трусики женские украина

На головну

 Буріння експлуатаційної похило-спрямованої свердловини на Озерній площі - Геологія

Федеральне державне освітній заклад

середньої професійної освіти

«Пермський нафтової коледж»

КУРСОВИЙ ПРОЕКТ

Буріння експлуатаційної похило-спрямованої свердловини на Озерній площі

Керівник А.П. Доброхотов

Розробив А.В. Шелковников

Перм 2010

ЗАВДАННЯ

Для курсового проектування по «Технології буріння нафтових і газових свердловин»

Студенту IV курсу Б - 07 - 1 групи 130504 спеціальності Буріння нафтових і газових свердловин

Пермського нафтового коледжу

Шелковникова Олександру Володимировичу (Прізвище, ім'я, по батькові)

Тема завдання і вихідні дані: Буріння експлуатаційної похило-спрямованої свердловини на Озерному родовищі.

Курсовий проект на вказану тему виконується студентами коледжу в такому обсязі:

1. Пояснювальна записка

1. Введення.

2. Геологічний розріз.

2.1. Короткі відомості про район бурових робіт.

2.2. Стратиграфічний розріз.

2.3. Нафтоносність.

2.4. Водоносність.

2.5. Газоносність.

2.6. Тиск і температура в продуктивних пластах.

2.7. Геофізичні дослідження.

2.8. Можливі ускладнення по розрізу свердловини.

2.9. Випробування, освоєння продуктивного пласта.

3. Технологічний розділ.

3.1. Вибір і розрахунок конструкції свердловини.

3.2. Вибір і розрахунок профілю похило-спрямованої свердловини.

3.3. Вибір типів бурових розчинів по інтервалах свердловини.

3.4. Розрахунок обсадних колон.

3.5. Розрахунок цементування обсадних колон.

3.6. Організаційно-технічні заходи щодо підвищення кріплення свердловин.

3.7. Вибір і розрахунок бурильної колони, КНБК по інтервалах.

3.8. Вибір бурової установки.

3.9. Показники роботи доліт і режими буріння.

3.10. Розрахунок гідравлічних опорів рухомого розчину в циркуляційної системі.

Розрахункова частина проекту

4. Охорона праці, природи та надр.

4.1. Техніка безпеки при бурінні свердловини.

4.2. Виробнича санітарія.

4.3. Заходи щодо забезпечення пожежної безпеки.

4.4. Охорона навколишнього середовища.

3. Графічна частина проекту

Лист 1 Геолого-технологічний наряд

Лист 2

Лист 3

Лист 4

Дата видачі «» 20 р

Термін закінчення «» 20 р

Викладач-керівник

курсового проектування А.П.. Доброхотов /

(Підпис) (І.Б.П.)

ВСТУП

Серед найважливіших видів промислової продукції, обсяги виробництва якої визначають сучасний стан та рівень розвитку матеріально-технічної бази країни, одне з головних місць відводиться виробництва і споживання нафтопродуктів і видобутку нафти і газу.

Бурхливий розвиток нафтової промисловості почалося в XX столітті, коли стали широко застосовуватися двигуни внутрішнього згоряння, що вимагають важкого і легкого пального та різноманітних мастил. Особливо швидко почала розвиватися світова нафтогазова промисловість з тих пір, як нафта і газ стали використовувати як сировину для хімічної промисловості. Нафта, газ і продукти їх переробки мають величезний вплив на розвиток економіки країни, на підвищення матеріального добробуту народу. Тому темпами зростання нафтової і газової промисловості постійно приділяється велика увага. Важливим фактором у збільшенні видобутку нафти є буріння свердловин. Даний проект передбачає проектування будівництва свердловини на Озерному родовищі. Озерне родовище розташоване на території заказника «Ніжневішерскій» навколо пам'ятника природи - озера Нюхті. ТОВ БКЕ «Євразія» розробляє це родовище в складних геологічних умовах, що вимагають великих витрат на охорону навколишнього середовища.

2. ГЕОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ

2.1 КОРОТКІ ВІДОМОСТІ ПРО РАЙОНІ РОБІТ

Таблиця 1

 Найменування Значення (текст, назву, величина)

 Площа (родовище) Озерне

 Адміністративне розташування: Республіка

 Область (край)

 Район

 Росія

 Пермський Красновишерский

 Рік введення площі в буріння 1977

 Температура повітря ° С, середньорічна

 найбільша річна

 найменша зимова

 - 0,2 + 36

 - 45

 Середньорічна кількість опадів, мм 633

 Максимальна глибина промерзання грунту, м 1,7

 Тривалість опалювального періоду в році, добу 235

 Тривалість зимового періоду в році, добу. 167

 Азимут переважаючого напрямку вітру, град. 225-270

 Рельєф місцевості яка помірно-горбиста рівнина

 Стан місцевості - Заболочена

 Товщина, см

 - Сніжного покриву

 - Ґрунтового шару 80 20

 Рослинний покрив Змішаний ліс

 Категорія грунту Друга

 VІІ Чергування вапняків і аргілітів Вапняки біоморфною Вапняки детрітовие

 Вапняки біоморфною,

 Водоростеві, сгустковие Вапняки окремленние з кальцитом Вапняки глинисті

 Пісковики дрібнозернисті,

 аргіліти Вапняки рифогенними

 VІ Подільський горизонт Каширський горизонт Верейский горизонт Башкирська ярус Серпуховской ярус Тульський горизонт (карб. Отл.) Тульський горизонт (тер. Отл.) Фаменского ярус

V

 З 2 Рd

 З 2 ks

 З 2 vr

 З 2 b

 З 1 s +

 З 1 v 3

 З 1 tl (К)

 З 1 tl (Т)

 D 3 fm

 ІV 1270 1320 1387 1445 1676 1715 1738 1852

 ІІІ 1220 1270 1320 1387 1445 1676 1715 1738

 ІІ 1258 1308 1375 1433 1663 1702 1725 1838

 І 1208 1258 1308 1375 1433 1663 1702 1725

 2.3 нафтоносних

 Таблиця 3 Параметри розчиненого газу тиск насичений-ня в пластових умовах 13,58 10,28

 відноси-кові по повітрю щільність 1,008 0,915

 вміст вуглекислого газу 0,05 1,3

 зміст

 сірководню 0,42 отс.

 газовий

 фактор,

 м 3 / т 53,8 136,7

 Зміст

 парафіну,

 по вазі

 % 2,71 3,94

 Зміст

 сірки,

 по вазі

 % 0,89 0,62

 Рухливість,

 мкм 2 / м Па - с 0,06 0,01

 Щільність, г / см 3

 після

 дегазації 0,839 0,836

 в пластових

 умовах 0,804 0,727

 Тип

 колектора поровий поровий

 Інтервал

 по стовбуру низ 1439 1849

 верх 1393 1841

 Індекс

 З 2 b

 D 3 fm

2.5 газоносних

Вільний газ відсутній.

 2.4 водоносних

 Таблиця 4

 Відноситься до

 джерелу

 питного

 водопостачання немає немає немає немає

 Тип води

 хлоркальціе-

 вий ХЛК ХЛК ХЛК ХЛК

 Загальна

 мінералі-

 зация, мг / л 6537,04 5450,84 5515,36 8661,55

 Хімічний склад води в мг-екв / л Катіони

 Nа + К + 2501,32 2160,55 1826,3 3136

 Мg ++ 264,8 172,8 278,7 332

 Са ++ 502,4 392,07 652,59 863

 Аніони

 НСО 3 - 3,2 4,39 7,0 3,4

 SО 4 -2 16,4 13,47 37,43 4,15

 Сl - 3248,92 2707,56 2713,25 4323

 Щільність

 г / см 3 1,128 1,108 1,145 1,177

 Тип

 колектора поровий поровий поровий гранул.

 Інтервал,

м

 до

 (Низ) 1070 1387 1445 1738

 від

 (Верх) 892 1320 1387 1715

 Індекс

 Р 1 s + аs

 З 2 vr

 З 2 b

 З 1 tl

 2.6 тиску і температури в продуктивні пласти

 Таблиця 5 Температура в кінці інтервалу Джерело отримання РФЗ РФЗ

 о С +23 +29,8

 Пластовий

 тиск, МПа 13,58 13,5-16,0

 Інтервал, м

 До

 (Низ) 1445 1838

 Від

 (Верх) 1387 1823

 Індекс

 стратиграфического

 підрозділи

 З 2 b

 D 2 fm

Поєднаний графік тисків

 Глибина, м

 Індекс

 стратиграфического

 підрозділи

 Тиск,

 МПа

 Характеристика тисків:

 пластового (порового) тиску

 гідророзриву порід

 Глибина спуску

 колони, м

 Щільність БР, г / см 3

 Пластовий гідророзриву

 16 Q

 14,6

 13,5-16

 1,5

 11,1

 14,8

 18,2

 21,1

 21,9

 23,4

 1,08

 136

 Р 2 u 1,21

 326

 Р 1 ir

 546

 Р 1 fl 1,0

 613

 Р 1 аr

 736

 Р 1 s + а (Т)

 892

 Р 1 s + аs (К)

 1070

 Р 1 s + аs

 1,12

-

 1,14

 1160

 З 3

 1220

 З 2 mс

 1270

 З 2 Рd

 1320

 З 2 ks

 1387

 З 2 vr 1,14

 1445

 З 2 b

 1676

 З 1 s + З 1 v 3

 1715

 З 1 tl (К)

 1738

 З 1 tl (Т)

 1852

 D 3 fm

2.7 Геофізичні дослідження

Таблиця 6

 Заміри і відбори

 Найменування досліджень Масштаб

 на глибині,

 м в інтервалі, м

 від до

 ПВП.ЦМЮ-12 1: 500 160 0160

 БКЗ, АК, РК, БК, ІК, МОЗ, ПВП 1: +500579160579

 АКЦ, ЦМ8-10 1: 500579 0579

 БКЗ, БК, РК, ІК, КВ, АК 1: 200 1676 1376 1676

 БКЗ, БК, РК, ІК, КВ, АК 1: 200 1852 1738 1852

 КВ, М 2 А 0,5 В 1: 500 1676 579 1676

 КВ, М 2 А 0,5 В 1: 500 1852 1445 1852

 РК 1: 500 1852 0 1852

 АКЦ, СГДТ 1: 500 0 1852

 АКЦ, СГДТ 1: 200 1376 1676

 АКЦ, СГДТ 1: 200 1738 1852

 ГК, ЛМ 1: 200 1738 1852

 Інклінометрія: з т.з. через 5м 60579

 з т.з. через 10м

0

 579

 60

 1852

 2.8 МОЖЛИВІ УСКЛАДНЕННЯ ПО розрізу свердловини

 2.8.1 ПОГЛИНАННЯ бурового розчину

 Таблиця 7

 Умови

 виникнення

 1. Наявність високопроникних

 порід;

 2. Перевищення тиску в свердловині над пластовим:

 Н ? 1200 м Р ? 1,5 МПа;

 1200 м <Н ? 2500 м Р ? 2,5 МПа

 2.8.2 ПРІХВАТООПАСНИЕ ЗОНИ

 В інтервалах обвалообразованій, поглинаючих пластів і в нафтових пластах зі зниженим тиском.

