СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
РАЗДЕЛ1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ
1.1 Общие сведения о районе
1.2 Обоснованиеконструкции скважины
1.3Промывочные растворы
1.3.1Нормирование глинистых растворов
1.3.2Приготовление и утяжеление глинистого раствора (расчеты)
1.3.3Химическая обработка глинистого раствора
1.4 Обоснованиевыбора способа и проектирование режимов бурения
1.5Методы ликвидации аварий
1.6 Выбортипов и параметров буровых растворов
1.7 Обоснование выбора типоразмеров ПВО
1.8 Обоснование вхождения в продуктивный пласт
1.9 Способосвоения скважины
1.10Контроль качества цементирования
1.11Выбор буровой установки
РАЗДЕЛ2. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
2.1Обоснование режима спуска обсадных колонн
2.2 Обоснованиережима спуска эксплуатационной колонны
2.3 Расчетдопустимой глубины опорожнения колонны
2.4 Оснасткаобсадных колонн
2.5 Цементированиеобсадной колонны
РАЗДЕЛ3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1Исходные данные для расчета стоимости строительства 1м скважины
3.2 Расчетзатрат для определения сметной стоимости
(цены)строительства 1 м. скважины
3.3 Расчет сметной стоимости (цены) строительства 1 м.скважины
РАЗДЕЛ4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
4.1В процессе проводки, промывки и крепления ствола скважин
4.3При эксплуатации НГС
РАЗДЕЛ5. ОХРАНА ТРУДА
5.1Правила безопасной эксплуатации бурового оборудования и инструмента
5.2Техника безопасности при приготовлении, очистке и обработке буровых растворов
5.3Техника безопасности при спускоподъемных операциях
5.4Техника безопасности при креплении скважину
5.5Меры безопасности при опробовании, испытании и освоении скважин
5.6 Мерыбезопасности при ликвидации аварий и осложнений
5.7 Обеспечениепожарной безопасности на объекте бурения
РАЗДЕЛ6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
6.1Промышленная санитария
Списокиспользованной литературы
Введение
Начало добычи нефти в нашей стране уходитв далекое прошлое. Но рождением нефтяной промышленности считают 1861 год, когдаГрозном на старых промыслах была пробурена первая скважина, а позже в 1864 г,скважин на Кубани. 20 июня 1918г. нефтяная промышленность в России быланационализирована.
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 длябурения на 3000-4000м.
Установки 5Д-6Э сняты с производства, аБу-ЗД, 43, составляют около 60%, от всего парка БУ в России. Кинематическая,пневматическая схемы, те же, а оборудование, входящее в комплект БУ более новоеи мощное. Раньше в комплект этих установок входил насос У 8-3, а сейчас У 8-7МА2.
Позже УЗ ТМ выпускают комплектныеустановки, для бурения скважин глубиной на 4, 5; 6, 7; 8,10 и 15 тысяч м, сдизель-гидравлическим проводом и дизель- электрическим проводом, а так же БУдля кустового бурения, для работы на севере. В 1980г УЗТМ выпускает БУ -125 А- уникальнуюустановку, где все технологические процессы автоматизированы, а управлениедистанционно с пульта дисплея. Все буровые выпускаемые УЗТМ, за исключением БУЗД, 43, снабжены комплектом АСП автомат спуска подъема. В 1985г. УЗТМ каждыесутки выпускало одну комплектную БУ, следовательно в год 365-3 70 комплексныхБУ и это в плане завода составляло всего 10%. В 1950г. Волгоградский завод Баррикады,а позлее В ЗБТ- Волгоградский завод буровой техники, приступил к выпуску установокдля мелкого бурения, глубиной ОТ 1600 до 2500м, с электроприводом постоянноготока, с дизельным приводом и для кустового бурения БУ 2500 Бр ЗУ (ДУ) (ЭУК),снабжены комплексом АСПЗ. В 1974г. на Кольском полуострове закладываетсяуникальная СГ- сверх,- тлубокая скважина, проектной глубиной 15000м., попоследним данным забой составляет более 13000 м.
В 1978г закладывается вторая СГ-Саатлинская в Азербайджане, в настоящее время забой около 12000м. В 90-х годахзакладывается в центральной России еще три таких СГ.
Без преувеличения можно сказать, чтоуглеводороды, углеводородное сырье является становым хребтом современнойцивилизации на Земле. Под знаком Большой Нефти прошло XX столетие. Природные УВ вступили в третье тысячелетие как основные энергоносители и источникихимического сырья. Будущее, — во всяком случае, близкое, — почти безраздельнопринадлежит им.
За последние полвека мировое потребление энергиивозросло вчетверо главным образом благодаря развитию добычи и использованияуглеводородного сырья — нефти и газа. Альтернативные источники энергии,невзирая на технологическую эффективность и экономическую рентабельность ихэксплуатации, до настоящего времени не составили сколько-нибудь серьёзной конкуренцииуглеводородному топливу. Характерным примером может служить многообещающее — площадь земной поверхности в 1 м2 получает — 1 кВт при вертикальномосвещении в безоблачную погоду- использование энергии Солнца. Мощность наиболеекрупных солнечных энергоустановок в Испании не превышает 7-9 МВт, и только вСША в пустыне Мохаве построено пять энергетических станций мощностью 30 МВт.Даже достаточно просто «снимаемая» и используемая геотермальная энергия по сиюпору 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 приГеоТЭС мощностью по ПО МВт каждая. Пароводяная смесь извлекалась с глубин 200 — 2500 м из андезитов антропогенового возраста при помощи 85 скважин. Однакопоказательно, что по состоянию на 1983 г. Филиппинам удалось снизить импортнефти благодаря использованию геотермальной энергии только на 7%.
Таким образом, нефть и газ останутся и вреально обозримом будущем главными энергоносителями, если даже не учитывать ихроли как сырья для химического синтеза.
Различают возобновляемые иневозобновляемые источники энергии. К возобновляемым относятся Солнце,ветер, геотермальные источники, приливы и отливы, реки. Невозобновляемыми источникамиэнергии являются уголь, нефть и газ.
Специалисты видят выход в создании космическихсолнечных электростанций (КЭС). Дело в том, что в космосе нет восходов изакатов Солнца, нет облаков, препятствующих прохождению лучей.
Поэтому на единиц поверхности космическойплощадки поступает в 10 раз больше энергии, чем на такую же площадь земнойповерхности. Уже сегодня разработаны проекты КЭС массой до 60000 т с площадьюсолнечных батарей до 50 км. Поднятая над поверхностью Земли на 36000 км такаястанция будет иметь мощность 5 млн. кВт, т.е. на млн. кВт больше, чем самаякрупная в Европе Ленинградская АЭС. Станция, выведенная на стационарную орбиту«повиснет» над одной точкой земной поверхности. Передавать полученную энергиюна Землю предполагается с помощью лазеров или сверхвысокочастотного излучения.Реализация данного проекта сдерживается тем, что добытая в космосе энергияокупит сгоревшее при запусках ракет (с элементами для монтажа КЭС) топливатолько через 30 лет безаварийной работы станции.
В реально обозримой перспективе непредвидится альтернатива нефти и газу как природным источникам углеводородов,служащих энергоносителей сырьем для органического синтеза.
РАЗДЕЛ 1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ
1.1 Общие сведения о районе
Тушиловское нефтегазоконденсатноеместорождение расположено в пределах Ногайского района РД, в 131 км. КЮго-Востоку от городаЮжно-Сухокумск, где сосредоточены центральные базыснабжения и ремонта УБР и НГДУ объединение «Дагнефть-Роснефть». Ближайшаяжелезнодорожная станция Кочубей расположена 86 км от поселка Южно-Сухокумск исообщается с последней асфальтированной дорогой. Гидрогеографическая сеть развита'слабо. Севернее месторождения протекает река Сухая Кума, водный баланс которойпосле пуска в эксплуатацию Терско-Кумуского оросительного канала сталотносительно постоянным.
В орографическом отношении район заложенияразведочной скважины представляет слабо всхолмленную полупустынную равнину сабсолютными отметками +10 +12 м. над уровнем моря. Климат районаконтинентальный, с холодной малоснежной зимой и жарким сухим летом, с частыми исильными 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 счетартезианских скважин, залегающих на глубинах 250- 450 м. и приуроченных кдревнекаспийским и апшеронским отложениям.
Население в районе сконцентрировано врабочих поселках и на кутанах отгонных пастбищ. Имеющиеся грунтовые дороги наплощади большей частью пригодны для автотранспорта, проложены по ровной степи.Связь с УБР осуществляется по телефону. Доставка вахт осуществляется автотранспортомиз поселка Южно-Сухокумск.
Бурения скважин ведется на ДВС.Отопительный период 129 дней.
1.2 Обоснование конструкции скважины
На основании изучения проектныхгеолого-технических условий бурения проектируемых скважин, накопленногопроизводственного опыта бурения скважин на площадях ОАО «НК Роснефть» — Дагнефть», исходя из совмещенного графика давлений, принята радикальнаяконструкция скважины.
При выборе конструкции учитывалось:
• необходимость осуществления повозможности меньшего выхода долот из-под башмака обсадных колонн;
• рационально возможный диаметрэксплуатационной колонны;
• возможность бурениявысокопроизводительными долотами по возможности максимального диаметра;
t необходимость ивозможность ггрименения равнопрочных компоновок бурильных колонн при бурении инасосно-компрессорных при испытании.
I. Шахтное направление 630 мм спускаетсяна глубину 7 м в целях предохранения устья скважины от размыва циркулирующимбуровым раствором при бурении под кондуктор. Бетонируется на глубину погруженияв грунт -4 м.
П. Кондуктор 426 мм спускается на глубину0 м для предохранения устья скважины от размыва циркулирующим буровымраствором, предотвращения грифонообразования и сообщений скважин с шурфом прибурении под следующую колонну.
III. I промежуточная колонна 299мм.спускается на глубину Ю*/о м в кровлю майкопской серии для перекрытиянеустойчивых пород вышележащей части разреза, где возможны поглощенияглинистого раствора плотностью более 1240 кг/м, для перекрытия источниковпитьевой воды, а также для уменьшения выхода открытого ствола скважины.
IV. II промежуточная колонна 219*245мм спускается на глубину 3835 м.с целью перекрытия осыпающихсямайкопских, меловых и юрских отложений и изоляции их от триасового комплекса,который разбуривается на глинистом растворе более низкой плотности ИЗО кг/м3.
Спускается колонна в две секции:
I секция в интервале 3835- 2355 м.
II секция в интервале 2355- 0м.
V. Эксплуатационная колонна 146 мм.спускается до проектной глубины 4100 м. с целью перекрытия перспективных в нефтегазоносномотношении объектов, дальнейшего опробования и эксплуатации их.
Спускается колонна в две секции:
I секция винтервале 4100-2800м
II секция винтервале2800— 0м.
Секционный спуск связан с невозможностьюзацементировать ее в один прием.
Скважина по назначению является поисковой.
Так как промывка скважин – одна из самыхответственных технологических операций, выполняемых при бурении, поэтому выборупромывочной жидкости уделяется особое внимание при строительстве скважин.
В проекте приводятся расчеты поопределению весового и объемного количества глины и химреагентов при бурениипоисковой скважины на площади «Тушиловская».
1.3 Промывочные растворы
Назначение промывочного раствора прибурении скважин: 1) очистка забоя от выбуренной породы; 2) вынос частиц породына дневную поверхность; 3) охлаждение рабочих элементов долота; 4) созданиепротиводавления на пласт при разбуривании многопластовых месторождений, впластах которых содержатся различные вещества (вода, нефть, газ); 5) глинизированиестенок скважины с целью временного разобщения пластов друг от друга; 6)удержание выбуренной породы во взвешенном состоянии в периоды прекращенияциркуляции промывочного агента и т. п.
Исследования и практика буренияпоказывают, что для очистки забоя от шлама пригодны газ, вода, нефть, глинистыеи многие другие растворы.
При бурении в нормальных (неосложненных) сгеологической точки зрения условиях, когда разбуриваемое месторождение сложеноплотными сланцами и скальными породами, не обваливающимися при контакте сводой, а различных водо-, газо-, нефтепроявлений п пластов, сложенных агрессивнымипородами (гипсы, пласты соли, ангидриты и другие), до эксплуатационногогоризонта не встречается, к промывочному агенту предъявляются самые элементарныетребования. Он должен очищать забой скважины от выбуренной породы,транспортировать ее на поверхность (выносить из скважины) и охлаждать долото. Вданном случае в качестве промывочной жидкости следует использовать воду.
При проходке глубоких скважин в нормальныхусловиях бурения промывочный раствор должен обладать, кроме того, способностьюпри прекращении циркуляции удерживать частицы выбуренной породы во взвешенномсостоянии. В таких случаях в качестве промывочного раствора используют такназываемые нормальные глинистые растворы (водная суспензия глин).
К промывочным растворам, используемым восложненных условиях бурения, предъявляются дополнительные требования. Онидолжны выполнять роль временного крепления неустойчивых стенок скважины (глинизироватьих), предохраняя ствол скважины от обвалов, предотвращать поступления изпластов в скважину газа, нефти и воды, предупреждая тем самым проявления ивыбросы их, облегчать разрушение пород, оказывая на них физико-химическоевоздействие, обеспечивать нормальные условия вскрытия и освоения продуктивныхгоризонтов и т. п.
Для осложненных условий буренияпромывочные растворы с соответствующими свойствами выбирают в зависимости отвида осложнений, применительно к конкретным условиям района или отдельнойбурящейся скважины.
Если свойства промывочного агентаудовлетворяют геологическим условиям бурения, то они оказывают косвенное ипрямое влияние на показатели бурения (механическую скорость и проходку надолото).
Косвенное влияние свойств промывочногораствора на показатели бурения проявляется в том, что с увеличением главнымобразом плотности и вязкости возрастают сопротивления в циркуляционной системе,вследствие чего приходится уменьшать количество промывочного агента,подаваемого в скважину в единицу времени.
Непосредственное влияние свойствпромывочного раствора на показатели бурения проявляется в том, что с изменениемплотности п вязкости его изменяются условия очистки долота и скважины отвыбуренной породы. Чем меньше вязкость, т. е. чем выше подвижность промывочногоагента, тем быстрее он удаляет из забоя шлам и тем лучше его очищает. Значениеплотности промывочного раствора в этом процессе ниже значения вязкости.
Наиболее успешно очистка забоя отвыбуренной породы осуществляется газом, а затем водой, глинистым раствором,тяжелым глинистым раствором. Механическая скорость бурения в зависимости отвида промывочного раствора изменяется в таком же порядке.
Вынос шлама на поверхность также можетуспешно осуществляться любым из указанных выше промывочных растворов, еслиподдерживать необходимую скорость восходящего потока.
При бурении с использованием воды илираствора охлаждение долота происходит в результате теплообмена междупромывочной жидкостью и рабочей поверхностью разрушающего инструмента.
При использовании в качестве промывочногораствора газа происходит резкое понижение температуры и долото охлаждаетсятакже в достаточной мере вследствие адиабатического процесса расширения газапри истечении его из отверстий долота.
Продувку скважин газом вместо промывки ихжидкостью можно выполнять при бурении электробурами и роторным способом. Онаособенно эффективна при прохождении геологических разрезов, содержащих горизонтыс низкими пластовыми давлениями и зоны, поглощающие промывочную жидкость. Вцелях пожарной безопасности для продувки скважин часто используют выхлопныегазы от двигателей внутреннего сгорания или смеси этих газов* с небольшимколичеством воздуха.
В разрезах газонефтяных месторожденийчасто встречаются горизонты с высоким пластовым давлением, при разбуриваниикоторых нельзя применять продувку газом. В этих случаях промывают скважиныжидкостью, плотность которой определяют обычно по формуле
/>, (1)
где ρ — плотность промывочной жидкости в т/м3;
ρпл—пластовое давление в бар;
L—глубина скважины в м;
/>р — допускаемая разностьмежду гидростатическим и пластовым давлениями.
Единые технические правила ведения работпри бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях,предусматривают, что для скважин глубиной до 1200 м гидростатическоедавление в скважине, создаваемое весом столба промывочной жидкости, должно на10—15% превышать ожидаемое пластовое давление, а для скважин большей глубины на5—10%.
Еслиρ
Если ρ = 1/>1,25 т/м3и в разрезе разбуриваемого месторождения нетпоглощающих и обваливающихся горизонтов, то для промывки скважин применяют нормальныйглинистый раствор.
