Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 1720 м на Южно-Харьягинском месторождении нефти

Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 1720 м на Южно-Харьягинском месторождении нефти

Диплом

Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 1720м на Южно-Харьягинском месторождении нефти

Введение

Процесс строительства скважины является важнейшим этапом разработки нефтяных и газовых месторождений. Сооружение высококачественных скважин обеспечивает повышение эффективности их разработки и в конечном итоге способствует увеличению объемов извлекаемой нефти. В связи с этим необходимо учитывать влияние как геолого-технических, так и организационно-экономических факторов.

Настоящий дипломный проект составлен с учетом перечисленных выше факторов, на основе анализа существующих технологий ведения буровых работ. Кроме того, при его написании использовался опыт ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» по сооружению скважин, позволяющий наиболее эффективно разрабатывать нефтяные месторождения.

1. Геологическая часть

.1 Общие сведения о районе работ

В административном отношении Южно-Харьягинское месторождение нефти располагается на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области. От окружного центра - города Нарьян-Мара, который является крупным портом в устье реки Печоры, месторождение удалено на 165 км в юго-восточном направлении (рис.1.1). От районного центра Республики Коми г. Усинска, основной базы нефтедобычи ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», имеющего железнодорожное сообщение с северной железной дорогой (109 км), территория месторождения удалена на 140 км в том же направлении. От г. Усинска до месторождения проложена бетонная дорога.

Главной водной артерией территории месторождения является река Колва (приток II порядка) - наиболее крупный, первый приток реки Усы (приток I порядка), являющейся в свою очередь самым крупным притоком реки Печоры. Общая длина реки Колвы - 564 км. Долина реки широкая - 2,0 км, врез долины неглубокий, террасированные склоны большей частью залесены. Ширина русла реки в среднем течении 100-150 м, у устья до 300 м, средняя глубина реки - 1,5 м, скорость течения - 0,4 м/сек.

Рельеф территории представляет собой слабо всхолмленную, пологоволнистую равнину с абсолютными отметками от +45 до +160 метров над уровнем моря. Минимальные отметки наблюдаются в долине реки Колва на пойменной террасе, максимальные - в северной части месторождения.

Климат района умеренно-континентальный, умеренно-суровый, с прохладным дождливым и холодным летом. Самыми холодными месяцами года является январь и февраль, среднемноголетняя температура которых составляет минус 21,0-21,3 ºС. Абсолютный минимум равен минус 52 ºС. Самый теплый месяц - июль, его средняя температура равна 13 ºС; абсолютный максимум составляет плюс 33 ºС. Среднегодовая температура воздуха не превышает минус 5 ºС.

В гидрогеологическом отношении территории Южно-Харьягинского нефтяного месторождения относится к Большеземельскому артезианскому бассейну второго порядка, занимающему северо-восточную часть Печорского бассейна. Наличие многолетних мерзлых пород на территории месторождения исключило большую часть грунтовых вод из водообмена. В толще четвертичных отложений можно выделить четыре водоносных горизонта. Первые сведения о геологическом строении района Южно-Харьягинского месторождения получены в 1928 г., когда М.Н. Шульга-Нестеренко описала четвертичные отложения в бассейне правых притоков р. Усы. Маршрутные геологические исследования в бассейне р. Колва проводились в период с 1938 по 1955 гг. И.И. Красновым, Н.Е. Шмелевым и А.И. Блохиным с целью изучения четвертичных отложений и геоморфологии. В дальнейшем проводились геологическая (1956-59 гг., Б.И. Тарбаев и др.) и геоморфологическая (1962-67 гг., А.С. Бушуев и др.) съемки масштаба 1:200000. В этот же период 1958-66 гг. проводились геологические и геоморфологические исследования по рекам Колва, Харьяга и др. В результате выполненных работ изучены четвертичные отложения, разработаны их стратиграфические схемы, построены карты новейшей тектоники и дан прогноз нефтегазоносности.

Геофизические исследования в районе начаты с 1955 г. Проводились гравиметрические работы, аэромагниные съемки, электроразведка и сейсморазведочные работы МОВ, КМПВ, МОГТ.

1.2 Геологический очерк района

 

Стратиграфия

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится согласно унифицированной стратиграфической схеме Тимано-Печорской провинции (1995 г.) на основании комплексного изучения кернового материала и промыслово-геофизических исследований.

Вскрытый разрез осадочного чехла Южно-Харьягинского месторождения представлен отложениями от нижнего девона до четвертичных включительно.

Палеозойская группа - PZ

Девонская система - D

Девонская система представлена отложениями нижнего, среднего и верхнего отделов. Верхняя граница системы проводится в подошве низкоомной глинистой пачки, охарактеризованной окским комплексом микрофауны.

Нижний отдел - D1

Нижнедевонские отложения полностью вскрыты только в скв. 1-Колва (1502 м), представлены чередованием зеленовато-серых известняков, серо-коричневых мергелей и глин. В верхней части разреза появляются прослои доломитов с включениями ангидритов.

Нижнедевонский разрез наиболее полно изучен в области Возейского поднятия, где по литологическим признакам и каротажной характеристике выделены пачки O, I, II, III, IV (классификация ТП НИЦ).

Средний отдел - D2

Среднедевонские отложения представлены эйфельским и живетским ярусами. Верхняя граница отдела проводится в подошве терригенной, преимущественно глинисто-алевритовой толщи с верхнедевонским комплексом фауны. Максимальные мощности отмечаются в области Харьягинского палеопрогиба. На южной периклинали Южно-Харьягинского поднятия отложения среднего девона размыты.

Верхний отдел - D3

Породы верхнего отдела трансгрессивно залегают на размытой поверхности среднедевонских отложений. На основании фаунистического анализа (брахиоподы, остракоды) и споро-пыльцевых комплексов в разрезе прослеживаются франский и фаменский ярусы.

Каменноугольная система - С

Каменноугольные отложения представлены всеми тремя отделами. По результатам исследования керна, фауны и материалов ГИС, в разрезе установлены перерывы в осадконакоплении различной продолжительности. На Харьягинской площади размыты отложения турнейского яруса, нижне- и средневизейского подъяруса среднего карбона.

Нижний отдел - С1

Разрез нижнекаменноугольных отложений представлен в объеме окского надгоризонта верхневизейского подъяруса и серпуховского яруса.

Средний отдел - С2

Среднекаменноуголные отложения представлены только в объеме верхнемосковского подъяруса. Верхняя граница проводится в подошве высокоомного пласта по исчезновению среднекаменноугольных фораминифер и появлению в большом количестве фузулинид, характерных для отложений верхнего карбона. Разрез (11-23 м) сложен светло-серыми органогенно-детритовыми и обломочными известняками, светло-серыми, органогенно-детритовыми.

Верхний отдел - С3

Верхняя граница отдела проводится в кровле высокоомного карбонатного пласта, по смене верхнекаменноугольных фораминифер на ассельские.

Литологически отложения верхнего карбона представлены известняками серыми и коричневато-серыми, перекристаллизованными, плотными, неслоистыми, от мелко-крупнодетритовых до органогенно-обломочных, с криноидеями, мшанками, брахиоподами, фораминиферами. Отмечаются прослои глинистых известняков содержащих редкие волнистые пропластки известковистой глины. Толщина отдела в среднем составляет 30 м.

Пермская система - Р

Верхняя граница отложений пермской системы проводится в подошве базального конгломератовидного пласта песчаников Т1-I с эпидот-циозитовой ассоциацией минералов, выше которых в глинах определен нижнетриасовый спорово-пыльцевой комплекс. Пермская система представлена отложениями нижнего и верхнего отделов.

Нижний отдел - Р1

В составе отложений нижнего отдела выделяются фаунистически охарактеризованные карбонатные отложения (ассельские + сакмарские и артинские), перекрываемые терригенными отложениями кунгурского яруса.

Верхний отдел - Р2

Верхнепермские отложения представлены в объеме неразделенных уфимского, казанского и татарского ярусов, сложенных различающимися по генетическим признакам терригенными породами (морские и континентальные осадки). Толщина яруса достигает 428 м. Промышленно нефтеносный горизонт.

Для удобства корреляции разреза по литологическим признакам и каротажной характеристике в верхнепермской толще выделены до 15 пластов полимиктовых песчаников (по местной номенклатуре P2-I - P2-XV. Между пластами выделяются низкоомные непроницаемые глинистые разделы толщиной 5-20 м.

Песчаники пласта P2-III - серые, с коричневым и зеленоватым оттенком, чаще мелко-среднезернистые, без четкой слоистости, участками известковистые, с пелециподами, брахиоподами, фораминиферами, с галькой кремнистых, эффузивных и других пород, с глинистым или хлоритовым цементом. Характерными особенностями пласта P2-III являются значительная толщина, хорошая выдержанность развития песчаников по площади и высокие фильтрационно-емкостные параметры. Тем не менее в восточной части южной периклинали южного купола отмечается отсутствие песчаников в разрезе пласта P2-III . Выделяется несколько типов строения пласта P2-III: баровый, барово-русловой и русловой.

Мезозойская группа - Mz

На Харьягинской площади мезозойские отложения представлены триасовой, юрской и меловой системами, толщиной от 1278 до 1402 м.

Триасовая система - Т

Согласно местной стратиграфической схеме для платформенных районов Тимано-Печорской провинции, утвержденной МСК, в разрезе триасовой системы выделяются чаркабожская свита (нижний триас), шапкинская серия (нижний + средний триас) в составе ангуранской и харалейской свит и нарьянмарская свита (верхний триас).

Верхняя граница системы проводится в подошве относительно высокоомной толщи кварцевых песков нижне-среднеюрского возраста. Триасовые отложения в объеме всех трех отделов имеют среднюю толщина 732 м.

Нижний отдел - Т1

Чаркабожская свита Т1 - cb

Верхняя граница уверенно проводится в подошве высокоомного пласта песчаника шапкинской серии, являющегося надежным репером в платформенной части Тимано-Печорской провинции.

В основании свиты залегает базальный пласт песчаников светло-зеленых, полимиктовых, слюдистых, разнозернистых, пористых, прослоями конгломератовидных за счет обилия разноокрашенных уплощенных окатышей глин с хлорит-каолинитовым цементом (пласт Т1-I). Прослоями песчаник розоватый с кальцитовым цементом. В присводовой части Харьягинской структуры песчаники базального пласта отсутствуют. Отложения базального пласта имеют аллювиальное происхождение. Вышележащий разрез чаркабожской свиты сложен мощной толщей глин, песчаников и алевролитов.