 Максимальна

 інтенсивність поглинання, м 3 / год Часткові Від часткових до повних Часткові Часткові

 Інтервал, м

 До

 (Низ) 16 136 1676 1738

 Від

 (Верх) 0 16 1445 1715

 Індекс

 стратиграфического

 підрозділи

 Q + Р 2 u

 Р 2 u + Р 1 ir

 З 1 s + З 1 v 3

 З 1 t (К) + З 1 t (Т)

2.8.3 осипи і обвалом стінок свердловини

Таблиця 8

 Індекс

 стратіграфі-

 чеського

 підрозділи Інтервал, м

 Заходи з ліквідації

 наслідків

 Від

 (Верх)

 До

 (Низ)

 Q + Р 2 u 0 16

 1. Спуск напрямки, кондуктора.

 2. Буріння з промиванням буровим

 розчином відповідно до

 встановленими показниками.

 3. Опрацювання стовбура в інтервалах

 обвалообразованія.

 4. Промивання.

 5. Установка цементних мостів в

 процесі буріння не пізніше, ніж

 через 36 годин після розтину артінского теригенних і Верейского відкладень.

 Р 2 u 16136

 З 2 ks + С 2 vr 1320 1387

 D 3 fm 1738 1852

2.8.4 нафтогазоводопроявлень

Таблиця 9

 Індекс стратігра- фического подразде-

 лення Інтервал по стовбуру, м Вид проявляемого флюїду Умови виникнення Характер проявів

 від (верх) до (низ)

 З 2 b 1387 1445 нафта При бурінні з промиванням буровим розчином з відхиленням параметрів заданого бурового розчину Плівка нафти Плівка нафти Плівка нафти

 З 2 tl + D 3 fm 1760 1779 нафта

 D 3 fm 1779 1837 нафта

2.8.5 ІНШІ МОЖЛИВІ УСКЛАДНЕННЯ

Таблиця 10

 Індекс стратиграфічного підрозділу Інтервал по стовбуру, м Вид ускладнення Умови виникнення

 від (верх) до (низ)

 Р 1 s + а 613736

 Прояв

 Н 2 S-вод

 Зниження щільності розчину

 нижче проектної на 5%

 З 2 b + З 1 s 1445 1676

 З 1 tl 1676 1715

 Спорожнення колони

 при випробуванні

 Щільність

 рідини

 (Г / см 3) 1,0

 Максимальне

 зниження

 рівня 1274

 Діаметр

 штуцери

 (Мм) 3,57

 Кількість

 режимів

 (Штуцерів)

 для

 випробування

 (Шт.) 3

 Пласт

 фонтані-

 рующий

 (Так, ні) так

 Тип

 установки

 для

 випробування

 (Освоєння) пересувна

 Тип

 констру-

 кции

 продукті-

 вного

 забою

 цемент,

 колона

 Інтервал

 залягання

 об'єкта, м

 До

 (Низ) 1838

 Від

 (Верх) 1725

 Номер

 об'єкта

 (Знизу) 1

 Індекс

 стратігра-

 фического

 підрозділі-

 ня

 D 3 fm

3. ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ

3.1 ВИБІР конструкції свердловини

Конструкція свердловини визначається числом спущених обсадних колон, що відрізняються один від одного глибиною спуску, діаметром, товщиною стінки, групою міцності, застосовуваних доліт за інтервалами, а також висотою підйому цементного розчину в затрубному просторі.

Вибір числа обсадних колон і глибини спуску проводиться за совмещенному графіком тиску. Вибір конструкції свердловини проводиться на підставі геологічних умови залягання порід, очікуваних ускладнень, глибини свердловини і т.д.

На даній площі для успішної проводки свердловини спускаються наступні обсадні колони:

Напрямок - для перекриття нестійких обвалюються, обсипаються порід, ліквідації зони поглинання, цементується до гирла.

Кондуктор - для перекриття нестійких обвалюються, обсипаються порід, попередження прихвата бурильної колони, перекриття інтервалу поглинання та ізоляції прісних підземних вод від забруднення, цементується до гирла.

Технічна колона - для кріплення верхніх нестійких інтервалів розрізу, ізоляції водоносних горизонтів від забруднення.

Експлуатаційна колона - для роз'єднання продуктивних горизонтів, видобування нафти на поверхню при випробуванні, цементується до гирла. Розрахунок діаметрів обсадних колон і доліт проводиться знизу вгору. Діаметр експлуатаційної колони приймається з умови очікуваного дебіту і наявності експлуатаційного і ремонтного інструменту, обладнання, і приймається рівним 0,168 м за ГОСТ 632-80.

Визначається діаметр долота під експлуатаційну колону:

Dд.ек. = dм + 2? = 0,188 + 2 ? 0,012 = 0,212м,

де dм- діаметр муфти експлуатаційної колони, ? - зазор між муфтою експлуатаційної колони і стінками свердловини, що залежить від діаметру і типу з'єднання обсадної колони профілю свердловини, складності геологічних умови, виходу з під черевика попередньої колони і т.д. Приймається 0,02 м. З досвіду буріння. Приймається відповідно до Держстандарту 20692-75 діаметр долота 0,2159 м.

Визначається діаметр технічної колони з умови проходження долота по експлуатаційній колоні:

Dвнк = Dд.ек. + (0,006 ? 0,008) = 0,2159 + 0,006 = 0,2219 м,

де 0,006 ? 0,008 м зазор між долотом і внутрішнім діаметром технічної колони. Приймається діаметр технічної колони по ГОСТу 632-80 рівний 0,245 м.

Визначається діаметр долота під технічну колону:

Dд.т. = Dм + 2? = 0,271 + 2 ? 0,012 = 0,295м.

Приймається діаметр долота за ГОСТом 20692-75 рівний 0,2953 м.

Визначається діаметр кондуктора:

Dвн.к = Dд.т + (0,006 ? 0,008) = 0,2953 + 0,006 = 0,3013 м,

де 0,006 ? 0,008 м зазор між долотом і внутрішнім діаметром технічної колони. Приймається діаметр кондуктора за ГОСТом 632-80 рівний 0,324 м.

Визначається діаметр долота під кондуктор:

Dд.к = dм + 2? = 0,351 + 2 ? 0,015 = 0,381 м.

Приймається діаметр долота за ГОСТом 20692-75 рівний 0,3937 м.

Визначається діаметр ІІ напрямки:

Dвн.н = Dд.к + 0,006 = 0,3937 + 0,006 = 0,3997м.

Приймається за ГОСТом 632-80 діаметр напрямки 0,426 м.

Визначається діаметр долота під II напрямок:

Dд.н = dмн + 2? = 0,451 + 2 ? 0,02 = 0,491 м.

Приймається за ГОСТом 20692-72 діаметр долота рівний 0,490 м.

Діаметр I напрямки дорівнює 0,530 м.

Діаметр долота під I напрямок дорівнює 0,6 м.

Конструкції свердловини

Схема 1

3.2 ВИБІР І РОЗРАХУНОК ПРОФИЛЯ похило-спрямовану свердловину

Приймається для буріння похило-спрямованої свердловини. На даній площі 3-х дільничний профіль, що складається з вертикального ділянки, викривленого ділянки і прямолінійно-похилого ділянки. Враховується для розрахунку, що третя ділянка представляє приблизно пряму лінію. Глибина зарезки похилого стовбура на глибині 200 метрів. Буріння викривленого ділянки здійснюється отклонітеля ШО1-195. При бурінні під експлуатаційну колону для зміни напрямку стовбура свердловини використовують отклонітеля ШО-195. Перший спуск отклонітеля здійснюється по мітках. Наступні орієнтування отклонітеля на забої проводиться за допомогою телесистеми. Інтенсивність викривлення ділянки набору кривизни, кута (викривленого ділянки) приймається i10 = 1 °.

РОЗРАХУНОК похилому стовбурі СВЕРДЛОВИНИ

Вихідні дані:

Глибина свердловини Lв- 1838 м.

Глибина зарезки похилого стовбура Нв = 200 м.

Діаметр долота Dд = 0,2953 м.

Діаметр забійного двигуна Dз.д = 0,24 м.

Довжина отклонітеля L.що = 10м.

Довжина забійного двигуна L2тсш = 17 м.

Визначається радіус викривлення стовбура свердловини:

R = ? 10 ? К = ? 10 ? 1,05 = 600 м, де К - коефіцієнт, що враховує помилки в розрахунках приймається (1,05 ? 1,10).

Визначаються мінімальні радіуси викривленого стовбура свердловини при використанні різних забійних двигунів:

=== 282 м;

fот === 9,9 мм;

I = 0,049 = 0,049 ? 244 = 16,257см2;

=== 429,4 м,

де К1-який приймається зазор між забійними двигуном і стінкою свердловини, залежно від твердості гірських порід 2 - 6см;

fзд- прогин отклонітеля забійного двигуна у викривленому стовбурі

свердловини;

I - момент інерції поперечного перерізу забійного двигуна;

Е - модуль Юнга, Е = 2,1 ? 107

=== 599 м,

fзд === 6,31 мм;

I = 0,049 = 0,049 ? 19,54 = 7085 см2,

де: qзд- маса забійного двигуна довжиною в 1 см (кг).

Так як мінімальні радіуси менше розрахункового радіуса викривлення стовбура свердловини, то приймається R = 600 м.

Визначається максимальний кут нахилу стовбура свердловини:

соs ? === 0,9910; ? = 7о,

де: А - проложение - 200 м; Н = Lв- Нв = 1838 - 200 = 1638 м.

Визначається горизонтальна проекція викривленого ділянки:

а = R ? (1 - соs ?) = 600 ? (1 - 0,9910) = 5,4 м.

Визначається вертикальна проекція викривленого ділянки:

h = R ? sin ? = 600 ? 0,1219 = 73,14 м.

Визначається вертикальна проекція прямолінійного похилого ділянки:

Н = Lв- (Нв + h) = 1838 - (200 + 73,14) = 1565 м.

Визначається горизонтальна проекція прямолінійного похилого ділянки:

А = Н ? tg ? = 1565 ? 0,1228 = 192 м.

Визначається довжина викривленого ділянки:

?2 = 0,01745 ? R ? ? = 0,01745 ? 600 ? 7 = 73,3 м.

Визначається довжина прямолінійного похилого ділянки:

?3 = Н1 / соs ? = 1565 / 0,9910 = 1579 м.

Визначається довжина похилої ділянки:

Lн = ?1 + ?2 + ?3 = 200 + 73,3 + 1579 = 1852 м.

Визначаються коефіцієнти приросту по інтервалах похилій свердловини:

к2 = ?2 / h = 73,3 / 73,1 = 1,002;

к3 = ?3 / Н = 1579/1565 = 1,009.

ПРОФІЛЬ похилих свердловин

Схема 2

3.3 ВИБІР ТИПІВ бурового розчину по інтервалу СВЕРДЛОВИНИ

Типи бурових розчинів вибираються по інтервалах буріння з урахуванням геолого-технічних умов, досвіду проводки свердловини на даній площі з метою попередження ускладнень, зниження проникності продуктивних пластів і отримання максимальних техніко-економічних показників буріння свердловини.