Еслиρ= 1,25 />1,8 т/м3, то рекомендуется использовать утяжеленныйглинистый раствор, получаемый из нормального глинистого раствора путем введенияв него утяжелителя (барита, гематита, магнетита и т. п.). Глинистый раствор с ϱy.р = 1,5 /> 1,6 т/м3можно приготовить и без утяжелителя, если дляэтого использовать специальную тяжелую глину.
Еслиϱ > 1,8 т/м3следует применять тяжелый глинистый раствор с ϱт.р. до 2,2 /> 2,3 т/м3.m
Кроме необходимой плотности, промывочнаяжидкость должна обладать способностью удерживать частицы пород во взвешенномсостоянии при прекращении циркуляции. Для этого статическое напряжение сдвига υ1,измеряемое через 1 мин, должно удовлетворять следующему условию:
/> мн/с/> (2)
где m— опытныйкоэффициент, зависящий от формы частиц; для частиц породы диаметром от 2 до 40 ммвеличина т колеблется в пределах 2,5—1,6; d— диаметр частиц породы, удерживающихся во взвешенномсостоянии, в см.
Если в процессе бурения используется глинистыйраствор с ϱp и υ1,то после прекращения циркуляции все частицы породы с плотностью ϱп идиаметром dостаются вовзвешенном состоянии.
Для нормального глинистого раствора υ1≤ 490 мн/см2.
Использовать растворы с υ1> 490 мн/см2при нормальных условиях бурения нерекомендуется, так как это ведет к некоторому снижению механической скоростибурения, увеличению продавочных и гидродинамических давлений. Чрезмерный ростпоследних может оказаться причиной возникновения поглощений промывочнойжидкости.
Глинистые растворы с υ1 ≥785 /> 1180 мн/см2применяютпри прохождении поглощающих горизонтов.
Для утяжеления считаются пригоднымиглинистые растворы с υ1 = 195 /> 390 мн/см2.
Наряду с ϱ и υ1 важнейшими показателями,характеризующими промывочную жидкость, являются условная вязкость Т иводоотдача В.
Рекомендуется поддерживать вязкость поСПВ-5: для нормального раствора Т ≤ 30 сек, дляутяжеленного Т = 30 />50 сек. Для борьбы с поглощениями промывочной жидкости применяютрастворы с большей вязкостью вплоть до состояния, когда раствор не течет (черезворонку СПВ-5).
Для нормальных глинистых растворовводоотдача В рекомендуется до 10 см3за 30 мин. Прибурении в породах, где возможны обвалы и прихваты, В рекомендуетсяснижать до 5—6 см3и даже 2—3 см3за 30 мин.
Загрязнение неутяжеленных растворовтвердыми частицами не должно превышать 4% при роторном и 2% при турбинномспособах бурения.
В РФ глинистые растворы приготовляют какиз комовой глины, добываемой в глинокарьерах, расположенных в районах буровых работ,так и из глинопорошков, выпускаемых специальными заво- дами. Глинопорошкипредставляют собой высушенную и измель- ченную глину с химическими реагентамиили без них, которая обра- зует с водой устойчивую суспензию. Глинопорошкивыпускают по техническим условиям, утвержденным Госкомитетом нефтедобывающейпромышленности
Таблица 1Сорт
Плотность глинистого раствора (при вязкости 25сек 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
1
2
3
4
До 1,06
1,06 – 1,08
1,08 – 1,15
Свыше 1,5
> 10
10 – 8
8 – 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 отвечатьглинопорошки и глинистые растворы, приготовленные из них, приведены в табл. 1
1.3.1 Нормирование глинистых растворов
Параметры глинистых растворов выбираются взависимости от вида осложнений и конкретных условий бурения. Для этого в каждомнефтегазодобывающем или разведочном районе разработаны специальные инструкции,которыми и следует руководствоваться в практической работе. В настоящемпараграфе приводятся лишь ориентировочные сведения по данному вопросу.Исследованиями и многолетней практикой установлены следующие требования(нормы), предъявляемые к основным свойствам глинистых растворов.
В нормальных (с геологической точкизрения) условиях бурения плотность глинистого раствора в зависимости откачества разбуриваемых (или применяемых для приготовления глинистого раствора)глин принимается равной ϱp = 1,10 /> 1,35 т/м3. Статическое напряжение сдвига, замеряемое через 1 мин, υ1 = 145 /> 195 мн/см2,а замеряемое через 10 мин υ10 = 295 /> 490 мн/см2. Условная вязкость по СПВ-5 равна20—25 сек для растворов, необработанных химическими реагентами, и 25—50сек для химически обработанных глинистых растворов. Водоотдача В≤ 10 см3за30 мин. Толщина глинистойкорки К равна 1—2 мм, алипкость ее Кл = 0,25 (поА. А. Линевскому). Процентное содержание песка П ≤ 4% для роторного и П ≤ 2% для турбинного способов бурения. Стабильность С≤ 0,03. Отстой О ≤ 5%. Концентрация водородныхионов рН ≥ 7 (обычно 7,5—9,0).
Для предупреждения водо-, газо- и нефтепроявленийи борьбы с ними необходимая плотность глинистого раствора определяется поформуле (1). Водоотдачапринимается равной В = 10 см3за 30 мин. Процентноесодержание песка П ≤ 4% дляроторного и П ≤ 2% длятурбинного способов бурения. Концентрация водородных ионов рН = 9,0 /> 9,5. Статическоенапряжение сдвига υ1= 295 /> 490 мн/см2. Величина условной вязкости изменяется в зависимости от вида проявления. Вслучае газопроявлении Т ≤ 30сек, нефтепроявлений Т ≤50 сек, водонроявлений Т ≥50 сек.
Для предупреждения обвалов стенокскважин и борьбы с ними плотность глинистого раствора выбирают в зависимости отвеличины горного давления (при этом обычно руководствуются опытом бурения вданном районе) и определяют по формуле (1).
Другие параметры глинистого растворадолжны быть примерно такими: = 195 /> 295 мн/см2; Т = 25 /> 26 сек; В ≤ 5 см3за 30мин; П ≤ 4% дляроторного и П ≤ 2% длятурбинного способов бурения; рН = 10; К≤ 2 мм; Кл= 0,25 (по А. А. Линевскому);для уменьшения липкости глинистой корки в ряде районов рекомендуется вводить вглинистый раствор добавки нефти или дизельного топлива в количестве 3—4%.
В целях предупреждения прилипаний иприхватов бурового инструмента в отдельных районах также рекомендуютсядобавки маслянистой нефти > 5% отобъема глинистого раствора.
Для борьбы с поглощениями плотностьглинистого раствора должна быть минимально возможной (иногда используетсяаэризо-ванный раствор с ϱp = 0,8 /> 0,6 т/м3).Статическое напряжение сдвигапринимается равным υ1 = 785 /> 1180 мн/см2,причем в течение 10 мин эта величина должна возрастатьне менее чем в 1,5—2 раза.Условная вязкость раствора должна быть Т ≥100 сек. Водоотдача В ≤10 см3за 30 мин.При роторном бурении рекомендуются добавки в глинистый раствор различныхинертных наполнителей (опилки, слюда, целлофан, подсолнечная лузга, отходыасбеста, хлопка, кожевенного производства, торф и т. п.).
При бурении глубоких скважин в сложныхгеологических условиях, при проходке направленных скважин для вскрытияпродуктивных горизонтов в качестве промывочного агента часто используютрастворы на нефтяной основе: высококальциевые, эмульсионные и известковыерастворы.
В районах, сложенных мощными толщамикарбонатных или сульфатных пород, можно применять естественные карбонатные,сульфатные или сульфатно-карбонатные водные растворы.
При разбуривании нефтегазоносных месторождений,содержащих продуктивные горизонты с весьма низким пластовым давленном, а такжеплощадей, где наблюдаются катастрофические поглощения промывочной жидкости,исключающие применение последней, в качестве промывочного агента используютсявоздух или газ. Эти промывочные агенты практически незаменимы также прибурении в трещиноватых и кавернозных породах в районах, где с целью охраныповерхностных и грунтовых вод от загрязнения категорически запрещеноиспользовать промывочные растворы, в пустынях и на других площадях, ощущающихострую нехватку воды, в районах Крайнего Севера и вечной мерзлоты сисключительно холодным климатом и т. д.
1.3.2 Приготовление и утяжелениеглинистого раствора (расчеты)
Весовое количество глины, потребное дляприготовления 1 м3глинистогораствора заданной плотности, определяем по формуле
/> (3)
а весовое количество воды, потребное дляприготовления 1м3 глинистого раствора заданной плотности,находим по формуле
/> (4)
где qг— количество сухой глины, потребное для приготовления1 м3 глинистого раствора;
qB—количество воды, потребное для приготовления 1 м3глинистогораствора;
ϱr, ϱb, ϱp —плотности соответственно глины, воды и глинистого раствора;
п — влажность глины в долях единицы.
Плотность наиболее распространенных глин(в плотном теле — изменяется обычно в пределах 2,5—2,8 т/м3, ав раздробленном виде она колеблется в пределах 1,65—1,90 т/м3.
Количество сухой глины, потребное дляприготовления 1 м3глинистого раствора заданной плотности,может быть подсчитано также по формуле (3), если принять п = 0.
В промысловых условиях иногда удобнеепользоваться не весовыми, а объемными количествами глины, которые нетрудноподсчитать, пользуясь формулой
/>, (5)
где Vг— объемное количество глины в раздробленном ϱвиде;
ϱcp = 1,9 — средняя плотность глины в т/м3.
Для определения массового и объемногоколичества глины, потребной для приготовления 1 м3глинистогораствора заданной плотности, можно пользоваться также и следующимиприближенными формулами:
qг = l,6(ϱp – 1) m, (6)
Vг = 0,94(ϱp– l) м3. (7)
Принимая ϱг = 2,6 Т/м3и ϱcp = 1,7 Т/м3,можно получить следующие расчетные формулы для определения весовых иобъемных количеств глины, потребных для приготовления 1 м3глинистогораствора заданной плотности:
а) для приготовления 1 м3глинистогораствора на пресной воде
/> , (8)
/> (9)
б) для приготовления 1 м3глинистогораствора на морской воде
/> (10)
/> (11)
Нормы потребного количества глины и водыдля приготовления 1 м3глинистого раствора заданной плотности(в м3) могут быть взяты также из справочника укрупненныхсметных норм (СУСН) на строительство нефтяных и газовых скважин.
Количество утяжелителя, потребное дляутяжеления 1 м3глинистого раствора от плотности ϱp до плотности ϱут. р,определяется по следующей формуле [40]:
/>, (12)
где qут— массавлажного утяжелителя, потребная для приготовления 1 м3раствора;
/> p—плотность глинистого раствора доутяжеления;
/> — плотность глинистого раствора после утяжеления;
/> yt— плотностьутяжелителя;
п — влажность утяжелителя в долях единицы.
Если qут определяем для утяжеления 1 м3раствора,то размерность его выражается в т. Когда расчет ведем на 1 л глинистогораствора, то qут— в г.
Количество утяжелителя, необходимое дляутяжеления 1 м3глинистого раствора, можно определить,пользуясь номограммой С. Ю. Жуховицкого.
Для быстрых ориентировочных подсчетовпотребного количества утяжелителей удобно пользоваться также специальнымитаблицами, составленными в расчете на сухой утяжелитель.
Объем, который займет 1 м3глинистогораствора после утян-ге-ления, определяется по следующей формуле:
/> (13)
или для некоторых утяжелителей поспециальным таблицам.
Плотности барита и других утяжелителейопределяются при помощи пикнометров по следующим формулам:
/> , (14)
/> , (15)
/> , (16)
где p— массапикнометра в г;
р1— масса пикнометра с утяжелителем в г;
р2— масса пикнометра с водой в г;
р3— масса пикнометра с водой и утяжелителем в г;
Vп— объем пикнометра в см3;
ϱк —плотность керосина в г/см3или т/м3\
р4— масса пикнометра с керосином и утяжелителем в г;
ϱб— плотность барита в г 1см3или т/м3;
/> ут — плотность утяжелителя, содержащего примеси,реагирующие с
водой, в г/см3или т/м3.
Влажность п утяжелителяподсчитывается по формуле
/> , (17)
В табл. 2 приведены технические условия,которым должен удовлетворять соответствующий сорт баритового утяжелителя.Параметры Сорт I II III
Плотность, не менее, г/см3……………………..
Содержание сернокислого бария в пересчете на сухое вещество не менее, % …………….
Содержание влаги не более, %
а) в подсушенном ………………………...
б) в неподсушенном ……………………..
Содержание водорастворимых солей не более, % ………………………………………...
В том числе кальция ………………………..
Тонкость помола – остаток на сите 170 меш при размере ячеек в свету 0,074 мм не более, % ………………………………………...
Содержание фракции минус 5мк не более, %..
Растекаемость по конусу АзНИИ не менее…..
4,2
90
5,0
14,0
0,35
0,05
10,0
10,0
14
4,00
Не нормируется
5,0
14,0
0,4
0,05
10,0
15,0
–
3,80
5,0
14,0
0,45
0,06
10,0
20,0
–
Ожидаемую плотность глинистого раствора,разгазированного в процессе бурения после выхода его из скважины наповерхность, определяем но формуле
/> . (18)
Количество газа, поступающего в глинистыйраствор из пласта в течение 1 ч, равно
/> , (19)
где Q—количество промывочной жидкости, подаваемой в скважину, в л1сек;
ϱyг.р— плотность раствора, закачиваемого в скважину, в т/м3;
D—диаметр скважины в м;
υ — механическая скорость бурения в м/ч;
b—пористость породы в %;
α — коэффициент растворимости газа в нефти в м3/м3-йгА/; для свободного газа а = 1;
ρпл— пластовое давление в атм;
Wг— количество газа, приведенного к атмосферномудавлению,, поступающего в скважину за 1 ч работы, в м3.
Определим количество (массу) и объем глины(плотность которой равна 2,7 Т/м3, а влажность 16%), потребные дляприготовления 1 м3 глинистого раствора плотностью 1,27 Т/м3, затворяемого па морской воде плотностью 1,03 Т/м3.
Весовое количество глины, потребное дляприготовления 1 м3глинистого раствора заданной плотности,подсчитываем по формуле (3), а объемное по формуле (5):
/> ,
/> .
Определив количество сухой глины,плотность которой равна 2,6 Т/м3,а также количество пресной воды, потребныедля приготовления 1 м3глинистого раствора плотностью 1,24 т/м3.
Количество сухой глины, необходимое дляприготовления 1 м3глинистого раствора, находим по формуле(3), приняв в ней n = 0:
/> .
Количество пресной воды, потребное дляприготовления 1 м3глинистого раствора, определяем но формуле (4):
/> .
Подсчитаем количество гематита, плотностькоторого равна 4,5 т/м3, а влажность 12%, потребное для увеличения плотностиглинистого раствора от 1,3 до 1,8 т/м3.Определим также объем, который займет1 м3глинистого раствора после утяжеления.
Количество влажного гематита, потребноедля утяжеления 1 м3глинистого раствора в необходимыхпределах, подсчитываем по формуле (12):
/>.
Объем, который займет 1 м3глинистогораствора после утяжеления его, найдем по формуле (13):
/> .
Решим эту задачу, пользуясь графическим итабличным способами Жуховицкого. По номограмме, составленной для сухогоутяжелителя, находим, что для утяжеления 1 м3глинистогораствора в заданных пределах надо израсходовать 0,84 m сухогоутяжелителя. Чтобы учесть влажность утяжелителя, нужио полученную цифруувеличить на 12% (рекомендуется увеличение от 10 до 20% в зависимости отвлажности утяжелителя). Тогда потребный расход влажного утяжелителя составит1,01 т (как видим, результат несколько занижен по сравнению саналитическим расчетом).
Найдем затем потребный расход утяжелителя.Он равен 0,82 т сухого утяжелителя. Учитывая влажность утяжелителя,находим, что потребный расход его составляет 0,82 • 1,12 = 0,92 т (результаттакже занижен по сравнению с аналитическим расчетом).
Объем, который займет 1 м3глинистогораствора после утяжеления, оказывается равным 1,178 м3, чтодостаточно близко к определенному по формуле (13).
Определим плотность гематита, если впикнометр массой 68 г и объемом 72 см3, заполненныйкеросином, плотность которого равна 0,83 т/м3, введенонекоторое количество утяжелителя. Масса пикнометра с навеской гематитаоказалась равной 103 г, а масса пикнометра с керосином и гематитом 156 г.
Плотность гематита при заданных условияхзадачи определяем по формуле (16):
/> .
Определим влажность гематита, если массапробы утяжелителя до просушивания составляла 735 г, а после просушивания638 г.