Глины красновато- и шоколадно-коричневые, алевритистые, неизвестковистые, слюдистые, иногда переходящие в алевролит. Алевролиты серые, со слабым зеленоватым оттенком, полимиктовые, глинистые, неизвестковистые.

Песчаники зеленовато-серые, мелко- и мелко-среднезернистые, полимиктовые, неравномерно глинистые, с неясной косой и линзовидной слоистостью, переходящие в алевролиты.

В целом, в разрезе чаркабожской свиты, кроме базального пласта T1-I, прослеживается еще до 12 пластов песчаников (T1-II - T1-XIII), разделенных прослоями шоколадно-коричневых глин.

К каждой из групп (пачек) приурочено по 3 пласта песчаников и вверх по разрезу увеличивается ширина зон их развития. Из 13 пластов продуктивными являются пласты T1-I, T1-III, T1-IV, T1-VII, T1-VIII. Вышележащий разрез чаркабожской свиты по результатам ГИС и опробования обводнен. Толщина свиты 295-383 м.

Средний отдел - Т2

Ангуранская свита - Т2 an

Верхняя граница свиты проводится по появлению сероцветных глин с верхнетриасовым спорово-пыльцевым комплексом. В нижней части свиты преобладают песчаники мелко-среднезернистые с прослоями серых глин, с горизонтальной слоистостью. Выше разрез сложен пестроцветными глинами с конкрециями пирита и железистыми бобовинами. Толщина свиты 83-136 м.

Верхний отдел - Т3

Нарьянмарская свита - Т3 nm

Разрез толщиной 201-278 м сложен сероцветными глинами с верхнетриасовым спорово-пыльцевым комплексом, с прослоями алевролитов и песчаников.

Юрская система - J

На Харьягинской площади юрская система представлена всеми тремя отделами. Толщина осадков составляет 343-373 м.

Нижний отдел - J1

Харьягинская свита - J1 hr

В основании свиты залегает пачка песчаника серого и светло-серого, мелко-среднезернистого, переходящего в песок с галькой и валунами кварца, кремня. Толщина пачки 30-40 м. Выше разрез сложен глинами пестроцветными, зеленоватых тонов и серыми с нижнеюрским спорово-пыльцевым комплексом. Толщина свиты 40-65 м.

Средний отдел - J2

Отложения представлены песками светло-серыми до белых, кварцевыми, слюдистыми, с примесью каолинита, с маломощными прослоями глин и слабосцементированных песчаников. Характеризуется повышенными значениями КС и отрицательной депрессией на кривой ПС. Толщина 70-96 м.

Верхний отдел - J3

В нижней части разрез сложен алевролитами и глинами с конкрециями пирита, пелециподами и белемнитами. Выше разрез представлен преимущественно темно-серыми алевритистыми и известковистыми глинами, плитчатыми мергелями и алевролитами. Толщина 174-242 м.

Меловая система - К

Меловая система в объеме нижнего отдела сложена алевролитами зеленовато-серыми, глауконитовыми, глинами темно-серыми до черных, глауконитовыми песками светло-серыми. Толщина 206-258 м.

Четвертичная система - Q

Разрез четвертичных отложений толщиной 150-219 м представлен суглинками серыми, темно-серыми, с галькой и гравием кремня, кварцита, известняка и песками светло-серыми.

Тектоника

Южно-Харьягинское месторождение приурочено к одноименному валообразному поднятию, расположенному в центральной части Колвинского мегавала Печоро-Колвинского авлакогена. Харьягинская структура представляет собой крупную асимметричную приразломную антиклинальную складку северо-северо-западного простирания, погружающуюся в северном направлении. Харьягинская структура осложнена локальными складками более низкого порядка Южно-Харьягинской и Центрально-Харьягинской, к которым приурочено Харьягинское месторождение. Локальные складки наиболее четко выделены по нижним, среднедевонским отложениям.

Вверх по разрезу продолжается усложнение локальных складок серией небольших малоамплитудных куполов. По верхнепермским терригенным отложениям Харьягинское поднятие в целом выполаживается, уровень его локальных складок выравнивается.

Среди пермского и триасового комплекса наблюдается своя система нарушений. Дизъюнктивы имеют разную амплитуду и направленность. В результате рассматриваемый комплекс отложений получил строение близкое к блоковому. Подобные разломы часто не имеют продолжения вниз по разрезу и считаются безкорневыми.

По уфимским отложениям (пласт Р2-III) Центрально-Харьягинская антиклиналь, осложненная южным и северным куполами, имеет размеры 22х7 км в пределах замкнутой изогипсы минус 1620 м, амплитуду 100 м.

По мезозойским отложениям Харьягинское поднятие представляется в виде пологой, приподнятой над прилегающими впадинами, структуры, осложненной относительно небольшими куполами. По нижнетриасовым отложениям Центрально-Харьягинская складка распадается на ряд самостоятельных небольших малоамплитудных куполков северо-западного простирания.

В развитии района расположения Харьягинской структуры выделяется несколько крупных этапов развития.

В среднеордовикско-силурийское время вся территория Печорской синеклизы представляла собой карбонатный шельф. Формирование Колвинской рифтовой зоны в силуре-раннем девоне приходится на заключительную фазу каледонского тектоногенеза. В это время в интенсивно прогибавшемся Колвинском грабенообразном прогибе происходило накопление терригенно-карбонатных, сульфатных и терригенных отложений. На рубеже каледонского и герцинского этапов, когда море отступило в область Уральского перикратона, поверхность нижнедевонских отложений подвергалась эрозионным процессам.

Формации среднего структурного подэтажа, отвечающего герцинскому этапу, образуют наиболее завершенный ряд, позволяющий выделить стадии геотектонического развития, которым отвечают структурные ярусы.

В среднедевонское время продолжались процессы рифтогенеза. Рассматриваемый регион по-прежнему представлял собой впадину, отделенную от Большеземельского свода зоной разломов древнего заложения. В предфранское время активизация Колвинского рифта проявилась в интенсивной разломной тектонике, размыве отложений на приподнятых блоках земной коры и заполнении рифтовых прогибов продуктами размыва. Сложное ступенчатое строение грабенов обусловило неравномерность накопления и разный гранулометрический состав одновозрастных групп терригенных осадков.

В раннефранское время рифогенные процессы сменились пострифтовыми погружениями. В джьерское и тиманское время происходило накопление преимущественно терригенных лагунно-пресноводных осадков. Нижнефранские отложения характеризуются увеличением толщин в пределах палеопрогибов и плащеобразно перекрывают более древние отложения на всей территории Печеро-Колвинского авлакогена.

Следующий этап характеризуется повсеместным развитием карбонатных формаций и отсутствием резко дифференцированных движений. Палеорифтовая зона вместе со всей территорией современной Печорской плиты была вовлечена в прогибание края платформы в направление Уральского океана. Положение рифта отражается в очертаниях некомпенсированной доманиковой палеовпадины.

Окончание франско-турнейского этапа ознаменовалось глобальной регрессией, отразившейся в накоплении линз терригенных угленосных осадков турнейского возраста в пределах унаследованного древнего Колвинского прогиба.

Визейско-артинский этап соответствует по времени столкновению Восточно-Европейского континента с Тигильско-Магнитогорской островной дугой и началом образования Уральского орогена. В результате горизонтальных напряжений нижележащие отложения, накопившиеся в грабенах, подверглись сжатию и выдавливанию по отдельным древним сбросам (реверсивным разломам), образуя в верхних слоях инверсионные структуры валов и мегавалов. К концу этого периода на месте палеорифтов были сформированы палеоподнятия, на склонах, которых в ассельско-сакмарское время образовались биогермные постройки, а затем в артинское время происходило накопление регрессивных глинисто-карбонатных и терригенных осадков.

В кунгурском веке и поздней перми продолжался рост инверсионных структур. В палеогеоморфологическом плане они представляли отмели и острова мелководного моря, постепенно опресняющегося.

В триасовое время происходило накопление преимущественно континентальных пестроцветных терригенных отложений, являвшихся продуктами размыва Уральского орогена. Тогда же проявились интенсивные и контрастные блоковые подвижки, в результате которых обозначился структурный план региона, близкий в основных чертах к современному.

Отложения верхнего структурного подэтажа сплошным чехлом перекрывают разновозрастную поверхность пород, сформировавшихся в течении герцинского этапа. В составе верхнего структурного подэтажа выделяются два структурных яруса, разделенных угловым и стратиграфическим несогласиями. Нижний ярус сложен юрско-меловыми терригенными, большей частью сероцветными, морскими, шельфовыми и континентальными отложениями, верхний - неоген-четвертичными преимущественно континентальными образованиями.

Гидрогеология

В гидрогеологическом отношении территории Южно-Харьягинского нефтяного месторождения относится к Большеземельскому артезианскому бассейну второго порядка, занимающему северо-восточную часть Печорского бассейна. Наличие многолетних мерзлых пород на территории месторождения исключило большую часть грунтовых вод из водообмена. На Южно-Харьягинском месторождении выделяются следующие гидрогеологические комплексы и водоупорные толщи:

. Водоносный комплекс среднедевонско-нижнефранских отложений (D2 - D3 f1);

. Водоупорная толща саргаевско-тиманских отложений верхнего девона (D3 sr+tm);

. Водоносный комплекс верхнедевонских отложений (D3);

. Водоупорная толща визейских отложений (C1 v);

. Водоносный комплекс каменноугольно-нижнепермских отложений (C-P1 карб.);

. Водоупорная толща кунгурских отложений нижней перми (P1 k);

. Водоносный комплекс верхнепермско-триасовых отложений (P2-T);

. Водоносный комплекс юрских отложений (J);

. Водоупорная толща верхнеюрских отложений (J3);

. Водоносный комплекс нижнемеловых и четвертичных отложений (К1-Q).

Воды среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса представляют собой рассолы хлоридного натриевого состава и относятся к хлоркальциевому генетическому типу. Величина минерализации находится в пределах 129,3-183,8 г/л. В анионном составе преобладает хлор (49,59-49,9 %-мг.экв.). В весьма широком диапазоне колеблется относительное количество натрия (32,48-44,33 %-мг.экв.), кальция (4,36-16,05 %-мг.экв.), магния (0,71-2,75 %-мг.экв.) и значения характерных гидродинамических отношений.

