Заканчивание скважины на нефтяном месторождении Узень, глубиной 1800 м

45509

знаков

таблиц

изображения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

КГКП «ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ КОЛЛЕДЖ»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

ТЕМА: «Заканчивание скважины на нефтяном месторождении Узень, глубиной 1800 м»

ГРК.КП. НБ-21.ЗС.19.ПЗ

Руководитель: Абдильдинов Д.С.

Консультант по графике: Берекболова З.Н.

Разработал студент: Понамарев А. А.

г. Семей

2015

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

Введение

1 Геологический раздел

1.1 Общие сведения о районе буровых работ………………………………5

1.2 Краткое геологическое строение района буровых работ. ………..6

1.3 Тектоника и нефтегазоводоносность проектируемой скважины..7

1.4 Выбор и обоснование конструкции проектной скважины………..13

2 Технологический раздел

2.1 Расчет обсадных колонн…………………………………………………14

2.1.1 Расчет эксплуатационной колонны…………………………………..15

2.1.2 Расчет кондуктора и промежуточных колонн……………………..17

2.2 Обоснование выбора состава тампонажных материалов и

способа……………………………………………………………………………...18

2.3 Расчет цементирования обсадных колонн и эксплуатационной

колонны…………………………………………………………………………….19

2.3.1 Расчет цементирования кондуктора, промежуточных колонн...25

2.4 Организация работ по спуску обсадной колонны в скважину……… 27

2.5 Подготовительные работы к цементированию обсадной

колонны…………………………………………………………………...28

2.6 Выбор оборудования для обвязки скважины……………………….29

2.7 Обоснование выбора способа контроля качество

цементирования…………………………………………………..30

3 Раздел охраны труда и техники безопасности.

3.1 Основные мероприятия охраны труда и техники

безопасности при креплении и цементировании скважины……33

4 Раздел охраны окружающей среды.

4.1 Основные мероприятия об окружающей среды при заканчивании…36

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ:

Нефтяная промышленность является одной из ведущих отраслей нашего народного хозяйства. Нефть являются ценным сырьем для энергетической и химической промышленности. Месторождение расположено в северной части бортовой зоны Прикаспийской впадины на территории Западно-Казахстанской области и имеет большое значение для развития промышленности Республики Казахстан в целом. Большое содержание конденсата обуславливает высокую ценность добываемой пластовой смеси, которая является ценным исходным сырьем химической переработки. На данном этапе разработки нефтегазоконденсатного месторождения остро встает вопрос о сохранении коэффициента конденсатоотдачи на высоком уровне, поддержание пластового давления начала конденсации для предотвращения ретроградных явлений и потерь конденсата в пласте и в призабойной зоне скважины.Из существующих методов поддержания пластового давления газоконденсатных месторождений наибольшее распространение получил сайклинг-процесс.Карачаганакское газоконденсатное месторождение открыто в 1979 году, когда Уральской нефтеразведочной экспедицией была пробурена первая разведочная скважина. Это нефтегазовое месторождение имеет площадь свыше 200 км² и является одним из самых продуктивных в мире по добыче нефти и газа.Месторождение отличается сложным геологическим строением, значительным изменением рабочего давления на устье скважины различных объектов разработки, значительными колебаниями пластового состава по объектам разработки высоким содержанием конденсата от 490 до 1000 г/м³ и токсичных корозионно-активных элементов. Установленный этаж газоносности составляет более 1600 м (интервал глубин 3700 - 5360 м). Принимая во внимание все эти факторы, нужно знать о том, какие вредные вещества и газы присутствуют на месторождении, каковы их свойства и какие средства защиты необходимо применять.

1ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения о районе работ

Западный Казахстан — экономико-географический регион в составе Республики Казахстан, находящийся в ВосточнойЕвропе и Центральной Азии. В его состав входят: Актюбинская область, Западно-Казахстанская область, Мангистауская область и Атырауская область.^[1] Регион граничит на севере с РФ, а на юге — с республиками Узбекистан и Туркменистан, на западе омывается Каспийским морем, на востоке граничит с Костанайской, Карагандинской, Кызылординскойобластями Республики Казахстан. Общая площадь территории: 736 129 км² (примерно территория таких государств, какФранция и Великобритания вместе взятые). Расположение: от восточной окраины дельты Волги на западе до Туранской низменности на юго-востоке, от южных отрогов Урала и Общего Сырта на севере до плато Устюрт и туркменских пустынь на юге. Омывается водами внутриконтинентальных Каспийского и Аральского морей.

В географическом плане Западный Казахстан сосредоточен большей частью на Восточно-Европейской равнине, на которой находится Прикаспийская низменность. Также располагается на границе Европы и Азии, между южными отрогами Урала и их продолжением в виде небольших гор Мугоджар, а также условно по реке Эмба. На полуострове Мангышлак, на 132 м ниже уровня моря, расположена впадина Карагие (Батыр). К востоку от полуострова Мангышлак простирается плато Устюрт, которое расчленяют чинки, или крутые выступы. Имеет значительную по длине береговую линию, образованную побережьем Каспийского моря, омывающего п-ов Мангышлак и Прикаспийскую низменность.

Внутренние районы Западного Казахстана отличаются довольно суровым резко-континентальным климатом с жарким летом и морозной, малоснежной зимой. Климат периферийных регионов, в особенности побережья Каспийского моря, более мягкий, со средней температурой января около −3 °C.

Значительную часть Западного Казахстана занимают равнинные степи и низменности. Речная сеть (Урал, Волга, Эмба) относятся к бассейну внутреннего стока, много бессточных, солёных озёр.

Западный Казахстан — крупнейший нефтегазодобывающий регион страны. Крупнейшие в мире разрабатываемые месторождения нефти и газа — Тенгиз, Карачаганак, Кашаган.

Регион обладает уникальной минерально-сырьевой базой — углеводородное сырье (нефть, газ и газовый конденсат), запасы хрома, никеля, титана, фосфоритов, цинка, меди, алюминия и угля.