Влажность гематита согласно формуле (17)равна
/> .
Найти ожидаемую плотность разгазированногоглинистого раствора по выходе его из скважины диаметром 0,3 м, если внее прокачивается 40 л/сек глинистогораствора, плотность которого равна 1,75 т/м3. Средняя механическаяскорость бурения равна 7,5 м/ч, а ожидаемое пластовое давление 165 атм.Пористостьпороды принять равной 27%, а коэффициент растворимости газа в нефти 0,95 м3/м3• атм.
Количество газа, поступающего в глинистыйраствор из пласта в течение 1 ч, определим по формуле (19):
/> .
Плотность разгазированного глинистогораствора после выхода его из скважины находим по формуле (18):
/> .
1.3.3 Химическая обработка глинистогораствора
По характеру действия на промывочныерастворы реагенты подразделяются на три основные группы: понизители водоотдачи,понизители вязкости, реагенты комбинированного действия.
Основные данные о реагентах дляснижения водоотдачи промывочных растворов
В качестве понизителя водоотдачиприменяются: углещелочной (УЩР), торфощелочной (ТЩР), карабоксиметилцеллюлоза(КМЦ), конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ), крахмал,гид-ролизованный полиакрилонитрил (гипан).
УЩР — наиболее распространенный в РФреагент для обработки промывочных растворов. Применяется для общего улучшениябуровых растворов, повышения их дисперсности и агрегативной устойчивости,снижения водоотдачи и вязкости. По принципу действия этот реагент являетсяреагентом-стабилизатором суспензии, но имеет и пептизирующие функции. УЩРслужит для регулирования вязкости и напряжения сдвига растворов, загустевших отвыбуренной породы. УЩР готовится из бурого угля обработкой щелочно-каустическойили кальцинированной содами. Соотношение угля и щелочи должно быть вопределенных пропорциях. Если щелочи мало, то не все количество кислот будетизвлечено. Если же щелочи взять много, коллоидные вещества реагентовкоагулируют.
УЩР пригоден при бурении пород, содержащихпресные и небольшой минерализации воды (до 1,5—2% соли). Реагент обеспечиваетсохранение низкой водоотдачи пресных растворов при высокой забойной температуре(373—473° К). Хорошо совмещается с другими реагентами.
Каждый раз при получении новой партиибурого угля проверяют егокачество. Лучшим считается такой уголь, изкоторого можно больше извлечь гуминовых кислот.
Прежде всего определяют влажность пбурогоугля по формуле
/> , (20)
Где а – масса сухого угля (послепросушки);
b – масса влажного угля.
Затем подсчитывают концентрацию гуминовыхкислот по формуле
/>, (21)
где с — концентрация гуминовыхкислот в исследуемом растворе в %;
V — объем взятого для определения исследуемого раствора в см3;
V1—объем раствора после разбавления его водой в см3; с1—концентрация гуминовых кислот в эталоне в %.
Реагент, состоящий из бурого угля, каустическойсоды и воды, условно обозначают УЩР. Для первичной обработки глинистогораствора готовят реагент по одному из следующих рецептов: УЩР-9-2, УЩР-11-2,УЩР-13-2 и УЩР-15-2 (здесь в первом рецепте цифры 9 и 2 обозначают, что в 1000 см3реагента содержится 90 г сухого бурого угля, содержащего 45%гуминовых кислот, и 20 г кристаллической каустической соды, остальное вода).Для повторной обработки глинистого раствораиспользуют реагент, приготовленный обычно по рецепту УЩР-10-1.
Количество влажного бурого угля Р, потребноедля приготовления единицы объема химического реагента, вычисляем по формуле
/> ,
где Р— необходимоеколичество влажного бурого угля;
Q—процентное содержание сухого бурого угля в реагенте по
рецепту;
п— влажность бурого угля;
N — объем реагента, который необходимо приготовить.
Если N выражено в л, то Р в кг;если N в м3, то Р в т.
Каустическая сода поступает на буровуюобычно в растворенном.виде. Для определения требуемого объема растворанеобходимо знать содержание кристаллической соды в нем, для чего определяютплотность раствора и по таблице находят содержание соды.
Объем раствора каустической соды,необходимый для пригото-вления единицы объема химического реагента, определяемпо формуле
/> ,
где V — объем раствора каустическойсоды;
R — процентное содержание каустической соды в реагенте;
N — объем реагента, который необходимо приготовить;
т — процентное содержание сухой каустической соды в растворе соды.
Если N в л, то и V в л;если N вм3, то и V в м3.
При первичной обработке глинистогораствора в него добавляют УЩР в зависимости от условий бурения даннойскважины в количествах 100, 200 пли 300 см3на 1 л, а придополнительной обработке в 5—6 раз меньше.
Реагенты из торфа (ТЩР). Способприготовления торфощелочного реагента (ТЩР) ничем не отличается отприготовления УЩР. Определение влажности торфа и подсчет необходимых количествторфа и каустической соды производятся точно так же, как и для бурого угля, т.е. по формулам (20)- (23).
Первичная обработка глинистых растворовпроизводится ТЩР, приготовляемым по одному из рецептов: ТЩР-10-1, ТЩР-10-2;ТЩР-10-3 и ТЩР-10-4 (первая цифра — процентное количество сухого торфа, вторая— кристаллической каустической соды).
При первичной обработке глинистогораствора в него добавляют ТЩР взависимости от условий бурения даннойскважины в количествах 100, 150 или 200 см3на 1 л, апри дополнительной обработке в 5—6 раз меньше.
КМЦ — натриевая соль целлюлозо-гликолевойкислоты — представляет собой рассыпчатое твердое вещество кремового цвета,хорошо растворимое в воде при перемешивании. Применяется для сниженияводоотдачи промывочных растворов при малых и средних концентрациях соли.
При большой солености КМЦ комбинируют сдругими защитными реагентами. Добавка КМЦ в пресные растворы загущает их, а всоленые — разжижает. Совместима со всеми реагентами и видами химической обработки.Малоэффективна при хлоркальциевой агрессии. Обычные улучшающие добавки дляпресных условий 0,5—0,75%, в соленой среде 1—2%. Первичная обработка глинистогораствора производится 10%-ным водным раствором КМЦ. Термостойка до393—403°К.
КССБ — продукт конденсации сульфит-спиртовой барды (ССБ) с формалиноми фенолом в кислой среде с последующей нейтрализацией каустиком. КССБпредставляет собой жидкость плотностью 1,12 т/м3, вязкостью 50—10 спз при t— 293° К, ссухим остатком 15—25%. Выпускается в трех модификациях.
КССБ-1 предназначается для улучшения качества обычныхглинистых и известковых растворов на пресной воде, а также при содержании в нихдо 10% солей.
Для приготовления 1 м3реагентаберут 600 л ССБ 30%-ной концентрации, 48 л формалина той жеконцентрации, 30 л серной кислоты. Нейтрализуется воднымрастворомедкого натра дорН = = 8/>9, добавляется вода до общего объема готового продукта 1 м3.
КССБ-2предназначается для обработки глинистых растворов,содержащих выше 10% солей, а также для известковых и высококальциевых глинистыхрастворов.
Для приготовления смеси берут 600 л ССБ30%-ной концентрации, 12 л фенола, 48 Л формалина 30%-нойконцентрации и 18 лсерной кислоты плотностью 1,84 т/м3. Нейтрализуетсяедким натром. Добавляется вода до общего объема готовой продукции 1 м3.
КССБ-3 предназначается для улучшения качества глинистогораствора при забойной температуре выше 400° К, применяется как для пресных, таки для высокоминерализованных растворов.
Для приготовления смеси берут 600 л 30%-нойССБ, 100 л. 20%-ного раствора хромпика, 12 л фенола, 48 л формалина 30%-нойконцентрации и 18 л серной кислоты. Нейтрализуется едким натром. Добавляется водадообщего объема готовой продукции 1 м3.
КССБ эффективна при комбинированнойобработке совместно с другими реагентами. В неутяжеленных растворах добавкаКССБ может вызвать образование пены. Для борьбы с пеной рекомендуется применятьпеногасители, разработанные Волгоградским научно-исследовательским институтомнефтяной и газовой промышленности (ВНИИНП), представляющие собойдесятипроцентную суспензию в соляровом масле резины (PC) и полиэтилена(ПЭС). Содержание воздуха при применении указанных пеногасителей легкорегулируется на уровне 0—3%. Другие пеногасители (соансток, жирные кислоты и ихсоли, кремнийорганические полимеры марки МПС-4000. н МПС-9000) менеетермостойки. Оптимальные добавки ПЭС и PC в растворе составляютсоответственно 0,1—0,15 и 0,2—0,3% на объем раствора в расчете на сухоевещество (полиэтилен, резину). Для обработки растворов в зависимости отминерализации и температуры необходимо вводить от 1 до 3% КССБ (в пересчете насухой продукт).
Крахмальные реагенты. Крахмал применяют двух видов: обычный технический имодифицированный. Обычный технический крахмалне раствортгм в воде иможет быть добавлен в промывочный раствор только предварительноклейстеризованным щелочью с концентрацией активного вещества не более 8—10%, онферментативно неустойчив. Под действием микроорганизмов и энзимов разрушается,теряя стабилизирующие свойства. Из-за низкой термостабильности при t= 393 /> 403° К крахмал претерпевает расщепление с потерейстабилизирующих свойств.
Модифицированный крахмал — растворимуюмодификацию крахмала — готовят путем высушивания крахмальной суспензии при t= 403 /> 423° К с добавкой в суспензиюперед высушиванием алюмокалиевых квасцов.
Для получения ферментативно устойчивоймодификации вместе с квасцами вводится бактерицид (диоцид). Модифицированныйкрахмал представляет собой белый порошок влажностью 8—12%, не требующий добавкищелочи при обработке растворов, хорошо растворим в холодной воде и глинистомрастворе. Модифицированный крахмал является высокоэффективным защитнымреагентом, обеспечивающим низкую водоотдачу промывочных растворов любоймодификации включая и хлоркальциевую агрессию. Не термостоек, вследствие этогоне рекомендуется применять его при высокой забойной температуре (более 373° К).
Для сохранения плотности раствора его можнообрабатывать непосредственно добавкой порошкообразного реагента вциркуляционную систему.
Добавка в раствор модифицированногокрахмала колеблется в пределах 0,5—2% (на сухое вещество). Крахмальный реагентиз обычного технического крахмала обычно готовят по рецепту: в 100 частяхводного раствора содержится 5—10% сухого крахмала и 1 — 2% кристаллическойкаустической соды. Иногда для снижения вязкости к крахмальному реагенту добавляют5—6% раствора ССБ.
Гипан — продукт щелочного гидролизаполиакрилонитрила — представляет собой вязкую жидкость со слабым аммиачнымзапахом, желтого цвета с содержанием 10%-ного сухого вещества, вязкостью 9—16 спз1%-ного водного раствора. Основное назначение гипана — обеспечение низкойводоотдачи пресных растворов при забойной температуре до 523° К, когда другиереагенты-стабилизаторы недейственны. Гипан хорошо защищает промывочные растворыот агрессивного воздействия минерализации (сульфата, хлористого натрия). Менееэффективен гипан при хлоркальциевой агрессии. При значительных количествах солигипан добавляется в количестве 1 %. В маломинерализованные глинистые растворыпри температурах 373—393° К добавляется в количестве 0,5%, а при высокойзабойной температуре 0,75—2%.
Пресные растворы гипан загущает, соленые —разжижает, но не столь интенсивно как КМЦ. Весьма полезно сочетание гипана сизвестковой обработкой, хроматами и реагентами (крахмалом, КМЦ, УЩР и др.).Гипан морозоустойчив и не подвергается ферментативному разложению. Вследствие незначительныхрасходов и длительного действия гипана при обработке им раствора применение егов ряде случаев оказывается более выгодным, чем КМЦ.
Сухие гуматощелочные реагенты. Большоеудобство в работе буровиков представляют сухие гуматощелочные реагенты, УЩР илиТЩР, которые готовятся на специальных заводах и доставляются на буровые в видесухого крупнозернистого порошка. Технология получения их заключается в перемешиваниисухого или подсушенного бурого угля (с содержанием влаги 15—18%) или торфа сконцентрированной щелочью (42—45%). Соотношение бурого угля, торфа икаустической соды в них то же самое, что и жидких реагентов. Поэтомунеобходимые расчеты производятся по формулам (20) —(23). Сухой УЩР и ТЩР можнодобавлять непосредственно в циркуляционную систему.
Реагенты-понизители вязкости
Следует различать два вида реагентовпонизителей вязкости и предельного напряжения сдвига промывочных растворов —общего и специального назначения.
Реагенты общего назначения
К числу реагентов, служащих дляединовременного разжижения (перед спуском колонн, электрометрическими работамии 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 обработкипресных и маломинерализованных растворов (в том числе на морской воде),загустевших в результате поступления в них разбуриваемых пород, преимущественноглинистых. Не пригодны они для разжижения растворов, загустевших от действиясолей. Термостойкость растворов, обработанных этими реагентами, равная 383—403°К, может быть повышена комбинированием с хроматами. Добавки реагентов разжижаютвыходящие из скважины растворы, загустевшие от действия высокой забойной температуры.Единовременные добавки реагентов колеблются в пределах 0,2—0,5% (по массесухого 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 растворах5—10 % -ной концентрации в соотношении со щелочью от 1: 0,1 до 1: 0,5 (насухое вещество). Обработка ведется добавкой тонкой струи реагента вциркулирующий раствор.
Реагенты из сульфит-спиртовой барды (ССБ).ССБ является отходом целлюлозной промышленности. Поступает с завода с различнымсодержанием твердого вещества. Для первичной обработки пресных глинистыхрастворовреагент ССБ готовится но одному из рецептов: ССБ-30-4, ССБ-30-5, ССБ-30-6(первая цифра — процентное содержание сухой ССБ, вторая — процентноесодерл^ание кристаллической каустической соды), а иногда ССБ-20-3, ССБ-20-4 иССБ-20-5. В соленых растворах применяется без щелочи. При высоких за'бойныхтемпературах не разжижает.
Объем раствора ССБ, необходимый дляприготовления 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, тоV в л, если N в м3, то и V в м3.Величину m1находят потаблице, исходя из плотности раствора ССБ
Определение плотности густой или твердойССБ несколько затруднительно. В таких случаях количество ССБ, необходимое дляприготовления 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 кгбарды для снижения плотности ее до 1,28—1,30 т/м3.
Если N в л,тоР в кг; если N в м3, то Рполучаютв т.
При первичной обработке глинистогораствора в него добавляют реагент ССБ в зависимости от условий бурения даннойскважины в количествах 40, 60 и 80 см3на 1 л, а придополнительной обработке в 5—6 раз меньше. Недостатком ССБ является еепенообразующее действие. Требует применения пеногасителей.
Иногда обработка глинистых растворов можетпроизводиться 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 — процентноесодержание кристаллической каустической соды). Определение необходимыхколичеств СЦЭ и NaOHпроизводится точно так же,-как и для реагента ССБ.
ПФЛХ является продуктом формальдегидиой конденсации полифенолов растворимыхсмол — отхода при газификации древесины. Темно-коричневое твердое вещество,растворимое в воде и водных растворах щелочи. Для обработки глинистых растворовПФЛХ применяется 5—10%-ной концентрации. Соотношение ПФЛХ и щелочи варьируют от1: 0,1 до 1: 0,5 (на воздушно-сухие вещества) в зависимости от составаглинистого раствора, его щелочности и требуемой вязкости.
Сулькор —сульфитироваыный щелочной экстракт одубины. Темно-коричневое твердоевещество. Аналог ПФЛХ.
Окисленный лигнин готовится путем обработки гидролизного лигнинаразбавленной или концентрированной азотной кислотой, смесью азотной и сернойкислоты, газообразным хлором или хлорной водой. В зависимости от применяемогоокислителя полученный продукт условно называется нитро или хлорлигнином.Окисленный лигнин представляет собой желто-коричневый порошок, растворяющийся вводных растворах щелочи. Наиболее часто применяется реагент 5%-ной концентрациипри соотношении лигнина и щелочи 1: 0,3 (воздушно-сухие вещества).
Синтан-5 — продукт омегасульфированияноволачной смолы на основе фенолов буроугольногопроисхождения.Синтетический дубитель. Твердоекоричневое вещество, растворимоев 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 вязкостиспециального назначения
Комплексные фосфаты (полифосфаты) — натриевые гексомето-фосфат,пирофосфат, триполифосфат. Добавка к глинистым растворам не более1—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 применятьсятакже при бурении неглубоких скважин. Полифосфаты нецелесообразно применять дляразжижения соленых растворов, так же как и в условиях высокой забойнойтемпературы, при которой они разлагаются; не могут они применяться также визвестковых, гипсовых, высококальциевых и других растворах, так как срастворимыми солями кальция дают осадки. »
Хроматиые реагенты (анионные соединенияхрома) — хроматы и бихроматы калия и натрия.
