Обоснование конструкции скважины

СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ

РАЗДЕЛ 1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ

1.1 Общие сведения о районе

1.2 Обоснование конструкции скважины

1.3 Промывочные растворы

1.3.1 Нормирование глинистых растворов

1.3.2 Приготовление и утяжеление глинистого раствора (расчеты)

1.3.3 Химическая обработка глинистого раствора

1.4 Обоснование выбора способа и проектирование режимов бурения

1. 5 Методы ликвидации аварий

1.6 Выбор типов и параметров буровых растворов

1.7 Обоснование выбора типоразмеров ПВО

1.8 Обоснование вхождения в продуктивный пласт

1.9 Способ освоения скважины

1.10 Контроль качества цементирования

1.11 Выбор буровой установки

РАЗДЕЛ 2. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

2.1Обоснование режима спуска обсадных колонн

2.2 Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны

2.3 Расчет допустимой глубины опорожнения колонны

2.4 Оснастка обсадных колонн

2.5 Цементирование обсадной колонны

РАЗДЕЛ 3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Исходные данные для расчета стоимости строительства 1м скважины

3.2 Расчет затрат для определения сметной стоимости

(цены) строительства 1 м. скважины

3.3 Расчет сметной стоимости (цены) строительства 1 м. скважины

РАЗДЕЛ 4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 В процессе проводки, промывки и крепления ствола скважин

4.3 При эксплуатации НГС

РАЗДЕЛ 5. ОХРАНА ТРУДА

5.1 Правила безопасной эксплуатации бурового оборудования и инструмента

5.2 Техника безопасности при приготовлении, очистке и обработке буровых растворов

5.3 Техника безопасности при спускоподъемных операциях

5.4 Техника безопасности при креплении скважину

5.5 Меры безопасности при опробовании, испытании и освоении скважин

5.6 Меры безопасности при ликвидации аварий и осложнений

5.7 Обеспечение пожарной безопасности на объекте бурения

РАЗДЕЛ 6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

6.1 Промышленная санитария

Список использованной литературы

 

Введение

 

Начало добычи нефти в нашей стране уходит в далекое прошлое. Но рождением нефтяной промышленности считают 1861 год, когда Грозном на старых промыслах была пробурена первая скважина, а позже в 1864 г, скважин на Кубани. 20 июня 1918г. нефтяная промышленность в России была национализирована.

В 1944г, правительство поручило УЗТМ- Уральскому заводу тяжелого машиностроения г. Свердловск, выпуск комплектных БУ, для бурения скважин на глубину от 3000м, и выше. Соответственно в1947-48г., выпускаются уникальные установки БУ-ЗД, Бу-4Э,Бу-5Д, Бу-бЭ, предназначенные для бурения на 3000-4000м.

Установки 5Д-6Э сняты с производства, а Бу-ЗД, 43, составляют около 60%, от всего парка БУ в России. Кинематическая, пневматическая схемы, те же, а оборудование, входящее в комплект БУ более новое и мощное. Раньше в комплект этих установок входил насос У 8-3, а сейчас У 8-7 МА2.

Позже УЗ ТМ выпускают комплектные установки, для бурения скважин глубиной на 4, 5; 6, 7; 8,10 и 15 тысяч м, с дизель-гидравлическим проводом и дизель- электрическим проводом, а так же БУ для кустового бурения, для работы на севере. В 1980г УЗТМ выпускает БУ -125 А- уникальную установку, где все технологические процессы автоматизированы, а управление дистанционно с пульта дисплея. Все буровые выпускаемые УЗТМ, за исключением БУ ЗД, 43, снабжены комплектом АСП автомат спуска подъема. В 1985г. УЗТМ каждые сутки выпускало одну комплектную БУ, следовательно в год 365-3 70 комплексных БУ и это в плане завода составляло всего 10%. В 1950г. Волгоградский завод Баррикады, а позлее В ЗБТ- Волгоградский завод буровой техники, приступил к выпуску установок для мелкого бурения, глубиной ОТ 1600 до 2500м, с электроприводом постоянного тока, с дизельным приводом и для кустового бурения БУ 2500 Бр ЗУ (ДУ) (ЭУК), снабжены комплексом АСПЗ. В 1974г. на Кольском полуострове закладывается уникальная СГ- сверх,- тлубокая скважина, проектной глубиной 15000м., по последним данным забой составляет более 13000 м.