Подземные воды горячие, температура их достигает 96,5оС. Пластовые давления среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса квалифицируются как аномально высокие, коэффициенты аномальности изменяются от 1,2 до 1,28. Дебиты воды достигают 15 м3/сут.

Водоносный комплекс верхнедевонских отложений сложен карбонатными породами. Подстилающим водоупором служит региональная толща джьерско-саргаевских глин, а перекрывающим - толща визейских глин.

Подземные воды рассматриваемого комплекса представляют собой хлоридные натриевые рассолы с минерализацией 131,35-191,25 г/л. Концентрации основных ионов составляют: хлора (до 49,66 %-мг.экв.), натрия (до 39,64 %-мг.экв.), кальция (до 9,49 %-мг.экв.), магния (до 2,68 %-мг.экв.).Воды характеризуются повышенной сульфатностью, содержание сульфат-иона достигает 1227,9 мг/л (0,54 %-мг.экв.). Количество брома высокое (до 510 мг/л), максимальное содержание йода отмечается в скв. 53 - 33,84 мг/л.

Водоносный комплекс каменноугольно-нижнепермских отложений толщиной 355 м включает карбонатные породы (известняки, доломиты, глинисто-алевролитово-карбонатные породы артинского возраста).

Перекрывающим водоупором служит региональная покрышка, сложенная преимущественно глинистыми отложениями кунгурского яруса, толщиной 65-81 м.

Водообильность пород находится в пределах от 2,5 до 66,3 м3/сут. Крепкие хлоридные натриевые рассолы имеют минерализацию 85,58-110,69 г/л. Генетический тип вод - хлор-кальциевый (по В.А. Сулину). Преобладающим анионом является хлор (49,51-49,88 %-мг.экв.), а в катионном отношении превалирует натрий (31,1-37,81 %-мг.экв.). Степень метаморфизации rNa- / Cl- составляет 0,63-0,75; хлор-бромный коэффициент Cl- / Br- - 263-366.

Водоносный комплекс верхнепермских и триасовых отложений, представленный терригенными породами, перекрывается водоупором из верхне-среднетриасовых глин толщиной 345 м.

Подземные воды представлены рассолами хлор-кальциевого типа с минерализацией от 20,75 г/л в триасовых отложениях до 77,7 г/л в верхнепермских. Воды отличаются значительной метаморфизацией (rNa- / Cl- - 0,66-0,70), отношение Cl- / Br- - составляет 294-347. Из микрокомпонентов в составе вод обнаружены: йод до 17 мг/л, бром до 162 мг/л, аммоний до 60 мг/л.

Водовмещающие породы характеризуются повышенной водообильностью. Дебиты при опробовании достигали до 220,2 м3/сут.

Результаты анализов растворенного в воде газа показывают, что содержание метана варьирует в пределах 60,0-69,83 %объем, азота 13,31-18,52 %объем, углекислого газа 0,1-1,1 %объем. Газовый фактор составил 1,12-1,89 м3/м3.

Содержание органического вещества, растворенного в воде, незначительное. Общего углерода содержится 58,8-81,6 мг/л, углерода нелетучего 24,0-43,2 мг/л.

Температура пластовых вод изменяется с глубиной от 19 до 40 оС.

Перекрывающая толща содержит водоносные прослои мелко-среднезернистых песчаников. Так в скв. 81 и 82 были получены притоки слабоминерализованной воды (13,4-15,5 г/л). Величины гидрохимических отношений составляют: rNa- / Cl- - от 0,80 до 0,82; Cl-/Br- - от 313 до 354. В водах отмечено небольшое количество микрокомпонентов: йода до 4,65 мг/л, бром до 20,22 мг/л, аммоний до 90 мг/л, калий до 12,5 мг/л.

По результатам исследований скважин пластовое давление в верхнепермских водоносных пластах несколько выше или равно гидростатическому; в триасовых - ниже гидростатического.

Для залежей нефти, приуроченных к верхнепермским и триасовым отложениям, присуще проявление упругого и в меньшей степени водонапорного режима.

Водоносный комплекс юрских отложений приурочен к толще нижне-среднеюрских и низам верхнеюрских песков и песчаников, составляющей в пределах Харьягинского месторождения 220-240 м. Комплекс литологически выдержан и регионально прослеживается на всех структурах Колвинского мегавала. На Харьягинском месторождении на юрские отложения пробурены 4 скважины.

Водообильность пород находится в пределах от 130 до 450 м3/сут при снижении уровня компрессором. Статистический уровень находится на глубине 100 м. Пластовые воды имеют минерализацию 2,758-4,973 г/л. Преобладающим анионом является хлор (49,51-49,88 %-мг.экв.).

Водоупорная толща верхнеюрских отложений (до 240 м), представленная алевролитами и глинами, регионально прослеживается в северной части провинции.

Водоносный комплекс нижнемеловых и четвертичных отложений имеет повсеместное распространение. Водовмещающие породы представлены литологически невыдержанными толщами песчаников, песков, супесей. Изолирующим экраном с поверхности во многих случаях служит толща многолетнемерзлых пород, достигающих 300-380 м толщины. По немногочисленным данным воды комплекса чаще всего пресные с минерализацией 0,16-0,3 г/л, иногда слабоминерализованные. Тип воды гидрокарбонатный натриевый.

Рассмотренные материалы позволяют заключить, что палеозойские отложения на Южно-Харьягинском месторождении находятся в зоне затрудненного водообмена, характеризующейся наличием метаморфизованных рассолов, обогащенных бромом, йодом и генетически медленным движением пластовых вод. Зона затрудненного водообмена охватывает, в основном, и мезозойские осадки. Активный водообмен существует в четвертичных отложениях и, возможно, в нижнемеловых и верхней части юрских образований.

Исследования микрокомпонентного состава пластовых вод указывают на наличие практически по всему продуктивному разрезу йода и брома, а при более детальном исследовании среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса на наличие также и бора, лития, рубидия, цезия и стронция.

Пластовые воды среднедевонско-нижнефранских отложений могут быть квалифицированы как промышленные йодо-бромные. Неблагоприятным фактором является большая глубина залегания вмещающих пород (более 3,5 км), запечатанность резервуара, что исключает наличие активной законтурной области и использование приконтурных скважин для добычи пластовых вод, а разработка нефтяных залежей с применением закачки приведет к разубоживанию полезных компонентов.

К категории минеральных бромных, йодных или йодо-бромных могут быть отнесены все пластовые воды палеозойских отложений. Содержание брома в них повсеместно превышает 25 мг/л, а йода - 5,0 мг/л. Для окончательной оценки возможности их использования так же требуются специальные дополнительные исследования.

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Параметры пластов-коллекторов Южно-Харьягинского месторождения изучены по данным керна, по материалам ГИС и по данным гидродинамических исследований скважин. При расчете средних величин параметров по керну и ГИС использованы следующие граничные значения коэффициента пористости: для отложений девонского возраста Кп гр = 7%, для отложений верхнепермского возраста Кп гр = 17% и для отложений триасового возраста Кп гр = 15%. Соответствующие граничные значения коэффициента газопроницаемости для девонских и верхнепермских отложений равны 1*10-3 мкм2, а для триасовых - 4*10-3 мкм2.

Средние значения коэффициента пористости пород-коллекторов, определенные на образцах керна при насыщении их водой, равны:

пласты D2-D3     Кп ср = 11,8%              1006 определений;

пласты Р2I-IV     Кп ср = 23,2%              1226 определений;

пласты Р2V-XIII Кп ср = 22,8%              420 определений;

пласты Т1I-IX     Кп ср = 21,5%              473 определения.

По результатам интерпретации материалов ГИС эти параметры для пластов-коллекторов соответствующих отложений равны 13,4% , 21,2% ,21,5% и 22,3%.

Среднее значение коэффициента газопроницаемости пород-коллекторов по данным анализа керна для отложений D2-D3 равно 111*10-3 мкм2 (831 определение), для отложений Р2I-IV - 666*10-3 мкм2 (1007 определений), для Р2V-XIII - 223*10-3 мкм2 (300 определений), и для отложений Т1I-IX - 423*10-3 мкм2 (343 определения). По данным ГИС средние значения коэффициента газопроницаемости пластов-коллекторов соответствующих отложений равны 146,8*10-3 мкм2, 63,1*10-3 мкм2, 223*10-3 мкм2 и 77,7*10-3 мкм2.

По данным гидродинамических исследований проницаемость изучена по 131 скважине. Среднее значение коэффициента проницаемости для девонских отложений составило 95*10-3 мкм2 (64 определения), для отложений Р2I-IV - 138,8*10-3 мкм2 (115 определений), для Р2V-XIII - 161,7*10-3 мкм2 (27 определений) и для отложений Т1I-IX - 93,5*10-3 мкм2 (3 определения).

Среднее значение коэффициента начальной нефтенасыщенности, определенной только по данным ГИС, составляет для продуктивных отложений D2-D3 88,1%, для Р2I-IV 49%, для Р2V-XIII 49,3% и для Т1I-IX 43%.

Среднее значение коэффициента остаточной водонасыщенности пород-коллекторов по данным анализа керна составляет для отложений D2-D3 24,8% (269 определений), для Р2I-IV 47,4% (230 определений), для Р2V-XIII 47,9% (68 определений) и для Т1I-IX 41,5% (120 определений).

Анализ коллекторских свойств дает основание считать наиболее достоверными в отношении коэффициентов пористости и нефтенасыщенности данные ГИС, а в отношении коэффициента проницаемости - данные ГИС и данные гидродинамических исследований пластов. Керновые данные характеризуют преимущественно коллекторы среднего качества и недостаточно представительны в области ухудшенных и наилучших коллекторов в то время, как данные ГИС представительны во всем изменения коллекторских свойств.

Характеристика коллекторских свойств по данным ГИС.

-сведения о комплексе ГИС по выделению коллекторов.

Для выделения пластов-коллекторов, как правило, использовались прямые качественные признаки:

отрицательная аномалия СП;

относительно низкие значения гамма-активности (ГК);

положительные приращения по кривым микрозондирования;

сужение диаметра скважины (dС) по сравнению с номинальным (dН);

наличие радиального градиента кажущегося сопротивления по электрическим методам каротажа (БКЗ, БК, ИК).

Кроме того, привлекалась информация о результатах опробования пластов в скважинах.

сведения по определению коэффициента пористости.