Оранжевые поршни или сплавы, хорошорастворимые в воде. Применяются в условиях высокой забойной температуры дляпредотвращения вызванного ею загустевания растворов. Наиболее эффективны притемпературе свыше 373° К, когда другие реагенты, служащие для разжижениявязкости, перестают действовать. Хроматные реагенты можно добавлять к различногорода промывочным растворам (пресным, известковым, минерализованным,утяжеленным) раздельно или совместно с реагентами-стабилизаторами в видехромгуматов, хромлигносульфонатов и др.
Применяют хроматные реагенты в виде водныхрастворов 10%-ной концентрации. Единовременные добавки их 0,05—0,2% (по массесухого вещества па объем раствора).
Комбинированные реагенты
Исследованиями установлено, чтоодновременное применение УЩР и ССБ для обработки глинистых растворов позволяетрегулировать толщину сольватных оболочек и тем самым достигать сниженияводоотдачи раствора без повышения его вязкости.
Оптимальные количества УЩР и ССБподбираются в лаборатории. Содержание бурого угля в комбинированном реагентесоставляет 10%, каустической соды обычно 2%, а ССБ от 0,2 до 4%.
Рецепты комбинированных реагентов принятообозначать так: К-10-2-0,2, К-10-2-0,5 и т. д. (первая цифра — процентноесодержание сухого бурого угля, вторая — процентное содержание кристаллическойкаустической соды, третья — процентное содержание сухой ССБ). Необходимыеколичества ССБ подсчитывают по формулам (24) или (25), каустической соды — по (23), бурогоугля — по (2), (21) и (20).
Специальные промывочные растворы
Известковые глинистые растворы. При разбуривании сильно набухающих глин и солевыхотложений, для борьбы с обвалами стенок и сужениями стволов скважин, а также вслучае притока в скважину высокоминерализованных вод применяют известковыеглинистые растворы в сочетании с NaOH, ССБ, КССБ и другими реагентами, а также понизителямилипкости.
Растворы, обработанные известью, обладаютнебольшими вязкостью, статическим и динамическим напряжениями сдвига, легкоуправляемы и весьма стабильны.
Рецептура первичной обработки глинистогораствора известью подбирается в зависимости от его качества, степениминерализации, концентрации глинистой фазы и т. п. Примерное соотношение между'химическими реагентами (в процентах от объема раствора) таково: ССБ (50%-нойконцентрации) от 0,3 до 4,0%, каустическая сода (кристаллическая) от 0,05 до0,5%, известь (сухая) от 0,1 до 0,8%.
При последующих обработках раствораизвестью с целью поддержания постоянства стабильных свойств его на каждый метруглубления скважины добавляют следующее количество компонентов: ССБ (КССБ)10—35 л, каустической соды 4—7 кг, извести 6— 10 кг.
Если известкование раствора производится сиспользованием КССБ, то добавки каустической соды колеблются в пределах 1— 3 кгна 1 м проходки.
Недостатком глинистых растворов,обработанных пзвестыо, является тенденция их к загустевапию при температурахпорядка 393° К и выше.С помощью различных добавок (например, хромпика)процесс загустевают может задерживаться.
Высококальциевые растворы (ВКР). Обычные глинистые растворы для перевода ввысококальциевые обрабатывают хлористым кальцием, известьюи реагентом-стабилизатором(КМЦ, крахмал, КССБ и другими реагентами, устойчивыми к действию солей). Принеобходимости в эти растворы можно добавить понизители вязкости (ССБ, ПФЛХ,окисленный лигнин и др.), утяжелитель или нефть. ВКР может быть применен прибурении в самодиспергирующихся глинистых сланцах с целью предотвращения осыпейи обвалов стенок скважины: в пластичных набухающих глинах препятствует быстромупереходу глины в раствор и росту его вязкости в условиях минеральной агрессии.Отличительной особенностью ВКР является его состояние регулируемой коагуляции,обусловленное повышеннымсодержанием иона кальция в фильтрате глинистогораствора. При проникновении фильтрата ВКР в пласт происходит его активноевзаимодействие с частицами глины на стенках скважины. Адсорбция кальция вколичестве, превышающем порог коагуляции глинистых частиц, уменьшает гидратациюглины вплоть до полного разрушения диффузного слоя. Создаются условия дляслипания и агрегирования глинистых частиц на поверхности раздела.
Резкое изменение, структурно-агрегатногосостояния глины вызывает увеличение ее механической прочности, предотвращаетпроцесс самопроизвольного осыпания сланцев. Расход реагентов для поддержаниянеобходимых параметров обусловливается содержанием иона Са в фильтрате раствораи рН среды. Для бурения в сыпучих глинистых сланцах содержание иона Саколеблется в пределах 0,08—0,15% при рН =8/>9. При этом расход реагентовсоставляет 0,3-0,6% СаС12, 0,1-0,15% Са (ОН)2, 0,1-0,3%ССБ и 1 — 1,5% КМЦ (добавки реагентов даны в процентах сухого вещества на объемглинистого раствора). ВКР, стабилизированные КМЦ, обладают сравнительно низкойтермостойкостью. Уже при t= 330 /> 350° Кпроисходит резкое повышениеводоотдачи, а для КССБ-1 при t= 373 /> 393° К 5 см3. Более термостойкими оказываютсярастворы, стабилизированные КССБ-2, при которой необратимое увеличениеводоотдачи наблюдается лишь при t>423° К.
Для забойной температуры t 393° К рекомендуется следующаярецептура ВКР: концентрация 0,75—1% СаС12, 0,2— 0,5% Са (ОН)2и 10—12% КССБ-1. При этом параметры раствора: плотность 1,2—1,25 т/м3,вязкость 35—50 сек, водоотдача 5—8 еж3, содержание ионов Са вфильтрате 0,25—0,3%, рН = 7 /> 9. Для забойной температуры до423° К концентрация реагентов в растворе должна быть 0,75-1% СаС12 и12% КССБ-2-10.
Эмульсионные растворы. В ряде случаев в водную дисперсионную средухимически обработанных глинистых растворов вводят равномерно распределенныекапельки нефти, стабилизированной Эмульгаторами, или нефтепродуктов (до 10—30%по весу от объема раствора). Такиерастворы называют эмульсионными.
Хороший эмульсионный раствор может бытьполучен лишь на базе высококачественного исходного химически обработанногоглинистого раствора путем поддержания в нем оптимального количества нефтянойфазы (в среднем 10—20%), высокой стабильности и дисперсности эмульсии (размерыглобул должны быть в пределах 10—100 мкм).
Нефтяной компонент не только улучшаетпараметры раствора, но и придает ему новые свойства. Перед введением нефтиглинистый раствор обрабатывают химическими реагентами (УЩР, ССБ, КМЦ),соответствующими условиям бурения. При этом нередко обходятся безспециальныхреагентов-эмульгаторов. Если же стабильность эмульсин недостаточна илинеобходима более тонкая эмульсия, то в раствор добавляют эмульгаторы —сульфатно-нафтеновые кислоты, их солии различные контакты (газойлевый,керосиновый, НЧК, детергент ДС) в количестве 0,1—1,0%.
С введением 5% нефти (по весу от объемараствора) резко снижается липкость раствора, при 7—8% прекращается образованиесальников. При дальнейшем увеличении количества нефти заметно увеличиваютсямеханические скорости проходки, уменьшается износ долот.
Оптимальное количество нефти в раствореустанавливается опытным путем в зависимости от условий бурения. Нефтьдобавляется в процессе циркуляции со скоростью, позволяющей ввести расчетноеколичество нефти за два-три цикла циркуляции.
Растворы на нефтяной основе предназначены: для бурения в осложненных условиях, вчастности при проходке обваливающихся соленосных и других пород; для вскрытияпродуктивных пластов (особенно с низким пластовым давлением); для буренияглубоких п сверхглубоких скважин при высоких забойных температурах; дляувеличения проходок на долото.
Параметры растворов па нефтяной основе взависимости от конкретных условий бурения могут изменяться в широких пределах:плотность от 0.9 до 2,2 т/м3, вязкость по СПВ-5 от 35 сек до«нетечет», фильтрация за 30 мин нуль, статическое напряжение сдвига1от нуля до нескольких сот мн/см2, стабильность практическиравна нулю. Растворы на нефтяной основе при низких температурах приготовляютсяследующим образом: смесь битума с дизельным топливом в глиномешалке нагреваетсядо 303—313° К открытым паром, а затем вводится известь. При гашении известиводой (конденсатом пара) температура в глиномешалке поднимается до 373—393° К„Свободная вода испаряется, получается безводный раствор на нефтяной основе. Присравнительно высоких температурах в скважине процесс приготовления может бытьупрощен. В приемные емкости заливается дизельное топливо, в которое в процессециркуляции вводится расчетное количество известково-битумных порошков и воды. Внастоящее время наиболее освоенной рецептурой растворов на нефтяной основеявляется приготовление их из известково-битумных порошков. На 1 м3раствора на нефтяной основе расходуется 0,65 м3дизельноготоплива, 4,9 кг известково-битумных порошков, в которых отношениеизвести к битуму по массе для растворов с плотностью меньше 1,5 т/м3берется 2: 1, а для растворов с плотностью более 1,5 т/м3этоотношение равно 1: 1, к раствору добавляют 20% воды от массы извести. При этомиспользуются окисленный битум с температурой размягчения 413—433° К, негашеная известьактивностью не менее 60%, которая получается путем обжига природногоизвестняка; дизельное топливо можно применять как зимнее, так и летнее. Битум пизвесть применяются в порошках. Известково-битумные порошки изготовляются путемраздельного или совместного помола битума и извести в молотковых дробилках.
Безглинистые промывочные растворы. В последнее время в нефтяных районах Украины,Саратовской, Пермской и других областях начинают применяться безглинистыепромывочные растворы.
Ниже приводятся некоторые рецептурыуказанных жидкостей.
Меловой раствор. Сырьем для приготовления этого раствора являютсяотходы мелоцементных заводов или меловая крошка. Химическая обработка исходноймеловой суспензии состоит в добавлений 15—20% УЩР. Параметры обработанногомелового раствора: плотность 1,2—1,34 т/м3, вязкость 30—40сек, водоотдача 7—12 см9за 30 мин.
Высококалъциевые безглинистыеэмульсионные растворы. ИсходнымМатериалом для получения этих растворов служит крахмально-нефтяная эмульсияследующего состава: воды 80—85%, нефти 15 — 20%, крахмала 4—5%, каустическойсоды 0,5—0,6% (по массе крахмала).
Крахмально-нефтяная эмульсия имеетследующие параметры: плотность 1,0 т/м3, вязкость 250—300 сек,водоотдача 2—3 см3за 30 мин, статическоенапряжение сдвига 0 мм/см2. Высококальциевые эмульсионныерастворы применяются при бурении солей и ангидрита. За счет насыщения солью иобогащения выбуренной породой плотность увеличивается до 1,2—1,26 т/м3,вязкость снижается до 25—40 сек и водоотдача увеличивается до 4—8 см3.
Естественные аргиллитовые растворы. Естественная аргил-литовая суспензия, получаемая прибурении аргиллитов, обрабатывается 15% УЩР; в результате раствор приобретаетследующие параметры: плотность 1,22 т/м3, вязкость 18—20 сек,водоотдача 5—8 см3. Возможно утяжеление исходногоестественного аргиллитового раствора до плотности 1,4 т/м3путемдобавления мела. Иногда для стабилизации естественного аргиллитового раствораприменяют реагент 2%-иой концентрации следующего состава: 20 ч. гидролизованногополиакриламида, 2 ч. NaOHи 2 ч. триполифосфатнатрия, условно названного PG-2.Стабилизированный реагент РС-2 аргиллитовый раствор устойчив к воздействиювысокой температуры до 373—383° К, допускает утяжеление гематитом до плотности1,5— 1,55 т/м3, при этом вязкость его не превышает 50—70сек, а водоотдача 6—8 сл3. Расход реагента РС-2 (сухого,вещества) для обработки естественного аргиллитового раствора составляет 0,6—1,6кг на 1 м обрабатываемого интервала.
Безглинистый крахмально-силикатныйраствор. Составными материаламиуказанного раствора являются: крахмал 3—4%, кристаллическая каустическая сода1,5 — 2%, жидкое стекло 15—20% и вода 80-85%.
Параметры крахмально-силикатного раствора:плотность 1,12 т/м3, вязкость 48 сек, водоотдача 4 см3,статическое напряжение сдвига 20,5 мм/см2. Плотностьможно регулировать добавками утяжелителя в пределах до 1,7 т/м3. Растворне восприимчив к соляной агрессии.
Додавки графита в глинистый раствор
Иногда для уменьшения липкости и снижениястатического напряжения сдвига корки глинистого раствора в него добавляютсеребристый графит в количестве 0,8—1,5% по весу к объему промывочной жидкости.
Для обработки глинистого растворапредварительно готовят так называемый графитовый раствор. Его приготовляют наоснове глинистого раствора, разбавленного УЩР.
Предварительные наблюдения показывают, чтооптимальное количество графита, вводимого в 1м3глинистогораствора, равно примерно 40 кг.
Расчет скорости подачи реагента иводы в глинистый раствор при химической обработке его
При химической обработке глинистого раствора, циркулирующего вскважине, очень важен правильный расчет скорости подачи реагента и воды.
Скорость подачи химического реагента иводы в глинистый раствор должна обеспечивать соблюдение рецепта обработки приусловии введения их в течение времени, равного целому числу оборотовциркуляции, и определяется по следующей формуле:
/>, (26)
где v— скоростьдобавления химического реагента или воды к глинистому раствору в л/ч\
Q—объем циркулирующего глинистого раствора в м3;
п — количество химического реагента или воды, добавляемое к глинистомураствору, в % от объема раствора;
т— число циклов движения глинистого раствора, в течениекоторых должна быть проведена химическая обработка;
Т — продолжительность одного оборота циркулирующего глинистого раствора в ч.
Продолжительность одного- цикла циркуляцииглинистого раствора в скважине определяется по таблице.
Расход жидкости определяют мерной посудойпо времени ее Заполнения, пользуясь специальными таблицами.
Определить влажность бурого угля, а такжеконцентрацию гуминовых кислот в нем, если навеска влажного угля в 68,7 г послепросушки равна 58,8 г, а для придания исследуемой вытяжке гуминовыхкислот одинакового с эталоном цвета понадобилось к 2 см3исследуемого раствора добавить 6 см3 воды. Концентрациягуминовых веществ в эталоне составляет 0,08%.
Влажность бурого угля определим по формуле(20)
/> .
Концентрацию гуминовых кислот найдем поформуле (21)
/>.
Подсчитать количество бурого углявлажностью 20% и объем каустической соды, плотность раствора которой равна 1,16т/м3, необходимые для приготовления 1 м3химическогореагента по рецепту УЩР-15-3.
Потребное количество влажного бурого углянайдем по формуле (22):
/>.
Объем раствора каустической соды,необходимый для приготовления 1 м3химического реагента, определимпо формуле (23):
/>
Здесь величина m=14,35% найдена по таблицеB зависимости от плотности раствора каустической соды(1,16 т/м3).
Определить объем раствора ССБ плотностью1,19 т/м3и объем раствора каустической., соды плотностью 1,24 т/м3, необходимые для приготовления 1 м3химического реагентапо рецепту ССБ-30-5.
По величине плотности раствора ССБ, равной1,19 т/м3, находим процентное содержание сухой ССБ в растворе (тх= 40%). Затем по формуле (24) подсчитываем потребный объем раствора ССБ:
/>.
По величине плотности растворакаустической соды, равной 1,24 т/м3,по таблице находим процентноесодержание сухой каустической соды в растворе(т = 21,55%). Затем по формуле (23) подсчитываем потребный объемраствора:
/>.
Определить количество ССБ, необходимое дляприготовления 1 м3химического реагента по рецепту ССБ-30-6,если к 0,2 кг раствора ССБ для сниженияплотности его до 1,29 т/м3необходимо добавить 0,5 кг воды.
Количество ССБ, необходимое для приготовления 1 м3реагента,подсчитываем по формуле (25):
/> .
Определить потребные количества раствораССБ плотностью 1,23 т/м3, бурого угля влажностью 20% и раствора каустическойсоды плотностью 1,4 т/м3, необходимые для приготовления 1 м3комбинированногореагента по рецепту К-10-2-0,5.