В 1978г закладывается вторая СГ- Саатлинская в Азербайджане, в настоящее время забой около 12000м. В 90-х годах закладывается в центральной России еще три таких СГ.

Без преувеличения можно сказать, что углеводороды, углеводородное сырье является становым хребтом современной цивилизации на Земле. Под знаком Большой Нефти прошло XX столетие. Природные У В вступили в третье тысячелетие как основные энергоносители и источники химического сырья. Будущее, - во всяком случае, близкое, - почти безраздельно принадлежит им.

За последние полвека мировое потребление энергии возросло вчетверо главным образом благодаря развитию добычи и использования углеводородного сырья - нефти и газа. Альтернативные источники энергии, невзирая на технологическую эффективность и экономическую рентабельность их эксплуатации, до настоящего времени не составили сколько-нибудь серьёзной конкуренции углеводородному топливу. Характерным примером может служить многообещающее - площадь земной поверхности в 1 м² получает - 1 кВт при вертикальном освещении в безоблачную погоду- использование энергии Солнца. Мощность наиболее крупных солнечных энергоустановок в Испании не превышает 7-9 МВт, и только в США в пустыне Мохаве построено пять энергетических станций мощностью 30 МВт. Даже достаточно просто «снимаемая» и используемая геотермальная энергия по сию пору выступает не альтернативой, а скорее дополнением к углеводородному сырью. В частности, реализация проекта разбуривания гидротермальной зоны Тиви на о. Лусон (Филиппины) позволила в период 1979- 1982 гг. ввести в эксплуатацию при ГеоТЭС мощностью по ПО МВт каждая. Пароводяная смесь извлекалась с глубин 200 - 2500 м из андезитов антропогенового возраста при помощи 85 скважин. Однако показательно, что по состоянию на 1983 г. Филиппинам удалось снизить импорт нефти благодаря использованию геотермальной энергии только на 7%.

Таким образом, нефть и газ останутся и в реально обозримом будущем главными энергоносителями, если даже не учитывать их роли как сырья для химического синтеза.

Различают возобновляемые и невозобновляемые источники энергии. К возобновляемым относятся Солнце, ветер, геотермальные источники, приливы и отливы, реки. Невозобновляемыми источниками энергии являются уголь, нефть и газ.

Специалисты видят выход в создании космических солнечных электростанций (КЭС). Дело в том, что в космосе нет восходов и закатов Солнца, нет облаков, препятствующих прохождению лучей.

Поэтому на единиц поверхности космической площадки поступает в 10 раз больше энергии, чем на такую же площадь земной поверхности. Уже сегодня разработаны проекты КЭС массой до 60000 т с площадью солнечных батарей до 50 км. Поднятая над поверхностью Земли на 36000 км такая станция будет иметь мощность 5 млн. кВт, т.е. на млн. кВт больше, чем самая крупная в Европе Ленинградская АЭС. Станция, выведенная на стационарную орбиту «повиснет» над одной точкой земной поверхности. Передавать полученную энергию на Землю предполагается с помощью лазеров или сверхвысокочастотного излучения. Реализация данного проекта сдерживается тем, что добытая в космосе энергия окупит сгоревшее при запусках ракет (с элементами для монтажа КЭС) топлива только через 30 лет безаварийной работы станции.

В реально обозримой перспективе не предвидится альтернатива нефти и газу как природным источникам углеводородов, служащих энергоносителей сырьем для органического синтеза.

 

РАЗДЕЛ 1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ

Общие сведения о районе

 

Тушиловское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Ногайского района РД, в 131 км. К Юго-Востоку от городаЮжно-Сухокумск, где сосредоточены центральные базы снабжения и ремонта УБР и НГДУ объединение «Дагнефть-Роснефть». Ближайшая железнодорожная станция Кочубей расположена 86 км от поселка Южно-Сухокумск и сообщается с последней асфальтированной дорогой. Гидрогеографическая сеть развита 'слабо. Севернее месторождения протекает река Сухая Кума, водный баланс которой после пуска в эксплуатацию Терско-Кумуского оросительного канала стал относительно постоянным.