Буріння під I напрямок в інтервалі від 0 до 12 м «всуху» шнеком Dд = 600 мм.

Буріння під II напрямок в інтервалі від 12 до 40 м. Ведеться на природному глинистому розчині ? = 1080 кг / м3, УВ = 20-25 с, рН = 6,5.

Буріння під кондуктор від глибини II напрямки до черевика кондуктора від 40 до 160 м ведеться на глинистому розчині ? = 1230-1240 кг / м3.

Буріння під технічну колону від 160 до 579 м, на соленасищенного розчині ? = 1,21-1,23 г / см3, УВ = 22 с.

Буріння під експлуатаційну колону в інтервалі від 579 до 972 м. Ведеться на технічній воді ? = 1000 кг / м3, інші параметри не регулюються;

в інтервалі від 972 до 1497 м - ХНР (хлорнатрієвої розчин), ? = 1120-1140 кг / м3, інші параметри не регулюються;

в інтервалі від 1497 до 1852 м - на безглинистих розчині на основі полісахаридів з ? = 1120-1140 кг / м3, УВ = 20-25 с, фільтроотдача 6-8 ? 10-6м3 ? 30 хв, рН = 7,5-8 , 5, кірка - плівка.

Визначається щільність бурового розчину з умови попередження прояви.

?б.р = Рпл ? К / 0,01L = 14,08 ? 1,05 / 0,01 ? 1838 = 804 кг / м3.

З метою попередження прояви продуктивного пласта і ускладнень верхніх пластів приймається ?б.р = 1140 кг / м3, з наступними параметрами: УВ = 25-30 с, фільтроотдача 6-8 ? 10-6м3 ? 30 хв, рН = 7,5-8 , 5, кірка - плівка, СНС = 0.

Визначається кількість матеріалів для приготування і обробки бурового розчину по інтервалах:

Vм- обсяг мірників, м3;

К1-коефіцієнт кавернозному 1,1;

К2- коефіцієнт, що враховує втрати бурового розчину від фільтрації 1,1;

К3- коефіцієнт, що враховує втрати бурового розчину при його очищенні 1,1;

Інтервал буріння 0 - 12 м:

Vбр = Vм + 0,785 ?? Lн ? К1 ? К2 ? К3 = 50 + 0,785 ? 0,4902 ? 40 ? 1,1 ? 1,1 ? 1,1 = 55,6м3.

Інтервал буріння 0 - 40 м:

Vбр = Vм + 0,785 ? Dд2 ? Lн ? К1 ? К2 ? К3 = 50 + 0,785 0,4902 ? 40 ? 1,1 ? 1,1 ? 1,1 = 60,5м3.

Інтервал буріння 0 - 160 м:

Vбр = Vм + 0,785 ? Dд2 ? Lн ? К1 ? К2 ? К3 = 50 + 0,785 ? 0,39372 ? 160 ? 1,1 ? 1,1 ? 1,1 = 76 м3;

Інтервал буріння 0 - 579м .:

Vбр = Vм + 0,785 ? Dд2 ? Lн ? К1 ? К2 ? К3 = 50 + 0,785 ? 0,29532 ? 579 ? 1,1 ? 1,1 ? 1,1 = 101 м3;

Інтервал буріння 0 - 972 м:

Vбр = Vм + 0,785 ? Dд2 ? Lн ? К1 ? К2 ? К3 = 50 + 0,785 ? 0,21592 ? 972 ? 1,1 ? 1,1 ? 1,1 = 102 м3;

Інтервал буріння 0 - 1497 м:

Vбр = Vм + 0,785 ? Dд2 ? Lн ? К1 ? К2 ? К3 = 50 + 0,785 ? 0,21592 ? 1497 ? 1,1 ? 1,1 ? 1,1 = 118 м3;

Інтервал буріння 0 - 1852 м:

Vбр = Vм + 0,785 ? Dд2 ? Lн ? К1 ? К2 ? К3 = 50 + 0,785 ? 0,21592 ? 1852 ? 1,1 ? 1,1 ? 1,1 = 141 м3.

Для приготування бурового розчину застосовується гідрозмішувачів УС - 6 - 30. Для обробки бурового розчину хімічними реагентами застосовують глиномішалку МГ-2-4.

Для очищення бурового розчину застосовується циркуляційна система: 2 вібросита (DЕRRІСК), гідроциклони, ілоотделітеля, центрифуга, ємність-відстійник.

 6322 кг 368 кг 460 кг 16744 кг 46 кг 46кг

 80,78 м 3

 5 493,5 564 705 25662 70,5 70,5 123,7

 4 3,5 4 5 182 0,5 0,5 0,878

 3 Реоцел марки «В» Р-Сил марки «А» Сінтал Хлорид натрію Хлорид кальцію ПАР Технічна вода

2

1

3.4 РОЗРАХУНОК обсадних колон

3.4.1 РОЗРАХУНОК експлуатаційну колону

Вихідні дані:

Глибина свердловини по стовбуру Lн = 1852 м;

Глибина свердловини по вертикалі Lв = 1838 м;

Інтервал цементування чистим цементом L2 = 286 м, (від черевика

експлуатаційної колони до глибини на 200 м вище покрівлі

верхнього продуктивного пласта);

L1 = 1566 м, інтервал, цементованої полегшеним цементним розчином.

Пластовий тиск 14,08 МПа;

Тиск опресування 15 МПа;

Щільність цементного розчину ? = 1830 кг / м3;

Щільність полегшеного цементного розчину ? = 1640 кг / м3;

Густина бурового розчину ? = 1130 кг / м3;

Щільність рідини замішування ? = 1000 кг / м3;

Зниження рівня рідини в свердловині Н = 1160 м;

Рідина при зниженні рівня в колоні ?гс = 1100 кг / м3;

Щільність нафти ?н = 743 кг / м3;

Зона експлуатаційного об'єкта 11 = 200 м;

Запас міцності на зминання n1 = 1,15;

Запас міцності на внутрішній тиск n2 = 1,15;

Запас міцності на розтяг n3 = 1,3;

Розрахунок на надлишкові тиску, зовнішні, ведеться:

а) Для закінчення цементування колони:

при Z = 0 рніz = 0

при Z = Lв

рНІL = 10-6 ? 10 ? (?оцр ? L1 + ?цр ? L2- ?бр ? Lв) = 10-6 ? 10 ? (1640 ? 1566 + 1830 ? 286 - 1130 ? 1383) = 10,07 МПа.

б) При закінченні експлуатації:

при Z = 0 рвіо = 0

при Z = Lв

р'НІL = 10-6 ? 10 ? [?гс ? Lв- ?н ? (Lв- Н)] = 10-6 ? 10 ? [1100 ? 1838 - 743 ? (1838 - 1160)] = 15,2 МПа.

Визначаються зовнішні, надлишкові тиску в зоні продуктивного пласта з урахуванням коефіцієнта запасу смятия:

n1 ? рНІL = 1,15 ? 10,07 = 12,3 МПа;

n1 ? р'НІL = 1,15 ? 15,2 = 17,5 МПа.

Цьому значенню відповідає обсадні труби по ГОСТу 632-80, групи міцності «Д», товщина стінки ? = 8 мм, ркр = 20,1 МПа, рст = 0,97 МН, рт = 32,2 МПа. q1 = маса 1-го погонного метра - 0,000327 МН.

Визначається р'НІL, в зоні експлуатаційного об'єкта на глибині

L1 = Lв- 11 = 1838 - 200 = 1638м; рНІL'1 = 16,2 МПа.

Цьому значенню відповідають обсадні труби групи міцності «Д» з товщиною стінки 7,3 мм, ркр = 16,7 МПа, рст = 0,86 МН, рт = 29,4 МПа, q1 = маса 1-го погонного метра - 0, 000301 МН.

Визначається довжина другої секції з ? = 7,3 мм. З умови розтягування:

Lдоп === 2031 м; Q1 = q1 ? l1 = 0,000327 ? 200 = 0,0654 МН.

Приймається довжина другої секції:

L2 = Lн- l1 = 1852 - 200 = 1652м;

Визначається маса другої секції:

Q2 = q2 ? 12 = 0,000301 ? 1652 = 0,497 МН;

Визначаються внутрішні, надлишкові тиску при Z = 0

ру = рпл- 10-6 ? g ? рн ? Lв = 14,08 - 10-6 ? 10 ? 743 ? 1838 = 0,48 МПа, тому роп> 1,1 ру, то рвіо = роп = 15 МПа;

при Z = Lв;

рВІL = роп + 10-6 ? 10 ? (?в- ?гс) ? Lв = 15 + 10 ? 10-6 ? 1838 ? (1000 - 1100) = 13,16 МПа.

Будуються епюри зовнішніх і внутрішніх надлишкових тисків:

Схема 4

Визначається коефіцієнт запасу міцності на внутрішній тиск:

n2 = рт / роп = 29,4 / 15 = 1,96> 1,15.

Конструкція експлуатаційної колони діаметром 0,168 мм групи міцності «Д»:

Таблиця 13

 № секції ?, мм L, м Q, МН

 1 8,0 200 0,0654

 2 7,3 1652 0,497

3.4.2 РОЗРАХУНОК ТЕХНІЧНОЇ КОЛОНИ

Вихідні дані:

Довжина колони Lтк = 579 м;

Діаметр Dтк = 0,245 м за ГОСТом 632-80.

Група міцності «Д», товщина стінки 7,9 мм;

рст = 1,32 МН; ркр = 8,5 МПа; рт = 21,9 МПа;

q = 0,00048 МН - маса одного погонного метра;

Визначається внутрішнє надлишковий тиск, що виникає при прояві:

ри = рпл- 10-6 ? q ? ?н ? L = 14,08 - 10-6 ? 10 ? 743 ? 1838 = 0,48 МПа,

де L - відстань від гирла до покрівлі продуктивного пласта по вертикалі,

т.к. роп = 15 МПа, то приймається РВО = ри = роп = 15МПа.

Визначається коефіцієнт запасу міцності на внутрішній тиск:

n2 = рт / роп = 21,9 / 15 = 1,46> 1,3.

Визначається коефіцієнт запасу міцності на страгивание або на розтяг:

n2 = рст / Lк ? q = 1,32 / (579 ? 0,00048) = 4,75> 1,3.

Визначається маса технічної колони:

Qтк = q ? Lтк = 0,00048 ? 579 = 0,278 МН.

3.4.3 РОЗРАХУНОК кондукторів

Вихідні дані:

Довжина колони Lк = 160 м;

Діаметр DК = 0,324 м за ГОСТом 632-80, група міцності «Д», товщина стінки 8,5 мм, q = 0,000684 МН - маса одного погонного метра.

Визначається маса кондуктора:

Q = q ? Lк = 0,000684 ? 160 = 0,109 МН.

