В данном курсовом проекте разрабатывается технология бурения эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении, которое расположено в республике Башкортостан.
Проектируется бурение вертикальной скважины глубиной 1800 м, которая бурится для добычи нефти.
В данном проекте приводится краткая геологическая характеристика месторождения, технико-технологическая часть, производится выбор конструкции скважины, выбираются долота для различных интервалов бурения, рассчитывается цементирование эксплуатационной колонны, определяется расход промывочной жидкости, рассчитываются потери давления и гидравлическая программа промывки скважины. Приводятся мероприятия по обеспечению безопасных условий работы на буровых и охране недр в процессе бурения.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Туймазинская площадь находится в западной части Республики Башкортостан. Она расположена в пределах Туймазинского района Республики Башкортостан в 180 км от г. Уфы, и часть Бавлинского района Республики Татарстан.
Месторождение открыто в 1937 г. С вводом его в промышленную разработку, в 1944 г., Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкирии.
Литологический состав подпочвенных слоев в пределах рассматриваемой территории меняется в зависимости от рельефа местности. На водораздельных платообразных возвышениях в основном песчано-глинистые образования, к низу переходящие в слабосцементированные песчаные породы и мергели казанского и татарского ярусов верхней перми. На обширных пониженных речных долинах наряду с аллювием встречаются красноцветные породы уфимского яруса и глинисто-галогенные образования кунгурского яруса.
Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы, такие как глина, песок, известняк и гравий. Встречаются залежи гипса. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин. [1].
Признаки нефти выявлены в размере от девонских до пермских отложений включительно. Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт Д4, в котором обнаружена небольшая залежь нефти на Александровской площади. Следующим нефтеносным горизонтом выше по разрезу является песчаный пласт Д3, в котором небольшие залежи обнаружены в наиболее повышенных участках структуры на Туймазинской площади. Одним из основных нефтеносных горизонтов являются песчаники пласта ДП, которые на Туймазинской площади содержат крупные (129 км) залежь нефти. Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта Д1 пашийского горизонта, нефтенасыщенным на Туймазинской площади (рис.1).
Рис. 1. Геологический профиль Туймазинского месторождения.
Туймазинское нефтяное месторождение является многопластовым. В настоящее время эксплуатируются пласты Д1, Д2, Д3, Д4 бобриковского горизонта.
Пористость песчаников пластов Д1 и Д2 распределяется в довольно узком пределе: от 20% до 23% для Д1, от 20% до 22 % для Д2. Среднее значение пористости песчаников Д1 и Д2 практически одинаково и равно 21,5%. Лабораторные определения проницаемости девонских песчаников по кернам показывают большую проницаемость песчаников Д1 по сравнению с Д2.
Наиболее характерными радиусами поровых каналов для девонских песчаников являются радиусы от 7 до 12 мкм. Объем этих пор колеблется в пределах 60-75% от объема всех пор. Для малопроницаемых образцов характерны поры радиусом от 6 до 8 мкм и объём этих пор не превышает 30% порового пространства.
Нефтенасыщенность девонских песчаников колеблется сравнительно в узких пределах - от 82 до 96%. Для пределов проницаемости от 375 до 700 миллидарси, характерных для девонских песчаников, содержание остаточной воды составляет 8% от объема пор. Эта величина погребённой воды при всех расчётах принимается как средняя и характерная для девонских песчаников. [3].
Водоносные горизонты в девонских отложениях приурочены к живетскому, франкскому и фаменскому ярусам. Воды всех девонских пластов Д5, Д4, Д3, Д2, Д1 характеризуются одним и тем же составом. Воды хлоркальциевые, сильно минерализованные, практически безсульфатные. Характерной особенностью девонских вод является значительное содержание в них закисного железа и повышенное содержание брома. Общая минерализация пластовых вод девона достигает 275 г/л. Плотность колеблется в пределах 1187-1190 кг/м3.
Сравнивая изменения состава вод по площади, можно отметить общие черты, свойственные обоим пластам. Воды каждого пласта по площади неоднородны. Пластовые воды на юго-восточном крыле по сравнению с северо-западным имеют более высокую метаморфизацию, что указывает на застойный их характер.
Таблица 1.Физическая характеристика девонской нефти Туймазинского месторождения.
Таблица 2. Общая химическая характеристика нефти Туймазинского месторождения.
С начала разработки до 1969 года наблюдалось приблизительно равное стягивание контуров нефтеносности, но с 1969 года обнаружилось нарушения параллельного стягивания, что свидетельствует о неравномерной выработке запасов нефти по площади. Наиболее выработанным считаются северный и южный участки пласта. Оставшиеся участки с наибольшими значениями нефтенасыщенной мощности в текущей водонефтяной зоне сосредоточенны в основном в западной части залежи. Оставшиеся выработки на западном участке можно объяснить несколькими причинами. Во-первых, изначально, большая часть залежей была представлена здесь водонефтяной зоной с большим нефтенасыщенными мощностями и разбурена по мелкой сетке. Во вторых, почти все скважины в этой зоне изначально были малодебитными, что сдерживало отработку запасов. В третьих, в течении разработки градиенты давления на западе залежи были в два - три раза меньше чем в других её частях. Нагнетательные скважины с севера и юга были ближе к зоне отбора в 1,5 - 2 раза, чем с западной стороны. Кроме того, на севере и на юге был осуществлён перенос фронта нагнетания. В северо-восточной части выделялась полоса оставшейся водонефтяной зоны с нефтенасыщенными мощностями 1-3 метра.
Для ускорения выработки этого участка была введена под закачку скважина № 459. На юго-востоке в районе скважин № 375, № 402, отмечаются отдельные участки с небольшими оставшимися запасами нефти. На юге залежи имеется зона с неполной выработаностью коллекторов пласта Д1. Вся остальная зона за текущим внешним контуром, выработана с достаточной плотностью. Об этом свидетельствуют опробование и исследования многих скважин. Коэффициент нефтеотдачи составляет в разных частях месторождения от 0,25 до 0,7.
Всего в действующем фонде скважин по НГДУ «Туймазанефть» 1613 скважин, в том числе по Туймазинскому месторождению - 1136 скважин. В фонде действующих добывающих скважин - 1402 скважины по НГДУ и 957 скважин по Туймазинскому месторождению.
Действующий фонд нагнетательных скважин по НГДУ-300 штук, по Туймазинскому месторождению - 212, эксплуатационный - 306 скважин по НГДУ и 231 скважина по Туймазинскому месторождению.
Фонд ликвидированных скважин по НГДУ - 626, по Туймазинскому месторождению - 359; скважин контрольных - 7, пьезометрических - 5
Геологический разрез представлен осадочными породами девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, неогеновой и четвертичной систем.
Описание сводного усредненного геологического разреза скважин приводится в стратиграфической последовательности снизу вверх согласно стратиграфической схеме.
Образования, относимые к этой группе, объединяют отложения девонской, каменноугольной и пермской систем.