1.2 Краткое геологическое строения района буровых

работ.

Сведения о районе буровых работ

Месторождение Узень расположено в степной равнинной части полуострова Мангышлак и административно относится к Каракиянскому району Мангистауской области Республики Казахстан (рис. 1,1).

Рисунок 1,1– Обзорная карта района работ

ОБЗОРНАЯ%20КАРТА

Климат района резко-континентальный. Лето сухое, знойное, температура +40-50Сº. Зима малоснежная с сильными ветрами восточного и северо-восточного направлений. Температура воздуха понижается до -25Сº. Годовое количество осадков 100мм, большинство из них выпадает в осенне-зимний период.

Ближайшие населенные пункты: областной центр - г. Актау(160км), г.Жанаозен (35км).

1.3 Тектоника и невтегазоводоностноть проектной скважины.

В тектоническом отношении структура Узень расположена в северной части Жетыбай – Узенской тектонической ступени и с севера отделяется от Беке-Башкудукского вала узким Кызылсайским прогибом. На западе Узень соединяется со структурой Карамандыбас, на юге-прогибом отделена от структуры Тенге. Структура Узень относится к типу брахиантиклинальных, размеры ее по подошве сенон+турона по изогипсе минус 50 м составляет 34x8 км при амплитуде 150 м, а по кровле XIII горизонта в келловее в границах изогипсы минус 1090-34,5x9км при амплитуде 280м рис.4.2).

Структура Узень осложнена рядом поднятии, которые хорошо прослеживаются в юрских отложениях: основной свод, хумурунский купол, северо-западный купол, парсумурунский купол и др. Основной свод по замкнутой изогипсе минус 920 м имеет размеры 13,5x0,75 км при амплитуде 10 м. Хумурунский купол по замкнутой изогипсе минус 920 м имеет размеры 3,25x0,75 км при амплитуде 10 м. Северо-западный купол по изогипсе минус 102 м имеет размеры 2,75x1,25 км при амплитуде 25 м. Парсумурунский купол по замкнутой изогипсе минус 1030 м составляет 3x1,15 км, амплитуду – 30-35 м.

Остальные поднятия имеют не большие размеры с амплитудой менее 10 м.

В разрезе месторождения Узень выделено 25 продуктивных горизонтов, которые распределены по стратиграфическим горизонтам следующим образом:

I горизонт – сенон; II горизонт – сеноман;

III-XI горизонт – альб; XII горизонт – неоком;

XIII горизонт – келловей; XIV-XVII горизонт – бат;

XVIII -XXIII горизонт – байос; XXVI- горизонты – аален;

XXV-горизонт – нижняя юра

На Хумурунском (и на Парсумурунском) куполе в XXIII горизонте выделяются две пачки ,которые уверенно прослеживаются и имеют повсеместное распространение и являются продуктивными. В пределах каждой пачки выделяется по одному пласту песчаника. Слияние двух пачек отмечается в ряде скважин на Хумурунском куполе, где горизонт представлен монолитным пластом-коллектором, мощность которого достигает 40 метров.

1.4 Выбор и обоснование конструкции проектной

скважины.

Количество обсадных колонн необходимых для облегчения безопасных условий бурения проектируются исходя из несовместимых условий бурения отдельных интервалов скважины. Под несовместимостью условий бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурений нижележащих интервалов скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале или он не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных технологических мероприятий нецелесообразно или не возможно.

Под коэффициентом аномальности понимают отношение пластового давления к гидростатическому давлению столба жидкости (пресной воды) высотой от устья скважины до рассматриваемой точки пласта.

(2.1)

где Р_пл – пластовое давление на глубине h;

Р_г.ст – условное гидростатическое давление (давление пресной воды);

ρ – плотность воды (ρ_в.=1000 кг/м³);

g – ускорение свободного падения (в расчетах примем равным g=10 м/с²);

h – расстояние от устья до рассматриваемой точки.

Под индексом давления понимают отношение давления, при котором возникает поглощение бурового раствора в пласте гидростатическому давлению столба пресной воды высотой от устья до рассматриваемой точки поглощения пласта.

(2.2)

где Р_п – давление поглощения бурового раствора в пласт.

Если отсутствует значение давления поглощения, то его можно определить по эмпирическим формулам:

Р_п = (0,75 - 0,95) Р_гр ;(2.3)

где Р_гр – давление гидроразрыва пласта.

Под относительной плотностью понимают отношение плотности бурового раствора понимают отношение плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды:

(2.4)

Для обеспечения нормальных условий бурения, плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы не произошло излива жидкости из скважины и поглощения промывочной жидкости, это можно выразить следующим неравенством:

; (2.5)

Значения коэффициента резерва

Таблица 2.1

Глубина, м	0-1200	1200-2500	›2500
Коэффициент резерва К_р	1,1÷1,15	1,05÷1,1	1,04÷1,07

Таблица совмещенных давлений

Таблица 2.2

№	L,м	Ka	Po	Kп
1	0-30	10,13	11,14-11,64	43,16
2	30-130	2,5	2,75-2,87	21,38
3	130-510	3,5	3,85-4,02	8,96
4	510-820	10,64	11,70-12,23	15,73
5	820-880	10,68	11,21-11,74	15,76
6	880-960	9,7	10,18-10,67	17,03
7	960-1050	9,61	10,09-10,57	17,22
8	1050-1180	11,03	11,58-12,13	16,94
9	1180-1400	9,96	10,45-10,95	16,94
10	1400-1750	9,02	9,47-9,92	17,08
11	1750-1800	9,11	9,56-10,02	17

Решение :

1) Находим коэффициент аномальности :

=9,7Па

=11,03Па

=9,96Па

=9,02Па

=9,11Па

2) Находим относительную плотность бурового раствора :