В отложениях пермского и триасового комплексов определение пористости пластов-коллекторов производилось по данным методов СП, АК, по комплексной связи ее с АК+СП и по данным НГК.

сведения по определению проницаемости.

Коэффициент проницаемости определялся по связям Кпр=f(Кп), уточненным по данным исследования керна:

Т1 Кпр = exp((Кп-13.553)/1.854)

Р2 Кпр = 10^(17.986*lg(Кп)-22.554)

сведения по определению коэффициента нефтенасыщенности.

Определение коэффициента нефтенасыщенности для всех продуктивных отложений производилось на основе данных электрометрии с использованием зависимостей Рп = f(Кп) и Рн = f(Кв).

Зависимости Рп = f(Кп) исследовались в условиях моделирования пластового давления и температуры на 28 образцах из отложений Р2 и 4-х образцов из Т1. Таким образом зависимость для Р2 можно считать достаточно достоверной. Для Т1 имеющихся данных недостаточно, в связи с чем для этого объекта согласно [5] принята для расчетов связь Рп = f(Кп), полученная в атмосферных условиях на 44 образцах керна. Для пластов D2 - D3dzr принята зависимость, соответствующая пластовым условиям (37 определений).

В итоге расчет коэффициента нефтенасыщенности выполнен с использованием следующих зависимостей :

Т1 Рп = 2.09*(Кп)-1.53, Рн = 1.09*(Кв)-1.74,

Р2 Рп = 1.649*(Кп)-1.806, lg(Рн ) = 2.29 - 7.615 * lg(lg(Кв + 2))

В расчетах используются сопротивления пластовой воды, соответствующие ее минерализации и температуре пласта:

Т1 rв = 0.075 ом*м,

Р2 rв = 0.073 ом*м.

1.4 Свойства и состав пластовых флюидов

Из верхнепермских отложений отобрано и исследовано 124 глубинные и 3 устьевые пробы. Основная масса исследованных глубинных проб (100) приходится на долю южного купола. Наиболее хорошо изучены свойства нефтей базисных пластов: Р2-III (51 проба), Р2-V (30 проб), что в сумме составляет 65 % от общего числа отобранных из верхней перми проб. Продуктивные пласты Р2-XI и Р2-XII+XIII глубинными пробами нефтей не охарактеризованы.

При анализе нефтей из верхнепермских отложений установлено (по ОР):

. Дегазированные нефти довольно однородные: легкие (0,836 - 0,843 кг/м3), малосмолистые и смолистые (4,0 - 5,5 % масс.), лишь в пласте Р2-VIII+IX достигает 8,9 % масс.; малосернистые (0,40 - 0,56 % масс.), в основном, высокопарафиновые (5,1 - 14,6 % масс.). Верхнепермские отложения (пласты Р2-II - Р2-V) в пределах северного купола содержат несколько меньшее количества парафинов (5,1 - 13,6 % масс.) в сравнении с южным (11,1 - 14,6 % масс.). В нефтях из пластов Р2-X и Р2-XII) количество парафинов меньше 10 % масс. (8,1 - 9,5 % масс.).

. В пластовых условиях нефти, в основном, различаются по величине их газонасыщенности, которая закономерно понижается с уменьшением глубины. Соответственно, с уменьшением газосодержания увеличивается вязкость нефтей. Более высокое газосодержание нефтей в области южного купола в сравнении с нефтями северного купола объясняется более высоким гипсометрическим положением южного купола.

. Растворенные в нефти газы относятся к категории “жирных” пропано-метано-этанового и этано-пропано-метанового типа, несероводородные, низкогелееносные (He <0,01 % мол.). Содержание азота и редких в газах, в основном, находится в интервале от 4 до 7 % мол. Концентрация углекислого газа ~ 0,1 % мол. Лишь в скв. 66 содержание углекислого газа при опробовании пласта Р2-IV составило 0,52 % мол.; пласта Р2-V - 0,55 % мол.

В результате экспериментальных работ все исследователи пришли выводу, что температура насыщения нефтей парафинами IV-VI объектов близка к начальной пластовой температуре; это обстоятельство приводит к осложнениям не только в скважине, но и в нефтяном пласте. Нагнетание холодной воды приведет к выделению парафина в продуктивных пластах.

К специфическим свойствам нефтей Южно-Харьягинского месторождения относится проявление нефтями при определенных термобарических условиях структурно-механических свойств, отличных от свойств ньютоновских жидкостей. Исследования структурно-механических свойств нефтей проводились в Печорнипинефти и ВНИИ. Сопоставление полученных результатов по максимальным температурам, при которых нефти начинают проявлять свойства, отличные от ньютоновских жидкостей, с результатами изучения температуры насыщения нефти парафином и температуры застывания нефтей показывает достаточно хорошее соответствие этих величин. Температура начала проявления механических свойств несколько ниже температуры насыщения нефти парафинами, которые в свою очередь несколько выше температуры застывания нефти. При сравнительно высоких температурах (25-40 оС) нефти Харьягинского месторождения начинают проявлять структурно-механические свойства, ниже этих температур эффективная вязкость нефтей резко возрастает вплоть до потери текучести.

Характеристика пластов представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Характеристика продуктивных пластов

Пласт	№ сква-жины	Интервал опробования, м	Пластовое давление, МПа	Пластовая температура, оС	Давление насыщения, МПа	Газосо-держание, м3/м3	Давление, МПа	Темпера- тура насыщения парафином, оС
P2-I	81	1700-1704	16,87	39,0	7,8	19,0	16,87 Р бар.	36 37
	64	1676-1686	16,9	39,0	5,9	45,2	16,9 11 7 Р бар.	30 28 27 32
P2-II	64	1653-1666	16,6	38,5	8,5	56,8	16,6 11 Р бар.	35 33 37
	81	1680-1693	16,64	43,0	8,0	52,9	16,64 10 Р бар.	39 38 45
P2-III	68	1674-1697	16,76	38,0	4,8	30,9	16,76 10 Р бар.	36 34,5 38,5
	69	1690-1706	16,7	39,0	4,6	28,6	16,7 10 Р бар.	30 29 31
	72	1674-1688 1691-1693	16,91	39,0	7,1	49,1	16,91 10 Р бар.	27 26,5 30
P2-V	73	1653-1657	17,5	37,0	3,4	19,7	17,5 15 10 5 Р бар.	36 32 30 29 38

2. Технологическая часть

Технико-экономическая эффективность строительства нефтяных и газовых скважин во многом зависит от правильного выбора и обоснования процессов углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения, типа породоразрушающего инструмента и режимов бурения, рациональной конструкции КНБК, гидравлической программы и показателей свойств бурового раствора, типов буровых растворов и необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств. Принятие проектных решений обуславливает выбор типа буровой установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колон и географических условий бурения.

При принятии многих решений (выбор режимно-технологических параметров бурения, свойств буровых растворов и др.) необходимо использовать результаты обобщения промыслово-статистического материала, получаемого как при бурении разведочных скважин, так и эксплуатационных скважин.

В настоящее время на Южно-Харьягинском месторождении производится бурение как вертикальных, так и наклонно-направленных скважин. Рассматриваемая скважина является вертикальной.

Для дальнейших расчетов необходимо произвести предварительный выбор буровой установки. При выборе класса буровой установки необходимо руководствоваться ГОСТ26.62.807-73 и конкретными геологическими, климатическими, энергетическими, дорожно-транспортными и другими условиями. Для бурения скважины используется буровая установка БУ-2500 ЭУК с электрическим приводом переменного тока, максимальной нагрузкой (грузоподъемностью) 1,4 МН. Вид монтажа: поагрегатный.

2.1 Обоснование метода вхождения в продуктивную залежь

В настоящее время основным направлением работ в области заканчивания скважин является обеспечение условий эффективного вскрытия продуктивного пласта в целях сохранения его коллекторских свойств. Кроме того, существенное значение имеет разработка конструкций забоев скважины, позволяющих осуществить её эксплуатацию в условиях, осложнённых неустойчивостью коллектора, коррозионной средой, аномальными давлениями, температурами и т. д.

Разработаны и эксплуатируются различные конструкции забоев для осложнённых и неосложнённых условий. Создание рациональной конструкции забоя скважин предусматривает сочетание элементов их крепи в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные и геофизические работы, а также длительную эксплуатацию скважин при оптимальном дебите. Иными словами, в понятие конструкции забоя скважины входит набор технико-технологических решений по оборудованию забоя и призабойной зоны скважин, обеспечивающих связь с пластом, при которых скважина будет работать с оптимальным дебитом, а ПЗП, не разрушаясь, позволяла бы работать длительное время без ремонта.

При выборе схемы вскрытия необходимо учитывать геологические условия залегания пласта. Ожидаемое пластовое давление в продуктивном пласте составляет 16,7 МПа, что соответствует коэффициенту аномальности kа = 0,97; забойная температура равна 39 °С; пласт вскрывается на всю мощность продуктивного пласта.

Ожидаемый дебит 180 м3/сут. Диаметр эксплуатационной колонны принимаем равным 168 мм. Плотность нефти 0,84 г/см3.

Интервал, в котором залегает продуктивный пласт, сложен переслаиваемыми алевролитами, глинами и песчаниками. Глины алевритистые, реже известковистые. Песчаники зеленовато-серые и коричневые, полимиктовые, пористые, нефтенасыщенные.

Для данных геолого-технических условий целесообразно использовать следующую схему вскрытия продуктивного пласта (рис. 2.1.).

Рис. 2.1. Схема первичного вскрытия пласта.

-цеметный камень; 2-эксплуатационная колонна; 3-продуктивная толща; 4-перфорационные отверстия.

Ствол скважины выше продуктивного горизонта при первичном вскрытии остается открытым, незакрепленный обсадными трубами, вскрытие осуществляется на промывочной жидкости, обеспечивающей устойчивость открытого ствола скважины. Скважина бурится на 50 метров ниже продуктивного пласта. Затем в скважину до забоя спускается обсадная колонна и цементируется по всей длине. После этого, обсадная колонна и цементный камень перфорируются в зоне залегания продуктивного горизонта.

Данная схема вскрытия продуктивного пласта позволит избирательно сообщать скважину с любым по толщине участком продуктивного пласта и получать приток пластовой жидкости только из него, проводить специальную обработку этого участка с целью улучшения коллекторских свойств приствольной зоны и интенсификации притока из него, также данный метод прост в реализации и существенно снижает стоимость буровых работ.

