величину тиску, під яким знаходиться посудина [22].

Опіки. Для уникнення опіків від електричного вогню необхідно ізолювати всі струмоведучі частини. Для того, щоб уникнути опіків від хімічних речовин, необхідно ці речовини переміщати на візках. Щоб уникнути опіків від відкритого вогню необхідно не замазучівать спецодяг і не підходити близько до джерела вогню.

Кліматичні умови. Робота на буровій пов'язана з роботою на відкритому повітрі, що призводить до захворювань робочого персоналу. Для попередження захворювань необхідно передбачити укриття робочих місць, індивідуальні засоби захисту (спецодяг), необхідні перерви в роботі. За шкідливість виплачуються компенсації.

Шум. Шум на робочому місці не повинен перевищувати 85 ДБЛ і відповідати вимогам ГОСТ 12.1 003-83 ССБТ''Шум. Загальні вимоги безпеки''. Для зменшення шуму на об'єкті використовуються як індивідуальні (навушники, вкладиші, шоломи), так і колективні засоби захисту. До колективних засобів захисту відносяться: пневмоударнік, звукоізоляція і звукопоглинання, а також передбачається установка кожухів та глушників.

Вібрація. Для боротьби з вібрацією на об'єкті виробляють балансування, установку амортизаторів, віброфундамент, збільшують масу підстави. При колективних засобах захисту використовують амортизаційні подушки в з'єднаннях блоків, підстав, еластичні прокладки, виброизолирующие хомути на напірних лініях бурових насосів. Як індивідуальні засоби захисту застосовуються: спеціальні виброгасящие килимки під ноги біля пультів управління різними механізмами, віброобувь і віброрукавіци. Вібрація при частоті 16 Гц не повинна перевищувати амплітуду 0 ÷ 28 мм.

Вібрація повинна відповідати вимогам ГОСТ12.1 012-90 ССБТ''Вібрація. Загальні вимоги безпеки''.

Освітлення. Освітлення робочих місць повинно відповідати вимогам, викладеним у СНіП 23-05-95''Природне і штучне освітлення''. Освітлення має рівномірно розподіляти яскравість, бути постійним у часі, без пульсації, мати спектр близький до природного. На буровій використовується природне і штучне освітлення, а також передбачено і аварійний.

Норми освітленості на робочих місцях повинні мати такі значення:

ротор - 40 лк;

піл верхового робітника - 10 лк;

приймальний міст - 30 лк.

Насосне приміщення:

пускові ящики - 50 лк;

бурові насоси - 25 лк.

Запиленість і загазованість. За контролем за запиленістю та загазованістю використовують спеціальні прилади (газоаналізатори). Кількість шкідливих домішок у повітрі робочої зони не повинен перевищувати гранично-допустимих концентрацій. Мікроклімат робочих місць повинен відповідати вимогам ГОСТ 12.1005-88 ССБТ''Повітря робочої зони. Загальні санітарно-гігієнічні вимоги''. Для виключення небажаних наслідків від запиленості та загазованості використовуються: індивідуальні засоби захисту (распіратори, протигази) і колективні засоби захисту (вентиляція). Вентиляція повинна відповідати вимогам, викладеним у СНіП 2.04.05-91''Опалення, вентиляція, кондиціювання''. При приготуванні бурового розчину необхідно використовувати распіратори, окуляри та рукавиці. Робота з шкідливими речовинами повинна виконуватися відповідно до ГОСТ 12.1 007-76 ССБТ''Шкідливі речовини, класифікація та загальні вимоги безпеки''. Склад хімреагентів необхідно розташовувати по розі вітрів.

Пожежна профілактика. Для безпосереднього нагляду за протипожежним станом на буровій перед початком буріння повинна бути створена пожежна дружина з членів бурової бригади. Обладнання повинно відповідати ГОСТ 12.2 003-91 ССБТ''Обладнання виробниче. Загальні вимоги безпеки''.

Усі виробничі, підсобні і житлові приміщення повинні мати під'їзні шляхи і не повинні розташовуватися поблизу ємностей з горючими матеріалами і складів лісоматеріалів.

Територія бурової повинна бути очищена від сміття і не слід допускати замазучіванія території. З метою запобігання пожежі на буровій забороняється:

розташовувати електропроводку на буровій вишці в місцях її можливого пошкодження буровим інструментом;

зберігання ПММ у металевих ємностях ближче 20 метрів від бурової установки.

Бурова установка повинна бути забезпечена засобами пожежогасіння. Протипожежні щити розташовуються: в насосній - біля входу на бурову, в котельні, в роторному сараї і на складі ПММ. У двадцяти метрах від культбудкі повинен бути обладнаний інвентарний пожежний щит.

Кожен пожежний щит укомплектований наступним чином:

вогнегасник пінний - 2 шт.

лопата - 2 шт.

багор - 2 шт.

сокира - 2 шт.

відро - 2 шт.

ящик з піском - 1 шт.

кашма 2 × 2 м - 1 шт.

бочка з водою 200 л - 1 шт.

Для виключення загоряння через коротке замикання в електромеханізмом повинні використовуватися запобіжники.

У електромережах необхідно використовувати проводи з досить великим перетином, щоб виключити можливість загоряння від перегріву проводки.

Для куріння і розведення вогню відводяться спеціальні місця.

Для проведення зварювальних робіт обладнується зварювальний пост. Зварювальні роботи проводяться згідно з вимогами представлених в ГОСТ 12.3 003-75 ССБТ''Роботи електрозварювальні. Загальні вимоги безпеки''.

Для виключення можливого спалаху від статичної електрики проводиться установка захисного заземлення.

Щоб попередити загоряння від удару блискавки всі бурові установки оснащуються блискавкозахистом, яка повинна відповідати РД 34.21.122-87''Інструкція по влаштуванню блискавкозахисту будівель і споруд''. Розрахунок блискавкозахисту.

Схема для розрахунку блискавкозахисту бурової установки представлена ​​на рис 4.2


Рис.4.2. Схема для розрахунку блискавкозахисту бурової установки

h x - висота обладнання; h - висота вишки з блискавковідводом (h = 42 м); h 0 - висота вежі (h 0 = 41 м); τ х - радіус зони захисту на рівні висоти обладнання; τ 0 - радіус зони захисту на землі.

Розрахунок блискавкозахисту виробляємо для зони А.

Число очікуваних ударів блискавки на місці виконання робіт визначається за формулою:

N = (S + 6 × h x) × (L + 6 × h x) × n × 10 -6, (4.6)

де S - ширина підстави бурової, м (S = 18 м);

L - довжина підстави бурової, м (L = 36 м);

n - число очікуваних ударів блискавки в 1 км 2 (для Томської області n = 6);

h x-висота обладнання, м (h x = 4 м).

N = (18 + 6 × 4) × (36 + 6 × 4) × 6 × 10 -6 = 0,01512 шт.

Радіуси зон захисту на рівні висоти обладнання та землі визначаються за формулами:

τ 0 = (1,1 - 0,002 × h) × h м. (4.7)

τ х = (1,1 - 0,002 × h) × (h - h x / 0,85) м. (4.8)

τ 0 = (1,1 - 0,002 × 42) × 42 = 42,7 м.

τ х = (1,1 - 0,002 × h) × (42 - 4 / 0,85) = 37,9 м.

Промсаніторія і гігієна. Територія навколо бурової установки повинна бути спланована таким чином, щоб повністю виключити розподіл забруднених стоків, які утворилися в процесі буріння свердловини.

Під туалети і звалища має бути відведено спеціальне місце, на відстані 30 метрів з підвітряного боку житлового селища, для запобігання потрапляння нечистот в джерело водопостачання.

Бурові бригади повинні бути забезпечені аптечками з інструкціями щодо їх застосування. У міру витрати медикаментів з аптечки вони повинні поповнюватися.

Робочі місця, підходи до обладнання, механізмів повинні міститися в чистоті і не захаращуватися.

Всі робітники повинні бути навчені методами першої медичної допомоги при нещасних випадках, отруєннях, обмороженнях і простудних захворюваннях. Також повинні бути ознайомлені з профілактикою різних захворювань.

4.2 Охорона навколишнього середовища

Враховуючи, що нафтова промисловість в силу своєї специфіки є галуззю забруднювачем, де всі технологічні процеси можуть викликати порушення екологічної обстановки, необхідно приділяти велику увагу охороні навколишнього середовища.

Шкідливі впливу на навколишнє середовище і природоохоронні заходи представлені в табл.4.1

Таблиця 4.1 Шкідливі впливу на навколишнє середовище і природоохоронні заходи

Природні ресурси, компоненти навколишнього середовища


Шкідливі дії

Природоохоронні заходи.

1

2

3

Земля і земельні ресурси

Знищення і пошкодження грунтового шару сільгоспугідь та інших земель.

Забруднення грунту нафтопродуктами, хімреагентами та іншими речовинами.

Засмічення грунту виробничими відходами та сміттям.

Створення виїмок і нерівностей.

Знищення сільськогосподарської рослинності.

1. Раціональне планування місць і термінів проведення робіт.

2. Дотримання нормативів відведення земель.

3. Рекультивація земель.

1. Спорудження піддонів, відсипання майданчиків для техніки.

2. Вивіз, знищення та захоронення залишків нафтопродуктів, хімреагентів.

Вивіз і поховання виробничих відходів (металолом, шлам) та сміття.

Засипка виїмок.

Оплата потрав.

Ліс і лісові ресурси.

Знищення, пошкодження і забруднення грунтового покриву.

Лісові пожежі.

Залишення недоруб, захаращення лісосік.



Порубка деревна при спорудженні майданчиків, комунікацій, житлових селищ.

Заходи з охорони грунтів (див. графу''Земля і земельні ресурси'').

Прибирання і знищення порубкових залишків.

1. Обладнання пожежонебезпечних об'єктів, створення мінералізованих смуг.

2. Використання вирубаної деревини.

1. Попенної оплата.

2. Дотримання нормативів відведення земель в заліснених територіях.

Вода і водні ресурси

Забруднення виробничими водами (буровий розчин, нафтопродукти, мінеральні води).