Отложения девонской системы представлены терригенными и карбонатными породами.
Отложения каменноугольной системы со следами размыва и угловыми несогласиями залегают на породах девонской системы и выделяются в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов.
Отдел представлен тульским и серпуховским ярусами. Состоящими в основном из песчано-глинистыми отложениями.
Отложения среднего отдела каменноугольной системы с размывом залегают на образованиях нижнего отдела и подразделяются на башкирский и верейский ярусы. Образован отдел в основном известняками.
Разрез верхнего отдела каменноугольной системы сложен в основной своей части известняками темно-серыми, органогенными обломочными, мелко- и среднекристаллическими, в различной степени глинистыми, переслаивающимися с доломитами светло-коричневыми, мелкокристаллическими, плотными, крепкими.
Толщина 486 метров.
Со следами размыва и угловым несогласием породы пермской системы залегают на карбонатах каменноугольной системы и выделяются в объеме нижнего и верхнего отделов.
Отложения верхнего отдела пермской системы залегают на размытой поверхности хемогенных образований кунгурского яруса и выделены в объеме уфимского яруса. Слагается по преимуществу красноцветными терригенными породами.
В строении отложений мезозойской группы входят породы триасовой системы.
Отложения ее с размывом залегают на нижележащих образованиях пермской системы и представлены переслаивающимися песчаниками бурыми, желтовато-серыми, кварцево-полевошпатовыми, тонко-, мелко-, и среднезернистыми, в различной степени глинистыми, алевролитами красновато-коричневыми, аналогичного состава, глинистыми и аргиллитами темно-коричневыми, коричневато-красными, красновато-коричневыми, мясо-красными, тонкоотмученными, прослоями алевритистыми, скрытослоистыми, слоистыми, плитчатыми.
Толщина 166 метров.
Породы ее залегают на размытой поверхности триасовых отложений и представлены образованиями неогеновой и четвертичной систем.
Толщи, относимые к неогеновой системе, сложены глинами темно-серыми, зеленовато-серыми, бурыми, монтмориллонитовыми, чешуйчатыми, оскольчатыми с прослоями песков серых, желтовато-серых, кварцевых, мелко- и среднезернистых, в различной степени глинистых.
Толщина 140 метров.
Представлена суглинками коричневато-бурыми, песчанистыми, с тонкими прослоями песков желтых, кварцевых.
Толщина 10 метров.
Ниже в табл. 3 представлен усредненный разрез Туймазинской площади и на рисунке 2 показана структурная карта Туймазинского месторождения. [6].
Таблица 3. Усредненный проектный разрез разведочных скважин Туймазинской площади
Рис. 2. Структурная карта Туймазинского месторождения.
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
На данном месторождении на основе анализа фактических данных и других факторов эффективнее бурить вертикальные скважины. Так как на данном месторождение мощность продуктивного пласта очень мала, а также учитывая другие геологические параметры, целесообразным профилем скважины будет вертикальный.
Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:
2) задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего безводную длительную добычу;
4) защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.
Исходных данные для определения конструкции скважины приводятся в таблице 4.
Таблица 4. Геологический разрез с предположительными давлениями пласта и гидроразрыва
Конструкция скважины выбирается на основе графика совмещенных давлений.
- Коэффициент аномальности пластового давления
- (1)
- где Рпл - пластовое давление, h - глубина от устья до рассматриваемого сечения.
- Индекс давления поглощения
- (2)
- где Рп - давление поглощение,
- (3)
- (4)
- где kр = 1,1 - коэффициент резерва
- Результаты вычислений приведены в табл. 5.
- Таблица 5.Результаты вычислений
| |
h
|
ka
|
kп
|
?0
|
|
|
1
|
730
|
0,97
|
1,26
|
1,07
|
|
|
2
|
1600
|
1,03
|
1,33
|
1,13
|
|
|
3
|
1800
|
0,99
|
1,28
|
1,09
|
|
|
Выбирается относительная плотность промывочной жидкости:
для всего интервала бурения выбираем с0 = 1,09
На основании полученных данных строим график совмещенных давлений (рис. 3).
Рис. 3. График совмещенных давлений
Для данной скважины выбирается три обсадные колонны: направление глубиной 100 м, кондуктор - 730 м, эксплуатационная глубиной 1800 м. Каждая обсадная колонна цементируется до устья.
Диаметры обсадных колонн и долот
Диаметр эксплуатационной колонны
Расчет:
1. Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны:
Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:
где
Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота:
2. Определяем внутренний расчетный диаметр кондуктора:
Диаметр кондуктора:
с максимально допустимой толщиной стенки
Наружный диаметр соединительной муфты для кондуктора:
Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:
где зазор
Диаметр долота:
3. Внутренний диаметр направления:
Диаметр направления:
с максимально допустимой толщиной стенки
Диаметр муфты:
Расчетный диаметр долота для бурения под направление:
Диаметр долота:
Расчет обсадных колонн на прочность
Обсадные колонны рассчитываются с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Расчет колонны выполняется исходя из условия, что при любом самом неблагоприятном сочетании действующих нагрузок напряжение в опасном сечении трубы не превысит предела текучести ее материала и не вызовет необратимой деформации, которая в конечном счете может привести к разрушению обсадной колонны. Расчет избыточных давлений и веса колонны. Так при проектировании обсадной колонны учитывают нагрузки двух видов:
· наружное избыточное давление смятия;
· внутреннее избыточное давление в колонне;
С учетом регламентированных коэффициентов запаса прочности и справочных данных о показателях прочности обсадных труб при расчете обсадной колонны по расчетным нагрузкам подбираются трубы, соответствующей группы прочности стали и толщины стенки для комплектования секций обсадной колонны.
Исходные данные:
Расчетная схема, применяемая для расчета обсадных колонн спущенных в нефтяную эксплуатационную скважину, представлена на рисунке 4.
А - конец эксплуатации, Б - начало эксплуатации
Рис. 4. Расчетная схема для эксплуатационной скважины.
1) Коэффициент запаса на избыточное наружное давление:
nкр = 1.15
2) Коэффициент запаса на избыточное внутреннее давление:
nв = 1.15
3) Коэффициент запаса на страгивание:
nстр = 1.15
Определение избыточного наружного давления в характерных точках:
1. z = 0;
Pниz = 0,01срz (8)
где ср - плотность промывочной жидкости, z - глубина
1.
2.
3. (9)
где сцр - плотность цементного раствора, св - плотность скважинной жидкости, k - коэффициент разгрузки, характеризующий уменьшение напряжений в обсадной колонне при затвердевании цемента; k = 0,25;
Определение избыточного внутреннего давления в характерных точках:
1.
т.к. то для расчетов выбираем
2.
(10)
где Роп - давление опрессовки;
Эпюра давлений:
Рис. 5. Эпюра давления.