Выбор противовыбросового оборудования

Основная задача комплекса: сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.

Противовыбросовое оборудование (ОП) представляет собой комплекс, состоящий из превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения.

Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведение следующих работ:

·        герметизацию скважины, включающую закрывание - открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;

·        спуск-подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвеску колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плашками при выбросе;

·        циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию;

·        оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.

Оборудование для герметизации устья устанавливается на фланец кондуктора. Выброс нефти и газа может начаться чрезвычайно быстро и протекает весьма интенсивно, что может привести к гибели скважины и оборудования. С помощью превенторов можно быстро предотвратить начало выброса и осуществлять необходимые работы в скважине (бурение, спуск и подъем, цементирование и геофизические работы).

Для герметизации скважины при вращении колонны применяют превенторы, у которых деталь уплотняющей трубы вращается вместе с ними в корпусе. Такие превенторы допускают не только вращение, но и перемещение вверх и вниз труб и квадратной штанги.

С целью повышения надежности противовыбросовое оборудование комплектуется резервными элементами, предназначенными для выполнения функций основных элементов в случае их отказов. При этом увеличиваются масса, габариты и стоимость этого оборудования. Однако надежность противовыбросового оборудования возрастает на несколько порядков. В целях безопасности пульт управления противовыбросовым оборудованием устанавливают на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, а дублер у поста бурильщика.

Основные параметры противовыбросового оборудования - диаметры проходных отверстий и рабочее давление превенторов и манифольда. Диаметры и присоединительные размеры превенторов согласуются с диаметрами долот, бурильных и обсадных труб, а также колонных головок, предназначенных для обвязки наружных концов обсадных колонн, зацементированных в скважине. Превенторы и задвижки должны иметь устройства для четкого дистанционного контроля их положения (открытые, закрытые).

Максимальное давление на устье:

,                                          (2.1)

где  - пластовое давление в пласте, МПа;  - ускорение свободного падения;  - средняя плотность пластовой нефти, г/см3;  - глубина скважины, м.

Тогда ожидаемое давление на устье при выбросе:

Рис. 2.2 Типовая схема установки превенторов на устье скважины

- превентор вращающийся; 2 - превентор универсальный; 3 - превентор плашечный глухой; 4 - крестовина; 5 - колонная головка; 6, 7 и 8 - обвязка арматуры аварийного и рабочего выкидов и сбросовой линий.

На рис.2.2 показана одна из типовых схем установки превенторов над устьем скважины. Если бурильная колонна состоит из труб нескольких диаметров, то устанавливаются превенторы, либо с плашками для каждого диаметра труб и замков, либо с универсальными уплотняющими деталями, допускающими герметизацию труб и замков различного диаметра без смены уплотнителя.

Выбранное противовыбросовое оборудование представлено в табл. 2.1.

Таблица 2.1 Основные технические характеристики превенторов

Тип превентора	Шифр превентора	Диаметр проходного отверстия, мм	Давление, МПа
Плашечный	ППГ-230х35	230	35
Универсальный	ПУ1-230х35	230	35

2.2 Выбор и обоснование конструкции скважины

Конструкция скважин определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб, диаметром долот и бурильных труб, которыми ведется бурение под каждую колонну, а также высотой подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

1)      обязательное доведение скважины до проектной глубины;

2)      осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов эксплуатации;

)        предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологических процессов;

)        минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом .

Коэффициент аномальности пластового давления :

,                                     (2.2)

где Рпл - пластовое давление, МПа,

h - глубина от устья до рассматриваемого сечения, м.

Индекс давления поглощения:

,                                     (2.3)

где Рпогл - давление поглощения (давление гидроразрыва), МПа.

Значения  и  должны удовлетворять условию:

                                       (2.4)

где  - относительная плотность промывочной жидкости.

                                        (2.5)

где kр - коэффициент резерва:

Коэффициент резерва находится по табл. 2.4:

Таблица 2.2

Параметры	Глубина скважины, м
	1200	1200
Коэффициент резерва kр	1,1 - 1,15	1,05

Данные о коэффициентах аномальности и поглощения для интервалов приведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3 Исходные данные

Глубина скважины h, м	0 - 30	30 - 730	730 - 1720
Коэффициент аномальности kа	1,0	1,0	1,1
Коэффициент поглощения kп	1,9	1,9	1,8

Для оценки плотности промывочной жидкости, необходимой для поддержания равновесия в системе скважина - пласт на каждом интервале бурения, необходимо знать коэффициент аномальности пластового давления , коэффициент давления поглощения , относительную плотность промывочной жидкости .

Пластовое давление и давление поглощения в интервале 0 - 30м:

Пластовое давление и давление поглощения в интервале 30 - 730м:

На участках 0 - 30,30-730 м примем , тогда:

На участке 730 - 1720, примем , тогда:

Результаты вычислений представлены в табл. 2.4.

Таблица 2.4 Результаты вычислений

Глубина скважины h, м	0 - 30	30 - 730	730 - 1720
Пластовое давление Рпл, МПа	0,3	7,3	16,7
Давление поглощения Рпогл, МПа	0,57	13,9	30
Коэффициент аномальности kа	1,0	1,0	1,1
Коэффициент поглощения kп	1,9	1,9	1,8
Относительная плотность,	1,12	1,12	1,15

Совмещённый график относительных давлений изображен на рис.2.3.:

Рис 2.3. Совмещённый график относительных давлений.

Выбираются обсадные колонны: направление глубиной 30 м до конца интервала, сложенного неустойчивыми четвертичными отложениями, кондуктор - 730 м до перекрытия неустойчивых пород палеогена и вечной мерзлоты, эксплуатационная колонна - 1720 м. Направление, кондуктор, эксплуатационная колонна цементируются до устья.

Конструкцию скважины проектируют снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.

Диаметр долота под обсадную колонну:

 (2.6)

где  - радиальный зазор; мм;

 - диаметр долота для бурения под обсадную колонну, мм;

- наружный диаметр обсадной колонны; мм.

Радиальный зазор выбирается из табл. 2.5.

Таблица 2.5

Наружный диаметр обсадной колонны, мм	114-127	140-146	168-194	219-245	273-299	324-351	377-426
, мм	10	15	20	25	30	35	45

Внутренний диаметр обсадной колонны:

, (2.7)

где  - диаметр долота для бурения под обсадную колонну, мм;

 - внутренний диаметр обсадной колонны, мм;

 - радиальный зазор, необходимый для прохода долота сквозь колонну  мм.

Выбираем трубы обсадные безмуфтовые. Выбираем наружный диаметр эксплуатационной колонны  в соответствии с дебитом по табл. 2.6:

Таблица 2.6 Наружный диаметр эксплуатационной колонны в соответствии с дебитом

Дебит, м3/сут	40	40-100	100-150	150-300	>300
Наружный диаметр эксплуатационной колонны, мм114127-140140-146168-178178-194

Определяем диаметр долота под эксплуатационную колонну:

Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75 (ближайшее большее):

Определяем внутренний диаметр кондуктора:

Определяем наружный диаметр кондуктора:

Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75 (ближайшее большее):

Определяем диаметр долота под кондуктор:

Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75:

Определяем внутренний диаметр направления:

Определяем наружный диаметр направления:

Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75 (ближайшее большее):

Определяем диаметр долота под направление:

Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75:

Рис 2.4. Конструкция скважины.

2.3 Выбор способа бурения

В настоящее время глубокие нефтяные и газовые скважины бурят вращательным способом (с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб) в комплексе с передачей вращения долоту непосредственно от гидравлического (турбобура, винтового забойного двигателя (ВЗД)) или электрического забойного двигателя - электробура.

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины, при возможных осложнениях, с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать использование такой техники и технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивных горизонтов и высокого качества ствола скважины.

Одним из основных критериев для выбора того или иного способа бурения служит возможность передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и достаточный крутящий момент, для создания надлежащей осевой нагрузки.

Целесообразность применения тех или иных способов бурения и их разновидностей (ударно-вращательное, турбинно-роторное, реактивно-турбинное, с промывкой различными буровыми растворами, различными долотами) определяется с учетом геологических, технических и экономических факторов. Эти решения должны пересматриваться по мере совершенствования технологии и техники бурения (долот, труб, растворов) и изменения, уточнения условий проводки скважин. Возможно сочетание нескольких способов при проводке различных участков одной и той же скважины.

В проекте при бурении под направление, кондуктор и эксплуатационную колонну будет использоваться роторный способ, так как скважина является вертикальной. При бурении эксплуатационной колонны на небольших участках будет использоваться ДРУ-176 (винтовой двигатель с регулировкой угла) для корректировки траектории скважины.

2.4 Выбор типоразмеров породоразрушающего инструмента

В основу выбора типов долот положены конкретные физико-механические свойства пород, любое отклонения типов долот от соответствующих горных пород приводит к снижению показателей бурения как по механической скорости, так и по проходке на долото.

Диаметры колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной. На Южно-Харьягинском месторождении наибольшее распространение получили эксплуатационные колонны диаметром 146 и 168 мм.

Диаметр эксплуатационной колонны определяется заказчиком на буровые работы, исходя из данных геологических условий, ожидаемых дебитов и давлений, и составляет 168 мм. Далее при выборе диаметра колонн и долот необходимо обеспечить достаточные зазоры для свободного прохождения по скважине обсадной колонны. Данные о выбранном породоразрушающем инструменте берём из пункта 2.2.

Интервал бурения под направление от 0 - 30 м сложен мягкими породами. Породы представлены суглинком серым и темно-серым с включениями гальки и гравия, с прослоями разнозернистого песка. В этом интервале целесообразно применять долото 393,7 М-ЦГВУ. М - для мягких пород; ЦГ - центральная и боковая (гидромониторная) промывка; ВУ - на подшипниках с телами качения, с герметизированными маслонаполненными опорами.

Интервал бурения под кондуктор от 30 - 730 м сложен мягкими и средними породами. Породы представлены песком кварцевым, с прослоями глинисто-алевролитового материала. Для бурения под кондуктор примем долото 295,3 МС-ГВ. Кондуктор служит для перекрытия зон возможных обвалов пород, для данной скважины кондуктором обсадим интервал 0-730 м как интервал возможных осложнений при бурении.

Площадь контактов шарошечных долот с забоем значительно меньше, чем у лопастных, но длина их рабочих кромок больше, что значительно повышает эффективность разрушения горных пород.