3.4.4 РОЗРАХУНОК НАПРЯМКИ

Вихідні дані:

а) Глибина шахти Lн1 = 12 м;

Діаметр шахти Dн1 = 0,53 м,

q = 0,002 МН - маса одного погонного метра;

Визначається маса шахти:

Qн1 = q ? Lн1 = 0,002 ? 12 = 0,024 МН;

б) Глибина напрямки Dн2 = 40 м .;

Діаметр напрямки Dн2 = 0,426 м, по ГОСТу 632-80, Група міцності «Д», товщина стінки ? = 10 мм, q = 0,001065 МН - маса одного погонного метра.

Визначається маса напрямки.

Qн2 = q ? Lн2 = 0,001065 ? 40 = 0,0426 МН.

3.5 РОЗРАХУНОК цементування обсадних колон

3.5.1 РОЗРАХУНОК цементування експлуатаційної колони

Вихідні дані:

Довжина колони по стовбуру Lн = 1852 м;

Інтервал цементування полегшеним цементним розчином Lо = 1566м;

Інтервал цементування чистим цементним розчином Lцр = 286 м;

Довжина цементного склянки hст = 10 м;

Інтервал буферної рідини по затрубному простору Нбуф = 300 м;

Діаметр долота Dд. = 0,2159 м;

Діаметр експлуатаційної колони dек = 0,168 м;

Щільність цементного розчину ?ц.р = 1830 кг / м3;

Щільність полегшеного цементного розчину ?о = 1640 кг / м3;

Густина бурового розчину ?б.р = 1130 кг / м3;

Водо-цементне відношення полегшеного цементного розчину mо = 0,75;

Водо-цементне відношення цементного розчину m = 0,5;

Визначається обсяг буферної рідини:

Vбуф = 0,785 ? (до ? Dд2- dек2) ? Нбуф = 0,785 ? (1,1 ? 0,21592- 0,1682) - 300 = 5,4 м3;

Визначається обсяг чистого цементного розчину:

Vцр = 0,785 ? [(до ? Dд2 ? dек2) ? L2 + dвек2 ? hст] = 0,785 ? [(1,1 ? 0,21592- 0,1682) ? 286 + 0,1522 ? 10] = 5,36 м3, де к - коефіцієнт кавернозному.

Визначається обсяг полегшеного цементного розчину:

Vо = 0,785 ? (до ? Dд2-dек2) ? L1 = 0,785 ? (1,1 ? 0,21592- 0,1682) ? 1566 = 28,3 м3.

Визначається щільність цементного розчину:

?цр === 1830 кг / м3.

Визначається щільність полегшеного цементного розчину:

?о === 1640 кг / м3.

Визначається кількість сухого цементу в цементному розчині:

Gц = (?цр ? Vцр ? к) / (1 + m) = (1830 ? 5,36 ? 1,03) / (1 + 0,5) = 6,7 т.

Визначається кількість сухого цементу в полегшеному цементному розчині:

Gо = (?о ? Vо ? к) / (1 + mо) = (1640 ? 28,3 ? 1,03) / (1 + 0,75) = 31,8 т,

де к - коефіцієнт, що враховує втрати цементу при замішуванні.

Визначається кількість води для цементування:

Vв = m ? Gц + mо ? Gо = 0,5 ? 6,7 + 0,75 ? 31,8 = 27,2 м3.

Визначається кількість СаСl2в цементному розчині:

GСаСl = (m ? Vцр) / 100 = (0,5 ? 5,36) / 100 = 0,08 т.

Визначається кількість СаС12в полегшеному цементному розчині:

Gо СаСl = (mо ? Vо) / 100 = (0,75 ? 28,3) / 100 = 0,42 т.

Визначається кількість ОЕЦ для обробки цементного розчину:

Gоец = (m ? Vцр) / 100 = (0,5 ? 5,36) / 100 = 0,0268 т.

Визначається кількість продавочной рідини:

Vпрж = 0,785 ? dвнок2 ? (Lн- hст) ? к = 0,785 ? 0,15342 ? (1852 - 10) ? 1,03 = 35 м3.

Визначається тиск на цементувальних голівці в кінці цементування обсадної колони:

рк = рг + рц = 5,3 + 9,7 = 15 МПа;

рг = Lв + 1,6 = 0,002 ? 1838 + 1,6 = 5,28 МПа;

рц = 0,00110 ? 10 ? (?црср- ?р) ? (Lв- hст) ? 10-3 = 0,001 ? 10 ? (1669 - 1130) ? (1838 - 10) ? 10-3 = 9,7 МПа;

?црср = (?о ? Lо + ?цр ? Lцр) / (Lо + Lцр) = (1640 ? 1566 + 1830 ? 286) / (1566 + 286) = 1669 кг / м3.

Визначається температура забою:

Т = tср + Г ? Lв = 1 + 0,025 ? 1838 = 46,95 ° С,

де Г = 0,025 - геотермічний градієнт.

По температурі забою рекомендується цемент для холодних свердловин ІG-СС-1.

За величиною р і ргпрінімаются втулки на насосі ЦА-320м ? 115 мм.

Визначається кількість продавочной розчину, що закачується на різних швидкостях ЦА-320м:

hо = (Vцр + Vоцр) / (Fвн + Fзп) = (5,36 + 28,3) / (0,0184 + 0,018) = 924 м;

Fвн = 0,785 ? = 0,785 ? 0,15342 = 0,0184 м2;

Fкп = 0,785 (кD2д- d2нок) = 0,785 ? (1,1 ? 0,21592- 0,1682) = 0,018 м2;

lо = Lн- hо = 1852 - 924 = 928 м;

а = (hо- hст) / рц = (928 - 10) / 9,7 = 94,2 м / МПа;

hV = 1о + а ? (Рv + рг) = 903 + 94,2 ? (5,8 - 5,3) = 950,1 м;

hІV = а ? (рІV + Рv) = 94,2 ? (8,7 - 5,8) = 273,2 м;

hІІІ = а ? (рІІІ + рІV) = 94,2 ? (13,4 - 8,7) = 442,7 м;

hІІ = а ? (рІІ + рІІІ) = 94,2 ? (23 - 13,4) = 904,3 м;

VV = Fвнекср ? hV = 0,0184 ? 950,1 = 17,5 м3;

VІV = Fвнекср ? hІV = 0,0184 ? 273,2 = 5 м3;

VІІІ = Fвнекср ? hІІІ = 0,0184 ? 442,7 = 8,1 м3;

VІІ = Vпрж- (VV + VIV + VIII) = 35 - (17,5 + 5 + 8,1) = 4,4 м3.

Визначається час цементування експлуатаційної колони з умови роботи одного ЦА-320м:

Тц = Тзак + Тпрод + t = 2090,6 + 3291,9 + 700 = 6082,5 с;

Тзак = (Vцр + Vо) ? 103 / qцаv = (5,36 + 28,3) ? 103 / 16,1 = 2090,6 с;

Тпрод = tv + tІV + tІІІ + tІІ = Vv ? 103 / qца v + VІV ? 103 / qцаІV + VІІІ ? 103 / qцаІІІ + VІІ ? 103 / qцаІІ = 17,5 ? 103 / 16,1 + 5 ? 103 / 13,3 + 8 , 1 ? 103 / 8,7 + 4,4 ? 103 / 4,9 = 3291,9 с,

де t - час, витрачений для промивання нагнітальної лінії ЦА-320м і відгвинчування стопорів на цементувальних голівці.

Визначається кількість ЦА-320м за часом схоплювання цементного розчину nца = [Тц / (0,75 ? Тсхв)] + 1 = [6082,5 / (60 ? 0,75 ? 120)] + 1 = 2 агрегату.

Визначається кількість цементувальних агрегатів по швидкості висхідного потоку:

nца = 0,785 ? (до ? Dд2- dнок2) ? с / qцаср = 0,785 ? (1,1 ? 0,21592- 0,1682) ? 1,5 / 0,0106 = 2,56 = 3 агрегату,

де qцаср = Vпрж / Тпрод = 35 / 3291,9 = 0,0106 м3 / с,

С - швидкість висхідного потоку 1,5 - 2 м / с. Приймається кількість ЦА-320м - 3 агрегату.

Визначається кількість цементосмесітельних машин за вантажопідйомністю:

nас = (Gц + Gоц) / 20 + 1 = (6,7 + 31,8) / 20 + 1 = 3 змішувача.

Визначається час цементування експлуатаційної колони:

Тф = (Тц- t) / nца + t = (6082,5 - 700) / 3 + 700 = 2494,17 с = 41,6 хв.

3.5.2 РОЗРАХУНОК цементування ТЕХНІЧНОЇ КОЛОНИ

Вихідні дані:

Глибина Lтк = 579 м.

Діаметр технічної колони Dтк = 0,245 м, по ГОСТу 632-80;

Діаметр долота Dд = 0,2953 м.

Висота цементного склянки hст = 10 м.

Щільність цементного розчину ?ц.р = 1830 кг / м3.

Визначається обсяг цементного розчину:

Vц = 0,785 [(до ? Dд2- dек2) L1 + d2внек ? hст] = 0,785 ? [(1,1 ? 0,29532- 0,2452) ? 579 + 0,22922 ? 10] = 8,5 м3.

Визначається кількість сухого цементу:

Gц = (?цр ? Vцр ? 103) / (1 + m) = (1830 ? 8,5 ? 103) / (1 + 0,5) = 10,3 т.

Визначається кількість води:

Vв = m ? Gц = 0,5 ? 10,3 = 5,16 м3.

Визначається кількість прискорювача СаСl2:

GСаСl = (m ? Vцр) / 100 = (2,5 ? 8,5) / 100 = 0,21 т.

Визначається кількість продавочной рідини:

Vпрж = 0,785 ? dвнткср2 ? (L1- hст) ? к = 0,785 ? 0,22922 ? (579 - 10) ? 1,05 = 24,6 м3.

Для цементування застосовується ЦА-320м - 1 комплект і УС-6-30 - 1 комплект.

3.5.3 РОЗРАХУНОК цементування кондуктора

Вихідні дані:

Глибина Lк = 160 м.

Діаметр кондуктора DК = 0,324 м за ГОСТом 632-80.

Діаметр долота Dд = 0,3937 м.

Висота цементного склянки hст = 5 м.

Щільність цементного розчину ?ц.р = 1830 кг / м3.

Визначається обсяг цементного розчину:

Vцр = 0,785 [(до ? Dд2- dек2) ? Lк + dвнек2 ? hст] = 0,785 ? [(1,1 ? 0,39372- 0,3242) ? 160 + 0,3072 ? 5] = 8,59 м3.

dвнок = dнок- 2? = 324 - 2 ? 8,5 = 307 мм.

Визначається кількість сухого цементу:

Gц = (?цр ? Vцр ? 10-3) / (1 + m) = (1830 ? 8,59 ? 10-3) / (1 + 0,5) = 10,5 т.

Визначається кількість води:

Vв = m ? Gц = 0,5 ? 10,5 = 5,25 м3.

Визначається кількість прискорювача NаСl:

GNаСl = n ? Gц / 100 = 2,5 ? 10,5 / 100 = 0,275 т.

Визначається кількість продавочной рідини:

Vпрж = 0,785 ? dвнкср2 ? (Lк- hст) ? к = 0,785 ? 0,3072 ? (160 - 5) ? 1,05 = 12,04м3.