Ро1=1,1*10,13=11,14

Ро1=1,15*10,13=11,64

Ро₂=1,1*2,5=2,75

Ро₂=1,15*2,5=2,87

Ро₃=1,1*3,5=3,85

Ро₃=1,15*3,5=4,02

Ро₄=1,1*10,64=11,70

Ро₄=1,15*10,64=12,23

Ро₅=1,05*10,68=11,21

Ро₅=1,1*10,68=11,74

Ро₆=1,05*9,7=10,18

Ро₆=1,1*9,7=10,67

Ро₇=1,05*9,61=10,09

Ро₇=1,1*9,61=10,57

Ро₈=1,05*11,03=11,58

Ро₈=1,1*11,03=12,13

Ро₉=1,05*9,96=10,45

Ро₉=1,1*9,96=10,95

Р10=1,05*9,02=9,47

Р10=1,1*9,02=9,92

Р11=1,05*9,11=9,56

Р11=1,1*9,11=10,02

3) Теперь находим коэффициент поглощения :

=17,03Па

=16,94Па

=17,08Па

=17Па

Совмещенный график изменения пластового давления

Обоснование:

На совмещенном графике изменения пластовых давлений из расчетов изображены K_a, K_п, r₀. Исходя из условий: K_a £ r₀ £ K_п можем сделать вывод, что: Интервал от 0 до 30 м обсаживаем обсадной колонной направление которая не указывается на графике с целью закрепления верхних интервалов и задания направления скважины. Интервал от 0 до 510 м, обсаживаем обсадной колонной Кондуктором для крепления верхний интервалов и установки противовыбросового оборудования , Несовместимые условия по графику находятся в интервале 0-30 м, при этом будем производить бурение раствором плотностью 11,14-11,64 кг/м3, далее меняем раствор 3,85-4,02 кг/м3 для того чтобы не произошел выброс промывочной жидкости и бурим до 510 м обсаживаем интервал кондуктором и меняем раствор .

Для бурения последующих интервалов применяем раствор плотностью 9,47-12,13 кг/м3 последующие интервалы обсаживаем эксплуатационной колонной она не изображается на графике т.к она не разобщает данные интервалы.

2ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2 ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Расчет обсадных колонн.

2.1.1 Расчет эксплуатационной колонны.

2.1.2 Расчет кондуктора и промежуточных колонн.

Проектирование производится снизу вверх. Сначала задается диаметр эксплуатационной колонны, исходя из предполагаемого дебита скважины, ориентируясь на табличные данные.

Исходя из табличных данных целесообразно выбирать диаметр эксплуатационной колонны, при ожидаемом дебите в 202.5 т/сут, равный 168.3 мм. Для проведения дальнейших расчетов нам понадобиться ряд табличных значений необходимых для выполнения данных работ.

Таблица 2.1 Рекомендуемые условные диаметры эксплуатационной колонны

Диаметры эксплуатационной колонны (мм) при ожидаемом дебите

нефти, м³/сут.

газа, тыс.м³ /сут.

до 40

до

100

до

150

до

300

более

300

до

250

до

500

до

1000

до

5000

114

127-

140

146

168-

178

178-

194

114

114-

140

146-

178

178-

219

219-

273

Таблица 2.2 Основные размеры обсадных труб и муфт к ним, мм

Номинальный

наружный

диаметр

труб, мм

Толщина стенки труб, мм

Диаметр муфты, мм

114,3

127,0

139,7

146,1

168,3

178,8

193,7

219,1

244,5

273,1

298,5

323,9

339,7

351,0

377,0

406,4

426,0

473,1

508,0

5,2; 5,7; 6,4; 7,4; 8,6; 10,2

5,6; 6,4; 7,5; 9,2; 10,7

6,2; 7,0; 7,7; 9,2; 10,5

6,5; 7,0; 7,7; 8,5; 9,5; 10,7

7,3; 8,0; 8,9; 10,6; 12,1

5,9; 6,9; 8,1; 9,2; 10,4; 11,5; 13,7; 15,0

7,6; 8,3; 9,5; 10,9; 12,7; 15,1

6,7; 7,7; 8,9; 10,2; 11,4; 12,7; 14,2

7,9; 8,9; 10,0; 11,1; 12,0; 13,8; 15,9

7,1; 8,9; 10,2; 11,4; 12,6; 13,8; 15,1; 16,5

8,5; 9,5; 11,1; 12,4; 14,5

8,5; 9,5; 11,0; 12,4; 14,0

8,4; 9,7; 10,9; 12,2; 13,1; 14,0; 15,4

9,0; 10,0; 11,0; 12,0

9,5; 11,1; 12,6; 16,7

10,0; 11,0; 12,0

11,1

11,1; 12,7; 16,1

127,0

141,3

153,7

166,0

187,7

194,5

215,9

244,5

269,9

298,5

323,9

351,0

365,1

376,0

402,0

431,8

451,0

508,0

533,4

Таблица 2.3 Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных колонн и скважины

Условный диаметр обсадных труб, мм	Разность диаметра (необходимый зазор), мм
114, 127	15
140, 146	20
168, 178, 194, 219, 245	25
273, 299	35
324, 340, 351, 377, 426	39-45

Из таблицы берем значение диаметра муфты и толщину стенки эксплуатационной колонны: Dм=187,7 , δ=12,1мм .

Тогда рассчитываем диаметр скважины под эксплуатационную колонну по формуле:

Где - наибольший наружный диаметр обсадной колонны, мм. Обычно это диаметр муфты.

- минимально необходимый радиальный зазор между наибольшим наружным диаметром обсадной колонны и стенками скважины .Для нахождения используем табличный материал

Выбор долот осуществляем по следующему ГОСТ:

Типоразмеры буровых долот по ГОСТ 20692-75: 140; 145; 151; 161; 172; 190,5; 215,9; 244,5; 269,9; 295,3; 311,1; 346; 370; 393,7; 445; 490,603 мм

После выбора диаметра эксплуатационной колоны, рассчитываем диаметр долота для бурения данной колонны и проводим аналогичный расчет для всех остальных колонн.