Забруднення побутовими стоками.



Механічне та хімічне забруднення водовідводів в результаті стаяніванія відвалів.

Забруднення підземних вод при зміщенні водоносних горизонтів.

Відвід, складування і знешкодження стічних вод.


1. Спорудження водовідводів, накопичувачів і відстійників.

2. Очисні споруди для бурових стоків і побутових стоків (каналізаційні пристрої, септики).

1. Раціональне розміщення відвалів, спорудження спеціальних естакад, засипка виробок в руслі.


Надра.

Порушення природних властивостей геологічного середовища.

Некомплексне вивчення надр.

1. Ліквідаційний тампонаж свердловин.

1. Тематичні та науково-дослідні роботи з підвищення комплексності вивчення надр.

2. Обладнання та аналітичні роботи на супутні компоненти, породи розтину і відходи майбутнього виробництва.


Неповне використання витягнутих з надр корисних компонентів. Забудова родовищ, їх затоплення.


1. Ведення робіт дозволяють витягти з надр якомога більше корисних компонентів.

2. Геологічні роботи з метою перевірки''стерильності''зон забудови та організація рудних відвалів і складів, зберігання зразків і проб.

Повітряний басейн.

Викиди пилу і токсичних газів.

Заходи передбачаються у разі безпосереднього шкідливого впливу.

Тваринний світ.

Распугіваніе, порушення місць мешкання тварин, риб та інших представників тваринного світу, випадкове знищення.

Браконьєрство.

Проведення комплексних природоохоронних заходів, планування робіт з урахуванням охорони тварин.

Профілактична робота.

Розробка заходів з охорони навколишнього середовища.

Для забезпечення запобігання забруднення навколишнього середовища необхідно забезпечити суворе дотримання діючих норм, правил та інструкцій Держкомприроди, Мінводгоспу, Мінрибгоспу, МОЗ Росії, а також місцевих директивних і контролюючих органів.

Охорона навколишнього середовища при будівельно-монтажних роботах. З метою запобігання забруднення грунту, поверхневих і підземних вод необхідно забезпечити виконання наступних заходів:

провести оформлення земельної ділянки для будівництва бурової установки і житлового селища;

на підставі норм відведення земельних ділянок та керуючись схемою розташування обладнання, встановити по периметру межі ділянки і по них обладнати обваловку.

З метою збору відпрацьованого бурового розчину, стічних вод, ПММ, хімічних реагентів в процесі буріння свердловини, зниження до мінімуму їх фільтрації в грунт, а також підвищення протипожежної безпеки та промсанітарії, необхідно забезпечити виконання наступних заходів:

розміри земельних комор повинні бути строго дотримані, тому що ці ємності повинні забезпечити збір відпрацьованого бурового розчину, стічних вод та вибуреної породи (шламу) на весь період будівництва свердловини;

зберігання запасів бурового розчину, ПММ і нафтопродуктів має здійснюватися тільки в металевих ємностях.

Охорона навколишнього середовища при бурінні і кріпленні свердловини. На даному етапі будівництва свердловини повинні виконуватися такі заходи:

з метою запобігання в аварійних ситуаціях, відкритого фонтанування і забруднення нафтою прилеглих територій, гирло свердловини обладнується противикидним обладнанням згідно з ГОСТ 13862-90''Обладнання противикидне'';

транспортування неупакованих сипучих матеріалів здійснювати спеціальним транспортом (цементовози, змішувальні машини);

транспортування рідких речовин (нафта, хімреагенти, ПММ та інших) здійснювати тільки в цистернах або спеціальних ємностях;

утворюються під час СПО переливи бурового розчину і стічні води, після миття підлоги бурової або обладнання, повинні стікати в шламовий комору.

Охорона надр. Для надійної охорони надр у процесі буріння свердловини повинні виконуватися такі заходи:

суворо дотримуватися розроблену конструкцію свердловини, яка забезпечує ізоляцію водоносних горизонтів та перекриття інтервалів поглинання бурового розчину;

створити по всій довжині обсадної колони міцне цементне кільце з метою виключення перетоків пластових вод з одного шару в іншій;

при ліквідації свердловини встановити під останнім об'єктом цементний міст заввишки 50 метрів.

Рекультивація порушених земель після буріння свердловини. Після буріння свердловини та демонтажу обладнання, необхідно виконати наступні заходи:

розбити всі фундаментні підстави, очистити всю територію від металобрухту та іншого сміття;

засипати всі комори, траншеї, розрівняти обваловку і спланувати майданчик;

провести відновлення родючого шару землі.

Всі роботи з охорони навколишнього середовища і рекультивації земель проводяться відповідно до нормативних документів стандарту системи охорони природи (ГОСТ 17.0.02-76ОП):

ГОСТ 17.1.02 - 79, охорона гідросфери;

ГОСТ 17.2.02 - 79, охорона атмосфери;

ГОСТ 17.4.02 - 79, охорона грунтів;

ГОСТ 17.5.02 - 79, охорона земель;

ГОСТ 17.6.02 - 79, охорона флори.

4.3 Надзвичайні ситуації

Надзвичайні ситуації поділяються на такі види:

природні (повінь, сніг, вітер, низькі температури);

техногенні (аварії, пожежі);

військові.

Розробка заходів з цивільної оборони.

Громадянська оборона є системою загальнодержавних оборонних заходів, спрямованих на захист населення, створення необхідних умов для нормальної роботи об'єктів народного господарства у воєнний час, при стихійних лихах у районі робіт, а у разі застосування противником зброї масового ураження - на проведення рятувальних і невідкладних дій і аварійно-рятувальних робіт.

Захист населення від зброї масового ураження досягається розосередженням і евакуацією людей у ​​поєднанні з використанням індивідуальних та колективних засобів захисту. Необхідно заздалегідь визначити види укриттів і можливість забезпечення будівельними матеріалами, а також передбачити планове постачання засобами захисту. Необхідне створення запасів продовольства та питної води та інших предметів споживання.

Для виявлення і вимірів ступеня зараження радіоактивними речовинами шкірного покриву, продуктів харчування, води, обладнання та матеріалів, а також атмосфери на всіх об'єктах повинні бути дозиметричні контрольні пости. Для дезактивації у разі радіоактивного зараження необхідно мати запас дезактивуючих речовин.

Загальне керівництво цивільною обороною здійснюється штабом цивільної оборони. Зв'язок із штабом цивільної оборони здійснюється по радіостанції.

Усі заходи щодо попередження, а також у разі виникнення надзвичайних ситуацій повинні бути заздалегідь сплановані та погоджені з Міністерством Надзвичайних ситуацій (МНС) Росії, з числа працівників підприємства створені і навчені спеціалізовані підрозділи з цивільної оборони. Організація навчального процесу цих підрозділів повинна проводитися за типовими програмами і поєднувати теоретичне і практичне навчання. Населення і робітники повинні бути проінформовані про способи подачі сигналів про напад, їх значеннях і конкретних діях кожної людини. Необхідне проведення періодичних навчальних тривог.

5. Організаційно-економічна частина

5.1 Структура та організаційні форми роботи бурового підприємства Стрежевской філія ЗАТ "Сибірська сервісна компанія" (СФ ЗАТ "ССК")

Стрежевской філія ЗАТ "ССК" був утворений з бурового підприємства ТОВ "Буріння-1".

Основним завданням СФ ЗАТ "ССК" є надання сервісних послуг з буріння свердловин в Західно-Сибірському регіоні.

Підприємство очолює директор філії, у якого є шість заступників: перший заступник директора - технічний директор, заступник директора з маркетингу, заступник директора з економіки та фінансів, заступник директора з загальних питань, заступник директора по роботі з персоналом, заступник директора з безпеки.

Технічному директору безпосередньо підпорядковуються наступні керівники: головний технолог, головний геолог, заступник директора з виробництва, заступник директора з охорони праці та техніки безпеки, які очолюють відповідно наступні відділи - технологічний відділ, геологічний відділ, центральний пункт диспетчерської служби (ЦПДС), відділ з охорони праці та техніки безпеки. Відділ комп'ютерних технологій, виробничо-технічний відділ буріння, виробничо-технічний відділ ВРХ, відділ головного енергетика та відділ головного механіка підпорядковуються безпосередньо технічному директору.

Технологічний відділ складається з лабораторії бурових і тампонажних розчинів і трьох груп: з буріння, за заключним робіт, група сервісу системи очищення. Головним завданням технологічного відділу є контроль та виконання технології будівництва свердловин.

Геологічний відділ складається з геологічної групи і двох відділів: буріння і ВРХ. Завдання геологічного відділу опрацювання та надання інформації пов'язаної з геологією при бурінні та освоєнні свердловин.

Через ЦПДС заступник директора з виробництва керує роботою наступних цехів і служб: районної інженерно-технічної служби (РІТС), цеху капітального ремонту свердловин (КРС) та підвищення нафтовіддачі пластів (ПНП), цеху тампонажних робіт (ЦТР), цеху вишкомонтажних робіт (ЦВР) , цеху підготовчих робіт (ЦПР), центру з зарізання друге стовбурів (ЦЗВС).

Інженерно-технологічна служба є органом оперативного управління, основним виробництвом, що забезпечує виконання плану - графіка будівництва свердловин в цілому по підприємству з додержанням установленої технології. Начальнику РІТС підпорядковані начальники змін РІТС, через яких він організовує роботу бригад. У РІТС входять чотири бурові бригади.

Цех вишкомонтажних робіт організує роботи з виконання плану - графіка будівництва бурових, організації та виконання переїздів і передвіжек бурових установок, а також з установки й монтажу устаткування з додержанням установленої технології. У ЦВР входять дві вишкомонтажние бригади і одна бригада з облаштування кущів свердловин.

Цех тампонажних робіт організовує роботи по кріпленню свердловин, забезпечення основного виробництва справними агрегатами, технічному обслуговуванню і ремонту техніки. У ЦТР входять ремонтно-механічні майстерні, і дві ділянки: ділянка кріплення і ділянка освоєння.