III) Проектирование обсадной колонны
Нижнюю часть обсадной колонны проверяем на наружные избыточные давления и выбираем трубы для первой секции:
Ркр = nРниz = 1,1512 = 13,8 МПа
По таблице выбираем трубы группы прочности Д толщина стенки 6,5 мм
д = 6,5 мм, группа прочности Д, Ркр = 19,4 МПа
Рстр6,5Д=0,637МН q7.3=кН
По формуле (11) определяется допустимая глубина спуска данной обсадной колонны с учетом предельно допустимой нагрузки на страгивание резьбовых соединений:
(11)
Длина труб секции: l1 = 1800 м,
Вес труб секции: Q1 = 0,22610-31800= 0,4068 МН
Растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле труб достигает предела текучести:
,
Из расчётов следует, что трубы данной группы прочности и сданной толщиной стенки можно использовать для всей скважины.
Полученные данные заносим в табл. 6.
Таблица 6. Сводная таблица длины и веса секций бурильных труб
|
№ секции снизу вверх
|
Толщина стенки, мм
|
Интервал спуска, м
|
Длина секции, м
|
Вес 1 м труб, кН
|
Вес секции, МН
|
|
|
1
|
6,5
|
0 - 1800
|
1800
|
0,226
|
0,407
|
|
|
Выбор типов породоразрушающих инструментов
В соответствии с геологическими данными (табл. 4) и данными по категориям твердости и абразивности весь геологический разрез разделяется на пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, а затем подбирается необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота (I пачка 0 - 100 м, II пачка 100 - 730 м, III пачка 730 - 1800 м).
Исходя из этих условий, используя специальную классификационную таблицу (табл.7) парных соответствий категорий твердости и абразивности пород типов шарошечных долот, выбирается долота для каждой пачки. Так, для I пачки рациональным является долото III393,7М-ЦВ, для II пачки - долото III269,9МС-ГАУ, для III пачки - долото III190,5С-ГНУ.
Таблица 7. Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине
|
Масштаб
|
Стратиграфический разрез
|
Литологическое описание пород
|
Интервалы возможных осложнений
|
Динамическая прочность
|
Коэффициент абразивности
|
Объединенный показатель по буримости
|
Категория по буримости
|
Трещиноватость
|
Устойчивость
|
Тип ПРИ
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
100
|
P
|
Уфимский ярус
|
пески
|
водопоглощение
|
2,5
|
0,4
|
2,5
|
II
|
трещиноватые
|
не у.
|
M
|
|
| |
|
Кунгурский ярус
|
гипс, ангидрит
|
|
3,14
|
0,4
|
3
|
III
|
|
устойчивые
|
|
|
|
300
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
400
|
C
|
Сакм. Ярус
|
известняки
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
Верхний карбонатный
|
доломиты
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
730
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
800
|
|
Каширский горизонт
|
известняки, доломиты
|
|
10,1
|
0,4
|
9,8
|
V
|
не трещиноватые
|
|
C
|
|
|
900
|
|
Башкирский
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
Серпуховский ярус
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1100
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1200
|
|
Окский п/яр
|
известняки, песчаники, глины
|
|
6,1
|
0,6
|
8,9
|
V
|
|
|
C
|
|
|
1300
|
|
Тульский горизонт
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1400
|
|
Турнейский ярус
|
песчаники
|
|
5,6
|
0,8
|
10,3
|
VI
|
трещ.
|
|
C
|
|
|
1500
|
D
|
Верхнефамский п/яр
|
доломиты, известняки
|
|
10,1
|
0,4
|
9,8
|
VI
|
не трещ.
|
|
C
|
|
|
1600
|
|
Нижнефамский п/яр
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1700
|
|
Верхнефранский п/яр
|
песчаники, алевролиты
|
|
9
|
0,7
|
12,1
|
VI
|
трещ.
|
|
C
|
|
|
1800
|
|
Старооскольский
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выбор способа бурения скважины
Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. В данном курсовом проекте выбирается роторный способ бурения, так как он соответствует всем заданным условиям бурения. Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении скважин:
Dп.о= Dд.н+ д (12)
где Dд.н - диаметр долота при бурении под направление в мм, д - диаметральный зазор в мм.
Следовательно Dп.о = 393,7 + 50 = 443,7 мм. Выбираю ротор Р-460.
2.2 Расчет времени контакта зубьев
Продолжительность контакта зубьев долота с забоем определяется по формуле:
(13)
где nд -частота вращения долота, zmax - количество зубьев периферийного венца, dш - диаметр шарошки.
Для развития объемного разрушения минимального необходимо время контакта для пород средней плотности равно фmin = 0,005 - 0,006 c.
Т.к. фk < фmin, частота вращения для создания объемного разрушения уменьшается до 200 об/мин. Тогда фk = 0,008 с.
Начальная площадь контакта:
(14)
где зz - коэффициент перекрытия, bн - ширина площадки начального притупления.
По формуле (15) находится площадь контакта, соответствующая объемному разрушению:
(15)
где Р0 - осевая нагрузка, Рш - твердость по штампу
Т.к. Fн < Fоб можно считать, что долото будет осуществлять объемное разрушение породы.
По формуле (16) с учетом (17) определяется конечная площадь контакта долота с забоем, соответствующая максимальному износу зубьев:
(16)
где bk - ширина площадки притупления зуба на момент его максимального износа.
(17)
где , hz - высота зубьев.
Тогда по формуле (18) доля объемного разрушения в процессе работы долота:
(18)
где и - относительная длительность объемного разрушения породы
Низкое значение и показывает на недостаточную нагрузку долота. Предельно допустимая по условию прочности нагрузка для долота соответствует выражению (19):
Pmax = qmaxDд (19)
qmax = 10 - 12 кН/см - предельно допустимая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота.
Pmax = 12 19.0 = 228 кН.
Принятая величина нагрузки должна составлять не более 0,5 - 0,7Pmax.
Если увеличить нагрузку на долото до 160 кН, что примерно равно 0,6Pmax, то
, что соответствует нормальному режиму бурения долотом типа С.
Таким образом, расчет показывает, что долота типа С (при осевой нагрузке Рд = 137 кН частотой вращения 200 об/мин) основную часть рейса работают в режиме усталостного разрушения породы.
2.3 Расчет цементирования обсадной колонны
Упрощение расчета состоит в следующем допущении, что цементируемый интервал пород выдержит столб тампонажного раствора и не произойдет гидроразрыва пласта.
В реальных условиях для решения этой задачи применяют облегченные тампонажные материалы.
Схема цементажа обсадной колонны представлена на рисунке 6.
Рис. 6. Схема цементажа обсадной колонны.
Н - глубина скважины;
h - высота цементной пробки (высота остановки стоп-кольца);
1) Определение высоты столба за колонной:
(21)
hр = 0, т.к цементацию ведем до устья;
2) Расчет необходимого объема цементного раствора:
(22)
где k1 - коэффициент заполнения каверн = 1,15, D - диаметр скважины, d1 - наружный диаметр обсадной трубы, d2 - внутренний диаметр обсадной трубы.