1),

Теперь по ГОСТ выбираем диаметр долота: Dд=215,9мм

2) ,

, это мы нашли внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны. Теперь находим внешний диаметр:

Теперь согласно этому расчету выбираем по ГОСТ диаметр кондуктор обсадной колонны: Dпред=244,5мм

Находим диаметр скважины:

; Dм=269,9мм, =10мм

Dд=295.3мм

3) Находим внутренний и внешний диаметры направляющей обсадной колонны:

Теперь согласно этому расчету выбираем по ГОСТ диаметр кондуктор обсадной колонны: Dпред=323,9мм

Теперь находим диаметр скважины под данную колонну:

Dм=351мм, =20мм

Выбираем по ГОСТ диаметр долота: Dд=393,7мм

Обоснование:

Исходя из табличных данных задали диаметр эксплуатационной колонны из предполагаемого дебита скважины, поле чего вели расчеты по нахождению диаметров обсадных колонн и долот которыми предстоит углублять и крепить скважину .

2.2 Обоснование выбора состава тампонажных материалов и способа.

Тампонажный материал – это состав, при гидратации образующий взвесь, способную превратиться в водонепроницаемый твердый камень. Используется при цементировании буровых скважин в процессе их ликвидации. Образуемый после застывания раствора тампонажный камень заполняет пространство между стенками скважины и обсадной колонной, изолирует и разобщает горизонты добычи ресурсов с проницаемыми пластами грунта. Не допускает распространения нефти, газа или воды под действием пластового давления. Фиксирует введенную в скважину обсадную трубу в грунте и защищает ее от коррозии.

Тампонажные составы:

Сверхлегкие и легкие. Серии UltraLight, Light,. Используются для тампонажа скважин без применения муфты ступенчатого цементирования. Данные порошки образуют растворы с плотностью в диапазоне 900–1750 кг/м3.

Нормальные. Серия Normal. Используются для цементирования различных видов скважин. Плотность раствора тампонажных порошков – от 1750 до 1820 кг/м3.

Утяжеленные. Серия HighDensity. Используются для цементирования скважин при аномально высоких давлениях грунта и температурах. Плотность раствора, получаемого из данных материалов, варьируется от 1820 до 2300 кг/м3.

Расширяющиеся. Серия РТМ. Используются для гидроизоляции затрубных пространств в сложных геолого-технических условиях. Плотность раствора – до 1960 кг/м3.

Ликвидирующие зоны поглощения. Серия Sealing. Данные составы используются для ликвидации штатных и катастрофических поглощений, после застывания легко бурятся. Плотность раствора составляет 950–1350 кг/м3.

В процессе цементирования осуществляется контроль и регистрация следующих технологических параметров: плотность цементного раствора, производительность цементировочного агрегата, давление на устье скважины, время проведения каждой технологической операции. Допускается применение цементировочных агрегатов других фирм-производителей (Halliburton, Schlumberger-Dowell и т.д.), обеспечивающих требуемые режимы цементирования.

Для цементирования был применен тампонажный материал типа ПЦТ-1-100 (СС-G)

Так как данная марка цемента имеет оптимальную плотность для увелечения скорости затворения в затрубное пространства, плотность 1,14-2,0 г/см³ , так же данная марка тампонажного материала имеет высокую скорость превращения в непроницаемый цементный камень ,легкость транспортировки на место бурения.

2.3 Расчет цементирования обсадных колонн и эксплуатационной

колонны.

2.3.1 Расчет цементирования кондуктора, промежуточных колонн.

Для удобства в расчетах необходимо занести все известные значения в виде дано. Из которых:

L=высота цементирования, м;

Н₁=величина недохождения цементного раствора до устья, м;

H₂=высота подъема цементного раствора в предыдущей колонне, м;

Н₃=высота подъема цементного раствора в расчетной колонне, м;

Н₄=высота цементного стакана 15-20 м;

d₁=диаметр скважины d₁=1.12· D_д , м;

d₂=наружный диаметр обсадных труб, м;

d₃=внутренний диаметр обсадных труб, м;

d₄=внутренний диаметр предыдущей колонны, м;

m - водоцементное отношение 0.5;

1) Для эксплуатационной колонны величины следующие:

L=1800 м;

Н₁=0 м;

H₂=510 м;

Н₃=1800 м;

Н₄=20 м;

d₁=1.12· D_д=1,1290,2159= 0,241м ;

d₂=0,168 м;

d₃=0,1558 м;

d₄=0,2259 м;

m - 0.5;

1600 кг/м³;

1280 кг/м³

Определим объем цементного раствора по формуле:

V_ц.р.=0.785·[(d₄²-d₃²)·Н₂+(d₁²-d₃²)·H₃+d₂²·H₄]

V_ц.р.=0.785·[(0.225²-0.155²)·510+(0.241²-0.155²)·1800+0.168²·20]=72,16 м³

Определим плотность твердой фазы цементного раствора из выражения:

r_т=r_ц.р./1-m·(r_ц.р./r_в.-1) (2.3.2)

r_т.=1600/1-0.5·(1600/1000-1)=1920 кг/м³

Принимаем ПЦГ r_т.=1920 кг/м³

Определим количество цементного порошка для приготовления 1 м³ цементного раствора

q_ц=r_т·(r_ц.р-r_в)/ r_т-r_в (2.3.3)

q_ц=1920·(1600-1000)/1920-1000=1250 кг/м³

Определим количество сухого цемента необходимого для приготовления нужного объёма цементного раствора

G_ц=к₂·q_ц·V_ц.р. (2.3.4)

где к₂- коэффициент учитывающий потери при приготовлении к₂=1.05¸1.15

G_ц=1.05·1250·72,16=94 710 кг

Определим количество воды для приготовления 1 м³ раствора

V_в=q_ц·m/r_в (2.3.5)

V_в=1250·0.5/1000=0,62 м³

Определим общее количество воды:

V_в= к₃·V_в·V_ц.р. (2.3.6)