В орографическом отношении район заложения разведочной скважины представляет слабо всхолмленную полупустынную равнину с абсолютными отметками +10 +12 м. над уровнем моря. Климат района континентальный, с холодной малоснежной зимой и жарким сухим летом, с частыми и сильными ветрами. Среднегодовая температура составляет + 10 °С, максимальная летом +35° + 40 °С, зимой - 25 - 28 °С. 'Среднегодовое количество осадков 200 мм.

Промерзаемость почвы не превышает 0,5 м.

Водоснабжение осуществляется за счет артезианских скважин, залегающих на глубинах 250- 450 м. и приуроченных к древнекаспийским и апшеронским отложениям.

Население в районе сконцентрировано в рабочих поселках и на кутанах отгонных пастбищ. Имеющиеся грунтовые дороги на площади большей частью пригодны для автотранспорта, проложены по ровной степи. Связь с УБР осуществляется по телефону. Доставка вахт осуществляется автотранспортом из поселка Южно-Сухокумск.

Бурения скважин ведется на ДВС. Отопительный период 129 дней.

Промывочные растворы

 

Назначение промывочного раствора при бурении скважин: 1) очистка забоя от выбуренной породы; 2) вынос частиц породы на дневную поверхность; 3) охлаждение рабочих элементов долота; 4) создание противодавления на пласт при разбуривании многопластовых месторождений, в пластах которых содержатся различные вещества (вода, нефть, газ); 5) глинизирование стенок скважины с целью временного разобщения пластов друг от друга; 6) удержание выбуренной породы во взвешенном состоянии в периоды прекращения циркуляции промывочного агента и т. п.

Исследования и практика бурения показывают, что для очистки забоя от шлама пригодны газ, вода, нефть, глинистые и многие другие растворы.

При бурении в нормальных (неосложненных) с геологической точки зрения условиях, когда разбуриваемое месторождение сложено плотными сланцами и скальными породами, не обваливающимися при контакте с водой, а различных водо-, газо-, нефтепроявлений п пластов, сложенных агрессивными породами (гипсы, пласты соли, ангидриты и другие), до эксплуатационного горизонта не встречается, к промывочному агенту предъявляются самые элементарные требования. Он должен очищать забой скважины от выбуренной породы, транспортировать ее на поверхность (выносить из скважины) и охлаждать долото. В данном случае в качестве промывочной жидкости следует использовать воду.

При проходке глубоких скважин в нормальных условиях бурения промывочный раствор должен обладать, кроме того, способностью при прекращении циркуляции удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии. В таких случаях в качестве промывочного раствора используют так называемые нормальные глинистые растворы (водная суспензия глин).

К промывочным растворам, используемым в осложненных условиях бурения, предъявляются дополнительные требования. Они должны выполнять роль временного крепления неустойчивых стенок скважины (глинизировать их), предохраняя ствол скважины от обвалов, предотвращать поступления из пластов в скважину газа, нефти и воды, предупреждая тем самым проявления и выбросы их, облегчать разрушение пород, оказывая на них физико-химическое воздействие, обеспечивать нормальные условия вскрытия и освоения продуктивных горизонтов и т. п.

Для осложненных условий бурения промывочные растворы с соответствующими свойствами выбирают в зависимости от вида осложнений, применительно к конкретным условиям района или отдельной бурящейся скважины.

Если свойства промывочного агента удовлетворяют геологическим условиям бурения, то они оказывают косвенное и прямое влияние на показатели бурения (механическую скорость и проходку на долото).

Косвенное влияние свойств промывочного раствора на показатели бурения проявляется в том, что с увеличением главным образом плотности и вязкости возрастают сопротивления в циркуляционной системе, вследствие чего приходится уменьшать количество промывочного агента, подаваемого в скважину в единицу времени.

Непосредственное влияние свойств промывочного раствора на показатели бурения проявляется в том, что с изменением плотности п вязкости его изменяются условия очистки долота и скважины от выбуренной породы. Чем меньше вязкость, т. е. чем выше подвижность промывочного агента, тем быстрее он удаляет из забоя шлам и тем лучше его очищает. Значение плотности промывочного раствора в этом процессе ниже значения вязкости.

Наиболее успешно очистка забоя от выбуренной породы осуществляется газом, а затем водой, глинистым раствором, тяжелым глинистым раствором. Механическая скорость бурения в зависимости от вида промывочного раствора изменяется в таком же порядке.