3) Определение потребного количества сухого цемента:
(23)
где m - водоцементное отношение (m = 0,5), k2 - коэффициент учитывающий потери (k2=1,05)
4) Определение количества воды для приготовления расчетного объема цементного раствора:
(24)
5) Определение потребного объема продавочнго раствора:
(25)
где Д - коэффициент сжимаемости бурового раствора = 1,04, Vм - вместимость манифольда (из справочника), h - высота цементного стакана;
6) Определение высоты столба буферной жидкости:
(20)
где zпл - отметка продуктивного горизонта от устья, сб - плотность буферной жидкости = 1,0 г/см3, св - плотность пресной воды.
,
т.к. превышает глубину скважины плотность буферной жидкости выбираем из следующего соотношения , и принимаем высоту столба буферной жидкости равной , что достаточно для качественного цементирования.
7) Определение максимального давления перед посадкой пробки на упорное кольцо:
Pmax = P1 + P2 (26)
где P1 - давление создаваемое за счет разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и в трубах, P2 - давление необходимое для преодоления гидравлического сопротивления,
(27)
Р1 = 0,01[ 200 1,3 +1800 1,86 - 20 1,86 - (1800 - 20) 1,09] = 16,3 МПа
По формуле Шищенко-Бакланова:
Т.к. Н > 1500, то Р2 = 0,001 Н + 0,8;
Р2 = 0,001 1800 + 0,8 = 2,6 МПа,
Pmax = 16,3 + 2,6 = 18,9 МПа;
8) Определение числа необходимого цементировочных агрегатов из условий обеспечения определенной скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве:
ц = 2 м/с,
Определение потребной подачи цементировочных агрегатов для обеспечения выбранной скорости:
(27)
где Fз - площадь затрубного пространства
(28)
где Vст - объем цементного раствора образующего стоп-кольцо,
Q = 0,0134 2 = 0,0268 м3/с = 26,8 дм3/с,
Марка агрегата: 4АН-700
QIII = 17,3 дм3/с, PIII = 24 МПА
Потребное число цементировочных агрегатов:
(29)
Необходимое количество цементировочных агрегатов принимается n = 3.
9) Определение необходимого количества цементосмесительных машин:
(30)
где Vбцн - объем бункера цементосмесительной машины, н - насыщенная объемная масса цемента = 1,21 [т/м3]
Марка цементосмесительной машины: 2СМН-20.
Принимается m = 2
10) Определение количества цементировочных агрегатов при закачке буферной жидкости объемом Vб:
(31)
Vб = 0,785 (0,19052 - 0,14612) 200 = 2,35 м3,
Vмб = 8 м3,
Vб < Vмб, тогда n1 = 1;
11) Определение числа цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора:
n2 = 2m = 4;
12) Определение продолжительности закачки цементного раствора:
Предусматривается закачивание 0,98Vпр с помощью (n -1) цементировочных агрегатов на III передаче.
Оставшиеся 0,02Vпр будут закачиваться одним агрегатом при той же подаче, что необходимо для ловли момента посадки верхней пробки на упорное кольцо.
Т.к. Vц < Vпр, то гидравлические давления будут меньше расчетных, тогда можно взять QIV = 22,0 дм3/с.
(32)
мин,
13) Выбор цементного раствора для цементирования обсадной колонны характеризующийся временем загустевания:
(33)
tз = tц / 0,75 = 45 мин.
Принимается цементный раствор на основе портландцемента + 20% глиноземистого цемента со следующими характеристиками: растекаемость Р = 14 см, начало схватывания Нсхв = 1,5 ч, конец схватывания Ксхв = 3 ч, ожидание затвердевания цемента ОЗЦ = 8 ч.
Цементирование скважин осуществляется с целью разобщения пластов при заполнении заколонного пространства скважины или участка обсадной колонны суспензией вяжущих материалов. От качества разобщения пластов в значительной степени зависит долговечность эксплуатации скважин на нефть и газ. В данном проекте применен одноступенчатый способ цементирования, то есть в заданный интервал подается тампонажный раствор за один прием.
2.4 Выбор компоновки утяжеленных бурильных труб
1) По диаметру долота выбираем диаметр основной секции УБТ DУБТ(1) = 159 мм и диаметр бурильных труб DБТ = 89 мм.
Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам, компоновка УБТ выбирается ступенчатой. При этом количество ступеней должно быть таким, чтобы при переходе к БТ и переходах между ступенями УБТ должно выполнять следующие условия:
(34)
где DУБТ(n) - диаметр УБТ последней ступени, DБТ(1) - диаметр БТ первой секции, DУБТ(i-1), DУБТ(i), DУБТ(i+1) - диаметры УБТ предыдущей, текущей, последующей секции.
Диаметр основной и дополнительных секций УБТ выбирается так, чтобы удовлетворяло условию (34): DУБТ(1) = 159 мм.
DУБТ(2)р = 0,75DУБТ(1) = 119 мм, следовательно выбирается ближайшее большее значение диаметра УБТ: диаметр дополнительной секции: DУБТ(2) = 131 мм.
Длина второй секции принимается равной lУБТ(2) = 8 м.
DУБТ(3)р = 1,333Dбт(1) = 118,6 мм, следовательно выбираем ближайшее меньшее значение диаметра УБТ:
DУБТ(3) = 108 мм.
Длина третьей секции принимается равной lУБТ(3) = 8 м.
2) Длина основной секции УБТ рассчитается по формуле (35):
(35)
где qУБТ(1) - вес одного метра УБТ основной секции, kд - коэффициент нагрузки на долото, Рд - осевая нагрузка на долото, G - масса забойного двигателя, Q? - вес всех элементов КНБК за исключением долота, qУБТ(i) - вес одного метра УБТ i-ой секции, lУБТ(i) - длина i-ой секции УБТ (lУБТ(i)=8 м).
3) Вес всей компоновки УБТ производится по формуле (36):
(36)
Компоновка УБТ представлена на рисунке 7.
2
Рис. 7 Компоновка УБТ.
2.5 Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении
При роторном бурении после выбора диаметра бурильных труб выполняется расчет на выносливость, а потом на статическую прочность.
1) Расчет на выносливость:
а) Переменные напряжения изгиба
(37)
где Е - модуль упругости материала бурильных труб, J - осевой момент изгиба, f - стрела прогиба, L0 - длина половины волны в результате потери устойчивости КБТ при вращении в нулевом сечении над УБТ, Wизг - момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы (в справочнике по диаметру бурильной трубы).
(38)
где D и d- наружный и внутренний диаметр трубы соответственно.
где Dскв - диаметр скважины, Dскв = 1,1Dд, где Dд - диаметр долота, dз - диаметр замка.
Длина полуволны определяется для сечения непосредственно над УБТ:
(39)
где щ - угловая скорость вращения бурильных труб, m1 - масса 1 м бурильных труб [кг].