Объем раствора ССБ, необходимый дляприготовления 1 м3 химического реагента по заданному рецепту, находим поформуле (24):
/>
Здесь процентное содержание тх= 48% сухой ССБ в растворе барды найдено по величине плотности раствораССБ, равной 1,23 т/м3.
Количество бурого угля влажностью 20%,необходимое для приготовления 1 м3 химического реагента, подсчитываем по формуле (22):
/> .
Объемное количество раствора каустическойсоды плотностью 1,4 т/м3, потребное для приготовления 1 м3комбинированного химического реагента по заданному рецепту, подсчитываем поформуле (23):
/> .
Здесь процентное содержание т =50,7% сухой каустической соды в растворе NaOHнайдено по таблице по плотности раствора, равной 1,4 г/см3.
Определить скорость подачи химическогореагента и воды в глинистый раствор, циркулирующий в скважине глубиной 1300 м,бурящейся долотом № 8. Объем раствора, находящийся в процессе циркуляции,равен 115 м3.К нему необходимо добавить 6% химическогореагента и 3,5% воды. Обработку требуется произвести за два цикла циркуляциираствора. Производительность буровых насосов 30 л/сек.
По таблице находим, что продолжительностьодного цпкла циркуляции глинистого раствора в скважине равна 35 мин. Тогдаскорость подачи реагента по формуле (26) равна
/> л/ч,
а скорость добавления воды окажется равной
/> л/ч.
Реагенты-структурообразователи
Основное назначениереагентов-структурообразователей сводится к увеличению вязкости (иногда дотакого состояния, что глинистый раствор не течет через воронку СПВ-5) иповышению тиксотропных свойств глинистых растворов при борьбе с поглощениями.
К структурообразователям относятсякаустическая сода, кальцинированная сода, жидкое стекло, известь, цемент,поваренная соль, хлористый кальций и др.
Для получения растворов с очень большойвязкостью и высоким началом сдвига применяют следующие добавки:
а) жидкое стекло до 5% по массе от объемациркулирующего раствора;
б) кальцинированную соду до 6% по массе отобъема циркулирующего раствора;
в) каустическую соду до 4% по массе отобъема циркулирующего раствора (имеется в виду кристаллическая сода); если содаподается на буровую в жидком виде, то производим перерасчет по формуле (23);
г) каустическую соду до 2% и нефть до 10%;
д) кальцинированную соду до 3% и нефть до10%;
е) различные инертные добавки — опилки,рисовую шелуху, кордное волокно, отходы кожевенной промышленности, торф, паклю,слюду и т. д. — в количестве 2—3% по массе от объема глинистого раствора(обычно количество инертных добавок определяется в зависимости от конкретныхусловий бурения).
Профилактические глинистые растворы для бурения в поглощающихгоризонтах готовят из химически обработанных растворов путем введения в них структурообразующихдобавок. В качестве последней прежде всего проверяют эффективность действия NaCl, так как она вряде случаев значительно повышает структуру раствора.
Когда действие NaCl недостаточно эффективно, в раствор добавляют жидкоестекло в количестве 3—5% по массе от объема глинистого раствора. Если при этомне будет обеспечена необходимая растекаемость раствора по конусу АзНИИ (10—11 см),тов раствор добавляют 0,5—1,0% известкового молока.
В качестве коагулирующей добавки можноиспользовать известь в сухом виде или в виде известкового молока. Рецептобработки раствора предварительно разрабатывают в лаборатории. Обычно известьдобавляют в количестве 10—20 кг на 1 м3раствора (1—2%по массе от объема глинистого раствора), приготовленного на пресной воде, и35—38 кг па 1 м3раствора, приготовленного на морскойводе.
Если в процессе бурения возникаютпоглощения средней интенсивности с более или менее значительным снижениемуровня раствора в скважине, то для их ликвидации готовят гель-цементы.
Основными компонентами гель-цементовявляются глинистый раствор, жидкое стекло и цемент. Количество тампонажногоцемента в 1 м3гель-цемента должно быть 0,5—0,9 m, аглинистого раствора 700—800 л. Для обеспечения более широкихвозможностей регулирования сроков схватывания в гель-цемент рекомендуетсядобавлять алебастр 15—25% по весу от веса цемента.
1.4 Обоснование выбора способа бурения ипроектирование режимов бурения
Основные требования к выбору способабурения — необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины привозможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтомуспособ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по ужепробуренным скважинам исоответствующих экономических расчетов.
Из анализа приведенных данных следует, чтодля геологического разреза характерны многочисленные интервалы, представленныемягкими породами, твердость которых ниже третьей категории по классификации Л.А. Шрейнера. Разбуривание таких пород целесообразно вести энергоемкимидолотами.
Эти, а также другие особенностигеологического разреза позволяют считать наиболее обоснованным выбор роторногоспособа бурения.
В основу выбора породоразрушающегоинструмента положены физико-механические свойства горных пород, литологическийразрез, перемежаемость пород, а также способ бурения, компоновка низа бурильнойколонны, режимные параметры бурения и степень износа долот.
Выбор управляемых оптимальных параметроврежима бурения (осевая нагрузка на долото и скорость его вращения) производитсяна основании анализа фактических данных бурения на площади Равнинная.
Выбор способа бурения производится сучетом условий проводки скважины, особенностей каждого из способов бурения, атакже на основании выбранных долот и режимов бурения.
Потребный расход бурового раствораопределяется из зависимости
Q = d * F
Где в – удельный расход жидкости л/с на см2
F – площадь забоя, см2.
В соответствии со способом бурения,режимными параметрами и естественнымиусловиями искривления скважин, наосновании анализа фактических данных бурения скважин производится выборкомпоновки
низа бурильной колонны.
Бурение в интервале 7-50 м.
Бурение осуществляется долотом III -490С-ЦВ роторным способом со следующей компоновкой низа бурильной колонны: долото490 С-ЦВ, бурильные трубы 140 мм.
Осевая нагрузка с 2-3 т,производительность — 34,1 л/с. число оборотовротора — 60-80 об/мин.Бурение в интервале 50-1010 м.
Бурение в интервале 50-1080 м ведетсяроторным способом долотами III 393,7 М-ЦВ (М-ГВ).
Режим бурения:
осевая нагрузка 4-12 тс;
производительность насосов 59,3 л/с;
число оборотов ротора 80 — 120 об/мин;
допустимое давление на насосах 114 кгс/см2;
диаметр втулок 170мм;
число двойных ходов 65 х/мин.
Бурение в интервале 1080-1010 м ведетсяроторным способом долотами III -393,7 С-ЦВ (С-ГВ).
Режим бурения:
осевая нагрузка 15 -18 тс;
производительность насосов 51,8 л/с;
допустимое давление на насосах 114 кгс/см2;
число оборотов ротора 90 — 100 об/мин;
диаметр втулок 170мм;
число двойных ходов 65 х/мин.
Компоновка низа бурильной колонны прибурении в интервале 50-1300м:
долото диаметром 393,7 мм + УБТС 1-229 40м + УБТС 1 — 203 72 м + УБТС 1-178 8м + бурильные трубы диаметром 140 мм.
Проработка ствола скважины в интервале30-1250 м производится в два этапа:
1. долото диаметром 393,7 мм + УБТС 1-2298 м + ЦС — 392 + УБТС 1-229 8м + УБТС 1-203 32 м УБТС 1- 178 8 м + бурильныетрубы диаметром 140 мм.
2.долото диаметром 393,7 мм + ЦС — 392 +УБТС 1-229 8 м +ЦС -392 +УБТС 1-229 8м + УБТС 1- 203 32 м УБТС 1- 178 8 м + бурильные трубыдиаметром 140 мм.
Бурение под колонну 245*219 мм в интервале1010-3835 м
Бурение в интервале 1300-2625 мпроизводится роторным способом
долотом 269,9 М-ГВ (МГ-Н)
Режим бурения:
осевая нагрузка 15-18 тс;
производительность насосов 35,3 л/с;
число оборотов ротора 100-120 об/мин:
Интервал 2625-4130 м бурится долотом111-269,9 С-ГНУ (С-ГНУ, СЗ-ГНУ) с нагрузкой на долото 18-22 тс,производительность насосов -33,5 л/с, число оборотов ротора 80-90 об/мин.
Расход раствора будет обеспечен двумянасосами на втулках 140 мм, допустимое давление на насосах до 180 кгс/см,-число двойных ходов -55-60 х/мин.
Компоновка низа бурильной колонны прибурении в интервале 1300-4100м:
долото диаметром 269,9 мм + УБТС 1-203 72м + УБТС 1-178 112 м + ПЖЦ (противожелобной центратор) + бурильные трубыдиаметром 127,140мм.
Отбор керна в интервале бурения под IIпромежуточную колонну производится следующей компоновкой бурильногоинструмента: колонковое долото К 212,7/80 СТ + КД ИМ — 190/80 «Недра» + УБТС1-203 72 м +УБТС 1-178 32 м + ПЖЦ — 243 + б/т диаметром 127,140мм. Бурение подэксплуатационную колонну 140 мм.
Бурение производится долотами 1-190,5 СЗ-Ни 111-190,5 С-ГВ роторным способом с нагрузкой на долото -10-15 тс,производительность насосов -16,7л/с, число оборотов ротора — 60-70 об/мин.
Расход бурового раствора будет обеспеченработой одного насоса с диаметром втулок 130 мм, допустимое давление на насосах- 200 кгс/см2, число двойных ходов — 60 х/мин.
Отбор керна в интервале бурения подэксплуатационную колонну производится следующей компоновкой бурильногоинструмента: колонковое ДОЛОТО К 187,3/80 СЗ + КД 11М — 190/80 «Недра» + УБТС1-146 108 м + УБТС 1-120 32 м + бурильные трубы диаметром 114,127 мм.
1.5 Методы ликвидации аварий
В процессе бурения нефтяных и газовыхскважин аварией считают нарушение технологического процесса, вызываемоеприхватом или поломкой с оставлением в скважине инструментов, элементовбурильной колонны или других предметов, для извлечения которых требуютсяспециальные работы.
Аварии происходит в основном вследствиебрака в работе или исполнителей технологического процесса, или изготовителейинструментов, оборудования и механизмов.
Основное число аварий в бурении возникаютв результате нарушения технических и технологических проектов.
Прежде чем приступить к ликвидации аварии,необходимо тщательно проанализировать ее на основе современного состояниятехники ловильных работ и опыта ликвидации аварии. При этом надо иметь в виду, чтоприменение и несоответствующего ловильного инструментаприводит кусложнению аварии, а нередко и к ликвидации скважины.
При подозрении на поломку инструмента вскважине бурильщик обязан немедленно приступить к подъему бурильной колонны.Одновременно, не прекращая основных работ и не оставляя своего поста, бурильщикдолжен уведомить мастера, а при отсутствии его -руководство предприятия обаварии.
Работы по ликвидации аварии ведутсябуровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложнымработам или главного (старшего) инженера предприятия. Если на буровойприсутствует несколько руководящих работников, то ответственным являетсястарший по должности, через которого мастеру передаются указания по ликвидацииаварии.
Перед спуском ловильного инструмента вскважину буровой мастер составляет эскиз общей его компоновки и ловильной частис указанием основных размеров. Из спускаемой колонны удаляют переводники суменьшенными площадями сечения проходных отверстий.
Перед проведением ловильных работпроверяют состояние талевого каната и спускоподъемного оборудования, а такжекрепление штропа вертлюга в зеве крюка.
Все замковые соединения бурильной колонныи соединения частей ловильного инструмента крепятся машинными, илиавтоматическими ключами.
Извлечение прихваченной части бурильнойколонны
Выбор того или иного вида ловильногоинструмента зависит от -характера слома колонны и состояния скважины.
Для подъема неприхваченных бурильных трубприменяют освобождающиеся и неосвобождающиеся ловильные инструменты.
Ловители являются наиболее распространеннымиловильными инструментами. Их не применяют, если вес оставшихся и скважине труб большедопустимой нагрузки на ловитель или если аварийная труба имеет сильноразорванный конец со сложной конфигурацией излома.
В первую очередь рекомендуетсяиспользовать наружные ловильные инструменты (ловители, наружные труболовки,колокола резьбовые и колокола гладкие), причем желательно с центрирующимиприспособлениями.
Предпочтение отдается освобождающимсяловильным инструментам.
Извлечение прихваченной бурильнойколонны.
Прихват — сложный вид аварии, которая непроисходит мгновенно. Прихват требует анализа обстоятельств аварии, изучениясостояния ствола, показателей и особенностей работы бурильной колонны в период,предшествующий аварии. Особенно подробно надо изучать наличие осыпей, обвалов,нефте — водо — и газопроявлений, сужений ствола, расположения неустойчивыхпластов и уступов; состояние бурильной колонны продолжительность ее работы,время и качество проведения профилактики четких проверок; состояние циркуляции,изменение подачи насосов и давления прокачиваемой промывочной жидкости.
1.6 Выбор типов и параметров буровых растворов
Буровые растворы выполняют функции,которые определяют не только. успешность и скорость бурения, но и вводскважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этихфункций — обеспечение острого углубления при устойчивом состоянии стволаскважины и хранение коллекторских свойств продуктивных пластов.
Тип бурового раствора, его компонентныйсостав и границы возможного применения устанавливают исходя из геологическихусловий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов,пластовых и горных давлений, забойной температуры.
Рецептуры и методы их обработки выбираютпоинтервально в зависимости от геолого-технических условий проходки скважины наосновании обобщения опыта на данном районе.
В связи с тем, что разрез сложен породами,склонными к потери устойчивости при снижении противодавления в скважине, атакже наличием в разрезе высоконапорных нефтегазопроявляющих горизонтов,исключающих снижение давления в скважине, для бурения выбирается глинистыйраствор на водной основе, хорошо зарекомендовавший себя при бурении скважин ваналогичных геологических условиях.
Интервал 0 — 1010 м.
Интервал сложен глинами и песчаникамиакчагыла, мэотиса, сармата, карагана и чокрака, где возможны осыпи, обвалыпород, поглощение бурового раствора и водопроявления. В плиоценовых отложениях(песчаники Апшеронского яруса) находятся залежи воды гидрокарбонатнонатриевоготипа, которые используются для питья.
С учетом вышеизложенного для буренияинтервала 0 — 1010 м выбираем экологически чистый полимерглинистый раствор.
Обработку раствора до глубины 1010 мпроизводим экологически чистыми реагентами — бентонитовая глина, КМЦ — 300,(УЩР), ФК-1.
Рекомендуемые параметры раствора прибурении данного интервала:
• плотность, гс/см3 — 1,19±0,02;
• вязкость по СПВ-5, с – 30 /> 45;
• водоотдача, см за 30 мин — 4,0 /> 5,0;
• СНС, мг/см2 через 1 и10 мин — 15 /> 20 / 20 /> 30;
• рН раствора, ед – 8 /> 9;
• содержание песка, % — до 2; ч
• толщина корки, мм — 1,5 /> 2,0.
Интервал 1010- 3835 м.
Интервал представлен отложениями Майкопа,фораминиферовых слоев, меловых и юрских отложений. Здесь в процессе бурениявозможны осложнения в виде осыпей, поглощений бурового раствора, прилипаниебурового инструмента и нефтегазоводопроявления.
С учетом вышеизложенного для буренияинтервала 1010- 3835 м выбираем гуматный раствор.
Обработку раствора в интервале бурения1010- 3835 м производим реагентами — УЩР, сода каустическая, хроматы, Лакрис-20и Лигнотин. Облагораживание бурового раствора производим бентонитовой глиной. Вкачестве смазывающей добавки используем ФК-1, который предназначен дляобработки буровых растворов с целью улучшения их смазочных, ингибирующих ифильтрационных свойств, а также для исключения нефти, СМАДа и другихэкологически опасных смазывающих добавок.
Рекомендуемые параметры раствора прибурении данного интервала:
• плотность, гс/см3 — 1,24±0,02;
• вязкость по СГТВ-5, с — 35 /> 45;
• водоотдача, см3 за 30мин — 3,0 /> 4,0;
• СНС, мг/см2 через 1 и10 мин – 152 /> 0 / 30 5/> 0;
• рН раствора, ед — 8 /> 10;
• содержание песка, % — до 2;
• толщина корки, мм — 1,01 /> 5.
Интервал 3835 -4100 м.
Интервал представлен отложениями нижнейюры и триасовых обложений. Здесь в процессе бурения возможны осложнения в видепоглощений бурового раствора, прилипание бурового инструмента инефтегазоводопроявления.