Цех підготовчих робіт організує підготовчі роботи при будівництві кущових підстав на родовищах. У ЦПР входять три ділянки: підготовчих робіт, лісозаготівельних робіт, гідромеханізованих робіт.

Завданнями центру з зарізання друге стовбурів є планування технології робіт з зарізання другого стовбура, і виконання цих робіт. У ЦЗВС входять три бригади по зарізання і одна бригада по підготовці.

Цех ВРХ і ПНП організує роботи з капітального ремонту свердловин та підвищення нафтовіддачі пластів. У цеху складається три ділянки на яких працюють 15 бригад.

Заступник директора з маркетингу керує роботою сектору по роботі з замовником, сектору з оформлення та ведення договорів, відділу матеріального та технічного постачання (ВМТП). ВМТП організовує своєчасне забезпечення основного виробництва необхідними матеріалами, обладнанням, технікою та транспортом.

Заступник директора з економіки керує роботою планово-економічного відділу, проектно-кошторисного відділу, відділу розрахунків з персоналом. Крім цього йому підпорядковується головний бухгалтер, який організовує і контролює роботу наступних секторів: з обліку основних фондів, з обліку матеріалів, за розрахунками, по податках, по звітності.

Заступник директора з загальних питань керує роботою адміністративно-господарського відділу (АГВ), спортивно-оздоровчим комплексом "Буровик" і базою виробничого обслуговування (БПО). У БПО входять наступні цехи: прокатно-ремонтний цех електрообладнання, прокатно-ремонтний цех бурового обладнання, прокатно-ремонтний цех труб і турбінної техніки, цех пароводоснобженія. БПО забезпечує безперебійну роботу об'єктів основного виробництва, підтримує їх у працездатному стані і забезпечує своєчасне матеріально-технічне, профілактичне та ремонтне обслуговування в планово-попереджувальному та оперативному порядку.

Заступник директора по роботі з персоналом керує роботою відділу кадрів, відділ організації та мотивації праці, менеджер з навчання, менеджер з цивільної оборони та надзвичайних ситуацій.

Заступник директора з безпеки керує роботою служби безпеки підприємства.

На 1.09.2000. в СФ ЗАТ "ССК" працювало: 331 чоловік РСЗ та 945 чоловік робітників всього - 1276 осіб.

Організаційна структура СФ ЗАТ "ССК" представлена ​​на рис.5.1.

5.2 Аналіз основних техніко-економічних показників (ТЕП) і балансу робочого часу бурових бригад

Для проведення аналізу надані основні техніко-економічні показники (ТЕП) у додатку Б.

У 1999 році в СФ ЗАТ "ССК" експлуатаційне буріння велося на Радянському, Черемшанська, Махтіковском, Крапивенському і Ігольско-Талове родовищах. Буріння пошукових і розвідувальних свердловин не велося. Середня глибина свердловин склала 2624 метри (додаток Б, табл.2).

Графіком буріння і здачі на 1999 рік передбачалося всього закінчити будівництвом 45 свердловин: по ВАТ "Томскнефть" - 23 свердловини, з стороннім організаціям - 22 свердловини.

Фактично було здано в експлуатацію лише 42 свердловини, що склало 93,3% плану: по ВАТ "Томскнефть" - 25 свердловин (108,7%), по стороннім організаціям - 17 свердловин (77,3%). Невиконання цього показника в цілому пов'язане, перш за все, з початком буріння горизонтальних свердловин.

Перевиконання плану по здачі свердловин по ВАТ "Томскнефть" є результатом гарної організації робіт в цілому по підприємству, а також наявність гарних доріг до родовищ.

Проходка на одного працюючого склала 119,3 м, а на бурову бригаду 22167 м (78,7%).

Зниження абсолютної проходки на бурову бригаду сталося через збої роботи підрядників: несвоєчасне завезення обсадних труб, хімреагентів, обладнання, простоїв з вини геофізиків і вишкомонтажного цеху.

У цілому за 1999 рік план по основних показниках був перевиконаним, виняток склали: комерційна швидкість буріння і проходка на одну бригаду.

Перевиконання основних показників, перш за все, відбулося за рахунок збільшення обсягу буріння (125,9%), що пов'язано зі зростанням капіталовкладень (122,7%). Зростання капіталовкладень відбувся за рахунок того, що НК "ЮКОС", якій належить СФ ЗАТ "ССК", намітила плани по виходу на перше місце з видобутку нафти у світі.

Плановий обсяг буріння на 1999 рік становить 84500 метрів, фактичний обсяг буріння був перевиконаний і склав 106400 м (125,9%).

За рік всього освоєно 232712,7 тис. руб капіталовкладень. Обсяг виконаних робіт і послуг у цінах 1984 року по ВАТ "Томскнефть" склав 10931 тис. руб. Собівартість виконаних робіт за планом повинна була становити всього 285241 тис. крб, в тому числі по ВАТ "Томскнефть" 135850 тис. крб, по стороннім організаціям 149391 тис. руб. Фактична собівартість виконаних робіт склала всього 304956 тис. руб (106,9%), у тому числі по ВАТ "Томскнефть" 151525 тис. руб (111,5%), по стороннім організаціям 153431 тис. руб (102,7%). Збільшення собівартості робіт було пов'язано з тим, що було закуплено імпортне устаткування для ведення бурових робіт, і воно ще не встигло себе окупити.

У 1999 році СФ ЗАТ "ССК" закупило наступне обладнання:

Чотириступінчаста система очищення фірми "DERRICK" - 6 компонентів (за ціною 339000 доларів за 1 штуку).

Блок флокуляційне очищення бурового і тампонажного розчинів фірми "PROTEC" (за ціною 900000 доларів за 1 штуку).

Долота фірм "SMIT" і "Секьюріті" (за ціною 6000 доларів за 1 долото).

Долота фірми "Волгбурмаш" (за ціною 940 доларів за 1 долото).

Забійні двигуни PDM "Анадрілл" (за ціною 10000 доларів за штуку).

Гідравлічні ключі для згвинчування обсадних труб з моменомером (за ціною 9000 доларів за 1 штуку).

А також були закуплені запасні частини та обладнання для експлуатації купленого устаткування (масні шприци, масло, мастило, сітки для вібросит, підшипники).

Купівля та впровадження даного обладнання дозволила підвищити деякі з основних техніко-економічних показників. Придбання обладнання для безамбарного буріння зробила можливим розбурювання куща № 242 Радянського родовища, так як кущ знаходиться у водоохоронній зоні і буріння з коморою тут не припустимо.

Долота фірм "SMIT" і "Секьюріті" типу 8 ½ MF - 15 і 8 ½ SS - 84 F застосовувалися для буріння нижніх інтервалів з ​​використанням гвинтових забійних двигунів Д 2 - 195. Застосування цих доліт дозволяє розкривати продуктивний пласт за 1 довбання, скорочуючи час на СПО і підвищити нефтеотдачу пласта за рахунок зниження динамічної фільтрації при його розтині, тому що використовувалися малогабаритні забійні двигуни Д 2 - 195.

Річний економічний ефект від впровадження на одній свердловині доліт фірми "SMIT" склав 3196555 крб, а фірми "Секьюріті" - 327650 руб.

Долота фірми "Волгбурмаш" застосовувалися для буріння верхніх і середніх інтервалів, економічний ефект від їх застосування на одній свердловині склав 278422 крб.

У 1999 році було заплановано отримати виручку від реалізації всього обсягу продукції 231668 тис. крб, а фактично цей показник збільшився, і склав 296041 тис. руб (127,8%), що відбулося за рахунок збільшення обсягів буріння.

Як видно, виручка від реалізації всього обсягу продукції менше собівартості виконаних робіт. Це сталося з тієї причини, що НК "ЮКОС" вилучає значні кошти з прибутку СФ ЗАТ "ССК", обмежуючи підприємство у розвитку. Необхідно враховувати наступні факт: буріння свердловин ведеться з використанням імпортного устаткування, що дозволяє збільшити проектний дебіт майже в 2 рази, але цей факт не береться до уваги керівництвом та свердловини продаються за ціною залежить від проектного дебіту. З фактичними ж дебітом, який збільшився внаслідок якісного ведення робіт, свердловини мають набагато більшу вартість і продаж за цією ціною дозволить збільшити виручку від реалізації продукції. Так само слід зазначити, що необхідність вкладення коштів на впровадження нових технологій і техніки назріла і стоїть гостро.

Остаточний фінансовий результат за 1999 рік склав 18921 тис. руб.

Середньомісячна зарплата одного робочого в порівнянні з 1998 року підвищилася і склала 4229 руб, збільшився і фонд заробітної плати до 57911 тис. руб. Збільшення заробітної плати пов'язано зі збільшенням ціни на нафту на ринку, а збільшення фонду заробітної плати пов'язано зі збільшенням числа працюючих в СФ ЗАТ "ССК".

Число працюючих збільшилась на 209 осіб і составіло1157 чоловік. Збільшення робочого персоналу відбулося у зв'язку зі збільшенням обсягу буріння і як наслідок збільшення потреби в кадрах.

Балансова прибуток по підприємству склала 2242 тис. руб.

На підставі аналізу ТЕП можна зробити висновок, що для підвищення показників необхідно провести наступні заходи:

Ввести більш жорсткі штрафні санкції по відношенню до вишкомонтажному цеху, тампонажний цеху, геофізичним партіям і УТТ.

Вносити до кошторисної вартості податок на користування дорогами.

Встановити контроль за охороною навколишнього середовища або перейти на менш небезпечні (в екологічному плані) технології.

Створити групу технологів для буріння горизонтальних свердловин і технологів з буріння свердловин без комори.

Створити інженерну групу по роботі та експлуатації імпортного обладнання (система очищення, забійні двигуни і т.д.), а також організувати ремонтний цех по його ремонту і забезпечити наявність запасних частин.

Вжити заходів з підвищення трудової дисципліни, і організувати контроль за дотриманням технології робіт.

Загальний баланс робочого часу наведений у додатку В.

Організаційні простої в бурових бригадах склав за1999 рік 2469 годин. Розшифровка організаційних простоїв представлена ​​в табл.5.1.