Для цементування застосовується ЦА-320м - 1 комплект і УС-6-30 - 1 комплект.

3.5.4 РОЗРАХУНОК цементування НАПРЯМКИ

Вихідні дані:

А) Глибина Lн = 40 м.

Діаметр напрямки Dн = 0,426 м за ГОСТом 632-80.

Діаметр долота Dд = 0,49 м.

Висота цементного склянки hст = 5 м.

Щільність цементного розчину ?ц.р = 1830 кг / м.

Визначається обсяг цементного розчину:

Vцр = 0,785 [(до ? Dд2- dнок2) ? Lн + dвнок2 ? hст] = 0,785 ? [(1,1 ? 0,492- 0,4262) ? 40 + 0,4062 ? 5] = 4,28 м3.

dвнок = dнок- 2? = 426 - 2 ? 10 = 406 мм.

Визначається кількість сухого цементу:

Gц = (?цр ? Vцр ? 10-3) / (1 + m) = (1830 ? 4,28 ? 10-3) / (1 + 0,5) = 5,2 т.

Визначається кількість води:

Vв = m ? Gц = 0,5 ? 5,2 = 2,6 м3.

Визначається кількість прискорювача NаСl:

GNаСl = n ? Gц / 100 = 2,5 ? 5,2 / 100 = 0,133 т.

Визначається кількість продавочной рідини:

Vпрж = 0,785 ? dвннср2 ? (Lн- hст) ? к = 0,785 ? 0,4062 ? (40 - 5) ? 1,05 = 4,075 м3.

Для цементування застосовується ЦА-320м - 1 комплект і УС-6-30 - 1 комплект.

Б) Глибина Lнш = 12 м.

Діаметр напрямки Dнш = 0,53 м по ГОСТу 632-80.

Діаметр долота Dд = 0,6 м.

Висота цементного склянки hст = 5 м.

Щільність цементного розчину ?ц.р = 1830 кг / м3.

Визначається обсяг цементного розчину:

Vцр = 0,785 [(до ? Dд2- dнш2) ? Lн + dвннш2 ? hст] = 0,785 ? [(1,1 ? 0,62- 0,532) ? 12 + 0,5082 ? 5] = 2,1 м3.

dвнок = dнок- 2? = 530 - 2 ? 11 = 508 мм.

Визначається кількість сухого цементу:

Gц = (?цр ? Vцр ? 10-3) / (1 + m) = (1830 ? 2,1 ? 10-3) / (1 + 0,5) = 2,53 т.

Визначається кількість води:

Vв = m ? Gц = 0,5 ? 2,53 = 1,3 м3.

Визначається кількість прискорювача NаСl:

GNаСl = n ? Gц / 100 = 2,5 ? 2,53 / 100 = 0,063 т.

Визначається кількість продавочной рідини:

Vпрж = 0,785 ? dвннср2 ? (Lнш- hст) ? к = 0,785 ? 0,5062 ? (12 - 5) ? 1,05 = 1,5 м3.

Для цементування застосовується ЦА-320м - 1 комплект і УС-6-30 - 1 комплект.

3.6 Організаційно-технічні заходи щодо підвищення КРІПЛЕННЯ СВЕРДЛОВИНИ

3.6.1 ПІДГОТОВКА бурової установки до кріплення СВЕРДЛОВИНИ

Підготовчі роботи з підготовки стовбура свердловини до спуску обсадної колони полягають у наступному.

Перевіряється стан фундаментів блоків, підстава вишки, агрегатів бурової установки. Перевіряється стан вишки, центровка її відносно гирла свердловини, гальмівної системи лебідки, силового приводу, бурових насосів, запірної арматури, нагнетательной лінії і талевого системи. У превентора встановлюються плашки під відповідний діаметр обсадних труб. Перевіряється справність і точність показань контрольно-вимірювальних приладів. Виявляються недоліки і усуваються до початку ведення робіт і оформлюються актом про готовність бурової установки до кріплення свердловини.

3.6.2 ПІДГОТОВКА обсадних труб

З метою виявлення прихованих дефектів обсадних труб вони опресовуються тиском на р = 18 МПа з витримкою часу не менше 30 секунд. Результати опресування оформлюються актом. Доставлені на свердловину обсадні труби піддаються зовнішньому огляду, вимірювання, шаблонування і укладенню на стелажі в порядку черговості спуску. Труби повинні мати заводський сертифікат і маркування, відповідати до вимог стандарту. На кожні тисячу метрів обсадних труб завозяться додатково 30 метрів резервних обсадних труб.

3.6.3 ВИБІР тампонажного МАТЕРІАЛУ

Вибір тампонажного матеріалу проводиться в залежності від характеру розрізу, призначення свердловини, висоти підйому цементного розчину в затрубному просторі і температури забою. Потреба матеріалів визначається розрахунком.

Вибрані тампонажні матеріали піддаються аналізу для відповідності їх вимоги ГОСТ 1581-96.

Лабораторний аналіз слід проводити з використанням хімічних реагентів, доданих до тампонажним матеріалами та води, на якій буде зачинятися цементний розчин. Цементування проводиться лише при отриманні позитивного висновку про придатність тампонажних матеріалів.

Таблиця 14

 Назва компонента ГОСТ, ТУ на виготовлення, маркування Потрібне кількість, т Всього

 Назва колон

 Напрямок Кондуктор Технічна колона Експлуатаційна колона

 Цемент ГОСТ 1581-96 5,4 11 6,86 6,7 29,96

 Цемент в

 полегшеному

 розчині ГОСТ 1581-96 31,8 31,8

 Хлористий кальцій (Хлористий натрій) ГОСТ 1581-96 0,135 0,275 0,17 0,08 0,66

 ОЕЦ 0,42 0,42

3.6.4 ПІДГОТОВКА СВЕРДЛОВИНИ до спуску обсадних труб

Для забезпечення висоти підйому цементного розчину за колоною необхідно провести опресовування стовбура свердловини з гідромеханічним пакером на максимально очікуваний тиск при цементування колони. У разі поглинання бурового розчину призвести ізоляційні роботи.

При спуску бурової колони на буріння перед проведенням комплексу на буріння, що укладаються геофізичних досліджень виробляються контрольний замір довжини бурової колони для уточнення фактичної глибини свердловини. За результатами геофізичних досліджень уточнюється глибина спуску обсадної колони, місця установки елементів технічного оснащення, інтервали опрацювання стовбура, обсяг свердловини.

Після опрацювання та калібрування стовбура на глибину спуску обсадної колони свердловина промивається до вирівнювання параметрів бурового розчину, відповідних ГТН. Під кондуктор стовбур свердловини шаблоніруется спуском 3-4 обсадних труб на бурильному інструменті. Спуск кондуктора, експлуатаційної колон виробляються із застосуванням мастила УС-1, Р-402.

Турболізатори встановлюються на межах збільшення стовбура свердловини згідно інструктивно-технологічній карті. Центратори встановлюються через кожні 25 м разом зі скребками.

Щоб уникнути зминання обсадних труб, гідророзриву пласта і поглинання бурового розчину під впливом виникли в затрубному просторі гідросопротівленіе швидкість спуску обсадної колони із зворотним клапаном має бути рівномірною і не перевищувати:

- Для кондуктора - 1 м / с.

- Для експлуатаційної колони - 1,5 м / с.

В процесі спуску колона плавно знімається з ротора і опускається в свердловину. Динамічні ривки, різке гальмування, розвантаження колони або посадка її понад 30% від ваги спускаються труб не допускається. Після спуску колони проводиться промивка свердловини для вирівнювання параметрів бурового розчину, відповідних ГТН. Щоб уникнути прихвата колону періодично ходять, не допускаючи розвантаження на забій і перевищення допустимих напружень.

3.6.5 цементування обсадних колон

Однією з основних умов якості підвищення кріплення свердловини є найбільш повне заміщення бурового розчину цементним розчином, надійне зчеплення цементного каменю з гірськими породами і обсадної колоною, герметичність обсадної колони, надійне роз'єднання пластів. Цементний камінь в затрубному просторі повинен відповідати таким вимогам:

- Рівномірно і повністю заповнювати затрубний простір;

- Забезпечити надійне зчеплення цементного каменю з обсадними колонами і гірськими породами;

- Міцність зразка на вигин через дві доби після цементування повинна бути не менше 2,7 МПа для чистого цементу.

Приготування цементних розчинів виробляється УС-6-30. Цементування експлуатаційної колони виробляється ЦА-320м. Централізований контроль і управління процесом здійснюється СКЦ-2М. Перед початком цементування обсадних колон монтується обв'язка ліній високого тиску агрегатів і 16М-700. Нагнітальна лінія і цементувальних голівці повинні бути опресовані на 1,5 кратне очікуваний робочий тиск при цементування.

Закачування цементного розчину в свердловину починати після стабілізації режиму роботи змішувачів та отримання необхідної щільності цементного розчину. Закачування продавочной рідини виробляти на швидкостях, що забезпечують отримання розрахункової критичної швидкості висхідного потоку. Момент закінчення продавлювання цементного розчину визначається з підвищення тиску в обсадної колоні при посадці продавочной пробки на кільце «стоп». Після зняття тиску визначається робота зворотного клапана. При позитивному результаті свердловина залишається на ОЗЦ на 48 годин.

Технологічного оснащення обсадних колон

Таблиця 16

 сумарне

 на колону

 маса,

 кг 85 60 57,2 84 13,2 28 25 390 100 250 5

 кол-во, шт. 1 1 1 5 1 1 1 37 10 1 1

 елементи технологічного оснащення колони

 кількість

в

 інтервалі, шт. 1 1 1 5 1 1 1 37 10 1 1

 інтервал

 установки, м

 до

 (Низ) - - - 579 - - - 1852 1852 - -

 від

 (Верх) 30579240 0 - 1815 1846 0 0 - -

 маса

 елемента,

 кг 85 60 57,2 16,8 13,2 24 20 10 10 250 5

 найменування,

 шифр,

 типорозмір БКМ - 324 БКМ - 245 - 2 ЦКОДМ - 245 - 2 ЦЦ245 / 295 - 320 - 1 ПП - 219/245 БКМ - 146 ЦКОДМ - 146 - 1 ЦЦ - 146/190 - 216 ЦТ - 146/190 - 3 ПДМ - 146 ПП - 140/146

 номер

 частини

 колони

в

 порядку

 спуску 2 3 4

 назва

 колони кондуктор

 технічна

 колона

 експлуатаційна

 колона

3.7 ВИБІР І РОЗРАХУНОК бурильної колони

Склад бурильної колони в кінці буріння свердловини:

Долото 0,2159 м; Д2-195; УБТ - 178, ТУ - 19-3-385 -79;

бурильні труби ТБПВ діаметром 127 ? 9,19 мм групи міцності Д, довжиною L = 800 м; ЛБТ-178 ? 11;

маса одного погонного метра БТ qбт = 0,000298 МН;

допустима розтягуються навантаження ТБПВ рст = 1,24 МН;

перепад тиску на забійній двигуні рзд + д = 10 МПа;

G = 0,16 МН;

Qзд + д = 0,014 МН;

lзд + д = 8 м;

n = 1,3.