С учетом вышеизложенного, а также длясохранения коллекторских свойств продуктивныхпластов для буренияинтервала 3835 — 4100 м выбираем полимерхромгуматный раствор.
Обработку раствора в интервале бурения3835 -4100 м производим реагентами — УЩР, сода каустическая, КМЦ-600, хроматы,Лакрис-20, и Литнотин. Облагораживание бурового раствора производимбентонитовой глиной. В качестве смазывающей добавки используем ФК-1, которыйпредназначен для обработки буровых растворов с целью улучшения их смазочных,ингибирующих и фильтрационных свойств, а также для исключения нефти, СМАДа идругих экологически опасных смазывающих добавок. При бурении данного интерваладля сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в раствор добавляетсямел.
Рекомендуемые параметры раствора прибурении данного интервала:
• плотность, гс/см3-1,13±0,02;
• вязкость по СПВ-5, с – 30 /> 40;
• водоотдача, см3 за 30мин — 2,0 /> 34,0;
• СНС, мг/см2 через 1 и10 мин – 152 /> 0 / 30 /> 50;
• рН раствора, ед – 81 /> 0;
• содержание песка, % — до 2;
• толщина корки, мм — 1,0 /> 1,5.
Кроме того, перед спуском обсадных колонн,в раствор добавляется серебристый графит.
При разбуривании цементных стаканов имостов в раствор добавляется кальцинированная сода.
1.7 Обоснование выбора типоразмеров ПВО
При замещении бурового раствора пластовымфлюидом устьевое давление
Ру = 0,1х 4100 х (1,1-0,72) =16,45 МПа.
Рабочее давление ПВО определяется поформуле:
РРаб=1,1хРу=1,1x16,45 = 18,1 МПа.
По конструкции скважиныи рабочемудавлению подходит обвязка колонной головки типа ОКК2х350-168x245x324.
Согласно «Правилбезопасности нефтяной и газовой промышленности»выбираем схему превенторной установки, обеспечивающую герметизации скважины приспущенной колонне и без нее (два превентора — с трубными и глухими плашками,универсальный превентор).
Диаметр долота 190,5 мм. По рабочемудавлению подходит ПВО типа ОП2 — 230 х 35, включающее в себя: превенторуниверсальный ТУ 1 -230 х 35; два плашечных превентера 11111 — 230 х 35;манифольд МПБ 2 -80 х 35. Масса комплекта 17150 кг.
Данный комплект ПВО имеет номинальныйдиаметр проходного сечения 230 мм, а, следовательно, в случае выброса можетзагерметизировать устье как при спущенной бурильной колонне, так и при колоннеобсадных труб.
1.8 Обоснование способа вхождения впродуктивный пласт
Вхождение в продуктивный пласт — этопорядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и вовремя разбуривания продуктивной толщи.
Вскрытие продуктивных пластов являетсязавершающим и наиболее ответственным этапом бурения скважины. В зависимости отусловий бурения и эксплуатации применяют следующие основные схемы заканчиванияскважин.
• перекрытие обсадной колонной вышележащихгорных пород до кровли продуктивного пласта с последующим вскрытиемпродуктивного пласта и перекрытием его эксплуатационной колонной илихвостовиком. Если продуктивные пласты представлены устойчивыми породами,эксплуатационную колонну не спускают в скважину;
• полное вскрытиепродуктивного пласта с последующим спускомкомбинированной обсадной колонны и применением манжетного способацементирования. Манжетаустанавливается на уровне кровли продуктивногопласта;
• полное вскрытие продуктивногопласта со спуском колонны сплошным цементированием и последующимпростреливанием отверстий против продуктивных пластов.
Методы вскрытия пласта в зависимости отпластового давления, степенью и дренирования и других факторов могут бытьразличными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.
1. При вскрытии пласта с высокимдавлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанированияскважины;
2. При вскрытии пласта должны бытьсохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойнойзоны.
3. Иногда в кровле продуктивногопласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или после вскрытияпласта.
Фильтры могут быть как с круглыми, так исо щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры не всегда надежно предотвращаютпоступления песка в скважину или часто засоряются. Поэтому применяют также идругие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка вскважину.
1.9 Способ освоения скважины
После спуска колонны-подъемника изнасосно-компрессорных труб и скончания монтажа фонтанной арматуры приступают квыполнению последней и очень важной операции — освоению скважины.
Под освоением понимают проведение рядамероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до наибольшегозначения (для данной категории скважины) и подъема ее на дневную поверхность всборные резервуары, а газа — в газопроводы.
При освоении скважины, параметры буровогораствора приводят в соответствие с требуемыми.
При отсутствии притока глинистый растворзаменяют на воду. В случае отсутствия притока из пласта снижают уровеньжидкости в скважине «спя уменьшения давления на забой. Проектом предусмотреноснижение уровня в эксплуатационной колонне на 1500 м.
Вытеснение жидкости из скважины сжатымазотом производят с помощью передвижного компрессора высокого давления — АГУ-8КОсвоение скважинынагнетанием сжатого азота осуществляется по следующей схеме.Через задвижку компрессором в затрубное пространство нагнетают сжатый азот,который вытесняет воду через спущенные в эксплуатационную колонну компрессорныетрубы. Давление на забое сильно снижается, что вызывает интенсивный притокнефти и газа из пласта. В результате при наличии высокого давления в пластепроисходит фонтанирование.
В случае отсутствия притока из пластаприменением методов, основанных на снижении забойного давления, проводятразличные операции по воздействию на призабойную зону пласта, т.е. осуществляютгидромеханическое, химическое или комбинированное воздействия, после чего вновьиспользуют способы, направленные на снижение забойного давления и вызов притокаиз пласта
1.10 Контроль качества цементирования
нефтяная скважина бурениепласт
Наличие цементного камня проверяется спомощью АКЦ после ОЗЦ.
Сцепление цементного кольца с обсаднойколонной и стенками скважины проверяется АКЦ после ОЗЦ.
Герметичность крепи проверяетсяопрессовкой после ОЗЦ. Герметичность цементного кольца проверяется опрессовкойпосле разбуривания цементного стакана и углубления под следующую колонну на 1-3м.
В случае недоподъема цементного растворадо устья скважины необходимо провести ОЦК для определения высоты подъемацементного раствора.
1.11 Выбор буровой установки
Исходными данными при выборе буровойустановки являются проектная глубина и конструкция скважины.
Буровую установку выбирают по еемаксимальной грузоподъемности [GKp], обусловливающей вес в воздухе наиболее тяжелойколонны бурильных или обсадных труб:
Gбк. (или Gок.)
Вес кондуктора
Gк = 5,22т
Вес I промежуточной колонны
G1пр = 98,42т
Вес II промежуточной колонны
GIIпр=132,29т
Вес эксплуатационной колонны
Gэ.к.= 115,25т
Максимальный вес бурильной колонны с УБТ
Gб.к=159, 26т
Из приведенного расчета следует, чтонаибольшую нагрузку БУ будет испытывать при бурении под вторую промежуточнуюколонну.
Максимальные нагрузки с учетомрасхаживания:
от веса бурильной колонны
Gбк= 159, 26 х 1,25 — 199,08 т;
от веса наиболее тяжелой обсадной колонны
Gб.к= 132, 29 х 1,25 — 165,36 т;
Для бурения данной скважины используембуровую установку ВМ -53 Д. Грузоподъемность установки ВМ — 53 Д — 320 Т.
РАЗДЕЛ 2. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
2.1 Обоснование режима спуска обсадныхколонн
Под режимом спуска обсадной колонныпонимают сборку обсадных труб в колонну СПУСК ее в скважину на длину каждойтрубы, долив бурового раствора и промывку ствола.
Проектные решения должны обеспечить спускобсадной колонны в заданный интервал ствола скважины без осложнений,удовлетворительную подготовку обсадной колонны и затрубного пространства кцементированию при выполнении технологических требований и инструктивныхуказаний по продолжительности проведения отдельных операций.
Обеспечение этих требований учитываетсявведением соответствующих ограничений:
• на предельные давления Р вгидравлическом канале скважины; обеспечивающие отсутствие гидроразрыва пород,поглощений бурового раствора и нефтегазопроявлений при спуске колонны ипромывке скважин:
Р≤[Рпол]i
— где[Рпол]i — допустимые давления поглощения любого i-гo пласта в разрезе
• на предельные напряжения (ti) в обсадныхтрубах, их соединениях, элементах подъемной системы буровой установки:
Τ≤[Τпол]i,
где Τi- проектныенапряжения в каждом 1 -м элементе
колонны и оборудования;
• на недопущение поврежденияэлементов колонной и заколонной технологической оснастки при спуске колонны вскважину.
Как правило, практикаэксплуатации оборудования и проводка скважины позволяет учесть эти требования ввиде ограничений на скорость спуска труб, частоту вращения барабана лебедки идругих элементов подъемной системы, разгрузку индикатора веса, интенсивностьторможения.
Технологическим обоснованием ограниченияскоростей спуска обсадных колонн служит то обстоятельство, что при движенииколонны повышается роль всякого рода неровностей ствола скважины, которыеявляются возможным источником образования сальников и закупорки затрубногопространства, а также причиной глубокого внедрения колонны в стенку скважины иостановки процесса спуска. При этом с ростом диаметра колонны следует уменьшитьскорость ее спуска.
Исходя из практического опыта, можнопринять в качестве верхней границы средней скорости спуска, следующие значения VT (м/с).
Кондуктор… 0,5
Промежуточная колонна… 0,8
Эксплуатационная колонна… 1,0
2.2 Обоснование режима спускаэксплуатационной колонны
Спуск колонны будет осуществляться сприменением клиновых захватов или спайдеров, в том числе спайдера — элеваторана крюке талевой системы.
Допускается применение элеваторов в началеспуска до достижения массы колонны (с учетом облегчения ее в буровом растворе),соответствующей коэффициенту запаса прочности на страгивание (растяжение)верхних резьбовых соединений не менее 1,5.
До смазки резьба должна быть очищенанеметаллической щеткой или другим приспособлением, обезжирена и протерта насухос принятием мер по предотвращению загрязнения и попадания влаги перед смазкой исвинчиванием.
Для свинчивания и закрепления резьбовыхсоединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, какправило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером с показывающим изаписывающим устройствами.
Допускается закрепление машинными ключамирезьбовых соединений труб кондукторов и промежуточных колонн, после которых неожидается вскрытие газовых и газоконденсатных пластов, а также нефтяных пластовс АВПД.
«Усиление» резьбовых соединений приненормальном свинчивании труб любой марки стали и любым способом запрещается.
При ненормальном свинчивании трубу следуетотсоединить и забраковать.
Перед подачей на мостки буровойпредохранительные кольца на ниппелях должны быть ослаблены для легкогоотвинчивания «от руки», а предохранительные ниппели из муфт полностьювывернуты.
На муфту затаскиваемой к ротору трубы долженодеваться легкий безрезьбовый колпак.
До подачи на мостки буровой к ротору длинакаждой трубы и встраиваемых в колонну элементов технологической оснастки должныбыть подвергнуты контрольному измерению стальной рулеткой.
Башмак обсадной колонны долженнавинчиваться «на весу» после затаскивания обсадной трубы и закрепляться нароторе.
Центраторы, турболизаторы и скребкинеобходимо одевать и закреплять на трубах, на мостках буровой передзатаскиванием труб.
Спуск обсадной колонны необходимоосуществлять со скоростью, рассчитанной поинтервально в соответствии с РД 39 — 00147001 — 767 -2000.
Максимально допустимая скорость спускаобсадной колонны [V]i изусловия предотвращения поглощения бурового раствора и непревышения репрессии напродуктивные пласты, имеющей место при их вскрытии и углублении скважины,вычисляется по формуле:
/>/>
где[P]i — допустимое давление на рассматриваемый пласт, МПа;принимается равным величине максимального гидравлического давления, имевшегопри последних долблениях;
PRI-гидростатическое давление на рассматриваемый пласт, МПа, при последнихдолблениях;
Ii — длины участков спущенной части колонны до подошвырассматриваемого пласта с одинаковыми для данного участка Di и di м; спущенная ниже кровли пласта часть колонны, неучитывается;
di и Di — соответственно диаметр обсадной колонны, в том числе бурильных труб,на которых спускается секциями потайная колонна, и средневзвешенный на длине Ii, диаметр ствола скважины, м;
рб — плотность буровогораствора в скважине, кг/м3 ;
£ — коэффициент гидравлическихсопротивлений; рассчитывается для измеренных реологических параметров буровогораствора по известным зависимостям; при отсутствии данных принимается равным0,055.
Выбор скорости спуска обсадной колонныосуществляется дифференцированно в зависимости от длины спущенной части колонныотносительно рассматриваемого пласта в следующем порядке.
Исходя из условия безопасного спуска,примем скорость спуска, равную 0,5-1,0 м/с.
При промывках скважины, технологическихили вынужденных остановках и после окончания спуска обсадную колонну необходимопериодически расхаживать.
После окончания допуска колонны, в томчисле оборудованной устройством для ступенчатого цементирования, до проектнойглубины необходимо сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного клапана.
2.3 Расчет допустимой глубиныопорожнения колонны
Спуск колонны с заранее помещенным шаромили преждевременное сбрасывание его в трубы запрещается без крайнейнеобходимости.
При вынужденном спуске (допуске) колонныбез самозаполнения необходимо осуществлять периодический долив колонны собеспечением четырехкратного запаса прочности порциями бурового раствора V, м3, определяемыми из выражения
/>м3
где d — внутренний диаметр доливаемых обсадных или бурильных труб, м;
Р — меньшая из двух величин, давлениесмятия обсадных труб или паспортный допустимый перепад давления на обратныйклапан, МПа;
р — плотность бурового раствора, кг/м3
g — ускорение свободного падения, м/с2
Долив колонны осуществляется через L, м, спущенныхтруб
/>м
Колонну следует доливать через каждые 650м.
2.4 Оснастка обсадных колонн
Кондуктор диаметром 426 мм
Кондуктор спускается на глубину 30 м водну секцию. Низ кондуктора оборудуется стальным башмаком с цементнойнаправляющей пробкой БКМ 426. На 10 м от башмака устанавливается ЦКОД — 426 — 2, он же является и «стоп» кольцом.
Первая промежуточная колонна диаметром299 мм Спускается на глубину 1010 м водну секцию. Низ секции оборудуется стальным башмаком с цементной направляющейпробкой БКМ 324. На 20 м от башмака устанавливается ЦКОД-324-2, он же являетсяи «стоп» кольцом. Пружинные центраторы ЦЦ-324/394-1 установить на глубинах: 10м, 50 м, 100 м, далее через 50 м — 25 центраторов, выше башмака через 20 м — 3центратора. Общее количество центраторов — 31 шт.
Вторая промежуточная колонна диаметром219x245 мм
Спускается на глубину 3835 м в две секции.
Первая секция длиной 1480 мустанавливается в интервале 3835 – 2355м. Низ секции оборудуется стальнымбашмаком с чугунной направляющей пробкой БП-219. На 20 м от башмакаустанавливается ЦКОД-219-2, он же является и «стоп» кольцом. Пружинныецентраторы ЦЦ-219/270-1 установить через 25 м. Общее количество пружинныхцентраторов — 59 шт. Секция спускается при помощи левого разъединителя РРГ-219.
Вторая секция длиной 2355м устанавливаетсяв интервале2355- 0 м. Низ секции оборудуется стыковочным башмаком отРРГ-219. ЦКОД-219-2 устанавливается на 20 м от башмака, он же является и «стоп»кольцом. Пружинные центраторы ЦЦ-219/270-1 установить через 25 м в интервале2650-1250 М, а В интервале 0-1250 м через 45 м. Муфту ступенчатогоцементирования МСЦ 1-245 установить на глубине 1200 м. По одному пружинномуцентратору на трубу выше и ниже МСЦ 1—245. Всего пружинных центраторов 84 шт.
Эксплуатационная колонна диаметром 146мм
Спускается на глубину 4100 м.
Низколонны оборудуется стальным башмаком счугунной направляющей пробкой — БП-219. На 30 м от башмака устанавливаетсяЦКОД-140-1, он же является и «стоп» кольцом. Пружинные центраторы ЦЦ-140/191-1установить через 25 м в интервале 4100-3835 м, а в интервале 3835-^00 м — через45 м. Общее количество пружинных центраторов — 45шт.
2.5 Цементирование обсадной колонны
Цементирование обсадных колонн являетсяодним из важнейших процессов при проходке нефтяных и газовых скважин.