Таблиця 5.1. Розшифровка організаційних простоїв

Організаційні простої

Закіев

Сиротін

Гайдай

Сібагатулін

1. Відключення електроенергії, год

258

142

212

185

2. Очікування матеріалів і хімреагентів, годину

5

2

23

8

3. Очікування тампонажний техніки, годину

124

146

97

101

4. Відігрівання лінії, годину

92

26

86

42

5. Очікування геофізиків, годину

37

12

16

30

6. Очікування запчастин, устаткування, год

51

24

3

5

7. Очікування електрообладнання, годину

19

2

28

4

8. Бездоріжжя, годину

24

12

10

25

9. Кліматичні умови, година

73

51

42

101

10. Очікування пересування БО, годину

72

64

81

134

Разом по бригадам, годину

755

481

598

635

З табл.5.1. видно, що основний час організаційних простоїв становлять простої: через відключення електроенергії - 797 годин, очікування тампонажний техніки - 378 годин, очікування пересування бурової установки - 351 годину, відігрівання лінії - 267 годин, простий з-за кліматичних умов 258 годин.

Таким чином, зменшити час організаційних простоїв можна, організувавши, безперебійне постачання електроенергією або при наявності дизельних генераторів електричного струму, своєчасним приїздом тампонажних агрегатів, кращим утепленням всіх комунікацій в зимовий час, найкращою роботою вишкомонтажних бригад і застосуванням нових технологій при яких скорочується час пересування бурової установки .

Час на ліквідацію аварій з СФ ЗАТ "ССК" в 1999 році склало 612 годин або 26 днів. Аварійність робіт у бригадах тісно пов'язана з плинністю кадрів, висококваліфіковані фахівці йдуть в інші організації, де організація праці та відпочинку, а також соціальне забезпечення робітників ведеться набагато краще.

Так тільки 30% робітників у бригадах Патрахіна і Гайдая становлять кваліфіковані робітники. Також на цей факт впливає те, що основне число робітників це люди передпенсійного віку мають слабке уявлення про нових прийомах праці, організації та веденні трудового процесу, нових технологіях і техніці. Тому треба боротися з плинністю кадрів, підвищуючи зарплату, соціальне забезпечення, рівень організації праці і відпочинку, а також прагне до того, щоб на підприємстві приходило і працювало все більше молодих, добре навчених, кваліфікованих фахівців.

Час на підготовчо - допоміжні роботи по підприємству за 1999 рік склало 4007 годин або 167 днів. Розшифровка часу на ПВР представлена ​​в табл.5.2.

Таблиця 5.2 Розшифровка часу на ПВР

Підготовчо - допоміжні роботи

Закіев

Сиротін

Гайдай

Сібагатулін

1. Електрометричні роботи, год

348

400

362

410

2. Опрацювання, годину

30

11

23

16

3. Зміна долота, годину

66

49

62

59

4. Розбирання і збірка компонування, годину

70

78

67

71

5. Перевірка, мастило і профілактика, годину

94

92

79

105

6. Викид інструменту, год

17

14

32

28

7. ПЗР, годину

23

0

19

5

8. СПО (холості), година

12

0

17

8

9. Установка превентора, годину

68

56

40

48

10. Промивка свердловини, годину

259

225

268

202

11. Обробка розчину, годину

42

8

15

0

12. Зміна талевого каната, годину

33

12

21

14

13. Збірка, перевірка турбобуров, годину

10

18

0

5

Разом по бригадам, годину

1068

963

1009

971

З табл.5.2. видно, що основний час ПВР займають електрометричні роботи, зміна долота, складання та розбирання компонувань, СПО і перевірка, мастило і профілактика обладнання. Знизити час, що витрачається на ПВР можна зниженням часу виконання перелічених вище операцій за допомогою застосування нової техніки і технологій, як наприклад використання доліт типу SS -84 F, MF -15, і С-ГВР, які володіють великою проходкою на 1 долото і тим самим зменшують час СПО, збирання та розбирання компонувань, зміни долота та ін

На ремонтні роботи в1999 році було витрачено 293 години або 12 днів. Розшифровка часу витраченого на ремонтні роботи наведені в табл.5.3.

Таблиця 5.3. Розшифровка часу ремонтних робіт

Ремонтні роботи

Закіев

Сиротін

Гайдай

Сібагатулін

1. Ремонт насоса, годину

30

9

54

18

2. Ремонт лебідки, годину

11

4

24

0

3. Ремонт ланцюга, годину

31

13

22

12

4. Ремонт ключів, годину

4

0

0

0

5. Ремонт системи очищення, годину

0

5

0

3

6. Ремонт маніфольда, годину

0

0

0

0

7. Ремонт електрообладнання, годину

10

0

3

6

8. Ремонт компресора, годину

24

3

10

0

Разом по бригадам, годину

105

36

113

39

З табл.5.3. видно, що основний час ремонтних робіт займає час на ремонт насоса і ремонт ланцюга. Час, що витрачається на ремонт насоса (зміна циліндричних втулок, поршнів і т.д.), можна зменшити за рахунок більш якісного очищення бурового розчину, зменшуючи вміст твердої фази в ньому, що досягається застосуванням чотириступінчастою системи очищення. Необхідно шукати і впроваджувати технології розробки вище перерахованих механізмів, застосування яких зводить до мінімуму час ремонтних робіт.

За 1999 рік загальна кількість відпрацьованих годин склало 28868, з них святкових - 790 годин. Кількість днів - неявок складає 262 дні, з них неявки через хворобу - 91 день, неявка внаслідок відпустки - 165 днів.

Аналізуючи вищесказане, можна зробити висновок, що для збільшення прибутку підприємства необхідно зробити наступні кроки:

Організувати своєчасне забезпечення бурових бригад необхідним обладнанням, інструментом, матеріалами.

Поліпшити енергопостачання району робіт і оснастити кожну бурову дизельним генератором струму.

Скорегувати графік роботи вишкомонтажних і бурових бригад, щоб виключити простої через несвоєчасне монтажу бурової установки.

Вести роботи на устаткуванні, що виключає зупинки через кліматичних умов.

Застосовувати нові технології та обладнання для пересування і монтажу бурових установок, які дозволяють монтувати і пересувати бурову установку в мінімальні терміни.

Організувати диспетчерські служби і мобільний зв'язок з керівними працівниками, щоб зменшити простої через очікування розпоряджень.

Проводити виробничий інструктаж щодо впровадження нових прийомів праці.

Зменшити кількість аварій та шлюбу за рахунок впровадження нового, найбільш ефективного обладнання та інструменту.

Вжити заходів щодо ліквідації плинності кадрів, створити умови для приходу на виробництво молодих, кваліфікованих кадрів.

Поліпшити фізіологічні та естетичні умови праці, організувати проведення дозвілля і відпочинку у вахтових селищах, що підвищить продуктивність праці.

5.3 План організаційно-технічних заходів (ОТМ) з підвищення ТЕП

На основі аналізу ТЕП, балансу робочого часу та виробничої діяльності підприємства складається оргтехплан. Заходами оргтехплана передбачено скорочення часу на невиробничі витрати, простої, ремонти і т.д. У результаті скорочення часу на невиробниче час збільшується час на механічне буріння, що дає в кінцевому підсумку збільшення прибутку. Зниження собівартості та збільшення прибутку від реалізації продукції збільшує валовий фонд підприємства.

План організаційно-технічних заходів (ОТМ) з підвищення ТЕП представлений у табл.5.4.

Таблиця 5.4 План ОТМ щодо підвищення ТЕП

ОТМ

Базовий варіант

Новий варіант

Очікуваний економічний ефект

1

2

3

4

1. Технічні засоби

1.1 Бурова установка.

1.2 Система очищення бурового розчину.



БО - 3000 ЕУК - 1М.

Вітчизняна.


БО - 3900/200 ЕК - БМ.

Фірми "DERRICK"



99670 руб

63295 руб

2. Інструмент:

2.1 Породоразруша-ющій інструмент.

2.3 Ключі для згвинчування обсадних труб.

МЗГВ 215,9 і СГВ 215,9.

ПБК


8 ½ М F -15.

Гідравлічний ключі з моментомером "ЕККЕ L".

252684 крб

291746 крб

3. Технологічний режим буріння.

3.1 Якість промивної рідини.

Обробка:

Гіпану

КМЦ

нафту

Обробка:

Сайпан

Камцел-3

ФК - 2000


51266 руб

38154 руб

50546 руб

4. Удосконалення умов праці.

4.1 Створення мікроклімату на робочих місцях.

4.2 Забезпечення безперебійного обслуговування робочих місць.

4.3 Будівництво лазні на буровій, своєчасна заміна вагонів - будиночків.

4.4 Організація повноцінного харчування.

4.5 Організація дозвілля і відпочинку.

Неутеплені робочі місця.

Не забезпечується постачанням.

Ведеться.

Ведеться.

Не ведеться.

Утеплені робочі місця.

Забезпечується постачанням.

Ведеться.

Поліпшити.

Ведеться.

18929 руб

18929 руб


18929 руб

18929 руб

5. Поліпшення житлово-побутових умов.

5.1. Будівництво житла, дитсадків.

Не ведеться.

Ведеться.

18929 руб

6. Підвищення кваліфікації робітників.

Ведеться.

Поліпшити.

36911 руб

Загальний економічний ефект від впровадження всіх заходів.



809557 крб

5.4 Визначення нормативної тривалості будівництва свердловин

Нормативну тривалість циклу будівництва свердловин визначають за окремими складовими його виробничих процесів:

будівельно-монтажні роботи;

підготовчі роботи до буріння;

буріння і кріплення стовбура свердловини;

випробування свердловин на продуктивність.

Тривалість будівельно-монтажних робіт береться з готового наряду на проведення робіт, так як не вносить не яких змін у техніку й організацію вишкомонтажних робіт. Тривалість будівельно-монтажних робіт становить 73,7 доби. Тривалість підготовчих робіт до буріння і самого процесу буріння розраховують при складанні нормативної карти (див. додаток Г). При розрахунку витрат часу у нормативній карті використовуються:

дані геологічної, технічної та технологічної частини проекту;

норми часу на проходку 1 метра і норми проходки на долото;

довідник [23] для нормування спускопідйомні операцій, допоміжних, підготовчо-заключних, вимірювальних і робіт пов'язаних з кріпленням та цементуванням свердловин.