где к₃- коэффициент, учитывающий потери воды к₃=1.09¸1.1

V_в=1.09·0.62·72,16=48,76м³

Определим объём продавочной жидкости:

V_п.р=0.785·к₄·d₂²·(L-H₄) (2.3.7)

где к₄ – коэффициент, учитывающий сжимаемость продавочной жидкости к₄=1.03¸1.05

V_п.р=0.785·1.03·0.155²·(1800-20)=33,57 м³

2) Для кондуктора величины следующие:

L=510 м; ;

Н₁=0 м

H₂=30 м;

Н₃=510 м;

Н₄=20 м;

d₁=1.12· D_д=1,1290,295 =0,330 м ;

d₂=0,244 м;

d₃=0,225 м;

d₄=0,305 м;

m - 0.5;

1600 кг/м³;

1280 кг/м³

Определим объем цементного раствора по формуле (2.8.1):

V_ц.р.=0.785·[(d₄²-d₃²)·Н₂+(d₁²-d₃²)·H₃+d₂²·H₄]

V_ц.р.=0.785·[(0.305²-0.225²)·30+(0.330²-0.225²)·510+0.244²·20]= 31,77 м³

Определим плотность твердой фазы цементного раствора из выражения (2.3.2):

r_т.=1600/1-0.5·(1600/1000-1)=1920 кг/м³

Принимаем ПЦГ r_т.=1920 кг/м³

Определим количество цементного порошка для приготовления 1 м³ цементного раствора по формуле (2.8.3):

q_ц=1920·(1600-1000)/1920-1000=1250 кг/м³

Определим количество сухого цемента необходимого для приготовления нужного объёма цементного раствора по формуле (2.3.4):

G_ц=1.05·1250·31,77 =41 698,12 кг

Определим количество воды для приготовления 1 м³ раствора по формуле (2.3.5):

V_в=1250·0.5/1000=0.6 м³

Определим общее количество воды из выражения (2.3.6):

V_в=1.09·0.6·31,77=20,77 м³

Определим объём продавочной жидкости по формуле (2.3.7):

V_п.р=0.785·1.03·0.244²·(510-20)=19,80 м³

3) Для колонны направления величины следующие:

L=30 м;

Н₁=0 м;

H₂=0 м;

Н₃=30 м;

Н₄=15 м;

d₁=1.12· D_д=1,1290,393 =0,440 м ;

d₂=0,323 м;

d₃=0,305 м;

d₄=0м;

m - 0.5;

1600 кг/м³;

1200 кг/м³

Определим объем цементного раствора по формуле:

V_ц.р.=0.785·[(d₄²-d₃²)·Н₂+(d₁²-d₃²)·H₃+d₂²·H₄] (2.8.1)

V_ц.р.=0.785·[(0.440 ²-0.305²)·30+0.323²·15]=3,91 м³

Определим плотность твердой фазы цементного раствора из выражения:

r_т=r_ц.р./1-m·(r_ц.р./r_в.-1) (2.8.2)

r_т.=1600/1-0.5·(1600/1000-1)=1920 кг/м³

Принимаем ПЦГ r_т.=1920 кг/м³

Определим количество цементного порошка для приготовления 1 м³ цементного раствора

q_ц=r_т·(r_ц.р-r_в)/ r_т-r_в (2.8.3)

q_ц=1920·(1600-1000)/1920-1000=1250 кг/м³

Определим количество сухого цемента необходимого для приготовления нужного объёма цементного раствора

G_ц=к₂·q_ц·V_ц.р. (2.8.4)

где к₂- коэффициент учитывающий потери при приготовлении к₂=1.05¸1.15

G_ц=1.05·1250·3,91=5131,87 кг

Определим количество воды для приготовления 1 м³ раствора

V_в=q_ц·m/r_в (2.8.5)

V_в=1250·0.5/1000=0.6 м³/

Определим общее количество воды:

V_в= к₃·V_в·V_ц.р. (2.8.6)

где к₃- коэффициент, учитывающий потери воды к₃=1.09¸1.1

V_в=1.09·0.6·3,91=2,55 м³

Определим объём продавочной жидкости:

V_п.р=0.785·к₄·d₂²·(L-H₄) (2.8.7)

где к₄ – коэффициент, учитывающий сжимаемость продавочной жидкости к₄=1.03¸1.05

V_п.р=0.785·1.03·0.323²·(30-15)=1,26 м³

^{Схема цементирования скважины 2.1}

2.4Организация работ по спуску обсадной колонны в скважину.

Разрешение на спуск обсадных труб дает главный инженер бурового предприятия или назначенное им лицо, ответственное за крепление скважины, после проверки готовности ствола скважины и технических средств к выполнению этих работ.

Спуск обсадных труб осуществляется в соответствии с программой проекта на строительство скважины под руководством начальника буровой (бурового мастера) и ответственного представителя бурового предприятия. Отступления от программы в части организации работ допускаются лишь по согласованию с главным инженером бурового предприятия или замещающим его должностным лицом. При отсутствии оперативной связи и экстренной необходимости решение об отступлении от программы принимает ответственный представитель бурового предприятия, но при этом решение не должно увеличивать степень риска больше допустимого.

В целях обеспечения бесперебойной работы технических средств на период спуска обсадных труб по усмотрению ответственного лица на буровой следует обеспечить дежурство технических специалистов (слесаря, электромонтера, моториста, электросварщика и др.).

В случае обоснованной проектом на строительство скважины необходимости спуска колонн секциями и/или хвостовиками, должно быть выполнено нижеследующее.

1. При креплении скважины обсадными колоннами, которые спускаются секциями или хвостовиками, следует в полном объеме выполнять перечень организационно-технических мероприятий, осуществляемых в процессе подготовительных работ перед спуском обсадных труб в один прием, согласно указаниям настоящей инструкции (Для спуска обсадных труб следует применять, соответствующие по размерам и грузоподъемности элеваторы, клиновые захватные устройства (слайдеры) и пневмоклиновые захваты).