Интервал бурения под эксплуатационную колонну от 730 - 1720 м сложен мягкими и средними породами. Исходя из описания пород данный интервал бурим долотом 215,9 СЗ-ГВ. СЗ- для абразивных пород средней твёрдости; Г- боковая (гидромониторная) промывка; В - на подшипниках с телами качения. Эксплуатационная колонна предназначена для закрепления неустойчивых пород, установки эксплуатационного оборудования, проведения работ по вызову притока, испытанию, а также ремонтных работ.

Выбранные типоразмеры долот для каждого интервала сведены в таблицу 2.7.

Таблица 2.7 Типоразмеры долот

Интервал, м		Породы	Тип долота
от	до
0	30	Мягкие	393,7 М-ЦГВУ.
30	730	Мягкие абразивные с пропластками г.п. средней твердости	295,3 МС-ГВ
730	1720	Мягкие абразивные	215,9 СЗ-ГВ

2.5 Выбор и расчет компоновок низа и рациональной конструкции бурильной колонны

Выбор забойных компоновок для бурения наклонных скважин связан с предварительным теоретическим обоснованием принципа действия системы. Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

Выбор бурильных труб по диаметру производится исходя из установившихся в буровой практике соотношений между диаметрами долот и диаметрами бурильных труб.

Бурение вертикальных скважин сопряжено с необходимостью предотвращения отклонения оси ствола от вертикали. Такие скважины эффективно бурить с помощью жестких компоновок. Жесткие компоновки создаются с помощью утяжеленных бурильных труб, центрирующих и калибрующих инструментов.

Требования к КНБК для бурения отдельных интервалов с учетом принятой конструкции скважины и данных об эффективности применения различных компоновок представлены в табл. 2.8.

Таблица 2.8

Интервал бурения, м	КНБК	Назначение
0-30	долото 393,7 УБТ 229 - 9м КЛСВ - 393,7 УБТ 229 - 9м ВБТ - ост.	Бурение под направление
30-730	долото 295,3; УБТ 203 - 9 м; КЛСВ 295,3 МС; УБТ 203 - 18 м; КЛСВ 295,3 МС; УБТ 203 - 45м; УБТ 178 - 72м; ТБПК 127 × 9,19 - ост.	Бурение под кондуктор
730-1720	долото 215,9; УБТ 178 -9м; 10 КСИ 215,9 МС; УБТ 178 -18м; 10 КСИ 215,9 МС; УБТ 178 -117м; ТБПК 127 × 9,19 - ост.	Бурение под эксплуатационную колонну
корректировка	долото 215,9; 10 КСИ 215,9 МС; ДРУ - 76; ЗТС; НУБТ 172 -18м; УБТ - 178 - 72м; ТБПК - 127× 9,19 - ост.	Корректировка ствола при отклонениях

Расчёт утяжеленных бурильных труб (УБТ)

Далее произведём расчёт бурильной колонны для бурения под эксплуатационную колонну. Определим диаметр и длину УБТ для рассматриваемых условий. Для того, чтобы сделать такой выбор, надо задаться величиной осевой нагрузки на долото. Этот режимный параметр выбирается на основании статистических данных по бурению на рассматриваемой площади. На Южно-Харьягинском месторождении бурение прямолинейных скважин ведут с осевой нагрузкой 14-20т.

Диаметр УБТ должен находиться в интервале . Воспользуемся УБТ наружным диаметром 178 мм, 1 м длины которых имеет массу 156 кг, внутренний диаметр равен 80 мм. Так как колонна УБТ одноразмерная, длину УБТ определим по формуле:

 (2.8.)

где  - нагрузка на долото, МН; - вес 1 м УБТ, МН.

Принимаем , что требует 13 труб по 9 м.

Критическая нагрузка для одноразмерной колонны УБТ, без учета перепада давления, определяется по формуле:

                                               (2.9.)

где E - модуль упругости (); I - экваториальный момент инерции сечения трубы, см4; - вес 1 м УБТ, Н/см.

Тогда вес секции

Поскольку критическая нагрузка меньше нагрузки на долото, то с целью ограничения поперечной деформации УБТ и площади контакта со скважиной рекомендуется при необходимости устанавливать на УБТ промежуточные опоры профильного сечения. Число опор рассчитываем по формуле:

 (2.10.)

где  - длина i-ой секции; - длина компоновки для борьбы с искривлением, a - расстояние между опорами, м.

Принимаем число опор равным 5.

Расчет бурильных труб

При роторном способе бурения рекомендуется сначала делать расчет на выносливость, а после этого расчет на статическую прочность.

Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ, должно быть не менее 0,7. Исходя из этого условия, принимаем бурильные трубы с приваренными по высаженной части замками и толщиной стенки 9 мм (ТБПВ - 127) группы прочности K. Предел текучести  = 90 МПа.

Допускаемая глубина спуска колонны из труб этого диаметра равна:

,                        (2.11)

где  - допускаемая растягивающая нагрузка бурильных труб данной секции, МН;

;                                              (2.12)

 - предел текучести материала труб, МПа;  - площадь поперечного сечения труб, м2 ;  - коэффициент запаса прочности, .

Тогда

 - вес 1 м бурильных труб, МН;  - вес УБТ, МН;  - площадь сечения канала труб, м2;  - плотность материала стальных бурильных труб, г/см3. Тогда допускаемая глубина спуска колонны из труб диаметром 127 мм равна

Принимает = 90м. Вес секции

Общая длина колонны составит:

 

Расчёт легкосплавных бурильных труб (ЛБТ)

Остальная часть бурильной колонны (длиной 1513 м) комплектуется легкосплавными бурильными трубами . Допускаемая длина колонны легкосплавных бурильных труб:

,      (2.13)

где  - предельная нагрузка для легкосплавных бурильных труб, Н ();  - вес 1 м легкосплавных бурильных труб, Н ();  - плотность материала легкосплавных бурильных труб, г/см3.

Допускаемая длина колонны легкосплавных труб :

Полученное значение превышает глубину оставшейся части ствола скважины. Важно также, что в трубах  за счет большего диаметра снижаются потери давления циркулирующей промывочной жидкости.

Длину легкосплавных бурильных труб принимаем = 1513 м. Вес секции ЛБТ =

Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность

Условие прочности для вертикальных скважин

 , (2.14)

где  - нормальное растягивающее напряжение, МПа;  - допускаемое напряжение, МПа.

 , (2.15)

где  - предел текучести материала бурильных труб, МПа;  - коэффициент запаса прочности в зависимости от условия работ, .

Нормальное растягивающее напряжение в поперечном сечении бурильной колонны

 (2.16)

где k - коэффициент учитывающий влияния трения сил инерции и сил сопротивления движению бурового раствора, k = 1,15;  - перепад давления на долоте, Па,   - площадь поперечного сечения канала трубы, м2;  - площадь поперечного сечения тела трубы, м2;  - удельный вес стали, Н/м3;  - удельный вес алюминия, Н/м3;  - удельный вес бурового раствора, Н/м3; , ,,  - масса СБТ, УБТ и ЛБТ соответственно, кг.

 (2.17)

где  - внутренний диаметр .

 (2.18)

где  - наружный диаметр .

где  - расходный коэффициент, зависящий от типа насадки,  = 0,92;  - суммарная площадь сечения промывочных каналов в долоте;  - расход обеспечивающий вынос шлама.

 , (2.19)

где  - площадь сечения промывочного канала в долоте.

 

Следовательно, условие прочности выполняется.

2.6 Выбор типов промывочной жидкости и гидравлической программы промывки

Каждый буровой раствор имеет свои границы применения, которые зависят главным образом от геологических условий бурения: пластового давления вскрытых скважиной горизонтов, устойчивости пород, слагающих эти горизонты, минерального состава разбуриваемых пород.

Механическая скорость проходки, эффективность и долговечность работы бурового оборудования увеличиваются с ростом подвижности промывочного агента. С этой точки зрения циркулирующие реагенты можно расположить в следующем порядке: газ, вода, буровые растворы. Однако с точки зрения универсальности и объёма применения они располагаются в обратном порядке: буровые растворы, вода, газ.

Естественные буровые растворы, представляющие собой коллоидную смесь воды и глины, широко применяются при бурении в неосложнённых условиях, т. е. при отсутствии в разрезе скважины высоконапорных и поглощающих горизонтов, а также пород, склонных к нарушению приствольной зоны скважины.

Качество бурового раствора существенно влияет на скорость и успех проводки скважины. С увеличением плотности бурового раствора гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины возрастают, вследствие чего коэффициент подачи насосов уменьшается. Увеличение плотности раствора, как правило, сопровождается ростом его вязкости и напряжения сдвига, что приводит к снижению подачи жидкости на забой и значительно ухудшает очистку забоя и промывку ствола скважины.

Обоснование типов и параметров буровых растворов

Тип бурового раствора (его компонентный состав) зависит от физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений и забойной температуры. Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта. Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасные с точки зрения охраны окружающей природной среды и безвредными для здоровья людей. Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания глинистой коллоидной фракции.

С учетом вышесказанного, для бурения эксплуатационных скважин на Южно - Харьягинском месторождении предусмотрено применение отечественных и импортных химреагентов, малоопасных для окружающей природной среды и людей. Буровой раствор, обработанный по принятым рецептурам малоопасен для окружающей природной среды и рабочих.

В связи с опасностью проявлений строго нормируется плотность бурового раствора, остальные параметры проектируются исходя из имеющихся знаний и опыта промыслового бурения.

Плотность бурового раствора рассчитывается для каждого интервала совместимых условий бурения по горизонту с максимальным градиентом пластового давления по формуле:

, (2.20)

где r - плотность промывочной жидкости;- глубина залегания кровли пласта;

к - коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.

к = 1.1…1.15 при h до 1200 м,

к = 1.05… 1.1 при h до 2500 м.

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.9.

Таблица 2.9

Интервал, м	Рпл, МПа	к	r, кг/м3
0 - 30	0,3	1,15	1122
30-730	7,3	1,15	1122
730-1720	16,7	1,1	1151

В интервале 0 - 30 м породы представлены суглинком с включением гальки и гравия, с прослоями разнозернистого песка. При бурении под направление используем полимерглинистый раствор плотностью 1122 кг/м3, вязкостью 60-65 сек, pH=9,5.