Час підготовчо-заключних робіт до буріння становить 1,2 доби.

Сумарне нормативний час на механічне буріння за окремим нормативним пачкам визначається за формулою:

Т Б = Т Б1 × h годину, (5.1)

де Т Б1 - норма часу на буріння одного метра по ЕНВ, час;

h - величина нормативної пачки, метр.

При розрахунку нормативного часу на СПО спочатку визначають кількість спускаються і піднімаються свічок, а також число нарощувань по кожній нормативної пачці за допомогою допоміжних таблиць в довіднику [24] або за формулами:

N СП = (n × (H 1 + H 2 -2 × d - h)) / 2 L, (5.2)

N ПІД = N СП + (n × h) / L, (5.3)

де N СП, N ПОД - відповідно кількість спускаються і піднімаються свічок;

H 1, H 2 - відповідно початкова і кінцева глибина інтервалу, метр;

d - довжина незмінної частини інструменту (ведуча труба, турбобур, калібратор, долото), м;

h - проходка на долото, м;

L - довжина свічки, м;

n - кількість довбання в даному інтервалі.

Нормативний час на СПО визначається за формулами:

Т СП = N СП × Т 1СВ / 60 годину, (5.4), Т ПІД = N ПІД × Т 1СВ / 60 годину, (5.5)

Де N СП, N ПОД - відповідно кількість спускаються і піднімаються свічок;

Т СП, Т ПОД - відповідно час спуску і підйому свічок, час;

Т 1СВ - нормативний час на спуск і підйом однієї свічки по ЕНВ [24], год.

Нормативний час на виконання інших операцій розраховують на підставі обсягу цих робіт і норм часу по ЕНВ.

Час буріння однієї свердловини глибиною 3105 метрів становить 6,3 доби (механічного буріння), час СПО складе 4,4 доби (див. додаток Г).

Тривалість випробування свердловини визначається в залежності від прийнятого методу випробування і числа випробовуваних об'єктів за нормами часу на окремі процеси, що виконуються при випробування свердловин, наведених у довіднику [24]. Час на випробування свердловини всього становить 7,8 доби.

Загальна тривалість буріння і кріплення свердловини становить 20 діб.

Після обгрунтування тривалості циклу будівництва свердловини повинні бути визначені швидкості:

Механічна швидкість буріння визначається за формулою:

V М = H / t М м / год, (5.6)

де Н - глибина свердловини, м;

t М - тривалість механічного буріння, год;

V М = 3105/151, 2 = 20,5 м / год.

Рейсовий швидкість буріння визначається за формулою:

V Р = H / (t М + t СПО + t ППО) годину, (5.7)

де t СПО - час СПО, час;

t ППО - час на попередньо - допоміжні роботи, пов'язані з рейсом, час;

V Р = 3105 / (151,2 +105,6 + 1) = 12 м / год.

Комерційна швидкість визначається за формулою:

V К = H × 720 / Т К м / ст. міс, (5.8)

де Т К - календарний час буріння, год.

V К = 3105 × 720/480 = 4657 м / ст. міс.

Циклова швидкість визначається за формулою:

V Ц = H × 720 / Т Ц м / ст. міс, (5.9)

де Т Ц - час циклу будівництва свердловини, час;

V Ц = 3105 × 720/631, 2 = 3542 м / ст. міс.

Технічна швидкість визначається за формулою:

V Т = H × 720 / t ПВ м / ст. міс, (5.10)

де t ПВ - продуктивне час буріння, год;

V Т = 3105 × 720/480 = 4657 м / ст. міс.

Середня проходка на долото по свердловині визначається за формулою:

h сер = H / n м, (5.11)

де n - кількість доліт, необхідних для буріння свердловини;

h сер = 3105 / 16 = 194 м.

На підставі вищевикладеного, складається нормативна карта на проводку свердловини (додаток Г).

При складанні лінійно-календарного графіка виконання робіт враховується те, що бурові бригади повинні працювати безперервно, без простоїв і пробурити всі заплановані свердловини за запланований час.

Решта бригади (вишкомонтажние і освоєння) не повинні по можливості простоювати.

Кількість монтажних бригад визначається з умови своєчасного забезпечення бурових бригад пристроєм та обладнанням нових кущів.

При складанні графіка враховується тип бурової установки, місячна продуктивність, тобто кількість свердловин закінчена за місяць бурової бригадою і кількість календарних годин для буріння.

Лінійно-календарний графік представлений в табл.5.5.

Умовні позначення до табл.5.5.:

Вишкомонтажная бригада (пересувка 5 метрів);

Вишкомонтажная бригада (пересувка 15 метрів);

Вишкомонтажная бригада (первинний монтаж);

Бурова бригада (буріння);

Бригада випробування;

Проектована свердловина.

5.5 Розрахунок економічної ефективності розроблених ОТМ

При визначенні річного економічного ефекту повинна бути забезпечена порівнянність порівнюваних варіантів нової і базової техніки, яка використовується на будівництві свердловин.

Розрахунок економічної ефективності нової техніки ведеться за формулою:

Е ВКВ = [(С С + Е Н × К УС) - (С Н + Е Н × К УН)] × Нскв руб, (5.12)

де Е Г - очікуваний економічний на свердловині ефект на свердловині, руб;

Е Н - коефіцієнт нормативної ефективності капіталовкладень, Е Н = 0,15 [25];

До УС, До УН - коефіцієнт питомих капіталовкладень, відповідно, старої і нової техніки, руб / м;

Таблиця 5.5. Лінійно-календарний графік виконання робіт


місяці

12









Свердловина № 12



11



Свердловина № 11






Свердловина № 10






Свердловина № 9



10


Свердловина № 12






Свердловина № 11




9








Свердловина № 10

Свердловина № 8






Свердловина № 7



8


Свердловина № 9

Свердловина № 6






Свердловина № 5





Свердловина № 8




7








Свердловина № 7




6








Свердловина № 6

Свердловина № 4






Свердловина № 3





Свердловина № 5

Свердловина № 2



5



Свердловина № 1





Свердловина № 4






Свердловина № 3




4








Свердловина № 2




3


Свердловина № 1





Монтаж 2,4 місяці





2






1





Витрати часу на одну свердловину, місяць


0,026


0,66


0,26


Брі-гади взяли участь у будівництві свердловини

Вишкомонтажние

Бурові

Випробування

З З, С Н - вартість одного метра свердловини при бурінні з використанням старої і нової техніки, руб / м;

Нскв - глибина свердловини, м.

Коефіцієнти питомих капіталовкладень старої і нової техніки визначаються за формулами:

До УС = Ц С / Нскв, (5.13)

До УН = Ц Н / Нскв, (5.14)

де Ц З і Ц Н - ціна старої і нової техніки відповідно.

Вартість одного метра свердловини при бурінні з використанням старої і нової техніки визначається за формулами відповідно:

З С = К П × З СС / Н ВКВ руб, (5.15)

С Н = С С - (У П - У П / К) руб, (5.16)

де С СС - кошторисна вартість свердловини, З СС = 525208 руб (див. додаток Д);

До П - коефіцієнт приведення кошторисних розцінок до розцінок чинним на сьогоднішній день, К П = 13,4;

У П - умовно-постійні витрати, руб / м;

К - коефіцієнт підвищення продуктивності праці.

Умовно-постійні витрати визначаються за формулою:

У П = К П × З ЗВ / Н ВКВ руб, (5.17)

де З ЗВ - витрати залежать від часу, З. ЗВ = 141258 руб (див додаток Д).

У П = 13,4 × 141258/3105 = 610 руб.

З З = 13,4 × 525208/3105 = 2267 руб.

З Н = 2267 - (610 - 610 / 1,2) = 2165 руб.

Розрахунок економічної ефективності від впровадження заходів скорочують витрати часу і підвищують продуктивність праці проводиться за формулою:

Е ВКВ = (У П I × Е ВР - Е Н × З ОД) руб, (5.18)

де У П I - умовно постійні витрати залежать від часу, руб / добу;

З ОД - витрати на одну одиницю продукції, рубль.

Умовно постійні витрати залежать від часу визначаються як:

У П I = К П × З ЗВ / Т Б руб / добу, (5.19)

де Т Б - час буріння однієї свердловини, Т Б = 20 діб (див. додаток Г).

У П I = 13,4 × 141258/20 = 94643 руб / добу,

Величина економії часу визначається за формулою:

Е ВР = Δ П × Т Б / (100 + Δ П) діб, (5.20)

де Δ П - відсоток підвищення продуктивності і скорочення витрат часу.

Витрати на одиницю продукції визначаються за формулою:

З ОД = N Н × Ц Н - N З × Ц З годину, (5.21)

де N Н, N С - відповідно кількість одиниць нової та старої техніки, витрачаються на одну свердловину, шт.

Визначається економічний ефект при бурінні однієї свердловини від впровадження бурової установки БО - 3200/200 ЕК-БМ. Цн = 70000000 крб і Цс = 60000000 руб, тоді за формулами (5.13), (5.14):

До УС = 60000000 / 3105 = 19324 руб / м., До УН = 70 млн / 3105 = 22544 руб / м.

За формулою (5.12):

Е ВКВ = [(2267 +0,15 × 19 324) - (2165 +0,15 × 22 544)] × 3105 = 99670 руб.

Визначається економічний ефект при бурінні однієї свердловини від застосування долота типу 8 ½ MF - 15 фірми "Смітт".

За формулою (5.20) при Δ П = 15%:

Е ВР = 15 × 20 / (100 + 15) = 2,6 добу.

Цн = 6000 $ і Цс = 940 $, при курсі 1 $ = 29 руб - Цн = 174000 крб і Цс = 27260 руб тоді за формулою (5.21):

З ОД = 1 × 174000 - 8 × 27260 = - 44080 руб.

За формулою (5.18):

Е ВКВ = (94643 × 2,6 + 0,15 × 44080) = 252684 руб.