Визначається довжина УБТ:

Lубт = (до ? G - Qзд- рзд ? Fк) / qубт = (1,25 ? 0,16 - 0,014 - 10 ? 0,0093) / 0,00156 = 34м.

де G - осьове навантаження на долото; Qзд- маса забійного двигуна і долота 1400 кг; Fк- площа трубного простору бурильних труб.

Виходячи з досвіду буріння на даній площі приймається Lубт = 25 м.

Визначається допустима довжина ЛБТ з умови розтягування:

Lлбт = (рст / n - (Qубт + Qтбпв + Qзд) - рзд ? Fк) / qлбт = (1,24 / 1,3 - (0,00156 ? 25 + 0,000298 ? 800 + 0,014) - 10 ? 0 , 0093 / 0,00165 = 2652м,

n - запас міцності на розтяг для бурильних труб;

Визначається довжина ЛБТ:

1лбт = Lн- 1зд- 1убт- 1тбпв = 1852 - 25 - 8 - 800 = 1019 м.

Визначається маса бурильної колони:

Qбк = Qлбт + Qубт + Qтбпв + Qзд = 0,014 + 25 ? 0,00156 + 800 ? 0,000298 + 0,000165 ? 1019 = 0,45 МН.

Рекомендується для буріння свердловини наступні компонування по інтервалах.

Елементи КНБК

Таблиця 16

 Примітка 9 Буріння під І напрямок Буріння під ІІ напрямок Буріння під кондуктор

 Буріння з відбором

 керна в солях

 Буріння під технічну

 колону вертикального

 ділянки

 Сумарна

 маса

 КНБК, т 8 0,15 2,716 11,41 5,919 11,227

 Сумарна

 довжина

 КНБК, м 7 0,7 13,3 53,23 33,48 53,12

 Технічна характеристика

 Маса,

 кг 6 150 316 2400 145 347 4112 235 1536 235 4800 39 1080 4800 90 289 4112 200 1536 200 4800

 Довжина, м 5 0,7 0,63 12,5 0,53 1 16,7 1 8 1 25 0,38 8,1 25 0,42 1 16,7 1 8 1 25

 Зовнішній

 діаметр,

 мм 4 600 490 203 393,7 393,7 240 390 203 390 203 212,7 / 80 164 178 295,3 295,3 240 292 203 292 203

 Типорозмір,

 шифр 3 Шнекове долото Долото УБ Долото Калибратор 2ТСШ-240 Центратор УБТ Центратор УБТ бурголовки «Надра» УБТ Долото Калибратор 2ТСШ-240 Центратор УБТ Центратор УБТ

 Номер

 по

 порядку 2 1 1 2 1 2 3 4 5 6 7 1 2 3 1 2 3 4 5 6 7

 Умовний

 номер

 КНБК 1 І ІІ ІІІ ІV V

3.8 ВИБІР бурової установки

Бурова установка вибирається з умови максимальної маси обсадних і бурильних труб з урахуванням коефіцієнта перевантаження.

Gок = Qок ? к = 0,56 ? 1,25 = 0,7 МН;

Gбк = Qбк ? к1 = 0,45 ? 1,67 = 0,73 МН,

де до і К1-коефіцієнти перевантаження. Приймається БУ-1600/100 ЕУ.

Таблиця 16

 Технічна характеристика БО - 1600/100 ЕУ

 Допустиме навантаження на гаку, кН 1000

 Умовна глибина буріння, м

 1600

1

 Швидкість підйому гака при ходіння колони, м / с 0,1

 Висота підстави, м 5

 Швидкість підйому не завантаженого елеватора, м / с 1,7-1,8

 Бурова лебідка ЛБ - 450

 Розрахункова потужність на валу лебідки, кВт 300

 Максимальний натяг рухомого кінця талевого каната. кН 145

 Діаметр талевого каната, мм 25

 Бурова вишка А - образна секційна з 3-х гранним перетином ніг

 Номінальне навантаження, кН 1200

 Відстань між ніг, м 7,5

 Робоча висота, м 38,7

 Висота вежі, м 40,6

 Буровий насос НБТ-475

 Потужність, кВт 475

 Максимальний тиск, МПа 25

 Ротор Р-560

 Максимальне навантаження на стіл ротора, кН 2500

 Вертлюг

 Максимальне навантаження, кН 1000

 Максимальна частота обертання стовбура, об / хв., 3,3

 Діаметр прохідного отвору, мм 90

 Циркуляційна система

 Сумарний обсяг, м 3 60

 Склад ППО

 ПУГ 230 ? 350, шт. 1

 ППГ 230 ? 350, шт. 1

Вибір оснащення талевої системи:

2Т = до ? Gбк / рк = 3 ? 7,3 ? 104/40880 = 5,3,

де к - коефіцієнт запасу міцності талевого каната;

рк- граничне розривне зусилля талевого каната;

Gбк- маса бурильної колони.

Приймається оснастка талевого каната 4x5.

 Параметри промивної

 рідини

 В'язкість,

с

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

 16-18

 Щільність,

 кг / м 3

 1080

 1000

 1120-1130

 1130

 Тип

 ЄДР

 Тих. вода

 Тих. вода

 Тих. вода

 Тих. вода

 Тих. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 Пласт. вода

 ББР

 ББР

 ББР

 Механічна

 швидкість, м / ч

 3,33

 5,07

 29,57

 11,0

 27,79

 34,0

 23,05

 6,97

 15,56

 9,27

 9,19

 17,30

 7,99

 6,64

 4,36

 4,69

 6,39

 8,18

 6,65

 2,88

 4,42

 3,9

 5,51

 8,75

 4,62

 3,28

 Час

 механічного

 буріння, годину

3

 5,8

 0,7

 0,1

 1,9

 0,7

 2,1

 5,9

 0,9

 8,8

 14,9

 1,0

 24,8

 14,8

 11,7

 5,2

 16,9

 19,5

 18,4

 1,7

 26,9

 9,8

 3,7

 4,0

 25,4

 47,3

 Проходка,

м

 10

 29,4

 20,7

 1,1

 52,8

 23,8

 48,4

 100,1

 14,0

 81,6

 136,9

 17,3

 198,1

 98,2

 51,0

 24,4

 108,0

 159,6

 122,3

 4,9

 119,0

 38,2

 20,4

 35,0

 117,4

 155,0

 Заводський

 номер

 102

 102

 100

 100

 100

 102

 11

 11

 11

 11

 11

 11

 19

 19

 19

 19

 19

 19

 19

 19

 19

 19

 19

 19

 Забійний

 двигун

 Ротор

 Ротор

 2ТССШ1-240

 2ТССШ1-240

 2ТССШ1-240

 2ТССШ1-240

 ТО-240

 2ТССШ1-240

 2Д2-240

 2Д2-240

 2Д2-240

 2ТСШ1-195

 Д2-195

 Д2-195

 Д2 ШО-195

 Д2 ШО-195

 Д2-195

 Д2-195

 Д2-195

 Д2-195

 Д2-195

 Д2 ШО-195

 Д2-195

 2ТСШ-195

 Д2-195

 Д2-195

 Заводський

 номер

 107001

 107001

 107001

 125003

 125003

 124704

 498005

 448006

 488007

 477008

 477008

 480017

 489018

 181820

 181820

 607032

 427800

 567005

 494016

 607035

 487465

 601023

 Шифр долота

 Шнек

 490 СТ

 393,7 С-ЦВ

 393,7 С-ЦВ

 393,7 С-ЦВ

 295,3 МС-ГВ

 295,3 МС-ГВ

 295,3 МС-ГВ

 295,3 ЕТS АС

 295,3 ЕТS АС

 295,3 ЕТS АС

 215,9 СЗГВ

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 ТЗ-ГНУ

 215,9 СЗГВ

 215,9 СЗГВ

 215,9 СЗГВ

 Забій

 на

 початок

 12,5

 41,9

 62,6

 63,7

 165,2

 189,0

 237,4

 337,5

 351,5

 433,1

 570,0

 587,3

 785,4

 883,6

 934,6

 959,0

 1067,0

 1226,6

 1348,9

 1353,8

 1472,8

 1511,0

 1531,4

 1566,4

 1716,8

 1852

3.9 ПОКАЗНИКИ РОБОТИ ДОЛОТ І режимів буріння

Складання РТК

Режимно - технологічна карта складається на підставі показників роботи доліт і забійних двигунів по долотним картками пробурених свердловин.

Типи і розміри доліт і забійних двигунів вибираються за максимальними показниками, і визначається кількість доліт за інтервалами. Осьова навантаження рекомендується та, при якій отримані найвищі показники роботи доліт і забійних двигунів по інтервалах.

Якість бурового розчину приймається з умови очищення вибою і стовбура свердловини, створення максимальної потужності на забійній двигуні і найкращому використанні гідравлічної потужності насосів. Якість рідини приймається з умови попередження ускладнень при бурінні і забруднення продуктивного пласта.

РЕЖИМНО - ТЕХНОЛОГІЧНА КАРТА

Таблиця 21

 Параметри розчину -

 ЄДР, ? = 1080 кг / м 3

 Соленасищенного

 ГЛР, ? = 1210 кг / м 3

 Тих. вода,

 ? = 1000 кг / м 3

 ВБР, ? = 1130 кг / м 3

 УВ = 16 - 18 з

 Ф <8-10 см 3

 кірка = плівка

 Режим буріння Q

 Q = 54 л / с

 d = 150 мм

 р = 13,4 МПа

 Q = 35 л / с

 d = 130 мм

 р = 13,4 МПа

G

 Вага

 инстру-мента 12-16 т 14-18 т

n

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

2

1

 Показники роботи

 долота

 V м, м / ч

 5,0

 5,07

 26,68

 33,8

 34

 22,2

 16,9

 9,2

 17,3

 7,4

 6,1

6

 8,2

 6,6

 4,4

 4,58

 3,3

 t б, ч

 2,5

 5,8

 1,9

2

 0,7

 3,1

 5,9

 14,9

 1,0

 18,3

 25,3

 24,7

 19,5

 18,4

 26,9

 19,2

 31,7

 h, м

 12,5

 29,4

 50,7

 67,6

 23,8

 69

 100,1

 136,9

 17,3

 135,4

 154,7

 147,5

 159,6

 122,3

 119

 88

 106

 Тип і розмір

 турбобура

 Ротор

 Ротор

 2ТСШ1-240

 2ТСШ1-240

 ТО-240

 2ТСШ1-195

 2Д2-195

 2ТСШ1-195

 Д2-195

 Д2-195

 Д2-195

 Д2-195

 Д2-195

 Д2-195

 Д2-195

 Д2-195

 Д2-195

 Тип і розмір

 долота

 Шнек

 490 СТ

 393,7 С-ЦВ

 393,7 С-ЦВ

 295,3 МС-ГВ

 215,9 МС-ГВ

 215,9 МС-ГВ

 215,9 ЕТS АС

 215,9 СЗ-ГВ

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 215,9 НР-62А

 Потужність,

м

 12

 28

 120

 68

 351

 24

 69

 100

 137

 18

 135

 154

 148

 159

 123

 118

 116

 Інтервали до

 12

 40

 160

 228

 579

 603

 672

 772

 909

 927

 1062

 1216

 1364

 1523

 1646

 1764

 1852

 від

0

 12

 40

 160

 228

 579

 603

 672

 772

 909

 927

 1062

 1216

 1364

 1523

 1646

 1764

3.10 РОЗРАХУНОК ГІДРАВЛІЧНИХ опору рушійної бурового розчину в циркуляційної системи

Свердловина розбивається на два інтервали:

1. Перший інтервал від 0 до (черевика технічної колони) 579 м. Діаметр долота 0,2953 м, буріння ведеться забійними двигуном ТО - 240 ТСШ - 240.