Вынос шлама на поверхность также может успешно осуществляться любым из указанных выше промывочных растворов, если поддерживать необходимую скорость восходящего потока.

При бурении с использованием воды или раствора охлаждение долота происходит в результате теплообмена между промывочной жидкостью и рабочей поверхностью разрушающего инструмента.

При использовании в качестве промывочного раствора газа происходит резкое понижение температуры и долото охлаждается также в достаточной мере вследствие адиабатического процесса расширения газа при истечении его из отверстий долота.

Продувку скважин газом вместо промывки их жидкостью можно выполнять при бурении электробурами и роторным способом. Она особенно эффективна при прохождении геологических разрезов, содержащих горизонты с низкими пластовыми давлениями и зоны, поглощающие промывочную жидкость. В целях пожарной безопасности для продувки скважин часто используют выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания или смеси этих газов* с небольшим количеством воздуха.

В разрезах газонефтяных месторождений часто встречаются горизонты с высоким пластовым давлением, при разбуривании которых нельзя применять продувку газом. В этих случаях промывают скважины жидкостью, плотность которой определяют обычно по формуле

 

, (1)

 

где ρ — плотность промывочной жидкости в т /м³;

ρ пл— пластовое давление в бар;

L — глубина скважины в м;

р — допускаемая разность между гидростатическим и пластовым давлениями.

Единые технические правила ведения работ при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, предусматривают, что для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое давление в скважине, создаваемое весом столба промывочной жидкости, должно на 10—15% превышать ожидаемое пластовое давление, а для скважин большей глубины на 5—10%.

Если ρ < 1, а разбуриваемое месторождение сложено плотными сланцами и скальными породами, то в качестве промывочной жидкости следует использовать воду или аэрированный раствор.

Если ρ = 1 1,25 т /м³ и в разрезе разбуриваемого месторождения нет поглощающих и обваливающихся горизонтов, то для промывки скважин применяют нормальный глинистый раствор.

Если ρ = 1,25 1,8 т /м³, то рекомендуется использовать утяжеленный глинистый раствор, получаемый из нормального глинистого раствора путем введения в него утяжелителя (барита, гематита, магнетита и т. п.). Глинистый раствор с ϱ_y._р = 1,5 1,6 т /м³ можно приготовить и без утяжелителя, если для этого использовать специальную тяжелую глину.

Если ϱ > 1,8 т /м³ следует применять тяжелый глинистый раствор с ϱ_т._р. до 2,2 2,3 т /м³.m

Кроме необходимой плотности, промывочная жидкость должна обладать способностью удерживать частицы пород во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. Для этого статическое напряжение сдвига υ₁, измеряемое через 1 мин, должно удовлетворять следующему условию:

 

мн / с (2)

 

где m — опытный коэффициент, зависящий от формы частиц; для частиц породы диаметром от 2 до 40 мм величина т колеблется в пределах 2,5—1,6; d0 — диаметр частиц породы, удерживающихся во взвешенном состоянии, в см.

Если в процессе бурения используется глинистый раствор с ϱ_p и υ₁, то после прекращения циркуляции все частицы породы с плотностью ϱ_п и диаметром d₀ остаются во взвешенном состоянии.

Для нормального глинистого раствора υ₁ ≤ 490 мн/см².

Использовать растворы с υ₁ > 490 мн/см² при нормальных условиях бурения не рекомендуется, так как это ведет к некоторому снижению механической скорости бурения, увеличению продавочных и гидродинамических давлений. Чрезмерный рост последних может оказаться причиной возникновения поглощений промывочной жидкости.

Глинистые растворы с υ₁ ≥ 785 1180 мн/см² применяют при прохождении поглощающих горизонтов.

Для утяжеления считаются пригодными глинистые растворы с υ1 = 195 390 мн/см².

Наряду с ϱ и υ₁ важнейшими показателями, характеризующими промывочную жидкость, являются условная вязкость Т и водоотдача В.

Рекомендуется поддерживать вязкость по СПВ-5: для нормального раствора Т ≤ 30 сек, для утяжеленного Т = 30 50 сек. Для борьбы с поглощениями промывочной жидкости применяют растворы с большей вязкостью вплоть до состояния, когда раствор не течет (через воронку СПВ-5).