Чтобы предохранить стенки скважины отобрушения пород, предупредить возможность сообщения продуктивных и водоносныхпластов между собой и чтобы создать канал, по которому нефть или газ могли быподниматься с забоя до устья скважины без потерь, необходимо крепить ствол.
Скважину крепят металлическими трубами, называемымиобсадными. Но при креплении их только обсадными трубами не получают надежной изоляциипластов и эти пласты не разобщаются. Для их разобщения необходимо в затрубноепространство между обсадными трубами и стенками скважины закачать цементныйраствор.
После определенного срока твердения (ОЗЦ)цементный раствор, превратившись в цементный камень, разобщает водоносные,нефтеносные и газоносные пласты в интервале подъема цементного раствора.
Перед проведением цементирования обсадныхколонн определяют необходимую высоту подъема тампонажного раствора за колоннойс учетом требований охраны недр; выбирают способ цементирования и тампонажныематериалы в зависимости от геологических и физико-химических условий.
В настоящее время существуют несколькоспособов цементирования. К ним относятся: одно и двухступенчатоецементирование, манжетное цементирование, цементирование под давлением,цементирование хвостовиков.
Процесс одноступенчатого цементированиязаключается в следующем. После того как обсадная колонна спущена, скважинуподготавливают к цементированию, промывая ее после спуска обсадной колоннытруб.
Двухступенчатое цементирование скважинрекомендуется применять в следующих случаях: если возникают трудноститехнического порядка, не позволяющие поднять уровень цементного раствора; назабое высокая температура. При нормальном цементировании ствола скважины можетвозникнуть опасность цементирования малодебитных или сильно дренированныхпластов. В этом случае нижняя часть эксплуатационной колонны, в пределах нефтеносногои газоносного пласта составляется из перфорированных труб — фильтра, т.е.производится манжетное цементирование скважин.
Манжета представляет собой воронку,изготовленную из эластичного материала (брезента, кожи и т.п.), высотой 60-70см, причем верхний диаметр манжеты несколько больше диаметра скважины
РАЗДЕЛ 3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
3.1. Исходные данные для расчета стоимостистроительства 1м скважины
№ Наименование показателей
Единица
измерений Показатели 1 Затраты на подготовительные работы к строительству скважины — всего т.р. 70,0 2 Строительство и разборка вышки и привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования т.р. 66,0 3 Подготовительные работы к бурению (постоянные по сметной документации) т.р. 40,0 4 Промыслово – геофизические работы — всего % 6,0 5 Дополнительные затраты при производстве строительно – монтажных работ в зимнее время % 0,65 6 Испытание скважин на продуктивность т.р. 50,0 7 Накладные расходы в %-х от прямых затрат % 18,0 8 Плановые накопления % 8,0 9 Резерв на непредвиденные работы и затраты % 2,0 10 Налог на добавленную стоимость % 18,0
3.2 Расчет затрат для определения сметной стоимости (цены)строительства 1м. скважины
1. Общая сумма затрат наподготовительные работы к строительству скважины (строка 1) задаются вдипломном проекте и составляют 70 т.р.
2. Затраты на строительство иразборку вышки и привышечных сооружений, монтаж и демонтаж буровогооборудования задаются и составляют 66 т.р.(строка 2).
3. Затраты на подготовительные работык бурению (постоянные по сметной документации) задаются и составляют 40т.р.(строка З).
4. Затраты на бурение скважиныопределяются поинтервально и зависят от глубины скважины.
а) при бурение под кондуктор (глубинаспуска 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 скважинысоставила 1273,9 т.р.
5. Затраты по креплению скважинытакже рассчитываются в зависимости от глубины спуска и затем суммируются
а) затраты по креплению кондуктора до30 м. составляют 6 т. р.,
А затраты на спуск и креплениепромежуточных колонн составляют:
б) при спуске 1-й промежуточнойколонны на глубину до 1010 м. затраты на крепление составляют 190,2 т.р.
в) при спуске 2-й промежуточнойколонны до глубины 3835м. — 484,5 т.р.
г) при спуске эксплуатационнойколонны до 4100 м. — 51,2т.р.
Общая сумма затрат по креплению скважинысоставляет — 731,9 т.р.
6. Общая сумма промыслово-геофизическихработ (строка 4) рассчитывается в % от суммы затрат на бурение, крепление ииспытание первого объекта, т.е.
5,4% *( 1273,9 + 731,9 + 45)/100 = 110,7т.р.
7. Дополнительные затраты при производствестроительно-монтажных работ в зимнее время (строка 9) берутся в размере 0,85%от суммы затрат по строке 3 и 4, т.е.
0,85% * 106/100 = 0,9 т.р.
Общая сумма прямых затрат составляет2288,4 т.р. (строка 11).
Накладные расходы берутся в размере 18,0%от суммы прямых затрат, т.е.
18,0% * 2288,4/100 = 411,9 т.р. (строка12).
Итого с накладными расходами 2288,4 +411,9 = 2700,3 т.р.
Плановые накопления составляют 8% от общейсуммы, т.е.
8 * 2700,3/100-216,0 т.р.
Итого с плановыми накоплениями 2700,3 +216,0 = 2916,3 т.р.
Затраты на транспортировку вахт наземным способомрассчитываются следующим образом:
а) в вышкостроении — 6% от суммы(стр.3 + стр.4): 6 * 106/100 = 6,4 т.р.
б) в бурении и креплении — 5% отсуммы (стр.6 + стр.7)
5 * ( 1273,9 + 731,9)/100= 100,3 т.р.
в) в испытании — 5% от строки 10: 5 *45/100 = 2,3 т.р.
Общая сумма затрат составляет — 109,0 т.р.
Резерв на непредвиденные расходы изатраты, оставляемые в распоряжении буровой организации берется в размере 2% отстоимости выполненных работ, т.е.
2 * 3025,3/100 = 60,5 т.р.
Итого затрат на строительство скважины:3025,3 + 60,5 = 3085,8 т.р.
Налог на добавленную стоимость берется вразмере 18% и составляет
18 *3085,8/100 = 555,4 т.р.
Всего затрат на строительство скважины,зафиксированных в базе для расчета цены 1м. строительства скважины составляет3085,8 + 555,4 = 3641,2 т.р.
В связи с инфляцией необходимо сделатьперерасчет всех затрат с учетом переводного коэффициента Кпер =22,4, т.е.
3641,2 * 22,4 = 81562,9 т.р.
Сметная стоимость (цена) строительства 1м. скважины составляет 81562,9/4100= 19893 руб/м.
№
п/п Наименование показателей
един.
измер.
Показатели
задания расчетные 1 2 3 4 5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
Глубина скважины
Глубина спуска обсадной колонны
б) кондуктор
в) I промежуточная колонна
г) II промежуточная колонна
д) Эксплуатационная
Затраты на подготовительные работы
к строительству скважины — всего
Строительство и разборка вышки и привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования
Подготовительные работы к бурению
(постоянные по сметной документации)
Затраты на бурение скважины -всего:
в том числе:
а) при бурении под кондуктор
б) при бурении под I пром. колонну
в) при бурении под II пром. колонну
г) при бурении под экспл. Колонну
Затраты по закреплению скважины -всего
в том числе:
а) по крепленю кондуктора
б) по креплению I пром. колонны
в) по креплению II пром. колонны
г) по креплению экспл. Колонны
Промыслово- геофизические работы-всего
Дополнительные затраты при производстве строительно-монтажных работ в зимнее время
Испытание скважины на продуктивность
Итого прямые затраты (3+…..+11)
Накладные расходы в % от прямых затрат
Итого с накладными расходами
Плановые накопления
Итого с плановыми накоплениями
Транспортировка вахт наземным транспортом
в том числе:
а) в вышкостроении
б) в бурении и креплении
в) в испытании
Резерв на непредвиденные работы и затраты,
оставляемые в распоряжении буровой организации (в % от стоимости выполненных работ)
Прочие работы и затраты
Итого затрат на строительство скважины
Налог на добавленную стоимость
Всего затрат на строительство скважины, зафиксированных в базе для расчета цены 1м. скважины
Всего затрат на строительство скважины с учетом переводного коэффициента
(Кпер = 22,4)
Сметная стоимость (цены) строительства 1м. скважин
м
м
м
м
м
м
т.р.
т.р.
т.р.
т.р.
т.р.
т.р.
т.р.
т.р.
т.р.
т.р.
т.р.
т.р.
%, т.р.
%, т.р.
т.р.
т.р.
%, т.р.
т.р.
%, т.р.
т.р.
т.р.
%, т.р.
%, т.р.
%, т.р.
%, т.р.
т.р.
т.р.
%, т.р.
т.р.
т.р.
р/м
4100
30
1010
3835
4100
40,0
66,0
20,0
5,4
0,85
45,0
18,0
8,0
6,0
5,0
5,0
2,0
18,0
40,0
66,0
20,0
1273,9
2,1
314,0
885,9
71,9
731,9
6,0
190,2
484,5
51,2
110,7
0,9
45,0
2288,4
411,9
2700,3
216,0
2916,3
109,0
6,4
100,3
2,3
60,5
3085,8
555,4
3641,2
81562,9
19893
РАЗДЕЛ 4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ИНЕДР
4.1 В процессе проводки ствола скважины
Источниками выбросов вредных веществ ватмосферу при бурении и испытании скважин являются: двигатели внутреннегосгорания буровой установки, амбары для буровых сточных вод, циркуляционнаясистема, амбар для запасного глинистого раствора, топливо масло установка,емкость для хранения нефти, глиномешалка, факельная установка, ёмкость длясбора нефти, устье скважины, привенторный амбар.
Проектом предусматривается проведения следуювдихосновных мероприятий по защите воздушного бассейна:
• строгое соблюдениярежимно-технологических регламентов и требований инструкций по предотвращениюнефтегазопроявлений в процессе строительства скважин; обязательная установка наустье бурящихся- скважшг противовыбросовое оборудование с гидравлическимприводом;
• установка барботажной ёмкости наконцах выхлопных коллекторов дизельных установок, для нейтрализации выхлопныхгазов в 10 % «известковом молочке;
• установка на всех ёмкостях ирезервуарах для хранения нефти и ГСМ дыхательных клапанов и герметичнозакрывающихся люков;
• покраска резервуаров и ёмкостейсветоотражающей краской;
• хранение химреагентов и сыпучихматериалов для приготовления буровых растворов в не нарушенной таре в крытомсарае с бетонированным полом; обязательный вывоз этих материалов по окончаниюстроительства скважины;
• производство испытания скважинтолько через передвижную трапную установку, обеспечивая сбор нефти в закрытыеёмкости и сжигания попутного газа на специальном факельном устройстве.
Охрана водной среды
Сточные воды, загрязнённыенефтепродуктами, минеральными и органическими примесями в процессеповерхностной миграции и инфильтрации загрязняют поверхностные и подземныеводы. В результате этого изменяются химические и органолептические свойстваводы. При сбросе сточных вод в водоем ухудшаются физические свойства воды; вней растворяются токсичные вещества, образуется поверхностная плёнка нефти иосадок на дне водоёма. Биохимическое окисление токсичных веществ в водоёмесопровождается непрерывной миграцией тяжёлых её фракций с поверхности на дно иобратно. Токсичные вещества, скопившиеся на дне водоёма в анаэробных условиях,сохраняются длительное время и являются источниками вторичного загрязнения водоёмов.
Таким образом, при бурении скважинывозможно загрязнение поверхностных и грунтовых вод за счёт некачественнойгидроизоляции амбара, технологических площадок, при аварийных разливах нефти,поступление нефти и минерализованных вод в подземные воды в результатеперетоков по затрубному пространству и др.
С целью не допущения загрязнения воднойсреды, охраны и рационального использования водных ресурсов проектомпредусматривается проведение следующих основных мероприятий:
• обеспечения оборотного водоснабженияна буровой;
• с целью исключения загрязненияводоносных горизонтов, почвы, скважина будет буриться глинистым раствором сприменением экологически безвредным заменителем нефти ФК-1 (ТУ-39-00147001-164-97);
• гидроизоляция буровых амбаров длясброса бурового шлама (БШ), отработанного бурового раствора (ОБР) и БСВустройством противофильтрационных экранов из цементно-бентонитовой пастытолщиной 0,15м;
•бетонирование площадок под вышечным, агрегатным,насосными блоками буровой установки;
•устройство бетонированных стоков из под буровогооборудования с уклоном в сторону амбара для БСВ;
•сооружение бетонированного амбара у блока ГСМ буровойна случай аварийного разлива нефтепродуктов;
•реагентная очистка (осветление) БСВ коагулянтоми ифлокулянтами с целью экономии воды.
Охрана недр в процессе бурения
Ресурсы недр могут быть истощены за счетгрифонообразования, открытого фонтанирования скважин, межпластовых перетоков,нерационального использования минеральных ресурсов.
В процессе бурения скважины в результатенарушений технологических требований и единых технических норм возможнызагрязнения пластов с питьевыми водами, а также за счёт заколонных перетоковфлюидов.
Проектом предусматривается проведенияследующих мероприятий по охране недр:
• строгое соблюдениережимно-технологических регламентов бурения и выполнение всех мероприятий попредупреждению газоводонефтепроявлений и открытых фонтанов;
• использование при креплениискважин высокопрочных обсадных труб с герметичными резьбовыми соединениями;
• использование для цементированияобсадных колонн высококачественных тампонажных материалов, соответствующихусловиям скважины;
• обеспечение высоты подъёма цемента заколоннами при цементировании обсадных колонн строго по проекту;
• обязательная установка на устьескважин и качественное цементирование 7- метровых шахтных направлений длянадёжной изоляции грунтовых вод и предотвращения грифонообразования;
• прохождение водоносных горизонтовс запасами пресных вод в процессе бурения с использованием буровых растворов,не содержащих токсичных химических реагентов;
Обеспечение для надёжной изоляцииводоносных горизонтов обязательного спуска в скважину кондуктора на необходимуюглубину и цементирования его на всю длину
4.2 Охрана недр в процессе эксплуатации скважины
Задача охраны недр состоит изосуществления системы мероприятий по предотвращению потерь нефти и газа из-занизкого качества проводки скважины, неправильной разработки нефтяных залежей иэксплуатации скважины.
Для предотвращения осложнений, возникающихв процессе эксплуатации месторождения, необходимо:
• обеспечить постоянную оптимизациюрежима эксплуатации скважин и технологического режима разработки месторожденияс целью достижения максимального коэффициента извлечения нефти;
• при обнаружении в межколонномпространстве скважин давления или выделения вокруг них следует выяснить причинуэтих явлений и незамедлительно принять меры по их ликвидации;
• при проведении работ по увеличениюпроизводительности скважины путем воздействия на призабойную зону должны бытьобеспечены:
• целостность обсадных колонн ицементного камня за ними;
• сохранность устойчивости пород впризабойной зоне.
4.3 Приэксплуатации НГС
Всеспособы освоения скважин основаны на принципе снижения противодавления на еезабой для получения притока жидкости из пласта. В одних случаях это достигаетсяснижением уровня жидкости.
Освоениескважин заменой жидкости в стволе жидкостью меньшей плотности. Послеперфорации эксплуатационной колонны и спуска насосно — компрессорных труб приступаютк замене жидкости в стволе скважины жидкостью меньшей плотностью.
Воизбежание нежелательных явлений при освоении скважин необходимо осуществлятьплавный запуск скважины (плавно продавливать столб жидкости в скважине), длячего следует регулировать отбор жидкости устьевыми штуцерами с одновременным регулированиемрасхода рабочего агента.
Поэтомуперед освоением скважины этим методом необходимо установить нагазовоздухопроводе обратный клапан и манометр, отпрессовать линию и обвязку на полуторакратноедавление от ожидаемого максимального рабочего давления.
Освоениескважин аэрацией. Освоение скважин этим способом заключается впостепенном уменьшении плотности смеси в колонне труб одновременным нагнетаниемв скважину воды или нефти и сжатого газа или воздуха. Благодаря постепенномупереходу на смесь меньшей плотности давление на забой плавно уменьшается, что испособствует постепенному увеличению потока в скважину.
Освоениескважин с поршневанием. При поршневании скважин, когда устье остается негерметизированным,загрязняются рабочая площадка, территория вокруг скважины, создаются опасные условиеработы (скользкость) и возникают опасности пожара и отправление рабочих газом,особенно содержащим сероводород.
РАЗДЕЛ 5. ОХРАНА ТРУДА
5.1 Правилабезопасной, эксплуатации- бурового оборудования и инструмента
При бурении нефтяных и газовых скважинзначительное число несчастных случаев гфоисходит в процессе эксплуатацииоборудования.