2. Общая длина хвостовика или секции обсадной колонны в проекте на строительство скважины выбирается из условия, чтобы "головка" нижней секции (хвостовика) располагалась выше башмака предыдущей обсадной колонны не менее, чем на 10 м.

3. Бурильные трубы, предназначенные для спуска секций или хвостовика, необходимо:

- проверить наружным осмотром;

- прошаблонировать по минимальному внутреннему диаметру (размеры шаблонов указаны в таблице 6);

- измерить длину с помощью стальной рулетки;

- пронумеровать в порядке очередности их использования.

4. Необходимо произвести опрессовку труб, дефектоскопию и проверочный расчет бурильной колонны на прочность в соответствии с указаниями проекта на строительство скважины, исходя из максимальных давлений и растягивающих нагрузок, которые ожидаются при спуске и цементировании хвостовика или секций. Давление опрессовки бурильных труб должно на 20% превышать величину максимального ожидаемого давления при цементировании секций.

5. В процессе выполнения работ по подготовке ствола скважины к спуску секций (хвостовика) следует зафиксировать по индикатору веса нагрузку на крюке, создаваемую той частью бурильной колонны, которую планируется использовать при креплении скважины.

6. Для крепления скважины секциями или хвостовиками рекомендуется использовать специальные устройства для спуска, цементирования, стыковки секций.

7. Для спуска хвостовиков, перекрывающих пласты с АВПД, необходимо использовать устройства типа, "подвеска-пакер".

2.5 Подготовительные работы к цементированию обсадной колонны.

1. Потребное количество цементировочного оборудования для выполнения одной конкретной операции по цементированию обсадной колонны (для направления, кондуктора, промежуточной, эксплуатационной) определено в проекте на строительство скважины с учетом его технических характеристик и условий применения.

2. На выделение цементировочного оборудования для производства работ по цементированию колонн, включая приготовление и доставку на буровую тампонажных материалов, буровая организация подает заявки тампонажной службе (управлению, конторе, цеху).

Буровое предприятие обязано уточнить время готовности скважины к цементированию не позже, чем за одни сутки до начала работ.

3. После получения заявки тампонажная служба осуществляет соответствующую подготовку цементировочного оборудования к работе, составляет рецептуры тампонажных растворов и, после согласования ее с буровой организацией, готовит тампонажные материалы и доставляет их на буровые.

4. Перед выполнением тампонажных работ проводится подготовка насосных установок, она должна включать:

- опрессовку всех элементов нагнетательного манифольда в собранном виде на полуторакратное ожидаемое при работе давление.

6. Перед выполнением ответственных операций необходимо осуществить настройку и тарировку приборов станции СКЦ.

7. Подготовка к работе цементировочной головки должна включать:

- оснащение кранами в количестве, соответствующем числу БМ-700 и насосных установок, подключаемых к головке;

- проверку на исправность стопорных болтов и их уплотнений;

- проверку резьб под муфту обсадной трубы и крышки;

- опрессовку на полуторакратное давление, ожидаемое при работе.

8. В программе проекта на строительство скважины предусматривается применение тампонажных цементов, выпускаемых промышленностью и удовлетворяющих требованиям соответствующих стандартов и техническим условиям. Тампонажный материал должен быть выбран и зависимости от геолого-технических условий бурения скважины:

- градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва;

- плотности бурового раствора;

- статической температуры в призабойной зоне;

- характеристик флюидонасыщенности пластов и агрессивности флюидов;

- состава горных пород в разрезе скважин.

Использование тампонажных смесей, приготовленных в промысловых условиях, допускается только с разрешения производственного объединения (территориального геологического управления).

При использовании тампонажных смесей, приготовленных в процессе загрузки цементосмесительных машин, рекомендуется двух- или трехкратное перетаривание сухой смеси из одного бункера в другой. Перемешиванию подлежат тампонажные материалы, срок хранения которых в цементосмесительных машинах перед началом цементирования превышает трое суток.

9. При залегании в цементируемом интервале скважины соленосных отложений следует пользоваться общей методикой выбора тампонажных цементов, но при этом затворять их необходимо насыщенным соответствующей солью водным раствором.

10. Выбранный тампонажный материал должен обеспечивать возможность приготовления из него тампонажного раствора, плотность которого выше плотности бурового раствора на 200-300 кг/м3. При этом необходимо, чтобы давление столба тампонажного раствора (или составного столба из бурового, тампонажного растворов и буферной жидкости) не было выше 85-90% величины давления поглощения.

2.6 Выбор оборудования для обвязки скважины.

Обвязка скважины -комплект устройств, монтируемый на устье фонтанирующей скважины для его герметизации, подвески лифтовых колонн и управления потоками продукции скважины.

В состав оборудования входят система гидроуправления, стволовая часть, манифольд и трубопроводы, соединяющие гидроуправление и гидроуправляемые элементы.

Под стволовой частью ОП понимается совокупность составных частей, ось вертикальных проходных отверстий которых совпадает с осью ствола скважины, последовательно установленных на верхнем фланце обвязки обсадных колонн . Манифольдом ОП называется система трубопроводов, соединенных по определенной схеме и снабженных необходимой арматурой.