(40)
где n - частота вращения долота.
(41)
где Dнк и dвк - наружный и внутренний диаметры высаженного конца, м.
б) Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:
(42)
где (-1)Д - предел прочности трубы в Па, в - коэффициент понижения предела прочности за счет нарезки резьбы (в = 0,6).
, что допустимо.
2) Расчет на статическую прочность.
а) Нормальное растягивающее напряжение в поперечном сечении m-ной секции бурильной колонны:
(43)
где k - коэффициент дополнительных сопротивлений (k=1,15), m - порядковый номер секции колонны БТ, Qi - вес i-ой секции бурильных труб в Н, QУБТ - вес УБТ в Н, ДР - перепад давления на долоте в МПа (0,10,35), Fк - площадь поперечного сечения канала трубы в м2 (Fк = 0,785d2), F - площадь поперечного сечения тела трубы в м2 (F=0,785(D2-d2)).
Вес колонны бурильных труб:
(44)
где qБТ7 - вес 1 м гладкой трубы в кг (qБТ7 = 14,2), lБТ - длина БТ в м.
м2
м2
МПа
б) Касательные напряжения для труб m-ой секции:
(45)
где Мкр - крутящий момент в Нм, Wкр - полярный момент в м3.
(46)
где Nвi - мощность, затрачиваемая на вращение i-го участка колонны в кВт, Nд - мощность, затрачиваемая на вращение долота в кВт, n - частота вращения снаряда.
(47)
где Li - длина i-ой секции в м, Di - наружный диаметр i-ой секции в м, Dд - диаметр долота в м, ср - плотность промывочной жидкости [г/см3]
кВт
(48)
где С - коэффициент учитывающий крепость горных пород (для пород средней твердости =0,69) , Рд - осевая нагрузка в кН
Нм
(49)
м3
МПа
в) Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормального и касательного напряжений:
(50)
где т - предел текучести материала труб
что удовлетворяет условию.
Общий вес бурильной колонны с УБТ составил:
Qбк =1696 м 0,142 кН/м + 104 кН = 345 кН = 0,345 МН.
На основании полученных результатов выбрана буровая установка Уралмаш 3000БЭ (с максимальной грузоподъемностью 1,7 МН, оснасткой талевой системы 56, лебедкой У2-2-11, электрическим приводом переменного тока и двумя буровыми насосами БРН-1 и ротором Р-460).
2.6 Гидравлическая программа промывки скважины
Исходные данные:
Бурение ведется роторным способом, установлено два насоса БРН-1.
Напорная линия: стояк диаметром 0,141 мм, буровой шланг с внутренним диаметром 0,1 м, вертлюг с условным диаметром проходного сечения 0,103 м, ведущую трубу с диаметром проходного сечения 0,074 м. Максимально допустимое рабочее давление напорной линии 19,6 МПа.
Плотность бурового раствора с=1090 кг/м3, реологические свойства раствора: ф0=2,2 Па, =0,014 Пас. Давление гидроразрыва на глубине 1800 м ргр=21,6 МПа.
Расчетные формулы:
1) Определение расхода промывочной жидкости:
(51)
где х - скорость восходящего потока промывочной жидкости в м/с, Dскв и d - диаметр скважины и наружный диаметр бурильных труб, соответственно, м.
2) Режим течения промывочной жидкости:
Определяется скоростью потока, плотностью и реологическими характеристиками жидкостей, а также размерами канала. Область существования ламинарного режима течения воды и других вязких жидкостей определяется условием:
(52)
где Re - критерий Рейнольдса.
При промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитывается по формулам:
- для бурильных (утяжеленных) труб:
(53)
где Q - объемный расход бурового раствора в м3/с, с - плотность промывочной жидкости, d0 - внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м, - динамический коэффициент вязкости в Пас.
- для кольцевого пространства:
(54)
где D - диаметр скважины в м, d - внешний диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м.
Если критерий Рейнольдса больше его критического значения Re > Rкр, то режим течения будет турбулентным, если меньше критического - ламинарный.
В случае если при промывке скважины используют вязкопластичную промывочную жидкость, в формулах (53) и (54) величину следует заменить на пластическую вязкость и определить режим течения промывочной жидкости.
При промывке скважин вязкопластичными буровыми растворами режим течения зависит от критерия Хедстрема:
- для бурильных труб:
(55)
где ф0 - динамическое напряжение сдвига в Па, - пластическая вязкость в Пас.
- для кольцевого пространства:
(56)
При Re > Reкр критическое значение критерия Рейнольдса можно определить по формуле:
(57)
где Не - критерий подобия Хедстермана.
3) Баланс давления:
(58)
где р0=(0,65-0,85)рmax - рабочее давление буровых насосов, рmax - максимальное (паспортное) давление бурового насоса, рм - потери давления в нагнетательном трубопроводе и элементах наземного оборудования, pб.к - потери давления в бурильной колонне, рк.п - потери давления в кольцевом пространстве, рд - потери давления в насадках долота, рдв - потери давления в забойном двигателе (из технической характеристики двигателя).
а) Потери в элементах наземного оборудования:
(59)
где - плотность промывочной жидкости в кг/м3, Q - расход промывочной жидкости в м3/c, ам - суммарный коэффициент гидравлических потерь в элементах обвязки.
(60)
где амi -коэффициент потерь в отдельных элементах циркуляционной системы (стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущая труба).
б) Потери давления в бурильной колонне:
(61)
где рт - потери давления в гладкой части БТ, рубт - потери давления в УБТ, рзам - потери давления в замковых (муфтовых) соединениях.
- потери давления в бурильных трубах:
(62)
где лт(убт) - коэффициент гидравлического сопротивления , Li - длина i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м, d0i - внутренний диаметр i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м.
- потери давления в замках:
(63)
где n - число замковых соединения по длине колонны, - коэффициент гидравлического сопротивления замкового (муфтового) соединения.
(64)
где l - длина колонны бурильных труб, ln - длина одной секции.
(65)
где dmin - минимальный диаметр проходного сечения в высаженной части бурильной трубы, замковом соединении в м.
в) Потери давления в кольцевом пространстве:
(66)
где - потери давления в кольцевом пространстве (рассчитывается для обсаженной и необсаженной части ствола скважины раздельно), - дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве.
- потери давления в кольцевом пространстве:
(67)
где лк.п. - коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве (определяется по графику зависимости л от Re для буровых растворов в обсаженном и необсаженном кольцевом пространстве скважины), ск.п. - плотность промывочной жидкости с учетом обогащения шламом (ск.п. = с + [34%]с).
- дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:
(68)
где к.п. - сумма коэффициентов местных сопротивлений i в кольцевом пространстве скважины.
(69)
4) Оценка возможности гидроразрыва пластов:
Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва:
(70)
где ргд - гидравлическое давление на пласт, ргр - давление гидроразрыва,
(71)
где Н -глубина забоя скважины по вертикали в м.
5) Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:
Перепад давления на долоте:
(72)
Расчетный диаметр насадоки:
(73)
где Qд - действительный расход промывочной жидкости, z - число гидромониторных насадок в долоте, рд - перепад давления на долоте.
Расчет:
1) Определение расхода промывочной жидкости:
м3/с.
Для обеспечения расхода промывочной жидкости используются два насоса БРН-1 с диаметром втулок 140 мм:
Q0 = 20,018 = 0,036 м3/с,
Рабочее давление принимается равное 0,85:
р0 = 0,8514,6 = 12,4 МПа.
2) Режим течение промывочной жидкости:
- для бурильных труб и убт:
- турбулентный режим течения.
- для кольцевого пространства для обсаженной и необсаженной части ствола скважины:
для обсаженной части:
- турбулентный режим течения.
3) Баланс давления:
а) Потери в элементах наземного оборудования:
МПа.
б) Потери давления в бурильной колонне:
- потери давления в бурильных трубах и убт:
МПа
- потери давления в замках:
МПа
МПа
в) Потери давления в кольцевом пространстве:
- потери давления в кольцевом пространстве:
для обсаженной части:
МПа
для необсаженной части:
МПа
- дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:
МПа
Мпа
4) Оценка возможности гидроразрыва пластов:
Мпа
ргд < ргр (19,9 < 21,6), это означает, что гидроразрыва пластов в процессе циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет.
5) Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:
Перепад давления на долоте:
Расчетный диаметр насадок:
м
Округляя это значение, получаем фактический размер насадки dн.ф. = 0,017 м.
2.7 Производство спускоподъемных операций
Задачей этого раздела является расчет числа свечей бурильных труб, поднимаемых на различных рациональных скоростях подъема.
После выбора буровой установки по технической характеристике лебедки, входящей в ее комплект, устанавливаются скорости подъема крюка при определенной схеме талевой оснастки.
Исходные данные:
Для бурения применяется буровая установка БУ-80БрЭ, в состав которой входит лебедка У2-2-11, имеющая пять скоростей подъема при оснастке талей 56: хп1 = 0,316 м/с, хп2 = 0,592 м/с, хп3 = 0,776 м/с, хп4 = 0,822 м/с, хп5 = 1,45 м/с, хп6 = 2,01 м/с. Длина свечи 24 м, т = 0,73. Мощность на барабане лебедки 661 кВт.
Расчет:
1) Определение веса бурильных труб при различных скоростях подъема:
(74)
где N - мощность на подъемном валу лебедки в кВт, т - КПД талевой системы, хпi - скорость подъема крюка при i-ой скорости в м/с, л - коэффициент перегрузки для электродвигателя, л = 1,3.
2) Длина бурильных труб, начиная с которой необходимо переходить на соответствующую более высокую скорость подъема:
(75)
где qпр - вес 1м КБТ в Н/м.
3) Число свечей, поднимаемое на различных скоростях подъема:
(76)
где li-1 - длина бурильных труб, начиная с которой подъем ведется на скорости хi-1, li - длина бурильных труб, начиная с которой переходят на скорость хi подъема в м, lсв - длина свечи в м.
Результаты расчета приводим в виде графика рационального режима подъема бурового инструмента (рис 8):
Рис. 8 График рационального режима подъема бурового инструмента.
3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ГЛАВА: МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
3.1 Гидравлический разрыв пласта
Скважинно-трещинные системы разработки. Использование скважин с горизонтальными стволами при разработке сильнослоистых пластов, особенно таких, где отдельные проницаемые прослои отделены друг от друга непроницаемыми перемычками, может привести к значительному снижению нефтеотдачи ввиду того, что горизонтальными слоями вскрываются в лучшем случае лишь отдельные прослои пласта, а из остальных нефтенасыщенных слоев нефть не извлекается.
Одним из выходов из этой трудности является применение таких наклонно-направленных скважин, стволы которых, будучи не вполне горизонтальными, вскрывают все прослои пласта. Но эффективность таких скважин по сравнению с обычными вертикальными скважинами невелика, так как площади дренирования ими отдельных прослоев останутся небольшими.
Преодолеть описанную выше трудность позволяет массовое проведение на месторождении гидравлического разрыва пласта (ГРП) как в вертикальных, так и в наклонно направленных скважинах.
ГРП - это специальная технологическая операция по воздействию, в первую очередь, на прилегающую к стволу скважины зону пласта ('призабойную зону'), при осуществлении которой в скважине, в пределах продуктивного пласта, создается высокое давление путем закачки в пласт загущенной жидкости. Под действием высокого давления в породах пласта образуются трещины. В большинстве случаев при этом создаются трещины, рассекающие пласт в вертикальном направлении ('вертикальные трещины'), имеющие значительную протяженность (порядка 100м и более) в горизонтальной плоскости. В процессе гидравлического разрыва пласта обычно получает наибольшее распространение одна вертикальная трещина, развивающаяся в две стороны от скважины.
Ориентация такой трещины в горизонтальной плоскости зависит от направления главных компонент естественного напряжения в горных породах пласта. Эти направления обычно сохраняются (остаются неизменными во времени) на значительных площадях в пределах месторождений. В настоящее время известны методы инструментального определения ориентации трещин. Это позволяет, в свою очередь, создавать системы разработки, при которых осуществляется прямолинейное вытеснение нефти водой.
Гидравлический разрыв пластов - одно из эффективных средств воздействия на призабойную зону скважин. Это метод применяется для повышения продуктивности нефтяных месторождений.
Процесс гидроразрыва пласта заключается в создании искусственных и расширения имеющихся в породах трещин призабойной зоны скважины, воздействием повышенных давлений нагнетаемых туда жидкости. При повышении давления в породах пласта образуются новые, открываются или расширяются старые трещины. Вся эта система трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Для предотвращения смыкания трещин после снижения давления, в них вводят крупнозернистый песок, добавляемый в жидкость, нагнетаемую в скважину. Радиус трещин может достигать сотни метров.
Промысловая практика показывает, что дебеты скважин после гидроразрыва увеличиваются иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины, по-видимому соединяются с существовавшими ранее, и приток к скважине происходит еще и из ранее изолированных высокопродуктивных зон.
Механизм образования трещин при разрыве пласта фильтрующейся в пласт жидкостью следующий. Под давлением, создаваемым в скважине насосными агрегатами, жидкость разрыва фильтруется в первую очередь в зоны с наибольшей проницаемостью. При этом между пропластками по вертикали создается разность давлений, так как в более проницаемых пропластках, давление больше, чем в малопроницаемых или практически не проницаемых. В результате на кровлю и подошву проницаемого пласта начинают действовать некоторые силы, выше лежащие породы подвергаются деформации и на границах пропластков образуются горизонтальные трещины.