Визначається необхідна кількість рідини з умови:

а) очищення вибою від вибуреної породи:

Q = q ? Fз = 0,06 ? 0,785 ? Dд2 = 0,06 ? 0,785 ? 29,532 = 0,041м3 / с,

де q - питома витрата рідини л / с на 1см2;

б) винесення вибуренной породи зі стовбура свердловини:

Q = 0,785 (К ? Dд2-dнбт2) ? V = 0,785 ? (1,1 ? 0,29532- 0,1272) ? 1 = 0,063 м3 / с,

де V - швидкість висхідного потоку в затрубному просторі;

Приймаються діаметри циліндрових втулок і поршнів у бурових насосів НБТ - 475 з діаметром втулок 150 мм, Qн = 30 л / с, Р = 11,8 МПа;

Визначається подача насоса:

Q = ? ? 2Qн = 0,9 ? 2 ? 0,03 = 0,054 м3 / с,

де ? - коефіцієнт наповнення насоса 0,7 ? 1;

Визначаються втрати тиску в нагнітальному лінії за методом еквівалентних довжин:

Lеквнл = Lн ? (dвнбт / dвннл) 5 = (25 + 18) ? (11,1 / 14,8) 5 = 10,2 м;

Lеквшл = Lшл ? (dвнбт / dвншл) 5 = 18 ? (11,1 / 8) 5 = 92,6 м;

Lеквв = Lв ? (dвнбт / dвнгв) 5 = 2,5 ? (11,1 / 9) 5 = 7,1 м;

Lеквкв = Lкв ? (dвнбт / dвнкв) 5 = 16 ? (11,1 / 8) 5 = 82,3 м;

Lекв = Lеквгл + вл + Lеквшл + Lеквв + Lеквкв = 10,2 + 92,6 + 7,1 + 82,3 = 192,2 м;

рм = (8,26 ? ?бр ? ? ? Q2 / dвнбт5) ? Lекв = (8,26 ? 0,02 ? 1,22 ? 542 / 11,15) ? 192,2 = 0,67 МПа;

Визначаються втрати тиску в бурильних трубах:

РБТ = (8,26 ? ?бр ? ? ? Q2 / dвнбт5) ? Lбт = (8,26 ? 0,02 ? 1,22 ? 542 / 11,15) ? 544 = 1,9 МПа; Lбт = Lінт- 1убт- 1зд = 579 - 10 - 25 = 544 м;

Визначаються втрати тиску в обважнених бурильних трубах

рубт = (8,26 ? ?бр ? ? ? Q2 / dвнубт5) ? Lубт = (8,26 ? 0,02 ? 1,22 ? 542/85) ? 25 = 0,45 МПа;

Визначаються втрати тиску в долоті:

рд = 0,051 ? (РБР ? Q2) / (?2f2) = 0,051 ? (1,22 ? 542) / (0,82 ? 172) = 0,98 МПа;

Визначаються втрати тиску в кільцевому просторі УБТ -скважіна:

ркпубт = (8,26 ? ? ? Q2 ? (1убт + 1зд)) / ((Dд + dнубт) 2 ? (Dд- dнубт) 3) = (8,26 ? 0,02 ? 1,22 ? 542 ? ( 25 + 10) / ((29,53 + 17,8) 2 ? (29,53 - 17,8) 3) = 0,005 МПа;

Визначаються втрати тиску в затрубному просторі бурильні труби - свердловина:

ркпбт = (8,26 ? ? ? Q2 ? 1бт) / ((Dд + dнбт) 2 ? (Dд- dнбт) 3) = (8,26 ? 0,02 ? 1,22 ? 542 ? 544) / (( 29,53 + 12,7) 2 ? (29,53 - 12,7) 3) = 0,038 МПа;

Визначаються втрати тиску в забійній двигуні:

рзд = рздс (Q / Q з) 2 = 3,3 ? (54/32) 2 = 9,4 МПа,

де рздс- визначається за таблицею №13 (уч. «Буріння нафтових і газових свердловин») рздс = 3,3; Qс = 32;

Визначаються втрати тиску в циркуляційної системі;

РЦС = рм + РБТ + рубт + рд + ркпубт + ркпбт + рзд = 0,67 + 1,9 + 0,45 + 0,98 + 0,005 + 0,038 + 9,4 = 13,44 МПа;

Якщо рцсбольше або менше 0,8рн, то беруться менші або більші втулки на насосі.

Визначається потужність на валу турбобура:

Nзд = Nздс (Q / Q з) 3 = 73,5 ? (54/32) 3 = 353,2 кВт;

Визначається момент на валу турбобура:

Мзд = Мздс (Q / Q з) 2 = 1,63 ? (54/32) 2 = 4,6 кН / м;

Визначається число обертів:

n = nс (Q / Q з) = 420 ? (54/32) = 709 об / хв;

Визначається коефіцієнт передачі потужності на забій:

к = Nзд / 2Nн = 353,2 / (2 ? 475) = 0,37.

2. Інтервал від 0 до проектного вибою свердловини (0 - 1852 м).

Діаметр долота 0,2159 м.

Визначається необхідна кількість рідини з умов:

а) очищення вибою від вибуреної породи:

Q = q ? F3 = 0,06 ? 0,785 ? 21,592 = 22 л / с = 0,022 м3 / с,

де q - питома витрата рідини л / с на 1см2.

б) винесення вибуренной породи зі стовбура свердловини:

Q = 0,785 ? (до ? Dд2- Dнбт2) V = 0,785 ? (1,1 ? 0,21592- 0,1272) ? 1 = 0,024м3 / с,

де V - швидкість висхідного потоку в затрубному просторі.

Приймаються діаметри циліндрових втулок і поршнів у бурових насосів НБТ - 475 з діаметром втулок 130 мм, Qн = 22,1 л / с, р = 17,9 МПа;

Визначається подача насоса:

Q = ? ? Qн ? ? = 0,8 ? 22,1 ? 2 = 32 л / с = 0,032 м3 / с;

Визначаються втрати тиску в нагнітальному лінії:

рм = (8,26 ? ?бр ? ? ? Q2 / dвнбт5) ? Lекв = (8,26 ? 0,02 ? 1,13 ? 352 / 11,15) ? 192,2 = 0,26 МПа;

Визначаються втрати тиску в трубах:

РБТ = (8,26 ? ?бр ? ? ? Q2 / dвнбт5) ? Lбт = (8,26 ? 0,02 ? 1,13 ? 352 / 11,15) ? 1851 = 2,51 МПа, де Lбт = Lн- 1убт- 1зд = 1852 - 10 - 25 = 1817 м;

Визначаються втрати тиску в обважнених бурильних трубах:

рубт = (8,26 ? ?бр ? ? ? Q2 / dвнубт5) ? Lубт = (8,26 ? 0,02 ? 1,13 ? 352/85) ? 25 = 0,2МПа;

Визначаються втрати тиску на долоті:

перепад тиску на долоті можна прийняти рівним 4,5 МПа при встановленні двох насадок на долото. Визначаються втрати тиску в кільцевому просторі, обтяжені бурильні труби - свердловина:

ркпубт = (8,26 ? ? ? ?брQ2 ? (1убт + 1зд)) / ((Dд + dнубт) 2 ? (Dд- dнубт) 3) = = (8,26 ? 0,02 ? 1,13 ? 352 ? (25 + 10)) / ((29,53 + 17,8) 2 ? (29,53 - 17,8) 3) = 0,087 МПа;

Визначаються втрати тиску в затрубному просторі, бурильні труби - свердловина;

ркпбт = (8,26 ? ? ? ?брQ2 ? Lбт) / ((Dд + dнбт) 2 ? (Dд- dнбт) 3) = (8,26 ? 0,02 ? 1,13 ? 352 ? 1817) / (( 29,53 + 12,7) 2 ? (29,53 - 12,7) 3) = 0,2 МПа;

Визначаються втрати тиску в забійній двигуні:

рзд = рздс (Q / Q з) 2 = 5 ? (32/32) 2 = 5 МПа;

Визначаються втрати тиску в циркуляційної системі:

РЦС = рм + РБТ + рубт + рд + ркпубт + ркпбт + рзд = 0,26 + 2,51 + 0,2 + 0,65 + 0,087 + 0,2 + 5 = 8,9 МПа,

так як Рцсменьше 0,8 рн (14,3), то збільшимо перепад тиску на долоті за рахунок установки насадок: РЦС = 8,9 + 4,5 = 13,4 МПа;

Визначається потужність на валу гвинтового двигуна Д2 - 195:

Nзд = Nздс (Q / Q з) 2 = 139,7 ? (32/32) 2 = 139,7 кВт;

Визначається момент на валу гвинтового двигуна:

 М зд = М ЗДС (Q / Q с) = 8 ? (32/32) = 8 кН / м;

Визначається число обертів:

n = nс (Q / Q з) = 100 ? (32/32) = 100 об / хв;

Визначається коефіцієнт передачі потужності на забій:

к = Nзд / 2Nн = 139,7 / (2 ? 475) = 0,15.

4. ОХОРОНА ПРАЦІ, ПРИРОДИ І НАДР

4.1 ТЕХНІКА БЕЗПЕКИ ПРИ буріння свердловин

Аналізи нещасних випадків в бурінні свідчить про те, що більша частина їх відбувається внаслідок вживання не правильних прийомів праці. При веденні робіт нерідко порушують діючі правила з техніки безпеки. Це обумовлено або незадовільним інструктажем, або неправильної організації праці, або недостатнім технічним наглядом з боку інженерно-технічних працівників.

Значне число нещасних випадків пов'язано з тим, що при веденні робіт застосовується несправний інструмент і обладнання, не використовуються захисні засоби, недостатньо використовуються пристосування з техніки безпеки та малої механізації, що полегшують працю і запобігають небезпеки, що виникають під час виконання робіт.

Для того щоб максимально знизити травматизм, необхідні - висока кваліфікація робітників, знання технологічних особливостей буріння свердловин, призначення, конструкції і правил експлуатації обладнання і механізмів, правильних і безпечних прийомів виконання робіт, а також високий рівень технічного нагляду з боку керівників робіт.

Поліпшення організації праці, механізація важких і трудомістких робіт, раціоналізація технологічних процесів, впровадження нових, досконаліших видів устаткування, механізмів та інструменту - основні напрямки щодо підвищення продуктивності праці та створення здорового та безпечного виробничої обстановки на бурових підприємствах.