При бурении ствола скважины под кондуктор вскрывается разрез, сложенный переслаиванием песков, глин и песчаников, относящихся к многолетнемерзлым породам. Для приготовления и обработки полимерглинистого раствора будем применять следующие реагенты:

бентонитовый глинопорошок - для приготовления глинистого раствора;

КМЦ - для уменьшения фильтрации;

графит - смазывающая добавка.

Параметры бурового раствора в интервале 30-730м:

плотность 1122 кг/м3;

условная вязкость 55-65 с;

показатель фильтрации 8-10 см3/30мин;

статистическое напряжение сдвига 20 дПа - для обеспечения нормальной удерживающей способности раствора;

динамическое напряжении сдвига 20-35 дПа;

песок <1%;

pH = 8-9.

Интервал 730-1720 представлен песчаниками, глинами и алевролитами. Условие бурения нормальные, следует использовать полимерглинистый буровой раствор. Особое внимание при бурении под эксплуатационную колонну следует отвести обеспечению устойчивости стенок скважин, уменьшению толщины и липкости глинистой корки. Для обработки бурового раствора будем использовать реагенты:

КМЦ;

Унифлок;

Сода кальцинированная;

Омыленный таловый пек-снижение фильтрации;

Графит;

Параметры полимерглинистого раствора:

плотность 1039 кг/м3;

условная вязкость 55-90с;

показатель фильтрации 4-5 см3/30 мин;

статическое напряжение сдвига 10-20 дПа;

динамическое напряжении сдвига 20-35 дПа;

песок <1%;

pH = 8-9.

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор рекомендуется ввести поверхностно-активные вещества (ПАВ). Содержание ПАВ колеблется от 0,01% до 0,1%.

Ввод ПАВ способствует:

снижению поверхностного натяжения на контакте «фильтрат - порода»;

снижению капиллярного давления;

увеличению эффективных радиусов поровых каналов за счет снижения толщины адсорбционных оболочек поверхности;

гидрофобизации поверхности поровых каналов и не допускает образование водонефтяной эмульсии.

Необходимый объем бурового раствора для бурения скважины, определяем по формуле:

                

где    Vп - объем желобной системы и приемных емкостей буровых насосов, м3;= 1,5 - коэффициент запаса бурового раствора; ;б - объем бурового раствора, теряемого безвозвратно в процессе бурения в циркуляционной системе при поглощении, м3.

, м3 (2.21.)

где    ni - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3;- величина технологического интервала скважины , м;с - объем скважины в конце i-го интервала бурения с промывкой данным типом раствора, м3.

 , м3 (2.22.)

где    Di - диаметр ствола скважины i-го технологического интервала, м;- коэффициент кавернозности i-го интервала;

Затем определяем потребное количество химреагентов и материалов для приготовления проектируемых типов буровых растворов по формуле:

 , кг (2.23.)

где    qхр - количество химреагентов, необходимых для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности, кг.

Рассчитаем объем бурового раствора при бурении под направление:

;

Таблица 2.10

Реагенты	кг/м3	расход реагентов, кг
бентонит	60	4368
Na2CO3	0,5	36,4

Рассчитаем объем бурового раствора при бурении под кондуктор:

Таблица 2.11

Реагентыкг/м3расход реагентов, кг
бентонит	60	19362
Na2CO3	0,5	161,35
NaHCO3	1,5	484

Рассчитаем объем бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну:

Таблица 2.12

Реагенты	кг/м3	расход реагентов, кг
бентонит	10	2567
Na2CO3	0,5	128
NaHCO3	0,5	128
NaOH	3	771
Defoamer	2	513,4

Гидравлический расчет промывки ствола скважины

Определение потерь давления в бурильных трубах.

Определим режим течения раствора в бурильных трубах по формуле:

 (2.24)

где (Q=30 дм3/с=0,03 м3/с-расход бурового раствора; d=127-2×9=108 мм=0,108м-внутренний диаметр бурильных труб).

Подставляя данные из условия задачи, получаем

Следовательно, режим турбулентный.

Определим потери давления в бурильных трубах по формуле:

где - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы, при турбулентном режиме .

Подставляя приведённые выше значения, получаем:

Определение потерь давления в кольцевом пространстве.

Определим режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве:

 (2.26.)

где - средняя скорость течения жидкости по кольцевому пространству.

 (2.27.)

где D - наружный диаметр бурильных труб.

Подставляя данные из условия задачи, получаем:

т.е. режим течения ламинарный.

Определим потери давления в кольцевом пространстве по формуле:

 (2.28.)

где - коэффициент гидравлического сопротивления кольцевого пространства, при ламинарном режиме .

Подставляя полученные выше значения, получаем:

Определение потерь давления в УБТ.

Эти потери наиболее удобно определять по методу эквивалентных длин по формуле:

 (2.29.)

где d - внутренний диаметр бурильных труб; dу - внутренний диаметр утяжелённых труб.

Потери давления в утяжелённых бурильных трубах рассчитывают по формуле:

 (2.30.)

где = 0,0236 - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы.

Подставляя данные из условия задачи, получаем:

Определение потерь в бурильных замках.

Потери давления в замковых соединениях могут быть определены через эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле:

 (2.31.)

где = 0,0236 - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений замка; - эквивалентная длина замкового соединения, ; - среднее расстояние между замками.

Подставляя данные, получим:

Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота.

Эти потери с достаточной для практических расчётов точностью можно определить по формуле:

 (2.32.)

где F - суммарное сечение промывочных отверстий долота (F=17 см2).

Тогда

Определение потерь давления в обвязке буровой установки.

Потери давления в элементах обвязки (ведущей трубе, вертлюге, буровом шланге, подводящей линии) удобно определять по методу эквивалентных длин.

Сначала определим эквивалентную длину ведущей трубы:

Определим эквивалентную длину вертлюга:

Определим эквивалентную длину бурового шланга:

Эквивалентная длина подводящей линии =100 м.

Суммарная эквивалентная длина всех элементов обвязки:

Тогда суммарные потери давления в обвязке определяется по формуле:

Таким образом, суммарные потери давления во всей циркуляционной системе:

 (2.33.)

При этом максимальное паспортное давление используемого насоса УНБ-600 равно 25 МПа, что вполне устраивает, поскольку это больше, чем общие потери давления в циркуляционной системе.

2.7 Проектирование режимов бурения

Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром. При турбинном бурении изменение одного из параметров режима бурения сразу оказывает влияние на другие, поскольку рабочая характеристика турбобура связывает ряд параметров. В качестве основных режимных параметров можно выделить: осевая нагрузка на долото - , кН; Частота вращения долота - n, мин-¹; расход промывочной жидкости. при этом меняется автоматически.

Расчет осевой нагрузка на долото

Осевая нагрузка как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрение элементов долота в горную породу. Естественно, что с увеличением осевой нагрузки на долото увеличивается и эффективность разрушения породы. Но необходимо отметить, что при увеличении нагрузки скорость проходки растет до определенного предела и, дойдя до максимального своего значения, снижается, что необходимо учитывать при расчете.

Наиболее точным методом расчета осевой нагрузки на долото считается статистический метод расчета осевой нагрузки. После расчета полученное значение сравнивается с допустимой нагрузкой на долото (по паспорту) и принимается нагрузка в пределах вычисленных величин.

Осевая нагрузка на долото рассчитывается по следующей формуле:

 (2.34.)

где Dд - диаметр долота, м; go - удельная нагрузка на 1 м диаметра долота для бурения в породах данной категории, кН/м.

Для данного района работ рекомендуется применять следующие удельные нагрузки:

для мягких и мягких абразивных пород: go≤ 200 кН/м;

для мягких пород с вкраплениями пород средней твердости: go≤ 200 - 400 кН/м;

для пород средней твердости, абразивных пород средней твердости и пород средней твердости с вкраплениями твердых: go≤ 400 - 800 кН/м.

Для бурения в интервале 0 - 30 м go=180 кН/м, так как в интервал сложен мягкими породами. Тогда по формуле:

Расчетное значение осевой нагрузки не должно превышать 80% от допустимой по паспорту долота:

где - допустимая нагрузка на долото по паспорту, кН.

Для долота III393,7М-ЦВ =470 кН, тогда по формуле:

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что на интервале бурения под направление осевая нагрузка составит 71 кН.

На интервале бурения под кондуктор 30 - 730 м представлены мягкие и средние породы, поэтому gо=250 кН/м. Тогда по формуле:

Для долота III 295,3 МС - ЦВ = 400 кН, тогда по формуле:

Условие выполняется, следовательно, на интервале бурения под кондуктор осевую нагрузку принимаем равной 74 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 730 - 1722 м go=500 кН/м, так как интервал представлен породами средней твердости. Тогда по формуле:

Для долота III 215,9 СЗ - ГВ  = 250 кН, тогда по формуле:

Условие выполняется, следовательно, на интервале 73 - 1720 м осевая нагрузка составит 108 кН.

Принятые осевые нагрузки с учетом всех условий и расчетов приведены в таблице 2.13.

Таблица 2.13.

Интервал, м	0-30	30-730	730-1720
Осевая нагрузка, кН	71	74	108

Расчет частоты вращения долота

При выборе оптимальных величин частоты вращения долота и осевой нагрузки на долото необходимо использовать результаты исследований бурения опорно-технологических скважин на данной площади или на площадях с аналогичными геологическими условиями. При отсутствии таких сведений можно воспользоваться методом математической статистики, если имеется достаточная информация.

Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные скорости вращения долота, превышение которых вызывает снижение механической скорости бурения. Также превышение частоты вращения долота снижает долговечность их работы вследствие более интенсивного износа опор и сокращает проходку долота за рейс.

Оптимальные частоты вращения долот находятся в диапазонах:

для долот типа М 250 - 400 об/мин;

для долот типа МС 150 - 300 об/мин;

для долот типа СЗ 100 - 200 об/мин.

Существует 3 метода расчета частоты вращения:

. Технологический метод (по износу опор долота).

. Аналитический метод (по времени контакта зубьев долота с породой).

. Статистический метод (по предельной окружной скорости).

Расчет оптимальной частоты вращения долот статистическим методом производится по формуле:

 (2.35.)

где  - рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, по таблице:

Таблица 2.14

Тип горной породы	М, МЗ	МС, МСЗ	С, СЗ, СТ
Линейная скорость, м/с	3,5 - 2,8	2,8 - 1,8	1,8 - 1,3

Подставляя в формулу численные значения получаем:

для III393,7М-ЦВ  об/мин

для III 295,3 МС - ЦВ  об/мин

для III 215,9 СЗ - ГВ  об/мин

Расчет оптимальной частоты вращения долот технологическим методом по износу опор производится по формуле:

 (2.36.)