ОП должно обеспечивать герметизацию устья скважины с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями и обсадных труб с муфтовыми соединениями. ОП 5– 230/80х35

Диаметр проходного отверстия, 230 мм

Рабочее давление, 35 МПа

Диаметр проходного отверстия манифольда,80мм

Обсадная колонна		Номер схемы обвязки ПВО	Давление опрессовки устьевого оборудования и ПВО, кг/см²		Типоразмер, шифр или название оборудования	ГОСТ, ОСТ, МУ, ТУ, МРТУ и т.д. на изготовление	количество	Допустимое рабочее давление, кгс/см²	Масса, тс
Номер в поря-дке спуска	название	Номер схемы обвязки ПВО	После установки	Перед вскрытием напорного горизонта	Типоразмер, шифр или название оборудования	ГОСТ, ОСТ, МУ, ТУ, МРТУ и т.д. на изготовление	количество	Допустимое рабочее давление, кгс/см²	единицы	суммар ная
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Кондуктор	45	90	-	ОП 5– 230/80х35	ГОСТ 13862 - 2003	1	350	1,5 3,25	3,0 6,25

ОП5-230/80-35 (ОП-230/80-35, ОП2-230/80-35) предназначено для управления проявляющейся скважиной с целью предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения. Область применения противовыбросового оборудования ОП5-230/80-350 (ОП-230/80-350, ОП2-230/80-350) – бурение и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. Противовыбросовое оборудование ОП5-230/80х350 (ОП-230/80х350, ОП2-230/80х350) состоит из стволовой части, манифольда и станции гидравлического управления. Стволовая часть ОП5-230/80х35 (ОП-230/80х35, ОП2-230/80х35) включает в себя кольцевой и плашечный превенторы, крестовину для присоединения манифольда.

2.7 Обоснование выбора способа контроля качество

цементирования.

Контроль качества цементирования скважины:

Служат для определения высоты подъема цемента за обсадной колонной и для оценки качества изоляции пластов друг от друга.

Применяются:

термометрический метод -

основан на регистрации изменений температуры при экзотермической реакции в процессе затвердевания цементного раствора. По изменениям температуры определяются высота подъема цемента и наличие его в затрубном пространстве; (см. термометрия )

акустический метод -

основан на измерении затухания продольной упругой волны, распространяющейся по обсадной колонне, цементу и породе.

Регистрируют амплитуды продольной волны в колонне Ак и в породе Ап и время распространения продольной волны в породе. При хорошей связи цемента с колонной и породой наблюдаются минимальные амплитуды и максимальное затухание сигнала. При отсутствии цемента за колонной наблюдается обратная картина. Средними значениями отмечаются участки с частичным заполнением либо с недостаточно прочным сцеплением цемента с породой и колонной;

гамма-гамма-каротаж.

Разница в плотности затвердевшего цемента и контактирующей с ним жидкости (пластовой или промывочной) позволяет использовать гамма-гамма-каротаж.

Регистрируют одновременно несколькими детекторами, расположенными по периметру прибора, интенсивность рассеянного гамма-излучения. Совпадение всех кривых указывает на качественное цементирование.

Причинами расхождения кривых и смещения их относительно друг друга могут быть: эксцентриситет обсадной колонны, несплошная или односторонняя заливка, отсутствие цемента за колонной. Каждая из причин характеризуется определенным вариантом расхождения и смещения кривых гамма-гамма-каротажа.

3 РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ТРУДА И ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ.

3.1 Основные мероприятия охраны труда и техники

безопасности при креплении и цементировании скважины.

Техника безопасности при креплении скважин

С точки зрения техники безопасности крепление скважин особенно газовых является одной из самых ответственных работ. Спуск обсадных колонн с точки зрения техники безопасности характеризуется использованием тяжелого инструмента и наличием повышенных нагрузок на буровое оборудование.

Перед спуском колонны обсадных труб в скважину буровой мастер и механик должны проверить исправность всей буровой установки, талевой системы и инструмента, предназначенных для выполнения операции по спуску колонны.

Обнаруженные неисправности должны быть устранены до начала спуска обсадной колонны. Спуск в скважину обсадной колонны разрешается при наличии у бурового мастера утвержденного плана проведения этой работы.

Запрещается рабочим находиться у нижнего конца обсадной трубы, поднимаемой для навинчивания.

До начала работ по цементированию скважины около буровой установки должна быть подготовлена площадка для цементировочных агрегатов, цементосмесительных машин и другого оборудования.

Цементирование скважин должно производиться в дневное время. При вынужденном цементировании скважины в вечернее и ночное время площадка для установки агрегатов должна иметь освещенность не менее 25 лк.

Кроме того, каждый цементировочный агрегат должен иметь индивидуальное освещение.

Во время цементирования скважины запрещается ремонтировать агрегаты, цементировочную головку и трубопроводы, находящиеся под давлением.

В целях безопасности обслуживания агрегатов и возможности отъезда какого-либо из них в сторону, в случае необходимости следует соблюдать следующие расстояния:
• от устья скважины до блок-манифольда - не менее 10 м;
• от блок-манифольда до агрегатов - не менее 5 10 м;
• между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5м.

Меры безопасности при опробовании, испытании и освоении скважин

После опрессовки эксплуатационной колонны проводятся подготовительные работы по ее перфорации, применяют

Для перфорации скважины применяют кумулятивную и гидропескоструйную перфорацию.

При кумулятивной перфорации вблизи скважины у приемного моста подготовляется площадка для установки на ней оборудования, аппаратуры и инструмента промыслово-геофизической партии.

Во время работ по перфорации вокруг скважины устанавливается запретная зона в радиусе 50 м, а работы в опасной зоне, не связанные с производством пристрелочных работ, должны быть прекращены.

При спуске перфоратора в скважину (или подъеме) возможно травмирование рабочих движущимся кабелем.

После перфорации к скважине разрешается подойти только руководителю геофизической партии и рабочему, поставленному на управление задвижками. Остальные рабочие могут подойти к скважине лишь после команды руководителя взрывными работами.

При гидропескоструйном вскрытии пласта применяются цементировочные агрегаты. Запрещается устанавливать агрегаты, пескосмесители и автоцистерны под силовыми и осветительными линиями, находящимися под напряжением, и на расстоянии менее 10 м от устья скважины. Включать агрегаты можно лишь после удаления людей, не связанных непосредственно с выполнением работ у агрегатов, за пределы опасной зоны.

При прокачивании и продавливании жидкости запрещается обслуживающему персоналу находиться у устья скважины. p>

Во время работы агрегатов во избежание несчастных случаев запрещается проводить ремонт или крепление обвязки устья скважины.

При освоении скважины путем замены промывочной жидкости в стволе жидкостью меньшего удельного веса необходимо предварительно опрессовать нагнетательный трубопровод на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления.