За останні роки досягнуті значні успіхи в галузі створення безпечних умов праці в бурінні внаслідок впровадження нової техніки, пневматичних систем управління, розробки і оснащення виробництв контрольно-вимірювальної, що реєструє, обмежувальної та іншою апаратурою багатьох видів. Подальше впровадження нових видів обладнання, автоматизація і механізація технологічних процесів буріння зіграють чималу роль в справі зниження травматизму.

При бурінні нафтових і газових свердловин значне число нещасних випадків відбувається в процесі експлуатації обладнання. Правильний монтаж, своєчасний огляд устаткування та догляд за ним створюють умови для подальшої безпечної роботи. Тому перед введенням в експлуатацію знову змонтованої бурової установки необхідно перевірити укомплектованість її пристосуваннями і пристроями з техніки безпеки, елементами малої механізації, КВП і запасними ємкостями.

Безпека роботи буде забезпечена, якщо бурове обладнання та інструмент відповідатимуть нормам і правилам техніки безпеки.

4.2 виробничої санітарії

За правилами виробничої санітарії на буровій повинні бути в наявності:

1. культбудкі;

2. Аптечка;

3. Бачок з питною водою;

4. Титан для кип'ятіння води;

5. Шафи сушильні для спецодягу;

6. Душова.

Робочі місця повинні бути освітлені відповідно до норм електричного освітлення.

Виробнича санітарія служить для практичного використання наукових положень гігієни праці і займається вивченням питань санітарного пристрою, експлуатації та утримання підприємства; розробкою вимог; забезпечують нормальні умови праці на робочих місцях, у виробничих приміщеннях і на території підприємства.

Виробнича санітарія спрямована на усунення факторів, несприятливо впливають на здоров'я трудящих і створення нормальних умов роботи на виробництві.

4.3 ЗАХОДИ ЩОДО ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ПОЖЕЖНОЇ БЕЗПЕКИ

При бурінні нафтових і газових свердловин небезпека виникнення пожежі пов'язана з можливістю відкритого газонафтового фонтану через порушення технології буріння, несправності ППО або несвоєчасного використання його для попередження викидів і відкритих фонтанів.

Пожежі на бурових установках можуть виникати також у зв'язку із застосуванням нафти, дизельного палива та інших горючих матеріалів, внаслідок порушення правил зберігання та використання цих матеріалів або правил монтажу та експлуатації обладнання.

Для забезпечення пожежної безпеки майданчика, призначеного для монтажу бурової установки, звільняється від наземних і підземних трубопроводів та кабелів, очищається від лісу, чагарнику, трави в радіусі не менше 50 м. Навколо вишки та інших наземних спорудженні влаштовуються майданчики шириною 10 - 12 м. Спаленні конструкції сараю обробляються вогнезахисним складом.

Паливна ємність для двигунів внутрішнього згоряння розташовується не ближче 20 м від приміщення, в якому вони встановлені. Вихлопні труби двигунів обладнуються іскрогасниками, а вихлопні гази відводяться на відстань не менше 15 м від гирла свердловини, 5 м від стіни машинного сараю і 1,5 м вище гребеня даху. У місцях проходу вихлопної труби через стіни, підлоги і дах приміщення між трубою і спалимими конструкціями залишається зазор не менше 15 см, а труби обертаються азбестом.

При використанні нафтових ванн повинні дотримуватися міри виключають можливість викиду і розливу нафти. Зокрема, нафта закачується в свердловину по шлангах, виготовлених зі спеціального каучуку, або по металевих шлангів з швидкознімними з'єднувачами, а продавлюється утяжеленним розчином.

Труби, по яких нафта наливається в ємності і перекачується в свердловину надійно заземлюються. Пролита нафту змивається струменем води, забруднені місця засипаються піском або землею, приміщення силового приводу дизелів або електродвигунів ретельно провітрюються.

При бурінні свердловин із застосуванням промивних розчинів на вуглеводневій основі ЖЕЛОБНАЯ система та прийомні ємності закриваються з метою запобігання випаровування легких вуглеводневих фракцій. Близько під'їзних шляхів до буровій і навколо неї встановлюються щити з написами про необхідність суворого дотримання правил техніки безпеки.

Дизельне паливо і нафтопродукти для приготування розчину зберігаються не ближче 40м від бурової установки. На таку ж відстань віддаляється промивний розчин на вуглеводневій основі вживаються заходи щодо попередження утворення іскор та інших джерел займання.

В процесі буріння систематично вимірюють температуру виходить із свердловини розчин.

При бурінні свердловини з можливими газопроявления проводять безперервний аналіз повітря на робочому майданчику за допомогою газоаналізатора. У разі збільшення концентрації газу в кількості 20% від нижньої межі вживають заходів до виявлення та усунення місць витоків.

На буря свердловині повинні знаходиться наступні засоби гасіння:

1.Огнетушітель пінний ОХП-10 - 8 шт.

2.Ящікі з піском - 5 шт.

3.Лопати - 5 шт.

4.Ломи - 2 шт.

5.Багри - 2 шт.

6.Топори - 2 шт.

7.Пожарние відра - 4 шт.

На буровій установці повинна бути передбачена можливість

гасіння пожежі із забором води від водопроводу.

4.4 ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА

Озерна площа нафти в адміністративному відношенні розташована на півночі Пермського краю на південно-західній околиці Красновишерск району, в 30 км на південь від м Красновишерск.

Безпосередньо на території площі населені пункти відсутні.

Найближчий населений пункт д. Немзя розташований в 1,6 км на схід контуру площі, інші населені пункти (д. Котомиш, д. Кузнецово) видалені на відстані більше 5 км від площі.

Район площі характеризується складними геоморфологическими та інженерно-геологічними умовами: розташування в центральній частині площі озера Нюхті (площа дзеркала 630 га), що є гідрогеологічним пам'ятником природи, значна заболоченість і заселеність, широкий розвиток потужних торф'яних відкладень, прояв приповерхневих форм соляного карсту, слабка природна захищеність підземних вод від поверхневого забруднення, наявність тріщини-розривних зон в осадовому чохлі, що мають ознаки флюідопроводімості.

Гідрографічна мережа в районі родовища представлена ??випливають з озера Нюхті струмком Істок, що є правою притокою р. Колинва. Навколо озера розташована частина Гудборско-Колинвенского болота. Розмір водозбірної площі оцінюється в 45 км2.

Основною особливістю площі є його розташування в межах державного ландшафтного заказника обласного значення «Ніжневішерскій», що має режим особливого природокористування, Згідно з положенням про даний заказнику, хоча в його межах і дозволені в обмежених масштабах роботи з розвідки та експлуатації нафтових і газових площ, але їх проведення має ряд жорстких обмежень, основними з яких є заборона на розміщення нафтопромислових об'єктів у водоохоронних зонах водойм і водотоків.

Озерна площа нафти відкрита в 1977 році. Промислова нафтоносність пов'язана з сакмарська, башкирської-серпуховським і турне-фаменского відкладеннями. Зважаючи підвищених вимог до охорони навколишнього природного середовища при будівництві свердловин застосовується система замкнутого циклу (безамбарного метод будівництва свердловин).

З метою охорони надр і навколишнього середовища проектом передбачається проведення комплексу заходів, спрямованих на запобігання втрат нафти і газу, внаслідок низької якості проводки свердловини і неправильної її експлуатації, в процесі випробування, що може призвести до передчасного обводнення і дегазації продуктивного пласта.

З метою запобігання викиду або відкритого фонтана, пласти повинні розкриватися на високоякісному глинистому розчині, параметри якого повинні відповідати регламенту, за наявності на гирлі ППО.

Проектом передбачається проведення заходів з попередження псування орних земель, забруднення водойм. На майданчиках під бурової передбачається рекультивація земель. Перед початком бурових робіт знімається родючий шар землі і складується в тимчасові відвали.

Після закінчення робіт проводиться поховання виробничого та побутового сміття, відходів буріння. Засипаються і вирівнюються ями, котловани. Родючий шар повертається з відвалів назад.

З метою попередження забруднення водойм використовують систему замкнутого оборотного водопостачання.

Щоб уникнути розливу паливно - мастильних матеріалів, глинистого розчину, нафти, навколо бурової робляться обвалування.

ВИСНОВОК

У даному проекті рекомендовано буріння експлуатаційної похило-спрямованої свердловини на Озерній площі з використанням новітніх технологій і досягнень в області нафтових і газових свердловин для отримання найвищих техніко-економічних показників.

Поліпшення режиму буріння досягається тим, що раціонально підбирається гамма доліт і забійних двигунів, що збільшує проходку доліт і міжремонтний період забійних двигунів.

Збільшення міжремонтного періоду було досягнуто також тим, що застосовувалася більш якісна очистка бурового розчину і застосуванням мастильних добавок таких, як графіт і нафту.

Застосування кущового буріння зменшує вартість бурових робіт.

буріння свердловина стратиграфічний конструкція

Список використаної літератури

1) Вадецкий Ю.В. «Буріння нафтових і газових свердловин», М., «Надра», 1985

2) Еліяшевскій І.В., Сторонський М.Н., Орсуляк Я.М., «Типові завдання і розрахунки в бурінні», М., «Надра», 1982

3) Калінін А.Г., Нікітін Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З., «Буріння похилих і горизонтальних свердловин», М., «Надра», 1997 р

Авіація і космонавтика
Автоматизація та управління
Архітектура
Астрологія
Астрономія
Банківська справа
Безпека життєдіяльності
Біографії
Біологія
Біологія і хімія
Біржова справа
Ботаніка та сільське господарство
Валютні відносини
Ветеринарія
Військова кафедра
Географія
Геодезія
Геологія
Діловодство
Гроші та кредит
Природознавство
Журналістика
Зарубіжна література
Зоологія
Видавнича справа та поліграфія
Інвестиції
Інформатика
Історія
Історія техніки
Комунікації і зв'язок
Косметологія
Короткий зміст творів
Криміналістика
Кримінологія
Криптологія
Кулінарія
Культура і мистецтво
Культурологія
Логіка
Логістика
Маркетинг
Математика
Медицина, здоров'я
Медичні науки
Менеджмент
Металургія
Музика
Наука і техніка
Нарисна геометрія
Фільми онлайн
Педагогіка
Підприємництво
Промисловість, виробництво
Психологія
Психологія, педагогіка
Радіоелектроніка
Реклама
Релігія і міфологія
Риторика
Різне
Сексологія
Соціологія
Статистика
Страхування
Будівельні науки
Будівництво
Схемотехніка
Теорія організації
Теплотехніка
Технологія
Товарознавство
Транспорт
Туризм
Управління
Керуючі науки
Фізика
Фізкультура і спорт
Філософія
Фінансові науки
Фінанси
Фотографія
Хімія
Цифрові пристрої
Екологія
Економіка
Економіко-математичне моделювання
Економічна географія
Економічна теорія
Етика

8ref.com

© 8ref.com - українські реферати


енциклопедія  бефстроганов  рагу  оселедець  солянка