Для нормальных глинистых растворов водоотдача В рекомендуется до 10 см³ за 30 мин. При бурении в породах, где возможны обвалы и прихваты, В рекомендуется снижать до 5—6 см³ и даже 2—3 см³ за 30 мин.

Загрязнение неутяжеленных растворов твердыми частицами не должно превышать 4% при роторном и 2% при турбинном способах бурения.

В РФ глинистые растворы приготовляют как из комовой глины, добываемой в глинокарьерах, расположенных в районах буровых работ, так и из глинопорошков, выпускаемых специальными заво- дами. Глинопорошки представляют собой высушенную и измель- ченную глину с химическими реагентами или без них, которая обра- зует с водой устойчивую суспензию. Глинопорошки выпускают по техническим условиям, утвержденным Госкомитетом нефтедобывающей промышленности

 

Таблица 1

Сорт	Плотность глинистого раствора (при вязкости 25 сек по СПВ-5), m/м3	Выход раствора из 1 т глинопорошка, м3	Остаток на сите, %	Влажность, %	Содержание песка в глинистом растворе, %
№ 0,5	№ 0,075	общее	В том числе отмытого
	До 1,06 1,06 – 1,08 1,08 – 1,15 Свыше 1,5	> 10 10 – 8 8 – 4 < 4		До 10 » 10 » 10 » 10	5,0–8,0 5,0–8,0 5,0–8,0 5,0–8,0	До 0,8 » 1,5 » 3,0 » 4,0	До 0,5 » 0,8 » 1,5 » 3,0

 

Показатели, которым должны отвечать глинопорошки и глинистые растворы, приготовленные из них, приведены в табл. 1

 

Реагенты общего назначения

К числу реагентов, служащих для единовременного разжижения (перед спуском колонн, электрометрическими работами и т. п.) и для систематической обработки растворов, относятся: сульфит-спиртовая барда (ССБ), полифенольный лесохимический реагент (ПФЛХ), сульпор, синтаны (синтетические таннины), натуральные растительные экстракты, окисленный лигнин.

Реагенты, предназначенные для обработки пресных и маломинерализованных растворов (в том числе на морской воде), загустевших в результате поступления в них разбуриваемых пород, преимущественно глинистых. Не пригодны они для разжижения растворов, загустевших от действия солей. Термостойкость растворов, обработанных этими реагентами, равная 383—403° К, может быть повышена комбинированием с хроматами. Добавки реагентов разжижают выходящие из скважины растворы, загустевшие от действия высокой забойной температуры. Единовременные добавки реагентов колеблются в пределах 0,2—0,5% (по массе сухого вещества). Все реагенты совместимы со всеми другими продуктами, применяемыми для химической обработки промывочных растворов (содой, УЩР, КССБ, крахмалом, КМЦ, гипаном и др.) с различными рецептурами их (известковыми, хлоркальциевыми, хроматными, эмульсионными и т. п.). Реагенты применяются в щелочных растворах 5—10 % -ной концентрации в соотношении со щелочью от 1: 0,1 до 1: 0,5 (на сухое вещество). Обработка ведется добавкой тонкой струи реагента в циркулирующий раствор.

Реагенты из сульфит-спиртовой барды (ССБ). ССБ является отходом целлюлозной промышленности. Поступает с завода с различным содержанием твердого вещества. Для первичной обработки пресных глинистыхрастворов реагент ССБ готовится но одному из рецептов: ССБ-30-4, ССБ-30-5, ССБ-30-6 (первая цифра — процентное содержание сухой ССБ, вторая — процентное содерл^ание кристаллической каустической соды), а иногда ССБ-20-3, ССБ-20-4 и ССБ-20-5. В соленых растворах применяется без щелочи. При высоких за'бойных температурах не разжижает.

Объем раствора ССБ, необходимый для приготовления единицы объема химического реагента, определяется по формуле

 

, (24)

 

где V — объем раствора ССБ;

R — процентное содержание сухой ССБ в реагенте;

N — количество реагента, которое необходимо приготовить;

mi — процентное содержание сухой ССБ в растворе барды.