Главные механики и энергетики отвечают заисправное состояние и своевременное испытание паровых котлов, аппаратов,компрессорных, насосных и газовых установок. Начальник транспортного цехаотвечает за правильное содержание и безопасную эксплуатацию транспортныхсредств. Буровой мастер обязан организовать проведение всех работ в точномсоответствии с требованиями технологии и правил безопасности, продлить вустановленные сроки инструктаж рабочих.
Новые работники к самостоятельной работедопускаются только после прохождения инструктажей по безопасному ведению работ,проверки знаний, в необходимых случаях, и соответствующего производственного обученияи стажировки. На предприятии проводится целый спектр инструктажей: вводный иинструктаж на рабочем месте, который в свою очередь подразделяется напервичный, периодический, внеочередной и специальный (целевой).
Обеспечение пожаробезопасности
Мероприятия по пожарной безопасностиразделяются на четыре основные группы:
а) предупреждение пожаров;
б) ограничение сферы распространенияогня;
в) максимальное сохранение ценностейв зоне пожара;
г) создание условий эффективноготушения пожаров.
Своевременныйпрофилактический осмотр оборудования и уход за НИМ создают условия длябезопасной и безаварийной работы
5.2 Техника безопасности при приготовлении, очистке иобработке буровых растворов
При приготовлении промывочного растворанепосредственно на буровой последняя до начала проводки скважины обеспечиваетсятребуемым количеством доброкачественной глины, На буровой устанавливаетсяглиномешалка, сооружается навесы, сараи, площадки и емкости для хранения глины,бурого угля, химических реагентов и т.д.
Для удобства обслуживания глиномешалкидолжны оборудоваться трапом шириной не менее 1,5 м с перилами. Угол наклонатрапа не должен превышать 30°.
Для улучшения качества промыв очныхжидкостей их обрабатывают химическими реагентами.
Приготовление химических реагентов дляобработки промывочной жидкости в условиях буровой является трудоемким, опаснымпроцессом.
При подготовке химических реагентоврабочие должны соблюдать меры предосторожности.
Необходимо учитывать, что едкий натр всильной концентрации дает ожоги всех степеней, а в умеренных концентрацияхобезжиривает кожу.
При работе с едким натром рабочие недолжны допускать попадания его на открытые части тела.
При приготовлениихимических реагентов возникает опасность ожогов рук, лица и глаз рабочих отпопадания отлетевших частиц каустической соды и других реагентов для защиты отожогов рабочие должны обязательно работать в резиновых сапогах, фартуке,перчатках и защитных очках или специальных масках сочками, причемвсегда стоять с наветренной стороны.
Перед ремонтом гидромешалки необходимоперекрыть нагнетательный трубопровод, а на проходной задвижке или пусковомустройстве насоса вывесить предупредительный плакат: «Не включать — работаютлюди».
При размещении на буровой установок длядегазации необходимо обеспечить удобства при их обслуживании, а также отвод всторону выделенного газа и легких углеводородов. В случае применения длядегазации промывочного раствора химических веществ, обладающих токсичнымисвойствами, необходимо применять соответствующие меры безопасности.
5.3 Техника безопасности приспускоподъемных операциях
Спускоподъемные операции являются наиболеетрудоемкими и их выполнение требует значительных физических усилий.
Согласно проведенному во ВНИИТБ анализутравматизма по некоторым предприятиям нефтедобывающей промышленности выявлено,что при бурении на спускоподъемные операции приходится примерно 30 -40% всехнесчастных случаев.
Неправильные приемы работы, несоблюдениеправил безопасности, возможность обрыва канатов при креплении и раскреплениимашинных ключей, свинчивание свечей круговым ключом, нахождение рабочих вопасных зонах рабочей площадки приводит к значительному травматизму
Важным фактором, на который следуетобратить внимание при спускоподъемных операциях, чтобы исключить возможностьтравмирования рабочих, является состояние рабочей площадки буровой
Запрещается находиться в радиусе действияподвесного бурового ключа и вблизи натяжного каната при свинчивании иразвинчивании бурильных или обсадных труб.
При посадке бурового инструмента, а такжеколонны обсадных труб на ротор, подводе и отводе механизированных буровыхключей люди не должны находиться на роторе и в зоне действия ключей.
Запрещается проворачивать стол ротора, а такжепроизводить подъем бурового инструмента до ввода обоих штропов в проушиныэлеватора и их страховки шпильками или другими приспособлениями.
Запрещается подавать руками бурильныесвечи с подсвечника к устью скважины и обратно. При отсутствии механизма дляустановки бурильных свечей на подсвечник и перемещения их к ротору указанныеоперации должны производиться с помощью отводного ключа.
Находящиеся на полатях крючки и другиеприспособления для завода и установки свечей за палец должны привязываться пеньковымили оцинкованным канатом к элементам вышки.
По окончании спускоподъемных операций ипри вынужденных остановках необходимо перекрыть главный кран воздушной линии ивыпустить воздух из линии пневматического бурового ключа, а ручки управленияключом зафиксировать в нейтральном положении.
5.4 Техника безопасности при креплениискважин
С точки зрения техники безопасностикрепление скважин особенно газовых является одной из самых ответственных работ.Спуск обсадных колонн с точки зрения техники безопасности характеризуетсяиспользованием тяжелого инструмента и наличием повышенных нагрузок на буровоеоборудование.
Перед спуском колонны обсадных труб вскважину буровой мастер и механик должны проверить исправность всей буровойустановки, талевой системы и инструмента, предназначенных для выполненияоперации по спуску колонны.
Обнаруженные неисправности должны бытьустранены до начала спуска обсадной колонны. Спуск в скважину обсадной колонныразрешается при наличии у бурового мастера утвержденного плана проведения этойработы.
Запрещается рабочим находиться у нижнегоконца обсадной трубы, поднимаемой для навинчивания.
До начала работ по цементированию скважиныоколо буровой установки должна быть подготовлена площадка для цементировочныхагрегатов, цементосмесительных машин и другого оборудования.
Цементирование скважин должнопроизводиться в дневное время. При вынужденном цементировании скважины ввечернее и ночное время площадка для установки агрегатов должна иметьосвещенность не менее 25 лк.
Кроме того, каждый цементировочный агрегатдолжен иметь индивидуальное освещение.
Во время цементирования скважинызапрещается ремонтировать агрегаты, цементировочную головку и трубопроводы,находящиеся под давлением.
В целях безопасности обслуживанияагрегатов и возможности отъезда какого-либо из них в сторону, в случаенеобходимости следует соблюдать следующие расстояния:
• от устья скважины доблок-манифольда — не менее 10 м;
• от блок-манифольда до агрегатов — не менее 5 /> 10 м;
• между цементировочными агрегатамии цементосмесительными машинами — не менее 1,5 м.
5.5 Меры безопасности при опробовании,испытании и освоении скважин
Послеопрессовки эксплуатационной колонны проводятся подготовительные работы по ееперфорации, применяют
Дляперфорации скважины применяют кумулятивную и гидропескоструйную перфорацию.
Прикумулятивной перфорации вблизи скважины у приемного моста подготовляетсяплощадка для установки на ней оборудования, аппаратуры и инструментапромыслово-геофизической партии.
Во времяработ по перфорации вокруг скважины устанавливается запретная зона в радиусе 50м, а работы в опасной зоне, не связанные с производством пристрелочных работ,должны быть прекращены.
При спускеперфоратора в скважину (или подъеме) возможно травмирование рабочих движущимсякабелем.
Послеперфорации к скважине разрешается подойти только руководителю геофизическойпартии и рабочему, поставленному на управление задвижками. Остальные рабочиемогут подойти к скважине лишь после команды руководителя взрывными работами.
Пригидропескоструйном вскрытии пласта применяются цементировочные агрегаты.Запрещается устанавливать агрегаты, пескосмесители и автоцистерны под силовымии осветительными линиями, находящимися под напряжением, и на расстоянии менее10 м от устья скважины. Включать агрегаты можно лишь после удаления людей, несвязанных непосредственно с выполнением работ у агрегатов, за пределы опаснойзоны.
При прокачивании и продавливании жидкостизапрещается обслуживающему персоналу находиться у устья скважины.
Во время работы агрегатов во избежаниенесчастных случаев запрещается проводить ремонт или крепление обвязки устьяскважины.
При освоении скважины путем заменыпромывочной жидкости в стволе жидкостью меньшего удельного веса необходимопредварительно опрессовать нагнетательный трубопровод на полуторакратноедавление от ожидаемого максимального рабочего давления.
При освоении скважины с помощьюкомпрессора также необходимо предварительно опрессовать воздухопровод наполуторакратное давление от максимального рабочего и установить навоздухопровод обратный клапан.
При освоении скважин с помощьюпередвижного компрессора последний должен устанавливаться не ближе 25 м отскважины.
5.6 Меры безопасности при ликвидацииаварий и осложнений
Для предупреждения несчастных случаев сперсоналом, участвующим в ликвидации аварии, необходимо проводить следующиемероприятия.
1. Работы по ликвидации аварий вскважине буровой мастер должен вести под руководством старшего инженера посложным работам или главного инженера.
2. До спуска ловильного инструмента вскважину необходимо проверить состояние бурового оборудования и инструмента.После проверки исправности оборудования в скважину спускают ловильныйинструмент.
3. Площадка внутри вышки должна бытьсвободной от посторонних предметов.
4. Помимо изложенного,при работах по освобождению прихваченной брильной или обсадной колоннынеобходимо удалить всех рабочих, кроме бурильщика, из опасной зоны нарасстояние не ближе 60 м от вышки Необходимо также дополнительно укрепить штропвертлюга от выпадения из зева крюка петлями из прядей талевого каната, которыезакрепляются в серьгах вертлюга.
5. При применении кислотных ванн рабочие,участвующие в смешивании и закачивании кислоты в скважину, должны работать вкостюмах из кслотостойкой ткани, исключающей поражение участков тела кислотой.Лица работающих должны быть защищены маской, руки — резиновыми перчатками, аноги — резиновыми сапогами с брюками на выпуск.
6. При отбивке бурильной колонныротором с подъемного крюка должны быть сняты штропы.
7. При нефтяных и кислотных ваннахпод заливочной головкой или под ведущей трубой устанавливается обратный клапан.
5.7 Обеспечениепожарной безопасности на объекте бурения
Пожарнаябезопасность при бурении скважины определяется двумя основными факторами:наличием на буровой площадке горючих материалов, как в условиях нормальнойработы, так и при возникновении аварийных ситуаций, а также возможностьюобразования источников зажигания в горючей среде.
Горючимиматериалами, присутствие которых вызывается производственной необходимостью,являются запасы топлива для двигателей, промывочные растворы на углеводороднойоснове, нефтепродукты, обтирочные материалы и т.д.
Причинами,способствующими появлению в горючей среде источников зажигания, могут бытьпадение и соударение плохо закрепленных частей оборудования, нагрев трущихсядеталей в механизмах неисправное или неправильно используемоеэлектрооборудование, нарушения правил пожарной безопасности и т.д.
Важнымусловием обеспечения пожарной безопасности является правильное устройство иразмещение двигателей внутреннего сгорания (ДВС).
Топливо от места хранения к напорномубачку должно подаваться через топливопровод. Топливопровод оборудуется запорнымвентилем, устанавливаемым в 5 м от стены машинного помещения.
Установка и обвязка две должны обеспечитьдостаточное удаление нагревающихся частей двигателя и потока выхлопных газов отгорючих материалов.
Выхлопные трубы всех две должныоборудоваться искрогасителями.
Необходимым условием обеспечения пожарнойбезопасности является строгое соблюдение требований, предъявляемых кэлектрооборудованию.
Буровые установки должны быть обеспеченыаварийным освещением напряжением не выше 12 В и переносными взрывозащитнымисветильниками того же напряжения.
Осветительную и силовую электропроводку набуровой площадке выполняют проводами и кабелями, сечения и защиту которыхвыбирают как для невзрывоопасных помещений и установок.
Безопасность сварочных работобеспечивается строгим соблюдением «Типовой инструкции о порядке ведениясварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных ипожароопасных объектах нефтяной промышленности».
Комплекс пожарно-профилактическихмероприятий на буровых включает в себя организацию поста или стенда скомплектом противопожарного инвентаря. Набор первичных средств пожаротушения,приходящихся на одну бурящуюся скважину, должен включать: шесть пенныхогнетушителей, 2 м3 песка в ящиках, четыре лопаты, два лома, дватопора, два багра, четыре пожарных ведра.
РАЗДЕЛ 6. БЕЗОПАСНОСТИЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
6.1 Промышленная санитария
Предметом гигиены труда является изучениевсей производственной обстановки с целью разработки комплекса организационных,санитарно-гигиенических и лечебно-профилактических мероприятий, необходимых дляоздоровления производственных условий и повышения производительноститруда.
Одной из задач гигиены труда является установлениедопустимых концентраций химических веществ в воздухе и параметров физических факторов,к которым относятся: неблагоприятные метеорологические условия, воздействия большойинтенсивности и ультрафиолетового излучения, токов высокой частоты, шумавибрации, ультразвука, повышенное или пониженное атмосферное давление. Нетолько факторы внешней среды, но и организация технологического и трудовогопроцесса влияют на здоровье работающих, их работоспособность и производительностьтруда.
Поэтому задачей гигиены труда является разработкаи внедрение комплекса мероприятий направленных на обеспечение оптимальныхусловий труда: устранение или оздоровление тех участков производственногопроцесса, которые могут нанести ущерб здоровью работающих; рациональнаяорганизация труда отдыха; разработка индивидуальных средств защиты; проведениемедицинских мероприятий, направленных на предупреждение заболеваний;получение научно обоснованных материалов для законодательных актов пооздоровлению условий труда.
На производственных объектах должны бытьсанитарно-бытовые помещения для обслуживающего персонала.
Санитарно-бытовые помещения необходимоежедневно убирать и проветривать
Гардеробные, душевые и другиесанитарно-бытовые помещения и устройства должны периодически дезинфицироваться.
Администрация предприятия обязанаобеспечивать всех работников вблизи мест работы питьевой водой, отвечающейсанитарным нормам.
Для питьевой воды должны применятьсяэмалированные или алюминиевые бачки, снабженные кранами фонтанчикового типа сограждением, препятствующим прикосновению к крану ртом.
Устройство санузлов должно соответствоватьсанитарным нормам.
Работы, связанные с выделением вредных дляздоровья газов, паров, пыли, должны производиться в вытяжных шкафах,оборудованных надежной вентиляцией.
Спецодежда и спецобувь должнысоответствовать действующему ГОСТ и выдаваться для каждой профессии работниковв пределах установленных норм.
Во время работы рабочие обязаныпользоваться выданной им спецодеждой и спецобувью.
Запрещается носить кашне и платки сосвисающими концами. Рабочие бригад бурения, капитального и подземного ремонтаскважин, а также вышкомонтажники должны работать в защитных касках. В холодноевремя следует применять каски с теплыми подшлемниками.
При работе со щелочами и кислотамиработающие должны быть в защитных очках, спецодежде и спецобуви, перчаткидолжны быть заправлены в рукава, а брюки поверх голенищ сапог.
Список использованной литературы
1. Вадещаш Ю.В… Бурение нефтяных игазовых скважин. — М: Издательский центр «Академия», 2004 – 352 с.
2. Справочник инженера по бурению в2-х томах под редакцией В. И. Мищевича. — М.: Недра, 1973 – (518+374) с.
3. Элияшевский М. Н., Сторонский М.Н., Орсуляк Я. М. Типовые задачи и расчеты в бурении — М. Недра, 1982 – 295 с.
4. Иогаисен К. В. Спутник буровика.Справочник. –М: Недра, – 1990 –303 с.
5. Правила безопасности в нефтяной игазовой промышленности. -М.,2004–305 с.
6. Правила пожарной безопасности внефтяной промышленности ГШБО-85. ML,1987г.
7. Ганджумян Р. А, Калинин А. Г.,Никитин Б. А.Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. Справочноепособие– М.: Недра 2000 –487 с.
8. Калинин А. Г., Левицкий А. 3., Мессер А. Г.,Соловьев Н. В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкиеи газообразные полезные ископаемые. Справочное пособие. – М.г Недра 2001 –448с.
9. Пустовойтенко И. П.Предупреждение иликвидация аварий в бурении. – М.: Недра, 1983 –278 с.
10. 10. Калинин А. Г., Ганджумян Р.А., Мессер А. Г.Справочшгк шгженера–технолога по бурению глубоких скважин.–М.: Недра –807 с
11. МатериалыОАО «Дагнефтегаз»