При разрыве не фильтрующейся жидкостью механизм разрыва пласта становится аналогичным механизму разрыва толстостенных сосудов. Образующиеся при этом трещины имеют, как правило, вертикальное или наклонное направление. При разрыве фильтрующейся жидкостью давление разрыва обычно значительно меньше, чем при разрыве не фильтрующимися жидкостями. Фильтрующаяся жидкость, проникшая в пласт вследствие большой площади контакта с породой, передаёт на неё большие усилия, достаточные для разрыва при давлениях, значительно меньших, чем необходимо для разрушения пласта не фильтрующейся жидкостью.
Процесс разрыва в большой степени зависит от физических свойств жидкости и, в частности от ее вязкости. Чтобы давление разрыва было наименьшим, нужно, чтобы она была фильтрующейся.
Повышение вязкости так же, как и уменьшение фильтруемости жидкостей, применяемых при разрыве пластов, осуществляется введением в них соответствующих добавок. Такими загустителями для углеводородных жидкостей, применяемых при разрыве пластов, являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей (например, нефтянной гудрон и другие отходы нефтепереработки).
Значительной вязкостью и высокой песконесущей способностью обладают некоторые нефти, керосино-кислотные и нефте-кислотные эмульсии, применяемые при разрыве карбонатных коллекторов, и водо- нефтяные эмульсии. Эти жидкости и используются в качестве жидкостей разрыва и жидкостей песконосителей при разрыве пластов в нефтяных скважинах.
Песок, предназначенный для заполнения трещин, должен удовлетворять следующим требованиям: 1) образовывать прочные песчаные подушки и не разрушаться под давлением; 2)сохранять высокую проницаемость под действием внешнего давления.
Этим требованиям удовлетворяет крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по гранулометрическому составу песок, обладающий высокой механической прочностью. Наибольшее применение получили чистые кварцевые пески с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм. В настоящее время применяют искусственный песок пропант, а для того чтобы его не вымывало в процессе добычи, после ГРП в скважину закачивают пропент.
ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
Для гидроразрыва пласта в первую очередь выбирают скважину с низкой продуктивностью, обусловленных естественной малой проницаемостью пород, или скважину, филтрационная способность призабойной зоны которых ухудшилась при вскрытии пласта. Необходимо также, чтобы пластовое давление было достаточным для обеспечения притока нефти в скважину. До разрыва пород скважину исследуют на приток и определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Результаты исследования на приток и данные о поглотительной способности скважины до и после разрыва дают возможность судить о результатах операции, помогают ориентировочно оценить давление разрыва, правильно подобрать подходящие свойства и количество жидкости для проведения разрыва, судить об изменениях проницаемости пород призабойной зоны после разрыва. Перед началом работ скважину очищают от грязи дренированием и промывают, чтобы улучшить фильтрационные свойства призабойной зоны. Хорошие результаты разрыва можно получить при предварительной обработке скважины соляной или глинокислотой (смесь соляной и плавиковой), поскольку при вскрытии пласта проницаемость пород ухудшается в тех интервалах, куда больше всего проникают фильтрат и глинистый раствор. Такими пропластками являются наиболее проницаемые участки разреза, которые после вскрытия пласта при бурении на глинистом растворе становятся иногда мало проницаемыми для жидкости разрыва. После предварительной кислотной обработки улучшаются фильтрационные свойства таких пластов и создаются благоприятные условия для образования трещин.
В промытую очищенную скважину спускают насосные трубы диаметром 76 или 102 мм, по которым жидкость разрыва падает на забой. При спуске труб меньшего диаметра вследствие значительных потерь давления процесс разрыва затрудняется. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над пластом устанавливается пакер. Чтобы он не сдвигался по колонне при повышенном давлении на трубах рекомендуется устанавливать гидравлический якорь. Чем больше давление в трубах и внутри якоря, тем с большей силой выдвигаются и прижимаются поршеньки якоря к обсадной колонне, кольцевые грани, на торце поршеньков врезаясь в колону, оказывают тем большое тормозящее действие, чем выше давление.
Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания жидкостей. Разрыв пласта осуществляется нагнетанием в трубы жидкости разрыва до момента расслоения пласта, который отмечается значительным увеличением коэффициента приемистости скважины. После разрыва, в пласт нагнетают жидкость-песконоситель. Наибольший эффект дает закачка жидкости песконосителя при больших скоростях и высоких давлениях нагнетания, так как при этом шире открываются образовавшиеся трещины. Жидкость-песконоситель продавливают в пласт в объеме труб путем нагнетания в скважину продавочной жидкости, в качестве которой используют нефть - для нефтяных скважин и воду - для нагнетательных. После этого устье скважины закрывают и оставляют ее в покое до тех пор, пока давление на устье не спадет. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к ее освоению.
Кроме описанной схемы гидроразрыва, в зависимости от условий проведения процесса и его назначения применяют другие технологические схемы. В неглубоких скважинах разрыв пласта можно проводить без спуска насосно-компресорных труб или с трубами но без пакера. В первом случае жидкость нагнетается непосредственно по обсадным трубам, а во втором как по трубам, так и по кольцевому пространству. При такой технологии можно значительно уменьшить потери давления в скважине при нагнетании очень вязкой жидкости. Для улучшения условий притока можно применять и многократный разрыв пласта. Сущность его заключается в том, что в пласте на разных глубинах создают несколько трещин и таким образом, существенно увеличивают проницаемость пород призабойной зоны в скважинах.
Весьма важным вопросом при проведении гидроразрыва, требующем особого внимания, является определение местоположения и характера образующихся трещин. Эта задача успешно решается методами радиоактивного каротажа, проводимого после введения в трещину смеси обычного и радиоактивного песка. Активацию песка осуществляют адсорбцией и закреплением на его поверхности радиоактивных веществ. Адсорбированный активный компонент можно закрепить путем покрытия песчинок нерастворимыми в воде и нефти клеящими веществами. На кривых гамма-каротожа в интервале образования трещин имеются четкие аномалии радиоактивности.
4. ТЕХНИЧЕСКАЯ И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ
4.1 Меры безопасности при бурении скважины
Буровая лебёдка комплектуется прочными металлическими ограждениями, надёжно закрывающими доступ к движущимся частям со всех сторон. Ограждения, устанавливаемые на расстоянии более 35 см от движущихся частей механизмов, выполняются в виде перил. Кроме того, лебёдка снабжается ограничителем допустимой грузоподъёмности, а также надёжным тормозным устройством.
Зубчатые и цепные передачи ограждаются сплошными металлическими кожухами, имеющими приспособления для удобной сборки и разборки.
Выступающие детали движущихся частей насосов и лебёдки (в том числе шпонки валов) и вращающиеся соединения закрываются кожухами по всей окружности вращения.
На грузоподъёмных машинах и механизмах (кронблок, крюкоблок и лебёдка) обозначаются их предельная грузоподъёмность и сроки следующего технического освидетельствования.