Визначається економічний ефект при бурінні однієї свердловини від застосування гідравлічного ключа з моментомером для згвинчування обсадних труб фірми "ECKEL". Цн = 94300 $ і Цс = 94300 руб, при курсі 1 $ = 29 руб - Цн = 261000 крб, тоді за формулами (5.13), (5.14):

До УС = 261000 / 3105 = 30,4 руб / м.

До УН = 94300 / 3105 = 84 руб / м.

За формулою (5.12):

Е ВКВ = [(2267 +0,15 × 30,4) - (2165 +0,15 × 84)] × 3105 = 291 746 руб.

Визначається економічний ефект при бурінні однієї свердловини від застосування системи очищення фірми "DERRICK". Цн = 339000 $ і Цс = 3500000 крб, при курсі 1 $ = 29 руб - Цн = 9831000 крб, тоді за формулами (5.13), (5.14):

До УС = 3500000 / 3105 = 1127 руб / м.

До УН = 9831000 / 3105 = 3166 руб / м.

За формулою (5.12):

Е ВКВ = [(2267 +0,15 × 1127) - (2165 +0,15 × 3166)] × 3105 =- 63295 руб.

Економічний ефект від застосування системи очищення фірми "DERRICK" на першому етапі буде негативним, з причини високої різниці у вартості комплектів вітчизняного та імпортного обладнання. Після розбурювання 3 - 4 куща обладнання повністю себе окупає.

Визначається економічний ефект при бурінні однієї свердловини від застосування мастильної добавки ФК - 2000 замість нафти.

За формулою (5.20) при Δ П = 2%:

Е ВР = 2 × 20 / (100 + 2) = 0,39 добу.

Вартість витрачається на буріння однієї свердловини Цс = 116100 крб, а ФК - 2000 Цн = 20401 руб, тоді за формулою (5.21):

З ОД = 20401 - 116100 = - 95699 руб.

За формулою (5.18):

Е ВКВ = (94643 × 0,39 + 0,15 × 95699) = 51266 руб.

Визначається економічний ефект при бурінні однієї свердловини від застосування хімреагентів КМЦ марки Габроіл замість КМЦ.

За формулою (5.20) при Δ П = 2%:

Е ВР = 2 × 20 / (100 + 2) = 0,39 добу.

Вартість тонни витрачається на буріння однієї свердловини хімреагенти Цс = 30450 руб, а Цн = 40320 руб, тоді за формулою (5.21):

З ОД = 0,7 × 40320 - 1,2 × 30450 = - 8316 руб.

За формулою (5.18):

Е ВКВ = (94643 × 0,39 + 0,15 × 8316) = 38154 руб.

Визначається економічний ефект при бурінні однієї свердловини від застосування хімреагентів Сайпан замість гіпану.

За формулою (5.20) при Δ П = 2%:

Е ВР = 2 × 20 / (100 + 2) = 0,39 добу.

Вартість тонни витрачається на буріння однієї свердловини хімреагенти Цс = 87813 руб, а Цн = 95903 руб, тоді за формулою (5.21):

З ОД = 0,7 × 87813 - 1,2 × 95903 = - 90931 руб.

За формулою (5.18):

Е ВКВ = (94643 × 0,39 + 0,15 × 90931) = 50546 руб.

Визначається економічний ефект від створення мікроклімату на робочих місцях за формулою:

Е ВКВ = У П I × Е ВР руб. (5.22)

За формулою (5.20) при Δ П = 1%:

Е ВР = 1 × 20 / (100 +1) = 0,2 добу.

За формулою (5.22):

Е ВКВ = 94643 × 0,2 = 18 929 руб.

Визначається економічний ефект від забезпечення безперебійного обслуговування робочих місць.

За формулою (5.20) при Δ П = 1%:

Е ВР = 1 × 20 / (100 +1) = 0,2 добу.

За формулою (5.22):

Е ВКВ = 94643 × 0,2 = 18 929 руб.

Визначається економічний ефект від забезпечення повноцінного харчування на робочих місцях.

За формулою (5.20) при Δ П = 1%:

Е ВР = 1 × 20 / (100 +1) = 0,2 добу.

За формулою (5.22):

Е ВКВ = 94643 × 0,2 = 18 929 руб.

Визначається економічний ефект від забезпечення дозвілля та відпочинку.

За формулою (5.20) при Δ П = 1%:

Е ВР = 1 × 20 / (100 +1) = 0,2 добу.

За формулою (5.22):

Е ВКВ = 94643 × 0,2 = 18 929 руб.

Визначається економічний ефект від забезпечення від поліпшення житлово-побутових умов.

За формулою (5.20) при Δ П = 1%:

Е ВР = 1 × 20 / (100 +1) = 0,2 добу.

За формулою (5.22):

Е ВКВ = 94643 × 0,2 = 18 929 руб.

Визначається економічний ефект від підвищення кваліфікації робітників.

За формулою (5.20) при Δ П = 2%:

Е ВР = 2 × 20 / (100 + 2) = 0,39 добу.

За формулою (5.22):

Е ВКВ = 94643 × 0,39 = 36911 руб.

Загальний економічний ефект від впровадження заходів оргтехплана складе:

Е Заг = 252684 +291746-63295 +51266 +38154 +50546 +18929 +18929 +18929 +18929 +18929 +36911 = 809557руб.

Реальна собівартість свердловини з урахуванням коефіцієнта приведення Кп = 13,4 складе 7037787 крб, загальний економічний ефект від впровадження заходів оргтехплана Е Заг = 809557 руб, що складе 11,5%.

6. Спеціальна частина

Удосконалення профілів похило спрямованих свердловин і технологія їх реалізації на Ігольско-Талове родовищі.

Об'єднання "Томскнефть" ВНК розробляє 26 родовищ, за винятком Крапівінского родовища - всі родовища знаходяться в стадії зменшення видобутку. Експлуатаційний фонд на 1.01.2000 р. - 3866 свердловин, механізований фонд - 3207 свердловин, фонд свердловин обладнаних установками з електроцентробежнимі насосами (УЕЦН) - 922 свердловини (28,7% від механізованого фонду). Середній дебіт по нафті діючої свердловини механізованого фонду становить 11,9 т / добу. Обводненість продукції 67,3%.

Механізованим способом в об'єднанні видобувається 90,7% нафти від загального видобутку. Частка видобутку нафти за допомогою УЕЦН становить 64% при середньому дебіте 26 тонн на добу. У 1995 році відсоток видобутку нафти з свердловин, обладнаними ЕЦН, становив 55% при середньому дебіте свердловини 22 тонни на добу.

З технологічного регламенту виконання робіт з УЕЦН, який є керівним документом для всіх підрозділів ВАТ "Томскнефть" і суміжників, які беруть участь у комплексі робіт пов'язаних з УЕЦН, на виробничій території Акціонерного Товариства випливає, що установки призначені для відкачування пластової рідини з нафтових свердловин. У комплект установки для видобутку нафти входять електродвигун з гидрозащитой, модуль - секції насоса, кабельна лінія, наземне електрообладнання, комплект інструменту і приладдя для монтажу на свердловині.

Пластова рідина - суміш нафти, попутної води і нафтового газу - має такі характеристики:

максимальний вміст попутної води - 99%;

водневий показник попутної води рН - 6,0-8,5;

максимальна щільність рідини - 1,4 гр / см 3;

максимальна кінематична в'язкість однофазної рідини, при якій забезпечується робота насоса без зміни напору та ККД - 1 мм × с;

максимальна масова концентрація твердих частинок - 0,1 г / л;

максимальний вміст вільного газу на прийомі насоса - 25%;

при використанні газосепаратори вміст вільного газу в пластової рідини в зоні підвіски насоса допустимо до 55% за об'ємом;

максимальна концентрація сірководню для насосів звичайного виконання - 0,01 г / л;

для насосів корозійно-стійкого виконання - 1,25 г / л;

максимальна температура - 90 ° С;

Свердловини, в яких експлуатуються установки, повинні відповідати таким вимогам:

мінімальний внутрішній діаметр свердловини для кожного типорозміру насоса згідно технічного опису на модуль-секції і двигуни;

максимальний темп набору кривизни ствола свердловини - 1,5 ° / 10м;

максимальне гідростатичний тиск у зоні підвіски установки - 25,0 МПа;

в зоні роботи установки відхилення стовбура свердловини від вертикалі має бути не більше 40 °;

Правила підбору УЕЦН до свердловини:

1. Підбір УЕЦН до свердловини здійснюється за допомогою розрахунків при введенні з буріння, перекладі на хутро. видобуток і оптимізації, за прийнятою в НГВУ методикою, що не суперечить ТУ по експлуатації УЕЦН.

2. Розрахунки базуються на наявній у НГВУ інформації: про коефіцієнт продуктивності даної свердловини (за результатами гідродинамічних досліджень свердловини); даними інклінометрії; газовому факторі; тисках - пластовому, тиску насичення; обводненості продукції, що видобувається. Відповідальність за достовірність цієї інформації несе провідний геолог цеху видобутку нафти.

3. При використанні в розрахунках "Технології перевірки експлуатаційної колони і застосування УЕЦН в похило-спрямованих свердловинах" РД 39-0147276-029, ВНДІ-1986р., Для свердловин з темпом набору кривизни у зоні підвіски УЕЦН більше 2 1 / 10 м, необхідно ставити відмітку про застосування даної методики в паспорті-формулярі.

4. У процесі підбору необхідно керуватися прийнятою в НГВУ методикою. При цьому максимальний вміст вільного газу у прийому насоса не повинна перевищувати 25% для установок без Газосепаратори. У випадку, якщо по свердловині очікується значний винос хутро. домішок або відкладення солей у насосі, спускати УЕЦН без шламоуловітеля забороняється.

5. Результати підбору: розрахунковий добовий дебіт, напір насоса, внутрішній мінімальний діаметр експлуатаційної колони, глибина спуску, розрахунковий динамічний рівень, максимальний темп набору кривизни в зоні спуску і на ділянці підвіски УЕЦН; особливі умови експлуатації: висока температура рідини в зоні підвіски, розрахункове процентний вміст вільного газу на прийомі насоса, вміст механічних домішок, солі, наявність вуглекислого газу і сірководню в відкачуваної рідини заносяться в паспорт-формуляр. Небезпечні зони в колоні, де темпи набору кривизни перевищують допустимі норми (більше 1,5 ° / 10 м), заносяться в паспорт-формуляр.