При освоении скважины с помощью компрессора также необходимо предварительно опрессовать воздухопровод на полуторакратное давление от максимального рабочего и установить на воздухопровод обратный клапан.

При освоении скважин с помощью передвижного компрессора последний должен устанавливаться не ближе 25 м от скважины.

4 РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.

4.1Основные мероприятия об окружающей среды при заканчивании скважин.

Классификация источников загрязнения окружающей среды при бурении скважин - совершенствование экологически безопасной техники и технологии бурения скважин различного назначения» - проектирование и обязательное выполнение всех мероприятии по защите окружающей среды в процессе бурения и крепления скважин; - разработка и применение новых экологически безопасных материалов и химических реагентов для приготовления буровых и тампонажных растворов и совершенствование их рецептуры; - разработка нормативных документов с научно обоснованными методами расчета расходов материалов для проведения буровых работ, общего объема используемых буровых и тампонажных растворов, жидких и твердых отходов бурения; - совершенствование конструкций и технологии строительства емкостей и отстойников для хранения отходов бурения; - разработка методов обезвреживания отходов бурения, их утилизации и переработки по безотходной технологии; - совершенствование методов контроля за качеством исходных материалов, отходов бурения, состоянием окружающей среды.

Загрязнение атмосферы

Существенное загрязнение воздушного бассейна вызывает нефтяной газ, при старании которого в факелах имеет место угнетение растительности и нарушение фонового растительного покрова на расстоянии 4 км.Изучение интенсивности загрязнения воздушное среды на буровой показало, что снежный покров является хорошим накопителем веществ, загрязняющих атмосферу вокруг буровой.В период снеготаяния отмечается загрязнение верхнего слоя почв токсичными веществами,Химический анализ снеговой воды, отобранной после сезона работы буровой, показал, что имело место загрязнение нитратами, соединениями кальция, кадмия и свинца, а также наблюдалось увеличение содержания взвешенных веществ.Поскольку питание тундровых вод происходит за счет таяния снега и атмосферных осадков, во всех озерах, расположенных вокруг буровой, были обнаружены кадмий и свинец, а в отдельных пробах и цинк, кроме того наблюдается загрязнение почвы токсичными веществами.В результате промышленного и сельскохозяйственного производства и выполнения большого объема бурения разведочных и эксплуатационных скважин грунтовые и подземные воды, а также поверхностные водоемы подвергаются интенсивному загрязнению.При бурении скважин различного назначения образуются большие объемы буровых стоков, содержащих вредные вещества и представляющих угрозу загрязнения грунтовых, подземных иОсновным источником загрязнения недр являются буровые растворы, обработанные химическими реагентами, нефте- и инертноэмульсионяые составы на углеводородной основе.На загрязнение поверхностных и подземных вод большое влияние оказывают попутные воды, извлекаемые совместно с газом и нефтью из продуктивного пласта.Наряду с положительными факторами ПАВ имеют и недостатки - они легко проникают в водоемы, грунтовые и подземные воды, увеличивают степень загрязнения окружающей среды.Следует отметать способность ПАВ легко увлекать за собой жидкие и твердые загрязнения в смеси с другими веществами, значительно увеличивая токсичность, губительно воздействуют на живые организмы и повышают степень поражения окружающей среды.Загрязнение природных вод может происходить в результате перелива и выбросов из бурящихся скважин, сброса отработанных буровых растворов в овраги.Для оценки степени загрязнения водных сред используются обобщенные показатели: содержание взвешенных веществ (ВВ), количество нефти и нефтепродуктов (НП), органических примесей (по величине ХПК), количество растворенных веществ по сухому остатку (СО).

Загрязнение почв отходами бурения

Наибольшее загрязнение почв вызывают химические реагенты, ПАВ и нефтепродукты, а также концентрированные растворы солей.Наиболее стойкое загрязнение почвенных покровов происходит при воздействии нефти и нефтепродуктов, в этом случае отмечены существенные изменения физико-химических, морфологических и агрохимических свойств почв.В процессе загрязнения почв нефтепродуктами происходит нарушение воздушного режима и водных свойств почв.Загрязнение почв минерализованными нефтесодержащими жидкими отходами влияет на реакцию среды в течение 10 лет, а повышенное содержание натрия отмечено через 18 лет.В случае ненадежного захоронения отходов бурения образуются долговременные очаги вторичного загрязнения окружающей среды в местах бурения.На площадках нефтяных скважин установлено загрязнение подземных и поверхностных вод и грунтов нефтепродуктами, химическими реагентами и высокоминерализованными рассолами.При этом загрязнения прослеживаются по площади и глубине в течение 10-15 лет.Кроме химического загрязнения почв, большой вред плодородным землям наносится при проведении таких работ как простое устройство канав, траншей и шурфов, что приводит к значительным перемещениям грунтов.Особое внимание должно быть удалено принятию мер по возможным осложнениям и авариям при бурении скважин, сохранению участков земель от загрязнения, их обезвреживанию и полному восстановлению в первоначальное состояние, пригодное для дальнейшего использования.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ

ЛИТЕРАТУРЫ

1. Вадецский Ю.В., Технология бурения нефтянных и газовых скважин и технология буровых работ. -М.: «Академия», 2003.

2. Волков А.С., Машинист буровой установки.-М., Недра, 1974.

3. Лисецкий В.А., Ильский А.Л., Буровые машины и механизмы. –М., Недра,

1980.

4. Справочник инженера по бурению геологоразведочных скважин / Под ред.

Е. А. Козловского.- том 1, 2.- М.: Недра, 1984.

5. http//:www.wikipedia.org

Раздел: Геология
Количество знаков с пробелами: 45509
Количество таблиц: 6
Количество изображений: 3

Скачать

Главная Новости Рефераты Статьи Вузы

О проекте Соглашение

Наверх

Войти на сайт

Навигация

0 комментариев

Разделы

Инфо

Следите за новостями