Если N в л, то V в л, если N в м³, то и V в м³. Величину m₁ находят по таблице, исходя из плотности раствора ССБ

Определение плотности густой или твердой ССБ несколько затруднительно. В таких случаях количество ССБ, необходимое для приготовления реагента, подсчитывают по формуле

 

(25)

 

где Р — количество ССБ, необходимое для приготовления реагента;

Q — процентное содержание сухой ССБ в рецепте реагента (обычно 30%);

N — количество реагента, которое надо приготовить;

т₂ — количество воды в кг, добавленное к 0,2 кг барды для снижения плотности ее до 1,28—1,30 т/м³.

Если N в л, то Р в кг; если N в м³, то Р получают в т.

При первичной обработке глинистого раствора в него добавляют реагент ССБ в зависимости от условий бурения данной скважины в количествах 40, 60 и 80 см³ на 1 л, а при дополнительной обработке в 5—6 раз меньше. Недостатком ССБ является ее пенообразующее действие. Требует применения пеногасителей.

Иногда обработка глинистых растворов может производиться аналогом ССБ — сульфит-целлюлозным экстрактом (СЦЭ) марки «известковый» (из серии дубителей).

Рецепт химического реагента из него таков: СЦЭ-20-5 (первая цифра — процентное содержание сухого СЦЭ, вторая — процентное содержание кристаллической каустической соды). Определение необходимых количеств СЦЭ и NaOH производится точно так же,-как и для реагента ССБ.

ПФЛХ является продуктом формальдегидиой конденсации полифенолов растворимых смол — отхода при газификации древесины. Темно-коричневое твердое вещество, растворимое в воде и водных растворах щелочи. Для обработки глинистых растворов ПФЛХ применяется 5—10%-ной концентрации. Соотношение ПФЛХ и щелочи варьируют от 1: 0,1 до 1: 0,5 (на воздушно-сухие вещества) в зависимости от состава глинистого раствора, его щелочности и требуемой вязкости.

Сулькор — сульфитироваыный щелочной экстракт одубины. Темно-коричневое твердое вещество. Аналог ПФЛХ.

Окисленный лигнин готовится путем обработки гидролизного лигнина разбавленной или концентрированной азотной кислотой, смесью азотной и серной кислоты, газообразным хлором или хлорной водой. В зависимости от применяемого окислителя полученный продукт условно называется нитро или хлорлигнином. Окисленный лигнин представляет собой желто-коричневый порошок, растворяющийся в водных растворах щелочи. Наиболее часто применяется реагент 5%-ной концентрации при соотношении лигнина и щелочи 1: 0,3 (воздушно-сухие вещества).

Синтан-5 — продукт омегасульфирования новолачной смолы на основе фенолов буроугольногопроисхождения. Синтетический дубитель. Твердоекоричневое вещество,растворимое в воде и щелочных растворах. Аналог ПФЛХ.

Еловый экстракт — сульфитированный водный экстракт еловой коры, темно-коричневый сухой продукт, растворимый в воде и водных растворах щелочей. Аналог ПФЛХ.

Реагенты-понизители вязкости специального назначения

Комплексные фосфаты (полифосфаты) — натриевые гексомето-фосфат, пирофосфат, триполифосфат. Добавка к глинистым растворам не более 1—1,2%; превышение этого количества вызывает загу-стевание растворов. Применение полифосфатов наиболее эффективно при единовременной обработке (спуске колонн, электрометрических работах и т. п.), но они могут применяться также при бурении неглубоких скважин. Полифосфаты нецелесообразно применять для разжижения соленых растворов, так же как и в условиях высокой забойной температуры, при которой они разлагаются; не могут они применяться также в известковых, гипсовых, высококальциевых и других растворах, так как с растворимыми солями кальция дают осадки.»

Хроматиые реагенты (анионные соединения хрома) — хроматы и бихроматы калия и натрия.

Оранжевые поршни или сплавы, хорошо растворимые в воде. Применяются в условиях высокой забойной температуры для предотвращения вызванного ею загустевания растворов. Наиболее эффективны при температуре свыше 373° К, когда другие реагенты, служащие для разжижения вязкости, перестают действовать. Хроматные реагенты можно добавлять к различного рода промывочным растворам (пресным, известковым, минерализованным, утяжеленным) раздельно или совместно с реагентами-стабилизаторами в виде хромгуматов, хромлигносульфонатов и др.