В даний час на свердловинах Васюганського НГВУ виникають труднощі з вибором інтервалу установки заглибного обладнання. При цьому також слід зазначити і те, що обладнання працює в більш напружених умовах порівняно з технічними вимогами заводу-виготовлювача. У кінцевому рахунку всі ці фактори впливають на довговічність роботи устаткування і відповідно збільшують витрати на його експлуатацію.

У даний момент на свердловинах Ігольско-Талове і Крапівінского родовищ суворо визначені інтервали для установки внутріскважінного обладнання та обгрунтовані вимоги до них.

При бурінні свердловин на Ігольско-Талове родовищі необхідне дотримання таких вимог:

1. При реалізації профілів похило спрямований встановлено наступні інтервали по вертикалі, в яких категорично забороняється корекція стовбура свердловини:

Інтервал, м

1500-1600

1800-1900

2500-2600

2. У всіх інших інтервалах допускається корекція стовбура свердловини з просторовою інтенсивністю викривлення 1,5 0 / 10м.

3. Інтенсивність зміни параметрів кривизни в інтервалі установки ЕЦН не повинна перевищувати 2 1 / 10 м з урахуванням похибок застосовуваних у вимірювальних системах.

4. Контрольний завмер в інтервалах зазначених у п.1 необхідно проводити не менше двох разів різними инклинометрических приладами.

5 Інтервали, де зенітний кут складає менше 20 градусів просторову інтенсивність кривизни визначати тільки інтенсивністю зміни зенітного кута, який не повинен перевищувати 1,5 град. / 10м, так як практичний аналіз роботи свердловинного устаткування показав, що їх МРП при зенітних кутах до 20 градусів не залежить від змін стовбура свердловини по азимуту.

З 1999 року в компанії ЮКОС прийнята програма з інтенсифікації видобутку нафти (ИДН). Вона розрахована на експлуатацію фонду свердловин, обладнаних УЕЦН. Програма інтенсифікації видобутку нафти була почата в березні - квітні 1999 року. В основу програми покладено комп'ютерна програма компанії "Шлюмберже" Performance Well, що дозволяє на базі промислових матеріалів змоделювати роботу пласта і оцінити потенційні можливості свердловини. Завданням програми ИДН є зниження пластового тиску до мінімально можливого, тим самим досягаються умови для максимальної продуктивності свердловини. Слід зазначити, що на підставі "Методики побудови цифрової геологічної моделі нафтових родовищ з використанням комп'ютерних технологій" ТомскНІНПІНефть, був проведений аналіз розробки низки нафтових родовищ ВАТ "Томскнефть" та встановлено, що при зменшенні часу роботи (життя) свердловини за рахунок інтенсифікації, значення КІН не зменшуються.

Розрахунок свердловинного обладнання проводиться по комп'ютерній програмі Wellflo - ESP, яка проводить аналіз можливостей свердловини і видає рекомендації по підбору насосного обладнання.

У зв'язку з названими вище особливостями роботи свердловини в інтенсивних умовах видобутку нафти з'являються особливості експлуатації насосних установок, такі як:

Насос встановлюється над перфорацією, отже необхідні великі напори.

Забойное тиск нижче тиску насичення, тому насос перекачує газовану рідина. Отже необхідні високопродуктивні газосепаратори і збільшена в два рази подача насоса.

Значні перепади тиску в привибійній зоні пласта спричинили винос піску з пласта.

Зона установки насоса має підвищеною температурою (62-96 °)

Технічні умови профілю свердловини не обмежували інтенсивність кривизни в інтервалах сьогоднішньої установки УЕЦН. (20 I / 100 м зенітного кута і З град/100 м азимутального кута).

З початку реалізації програми ИДН були проведені розрахунки параметрів 618 свердловин-кандидатів за програмою "Шлюмберже" Performance, для підбору насосного обладнання за програмою, Wellflo - ESP прораховані 470 свердловин, з них були відхилені інклінометрії, загрози прориву вод, тех. стану експлуатаційних колон 22 свердловини. За низькими характеристиками пласта - 97 свердловин.

Були проведені роботи на 305 свердловинах, в роботі 260 свердловин. Співвідношення. чающих свердловин за програмою ИДН до загального фонду дає УЕЦН у ВАТ "Томскнефть" (694 вкв) становить 37,5%.

Дебіти збільшилися з початку проекту з 23,3 т / добу до 36,4 т / добу, тим самим приріст склав 13,1 т / добу або 56% від базового дебіту. При цьому обводненість зросла з 24% до 26%.

Динамічні рівні доведені з 827 метрів до інтенсифікації до 1306 метрів після проведення робіт.

Додаткова видобуток з початку реалізації програми ИДН на 1.02.00г. склала 515,6 тис. тонн. (238,708-СН, 276,891-ВН).

Зазначені вище особливості експлуатації УЕЦН виявили безліч недоліків у роботі з підготовки стовбура свердловини, підготовки устаткування, експлуатації свердловин, а також невідповідності серійних установок до такого режиму роботи.

Для досягнення розрахункових параметрів необхідні високонапірні ЕЦН, що тягне за собою підвищення потужності заглибних двигунів і збільшення габаритів УЕЦН в цілому.

Виникають труднощі з розташуванням УЕЦН в експлуатаційній колоні свердловини, де інтенсивність кривизни не відповідає сучасним вимогам до профілю свердловини в інтервалах установки УЕЦН. (2 1 / 10 м зенітного кута і З 0 / 100 м азимутального кута).

Збільшення температури в зоні підвіски УЕЦН, підвищення вмісту вільного газу, збільшення вмісту механічних домішок у рідині, що перекачується через великий депресії на пласт, непідготовленість обладнання послужило основними причинами більшості відмов обладнання даної програми.

У 1999 році у ВАТ "Томскнефть" сталося 318 відмов УЕЦН, відпрацьованих до 180 діб, з них за програмою ИДН - 134 або 42,1%.

Відмови УЕЦН, експлуатованих за програмою ИДН сталися з наступних причин:

Механічні домішки-41, 8%.

Відмови і аварії, які сталися через невідповідності кривизни - 15,6%

Механічні пошкодження кабелю - 9%.

Незабезпечення притоки - 9%.

Неякісна підготовка свердловини - 8,2%.

Заводський брак - 7,5%

Негерметичність ліфта - 3,7%.

Інші-1, 5%

З викладеного вище випливає, що до профілів буряться свердловинах на Ігольско-Талове родовищі висуваються жорсткі вимоги. Для нормальних умов експлуатації свердловин із застосуванням заглибного обладнання (ЕЦНУ) в описаних інтервалах інтенсивність просторового викривлення не повинна перевищувати 20 мін/100 м, згідно програми ИДН в інтервалі вище ділянки перфорації (2660 - 2760 м) вимоги ті ж. По всій довжині стовбура інтенсивність не повинна перевищувати 1,5 град / 10 м.

Внаслідок цього постає питання про необхідність врахувати ці умови, запропоновані до свердловин, ще в процесі проектування профілів похило спрямованих свердловин і виділення цих інтервалів як спецпрофілів, з жорсткими вимогами по просторовому викривлення до них.

Базовою технологією, при будівництві свердловин на Ігольско-Талове родовищі з відходом більше 700 м, передбачена реалізація чотирьох інтервального профілю свердловини. При цьому четвертий інтервал, на якому знаходяться два останніх спецпрофілю, має просторову інтенсивність порядку 3 - 5 град / 100 м, що не прийнятно.

Необхідною умов може задовольняти п'яти інтервальний профіль, при цьому перші два спецпрофілю знаходяться на третьому інтервалі (стабілізації зенітного кута), а останні два спецпрофілю знаходяться на п'ятому інтервалі (другий вертикальний ділянку або інтервал з зенітним кутом близьким до 0 0). Інтенсивність просторового викривлення на інтервалах спецпрофілів може не перевищувати необхідних значень.

Перший інтервал п'яти інтервального профілю - вертикальний, його глибина залежить від раніше пробурених свердловин на кущі. Але, так як проектується тільки одна свердловина, то його глибина приймається умовної і рівної 100 м.

На другому інтервалі набираються необхідні параметри кривизни, проектний азимут і зенітний кут, для чого в свердловині робота ведеться відхиляє компонуванням, запропонованої в розділі 2.11 У компонуванні застосовується Забійна вимірювальна система "СІБ - 1", яка необхідна для оперативного контролю параметрів кривизни стовбура свердловини. Його застосування обумовлюється низкою вимог. Забороняється проводити спуск "СІБ - 1" при:

невідповідність параметрів бурового розчину вимогам ГТН;

наявність в свердловині інтервалів з затяжками і посадками;

невідповідність подання бурового насоса діаметру заслінки в генераторі "СІБ - 1".

На третьому інтервалі необхідна фіксація отриманих параметрів кривизни, для чого пропонується застосування жорсткої компонування, як на інтервалі буріння кондуктора, так і на інтервалі під експлуатаційну колону.

Практика ведення бурових робіт на родовищі показує, що використання КНБК з повнорозмірним калібратором, стабілізуючою коронки СТК з діаметром 0,214 м і секції УБТ - 178 при виході з-під кондуктора дозволяє фіксувати задані параметри. Перші два спецпрофілю, що знаходяться на третьому інтервалі, як правило, мають необхідну інтенсивність викривлення.

Крім цього, на третьому інтервалі, за умови невиходу на проектні зенітний кут і азимут при наборі параметрів у кондуктора, можливе проведення правок відхиляє компонуванням або робота неорієнтовні компонування з виявленими закономірностями викривлення свердловини. Єдине виключення - це неможливість роботи ними в інтервалах спецпрофілів.