Запорная арматура, устанавливаемая на выкидной линии, снабжается указателями положения затворов. Нагнетательные трубопроводы, их детали и арматура опрессовываются пробным давлением.
В целях защиты от поражения рабочих электрическим током осветительная проводка на вышке делается из изолированного провода с влагостойкой изоляцией. Рабочие, постоянно работающие с электрооборудованием, обеспечиваются диэлектрическими перчатками.
При производстве буровых работ инженерно-технические работники и буровые рабочие обеспечиваются специальной одеждой и специальной обувью. В связи с тем, что при бурении применяются глинистые растворы, а также промывочные растворы, приготавливаемые на основе поверхностно-активных веществ, буровые бригады обеспечиваются мылом. В целях защиты от падения тяжёлых предметов всему персоналу буровой выдаются каски. Для защиты от шума дизелистам выдаются шумозащитные наушники.
Перед началом бурения буровой мастер обеспечивается следующими документами:
1. Технический проект на строительство скважины.
2. Геолого - технический наряд.
3. Режимно - технологическая карта.
4. Карта по интервальной обработки бурового раствора.
5. Утвержденная схема бурового и силового оборудования.
6. Карта крепления скважины.
7. График ППР.
8. Паспорта на буровую вышку, буровое и силовое оборудование , талевый канат, бурильные трубы, КИП, на сосуды работающие под давлением.
9. Акт опрессовки манифольда.
10. Акт проверки состояния и соответствия нормам сопротивления заземления оборудования и пусковых устройств.
11. Акт крепление вышки.
12. Акт на испытание вышки.
13. Акт на испытание ограничителя подъема талевого блока.
4.2 Мероприятия по охране окружающей среды и недр
С целью предотвращения загрязнения водоемов, пресных подпочвенных вод буровым раствором, нефтью, химическими реактивами, перетоков и открытых выбросов необходимо соблюдение требований действующих законодательств о земле, воде, лесах, недрах.
Охрану окружающей среды намечается обеспечить при соблюдении следующих мероприятий:
1. С целью охраны животного мира ставится ограждение шламового и водяного амбаров. При бурении скважины используется высококачественный глинистый раствор, обработанный химическими реагентами, позволяющими исключить применение нефти для обработки раствора. Очистка бурового раствора от шлама производится с использованием трёх ступенчатой системы очистки.
2. Сыпучие материалы и химические реагенты должны храниться в закрытых помещениях, возвышающихся над уровнем земли, с гидроизолированным настилом и снабжённых навесом.
3. Дозировку химреагентов производится только в специально оборудованных местах, исключающих попадание их в почву и водные объекты.
4. Нефтегазоводопроявления предупреждаются путём установки противовыбросового оборудования и применения буровых растворов с параметрами, удовлетворяющими требованиям проводки скважин в конкретных геологических условиях.
5. Крепление ствола скважины производится в соответствии с действующими руководящими документами, при этом обеспечивается надёжная изоляция нефтеносных, газоносных и водоносных горизонтов друг от друга и герметичность обсадных колонн.
6. В процессе бурения производится постоянный контроль за герметичностью циркуляционной системы буровой установки, обвязки ёмкостей для хранения ГСМ.
7. Сбор бытовых отходов производится в мусоросборники (металлические контейнеры - 3 шт.), которые устанавливаются рядом с кухней-столовой и вывозятся по мере их наполнения. Жидкие отходы от кухни-столовой, вагон-душевой и туалета накапливаются в выгребных ямах, которые после окончания строительства скважин куста засыпаются грунтом
8. Перетаскивание бурового оборудования при монтаже и демонтаже производить на специальных тележках по трассам шириной не более 15 м. В случае нарушения почвенного слоя трассы перетаскивания произвести их планировку;
9. С целью нанесения минимума ущерба прилегающим сельскохозяйственным угодьям использовать подъездные пути, только согласно утвержденной схемы;
10. Перед началом монтажа буровой установки необходимо снять почвенный слой глубиной до 20 см на всей площади строительства, перевезти его на расстояние 75 м, уложить в виде вала для хранения до окончания работ;
11. Произвести планировку территории строительства буровой с уклоном, направленным в сторожу, противоположную береговой линии водоема, оврага;
12. С целью недопущения порчи и загрязнения прилегающей территории сельскохозяйственных угодий производить обваловку земельного отвода;
13. Все буровое оборудование, шламовые амбары, ГСМ и дополнительное оборудование располагать только на территории земельного отвода;
14. Котлованы для сброса шлама и воды цементировать слоем 10-15 см;
15. Запасной глинистый раствор и химические реагенты хранить только в закрытых емкостях на специальной площадке;
16. Категорически запрещается слив использованного бурового раствора, химических реагентов, промышленных сточных вод в открытые водные бассейны;
17. Для сохранения запасов поверхностных вод внедрить оборотное водоснабжение при бурении скважин по замкнутому циклу скважина-отстойник;
18. Буровые сточные воды по водоотводным канавам собираются в котлованах-ловушках, вырытых на площадке буровой. Дно и стенки котлована покрываются уплотненным недренирующим грунтом. Котлован разделяется земляным валом на две половины. В первой отстаиваются взвешенные частицы и примеси нефти. Отстоявшуюся нефть собирают специальными скребками и сжигают в местах, согласованных с Госпожнадзором. Отстоявшийся раствор по трубе поступает во вторую половину котлована, где происходит дальнейшее осаждение взвешенных частиц и испарение части жидкости;
19. Процесс бурения скважины будет проводиться в строгом соответствии с 'Инструкциями Госгортехнадзора РФ по ведению буровых работ и предупреждению нефтегазопроявлений'.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В курсовом проекте была выбрана конструкция скважины по графику совмещенных давлений, обоснован выбор рациональной конструкции бурильной колонны для заданных условий бурения, определен расход промывочной жидкости, расчет потерь давления, расчет цементирования эксплуатационной колонны, расчет гидравлической программы промывки скважины, указан метод вскрытия продуктивного горизонта, указана техническая и экологическая безопасность проведения работ.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Абызбаев И.И. Нефтегеологическое районирование перспектив нефтегазоносности Башкирии. 1982.
2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. -М, ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2000.-670 с.
3. Галлямов М.Н. Геологическое строение многопластовых объектов месторождений Башкирии. Выпуск №71. БашНИПИнефть- Уфа 1985.
4. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважины на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. -М.: ВНИИБТ, 1992.-67 с.
5. Калинин А.Г. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. - М.: Недра, 2001. - 450 с.
6. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра, 1999.
7. Строительство разведочных скважин на Туймазинской площади республики Башкортостан: Групповой технический проект / БашНИПИнефть- Уфа, 1983.-119с.
8. Строительство эксплуатационных нефтяных скважин на Туймазинской площади республики Башкортостан: Групповой технический проект / БашНИПИнефть-Уфа, 1983.-119с.
9. Юсупов Б.М. Структура и нефтеносность стратиграфического комплекса Западной Башкирии. 1974.