Применяют хроматные реагенты в виде водных растворов 10%-ной концентрации. Единовременные добавки их 0,05—0,2% (по массе сухого вещества па объем раствора).

Комбинированные реагенты

Исследованиями установлено, что одновременное применение УЩР и ССБ для обработки глинистых растворов позволяет регулировать толщину сольватных оболочек и тем самым достигать снижения водоотдачи раствора без повышения его вязкости.

Оптимальные количества УЩР и ССБ подбираются в лаборатории. Содержание бурого угля в комбинированном реагенте составляет 10%, каустической соды обычно 2%, а ССБ от 0,2 до 4%.

Рецепты комбинированных реагентов принято обозначать так: К-10-2-0,2, К-10-2-0,5 и т. д. (первая цифра — процентное содержание сухого бурого угля, вторая — процентное содержание кристаллической каустической соды, третья — процентное содержание сухой ССБ). Необходимые количества ССБ подсчитывают по формулам (24) или (25), каустической соды — по (23), бурого угля — по (2), (21) и (20).

Методы ликвидации аварий

 

В процессе бурения нефтяных и газовых скважин аварией считают нарушение технологического процесса, вызываемое прихватом или поломкой с оставлением в скважине инструментов, элементов бурильной колонны или других предметов, для извлечения которых требуются специальные работы.

Аварии происходит в основном вследствие брака в работе или исполнителей технологического процесса, или изготовителей инструментов, оборудования и механизмов.

Основное число аварий в бурении возникают в результате нарушения технических и технологических проектов.

Прежде чем приступить к ликвидации аварии, необходимо тщательно проанализировать ее на основе современного состояния техники ловильных работ и опыта ликвидации аварии. При этом надо иметь в виду, что применение и несоответствующего ловильного инструментаприводит к усложнению аварии, а нередко и к ликвидации скважины.

При подозрении на поломку инструмента в скважине бурильщик обязан немедленно приступить к подъему бурильной колонны. Одновременно, не прекращая основных работ и не оставляя своего поста, бурильщик должен уведомить мастера, а при отсутствии его -руководство предприятия об аварии.

Работы по ликвидации аварии ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера предприятия. Если на буровой присутствует несколько руководящих работников, то ответственным является старший по должности, через которого мастеру передаются указания по ликвидации аварии.

Перед спуском ловильного инструмента в скважину буровой мастер составляет эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Из спускаемой колонны удаляют переводники с уменьшенными площадями сечения проходных отверстий.

Перед проведением ловильных работ проверяют состояние талевого каната и спускоподъемного оборудования, а также крепление штропа вертлюга в зеве крюка.

Все замковые соединения бурильной колонны и соединения частей ловильного инструмента крепятся машинными, или автоматическими ключами.

Способ освоения скважины

 

После спуска колонны-подъемника из насосно-компрессорных труб и скончания монтажа фонтанной арматуры приступают к выполнению последней и очень важной операции - освоению скважины.

Под освоением понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до наибольшего значения (для данной категории скважины) и подъема ее на дневную поверхность в сборные резервуары, а газа — в газопроводы.

При освоении скважины, параметры бурового раствора приводят в соответствие с требуемыми.

При отсутствии притока глинистый раствор заменяют на воду. В случае отсутствия притока из пласта снижают уровень жидкости в скважине «спя уменьшения давления на забой. Проектом предусмотрено снижение уровня в эксплуатационной колонне на 1500 м.

Вытеснение жидкости из скважины сжатым азотом производят с помощью передвижного компрессора высокого давления - АГУ-8К Освоение скважинынагнетанием сжатого азота осуществляется по следующей схеме. Через задвижку компрессором в затрубное пространство нагнетают сжатый азот, который вытесняет воду через спущенные в эксплуатационную колонну компрессорные трубы. Давление на забое сильно снижается, что вызывает интенсивный приток нефти и газа из пласта. В результате при наличии высокого давления в пласте происходит фонтанирование.

В случае отсутствия притока из пласта применением методов, основанных на снижении забойного давления, проводят различные операции по воздействию на призабойную зону пласта, т.е. осуществляют гидромеханическое, химическое или комбинированное воздействия, после чего вновь используют способы, направленные на снижение забойного давления и вызов притока из пласта

 

Выбор буровой установки

 

Исходными данными при выборе буровой установки являются проектная глубина и конструкция скважины.

Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности [GKp], обусловливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб:

 

G_бк. (или G_ок.)<[G_кр].

 

Вес кондуктора

 

G_к = 5,22т

 

Вес I промежуточной колонны

 

G_1пр = 98,42т

 

Вес II промежуточной колонны

 

G_IIпр= 132,29т

 

Вес эксплуатационной колонны

 

G_э._к.= 115,25т

 

Максимальный вес бурильной колонны с УБТ

 

G_б._к=159, 26т

 

Из приведенного расчета следует, что наибольшую нагрузку БУ будет испытывать при бурении под вторую промежуточную колонну.

Максимальные нагрузки с учетом расхаживания:

от веса бурильной колонны

 

G_бк= 159, 26 х 1,25 - 199,08 т;

 

от веса наиболее тяжелой обсадной колонны

G_б._к= 132, 29 х 1,25 - 165,36 т;

 

Для бурения данной скважины используем буровую установку ВМ -53 Д. Грузоподъемность установки ВМ - 53 Д - 320 Т.

 

Оснастка обсадных колонн

 

Кондуктор диаметром 426 мм

Кондуктор спускается на глубину 30 м в одну секцию. Низ кондуктора оборудуется стальным башмаком с цементной направляющей пробкой БКМ 426. На 10 м от башмака устанавливается ЦКОД - 426 - 2, он же является и «стоп» кольцом.

Первая промежуточная колонна диаметром 299 мм Спускается на глубину 1010 м в одну секцию. Низ секции оборудуется стальным башмаком с цементной направляющей пробкой БКМ 324. На 20 м от башмака устанавливается ЦКОД-324-2, он же является и «стоп» кольцом. Пружинные центраторы ЦЦ-324/394-1 установить на глубинах: 10 м, 50 м, 100 м, далее через 50 м - 25 центраторов, выше башмака через 20 м - 3 центратора. Общее количество центраторов - 31 шт.

Исходные данные для расчета стоимости строительства 1м скважины

№	Наименование показателей	Единица измерений	Показатели
	Затраты на подготовительные работы к строительству скважины - всего	т.р.	70,0
	Строительство и разборка вышки и привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования	т.р.	66,0
	Подготовительные работы к бурению (постоянные по сметной документации)	т.р.	40,0
	Промыслово – геофизические работы - всего	%	6,0
	Дополнительные затраты при производстве строительно – монтажных работ в зимнее время	%	0,65
	Испытание скважин на продуктивность	т.р.	50,0
	Накладные расходы в %-х от прямых затрат	%	18,0
	Плановые накопления	%	8,0
	Резерв на непредвиденные работы и затраты	%	2,0
	Налог на добавленную стоимость	%	18,0

 

3.2 Расчет затрат для определения сметной стоимости (цены) строительства 1м. скважины

 

1. Общая сумма затрат на подготовительные работы к строительству скважины (строка 1) задаются в дипломном проекте и составляют 70 т.р.

2. Затраты на строительство и разборку вышки и привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования задаются и составляют 66 т.р.(строка 2).

3. Затраты на подготовительные работы к бурению (постоянные по сметной документации) задаются и составляют 40т.р. (строка З).

4. Затраты на бурение скважины определяются поинтервально и зависят от глубины скважины.

а) при бурение под кондуктор (глубина спуска 30 м.) - составили 2,1 т.р.

б) при бурение 1 пром. колонны - 314,0 т.р.

в) при бурении 2 пром. колонны - 885,9 т.р

г) под эксплуатационную колонну - 71,9 т.р.

Общая сумма затрат на бурение скважины составила 1273,9 т.р.

5. Затраты по креплению скважины также рассчитываются в зависимости от глубины спуска и затем суммируются

а) затраты по креплению кондуктора до 30 м. составляют 6 т. р.,

А затраты на спуск и крепление промежуточных колонн составляют:

б) при спуске 1-й промежуточной колонны на глубину до 1010 м. затраты на крепление составляют 190,2 т.р.

в) при спуске 2-й промежуточной колонны до глубины 3835м. - 484,5 т.р.

г) при спуске эксплуатационной колонны до 4100 м. - 51,2т.р.

Общая сумма затрат по креплению скважины составляет - 731,9 т.р.

6. Общая сумма промыслово-геофи