Останнім часом на Ігольско-Талове родовищі широке застосування одержало долото 8 1 / 2 MF - 15 фірми "Смітт", призначене для буріння в м'яких і середніх по міцності породах згідно промислової класифікації. Його використання в поєднанні з гвинтовим забійними двигуном, таким як Д 2 - 195 або ТНВ - 195 дозволяє домагатися показників проходки на долото на останніх інтервалах буріння, близько 600 - 700 м. Застосування долота в с ВЗД ряд незаперечних переваг перед використанням базової технології: долота типу ГВ і високооборотного турбобура. Так як проходка на долото в 4 - 6 разів більше, то скорочується час ПЗР, конкретно на СПО і зміну долота, при розтині продуктивного горизонту використання ВЗД дає низький показник динамічної фільтрації бурового розчину, що дозволяє мінімізувати шкідливий вплив фільтрату на продуктивний об'єкт і в більшій мірою зберегти колекторські властивості пласта, собівартість 1 м проходки стає нижче. Розрахунок економічної ефективності застосування цього долота на Ігольско-Талове родовищі наведено у додатку Е.

Необхідні обмеження при експлуатації - заборона опрацювання стовбура свердловини і необхідність шаблоніровкі стовбура після 48 годин роботи, тобто компонування повинна бути піднята на денну поверхню або на 50 м вище башмака кондуктора.

Таким чином, останні два інтервали п'яти інтервального профілю реалізуються із застосуванням долота MF - 15. На четвертому інтервалі проектованої свердловини необхідно домогтися інтенсивного зниження зенітного кута з 27 0 45 I до значень близьких до 0 0. Інтенсивність викривлення свердловини за зенітному куті повинна бути порядку 11 0 / 100 м. Домогтися таких значень можливо застосовуючи компонування з діаметром наддолотного калібратора 0,214 м і КНБК запропонованої в розділі 2.11 Дані приведені виходячи з практичного досвіду роботи на площі Ігольско-Талове родовища.

Після отримання значень зенітного кута свердловини близького чи рівного 0 0, їх необхідно зафіксувати. У цьому випадку необхідно застосування жорсткої компонування, що включає в себе секції УБТ і ТБПВ в низу КБТ (см.2.10). Наддолотного калібратор застосовується той же.

У процесі буріння необхідно здійснювати контроль за показниками кривизни свердловини. Для цього на свердловині партією геофізиків проводяться инклинометрических виміри. При наборі параметрів кривизни на вимогу технолога регулярно робляться заміри, як правило, через 25 - 50 м проходки. В кінці буріння кондуктора, після завершення першого довбання при бурінні під експлуатаційну колону і інтервалах спецпрофілів виміри проводяться двома приладами. Для проведення вимірів користуються инклинометра ІОН - 1 і ІМММ - 73, які мають малу похибка вимірювання 15 хв) і зручні у використанні, так як вони застосовуються з комп'ютерною технікою в поєднанні з друкованими пристроями: принтерами або РІДамі. Замір обов'язковий, якщо інтервал непромера більше 300 м.

Після отримання результатів роботи инклинометрических партії технологом здійснюється обробка даних про кривизні свердловини. Для цього застосовуються комп'ютерні навігаційно-аналітичні програми, такі як KPS і ARM to, які розраховують реальне розташування профілю свердловини, критичні значення параметрів, при яких свердловина входить в коло допуску, а також пропозиції щодо вибору компоновок для наступного довбання. Крім цього в програмі може бути встановлена ​​база даних про проведення інших свердловин, що допомагає технологу при роботі.

Таким чином п'яти інтервальний профіль, що задовольняє умовам нормальної експлуатації глибинного обладнання реалізується з меншими витратами і кількість рейсів відхиляє компонування в ідеалізованих умовах зменшується до одного, що знижує собівартість буріння.

Висновок

У ході виконання даної роботи на тему "Удосконалення профілів похило спрямованих свердловин і технологія їх реалізації на Ігольско-Талове родовищі" наведені розрахунки та обгрунтування з усіх питань освітленим в ній.

Наведено розгорнуті географо-економічні характеристики району робіт, характеристики нафтогазоносності району робіт, геологічні умови розрізу.

Обгрунтовано вибір турбінного способу буріння, одноколонная конструкція свердловини і п'яти інтервальний профіль. Розроблено режими буріння для всіх інтервалів: наведено обгрунтування класу й типорозміру доліт, розрахунок осьового навантаження на долото, розрахунок частоти обертання долота, обгрунтований вибір очисного агента і розрахунок його необхідного витрати, наведена рецептура бурового розчину. Обгрунтовано вибір забійних двигунів, проведений гідравлічний розрахунок промивання свердловини, наведено обгрунтування критеріїв раціональної відпрацювання доліт. Розроблено заходи щодо попередження ускладнень та аварій при спорудженні свердловини, спроектовані і обгрунтовані компонування бурильних колон, наведено їх розрахунок. Спроектована конструкція обсадних колон з умови рівноміцності по довжині, наведено розрахунок параметрів цементування, обгрунтована технологія кріплення та цементування. Докладно висвітлено питання освоєння свердловини, вибір і обгрунтування бурової установки.

У частині описує допоміжні цехи та служби дана характеристика ремонтної та енергетичної баз, водопостачання і приготування розчину. Також транспортного сполучення, зв'язку та диспетчерської служби, культурно-побутового обслуговування.

У четвертій частині описані питання безпеки життєдіяльності і конкретно безпеки в робочій зоні, охорони навколишнього середовища, дії при надзвичайних ситуаціях.

В організаційно-економічної частини описані структура й організаційні форми роботи підприємства СФ ЗАТ "ССК", проведений аналіз ТЕП і балансу робочого часу, запропонований план організаційно-економічних заходів щодо підвищення ТЕП, визначена нормативна тривалість будівництва свердловини, наведено розрахунки економічної ефективності розроблених ОТМ.

У частині описує Спецпитання докладно розглянута проблема відповідності профілю свердловини необхідних умовах нормальної експлуатації глибинного обладнання (ЕЦНУ) у видобувних свердловинах, пропозиції щодо вдосконалення базової технології.

Література

1. Булатов А.І., Аветисов А.Г. Довідник інженера з буріння: у 4 кн. - 2-е вид., Перераб. і доп. - М: Надра, 1996. - 361 с.

2. Соловйов О.М. Заканчіванія свердловин: Підручник. - М: Надра, 1979. - 303 с.

3. Правила безпеки в нафтовій та газовій промисловості. - М.: Держгіртехнагляд, 1998. - 160 с.

4. Йогансен К.В. Супутник буровика: Довідник. - М.: Надра, 1990. - 302с.

5. Рязанов В.І. Направлене буріння глибоких свердловин: Практичний посібник. - Томськ: Вид. ТПУ, 1999-84 с.

6. Чубик П.С. Практикум з промивання рідин. - Томськ: Вид. ТДВ, 1991. - 100 с.

7. Ісайченко А.І., Деміхов В.С. Гідравлічні забійні двигуни: - М: Надра, 1987 - 209 с.

8. Леонов О.Г., Ісаєв В.І. Гідроаеромеханіки в бурінні. - М: Надра, 1987-340 с.

9. Довговічність шарошкових доліт. - М.: Надра, 1992. - 266 с.

10. Ясів В.Г., Мислюк М.А. Ускладнення в бурінні: Довідкова допомога. - М.: Надра, 1991. - 333 с.

11. Рязанов В.І. Баранов О.М., Борисов К.І. Розрахунок бурильної колони: Навчальний посібник. - Томськ: Вид. ТПУ, 1996-68 с.

12. Інструкція з розрахунку обсадних колон для нафтових і газових свердловин. - М: ВНІІТнефть, 1997 - 194 с.

13. Редутінскій Л.С. Розрахунок параметрів цементування обсадних колон: Практичний посібник. - Томськ: Вид. ТПУ, 1997-47 с.

14. Композит каталог нафтогазове обладнання та послуги. Під ред. Красіна В.Ю., Бондаря О.В. і Яснева Г.М. - М.: Изд. Паливо та енергетика, 2000. - 587с.

15. Середа Н.Г., Соловйов О.М. Буріння нафтових і газових свердловин: Підручник. - М: Надра, 1988. - 359 с.

16. Лук'янов В.Т., Воєвода Р.Б. Заканчіванія скавжін. - М.: Надра, 1987. - 205 с.

17. Булатов А.І., Качмар С.М. Освоєння свердловин: Практичний посібник. -М: Надра, 1999. -472 С.

18. Еліяшевскій Н.В. та ін Типові завдання і розрахунки в бурінні. - М: Надра, 1982. - 296 с.

19. Воєвода А.М. та ін Монтаж обладнання при кущовому бурінні свердловин. - М.: Надра, 1987. - 205 с.

20. Ширков А.І. Охорона праці в геології. - М.: Надра, 1990. - 235 с.

21. Охорона навколишнього середовища / За ред. Брилова С.А. - М.: Вища школа, 1985. - 272 с.

22. ПБ-10-14-92 "Правила будови і безпечної експлуатації вантажопідіймальних кранів" - М: Держгіртехнагляд, 1992.

23. Інструкція зі складання проектно-кошторисної документації на будівництво нафтових та газових свердловин. - М: Держбуд СРСР, 1991.

24. Збірник єдиних районних розцінок на будівельні конструкції і роботи № 32. Свердловини на нафту і газ. Частина III Буріння та випробування на продуктивність свердловин. Додаток. - М. Недра, 1991. -176 С.

25. Шаповалов А.Г. Проектування та фінансування будівництва нафтових і газових свердловин. - М.: Надра, 1991. - 100 с.

Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Диплом
751.3кб. | скачати


Схожі роботи:
Становлення освоєння та динаміка розвитку нафтогазового комплексу Західного Сибіру
Географія Західного Сибіру
Корінні народи Західного Сибіру
Етнічні особливості народів Західного Сибіру
Їжа казахів Західного Сибіру традиції та новації
Відкриття та освоєння Сибіру
Репресії серед селян на території Західного Сибіру в 1930-ті роки
Репресії серед селян на території Західного Сибіру в 1930-і роки
Російська православна церква в Північно-Західного Сибіру кінець XVI-XIX ст
© Усі права захищені
написати до нас