где - константа, характеризующая стойкость опор долота, которая определяется по формуле:

 - коэффициент, характеризующий свойства горной породы: для М, МЗ = 0,7 ¸ 0,9; для С, СТ = 0,5 ¸ 0,7.

Тогда по формуле получим:

для III 393,7М-ЦВ об/мин

для III 295,3 МС - ЦВ  об/мин

для III 215,9 СЗ - ГВ  об/мин

Условие выполнено, рассчитанное число оборотов не превышает ограничения.

Принятые по расчетам данные сводим в таблицу:

Таблица 2.15.

Интервал, м		Число оборотов, об/мин
0-30	III 393,7М-ЦВ	170
30-730	III 295,3 МС - ЦВ	181
730-1720	III 215,9 СЗ - ГВ	132

Расчет необходимого расхода промывочной жидкости

Грамотно рассчитанный расход промывочной жидкости должен обеспечить:

эффективную очистку забоя скважины от шлама;

транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины;

нормальную (устойчивую) работу забойного двигателя;

сохранение целостности и нормального диаметра ствола скважины (предупреждение эрозии стенок скважины и гидроразрыва пород).

Определяем максимальную подачу буровых насосов при бурении с “нуля” (L=0) по формуле:

 (2.37.)

где - полезная мощность бурового насоса, кВт;

A - коэффициент потерь давления, не зависящий от глубины скважины;

Полезная мощность бурового насоса УНБ-600 составляет 510 кВт.

Коэффициент A определяется по формуле:

 (2.38.)

где - коэффициент потерь давления в манифольде (так как диаметр проходного отверстия ведущей трубы составляет 100 мм, то );

- коэффициент потерь давления в УБТ. Для УБТ диаметром 178 мм ;

- коэффициент потерь в промывочных отверстиях долота, который определяется по формуле: , где F - суммарная площадь промывочных отверстий долота,см2.Для долота диаметром 295,3 мм F=21 см2.

Подставив значения этих величин в формулу, получим:

Определяем расход бурового раствора:

Согласно характеристике бурового насоса УНБ-600 можно получить подачу 84 дм3/с, если на двух насосах будут диаметры поршней 180 мм (подача одного насоса при этом составляет 42 дм3/с).

Определяем допустимую глубину бурения при подаче 84 дм3/с по формуле:

 (2.39.)

где B - коэффициент потерь давлений, зависящий от глубины бурения и определяемый по формуле:

 (2.40.)

где - коэффициент потерь давлений в бурильных трубах, ;

- коэффициент потерь давлений в бурильных замках

- среднее расстояние между замками, для расчетов принимается равным 10 м;

- коэффициент потерь давлений в затрубном пространстве,

Следовательно,

Определяем допустимую глубину бурения:

Предварительно принимаем =730 м, так как с глубины 730 м плотность бурового раствора составляет 1,04 г/см3 и диаметр долота 215,9 мм. Для новых условий определяем , , A, B.

Определяем допустимую глубину бурения при подаче 84 дм3/с:

Для увеличения допустимой глубины бурения принимаем на двух насосах диаметры поршней равными 170 мм. Тогда подача одного насоса составит 36 дм3/с, а подача двух насосов соответственно 72 дм3/с.

Определяем допустимую глубину бурения при подаче 84 дм3/с:

 

Расход промывочной жидкости, необходимый для очистки забоя

Минимально необходимый расход Q1 из условия нормальной очистки забоя определяется по формуле

; (2.41)

где q=0,57-0,65 м/с - удельный расход жидкости, необходимый для удовлетворительной очистки забоя;  - площадь проекции забоя.

;

При бурении под кондуктор

.

Под эксплуатационную колонну

.

 

Расход жидкости, необходимый для выноса шлама

Расход, обеспечивающий вынос шлама должен обеспечивать такую скорость восходящего потока, которая превышает скорость падения твердых частиц, что базируется на данных практики бурения. При бурении на структурированном растворе скорость восходящего потока обычно выбирается м/с.

 ;                             (2.42)

где  - скорость восходящего потока бур. раствора;  - площадь кольцевого пространства.

При бурении под кондуктор

При бурении под эксплуатационную колонну

2.8 Расчет параметров спускоподъемных операций

По технической характеристике буровой лебедки ЛБ-750, определяются скорости подъема крюка, мощность на барабане, допустимые нагрузки.        

Таблица 2.16 Техническая характеристика ЛБ-750

Скорость лебедки	Частота вращения барабана, об/мин
I	42
II	90
III	158
IV	342

Средняя скорость подъема крюка:

Длина каната наматываемого на барабан лебедки при подъеме одной свечи:

 (2.43.)

где  - безразмерный коэффициент, учитывающий удлинение талевого каната, =1,02;

- длина одной свечи, м;

m - число струн талевой системы, m = 10.

Тогда

Длина каната на барабане лебедки при навивке в один слой определяется по формуле:

 (2.44.)

где  - диаметр барабана лебёдки,

- длина барабана лебёдки, =1,2 м;

- диаметр талевого каната,

D - расстояние между витками талевого каната, м.

Тогда

Число слоев на барабане лебедки:

 (2.45.)

Получаем . Следовательно, 3 слоя.

Средний диаметр навивки каната найдем по формуле:

 (2.46.)

где: D0 - средний диаметр при навивке в один слой, D0=0,864 м; Dl - средний диаметр при навивке в три слоя, Dl =0,992 м.

Тогда

Средние скорости подъема крюка:

 (2.47.)

Получим:

Максимальная мощность на крюке:

 (2.48.)

где: hтс - КПД талевой системы;

hт - КПД трансмиссии, hт=0,8.

Тогда

Допустимая нагрузка на крюке на каждой скорости:

 (2.49.)

Получим:

Знание допустимых нагрузок на крюке необходимо, так как это позволит наиболее полно использовать мощность привода лебедки, а следовательно уменьшить затраты времени на СПО.

2.9 Заканчивание скважины

 

Расчет на прочность эксплуатационной колонны

Определение наружных давлений

Рис. 2.5. Расчетная схема цементирования

В незацементированной зоне

,                                         (2.50)

где  - высота незацементированного участка, м, - плотность промывочной жидкости, которую использовали при бурении эксплуатационной колонны, кг/м3.

В зацементированной зоне до затвердевания цемента

                                  (2.51)

где  - высота поднятия цемента м, - плотность цементного раствора, кг/м3.

Это значение удовлетворяет условию

 МПа.      

В зацементированной зоне после затвердевания цемента

После ОЗЦ в зацементированной зоне в интервале межколонного пространства наружное давление определяют по давлению составного столба бурового раствора и столба воды  В зацементированной зоне открытого ствола ОЗЦ наружное давление определяют с учетом пластового или горного давлений. В интервалах сложенных непроницаемыми устойчивыми породами наружное давление определяют так же как в интервале межтрубного пространства.

                                               (2.52)

Рис 2.6. График наружных давлений

Определение внутренних давлений

Внутреннее давление в период ввода в эксплуатацию нефтяных скважин, при закрытом устье

                           (2.53)

Значение нормативного давления опрессовки, при испытании колонны на герметичность выбираем по таблице, исходя из диаметра обсадной колонны. В нашем случае

Тогда,

           (2.54)

Высота подъема нефти в конце эксплуатации

,          (2.55)

где  - пластовое давление на конец эксплуатации, МПа.

Рис. 2.7 График внутренних давлений

Определение избыточных наружных и внутренних давлений

Внутреннее избыточное давление

                                         (2.56)

Наружное избыточное давление без учета коэффициента разгрузки (К)

                                    (2.57)

Наружное избыточное давление с учета коэффициента разгрузки (К)

    (2.58)

Рис.2.8. График избыточных наружных и внутренних давлений

Расчёт секций обсадных колонн по избыточным давлениям

Этот расчёт выполняется с использованием графиков избыточных наружных и внутренних давлений. Для первой секции колонны рекомендуется использовать трубы с повышенной толщиной стенки и стали самой низкой группы прочности.

I секция:

Длина первой секции выбирается равной мощности продуктивного пласта плюс 50 м. Длину первой секции принимаем 120 м.

На уровне конца первой секции

 

.

Такое давление выдерживают трубы группы прочности Д с толщиной стенки  мм,  МПа.

Вес первой секции

 (2.59)

где - масса одного метра труб,  

II секция:

Для второй секции выбираем трубы с меньшей толщиной стенки т.к. Рнар. уменьшается. Ркр=16.7 МПа; ;кН.

Тогда с учетом растягивающей нагрузки:

. (2.60)

Длина 2 секции определяется с учетом возможного страгивания резьбы

,                                       (2.61)

Принимаем =1600 м.

Кроме того, трубы 2 секции проверяются и на действие нагрузки при которой напряжения в трубе достигают предела текучести.

,    (2.62)

где  - коэффициент запаса прочности, для данных условий .

(условие выполняется).

Вес 2 секции:

Результаты расчёта секций обсадных колонн по избыточным давлениям представлены в табл. 2.17.

Таблица 2.17

№ секции	Группа прочности	Длина, м	Толщина стенки, мм	Вес секции, кН	Суммарный вес колонны, кН
1	Д	120	8,9	42,12	528,52
2	Д	1600	7,3	486,4

Расчет одноступенчатого цементирования обсадных колонн

Способ цементирования скважин заключается в том, что в спущенные в скважину обсадные трубы - 2 через цементировочную головку - 1 закачивают цементный раствор - 3, который вытесняет находящийся в трубах буровой раствор - 4 и поднимается в затрубном пространстве на заданную высоту. Операция считается законченной после посадки верхней цементировочной пробки - 5 на стоп-кольцо - 6.

Эксплуатационную колонну цементируем от забоя (1720 м) и выше кондуктора на 100 м (630 м). Высота поднятия цемента - 1090 м.

,         (2.63)

где - коэффициент резерва (кавернозности) на высоте подъема цементного раствора, вводимый для компенсации факторов неподдающихся учетам, - высота поднятия цемента, м, - высота цементного стакана, , м, - диаметр скважины, м, - наружный диаметр обсадной колонны, м, - внутренний диаметр обсадной колонны, м.

м3.

Масса тампонажного цемента, необходимого для приготовления тампонажного раствора

,   (2.64)

где - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочо-разгрузочных работах и при приготовление раствора, ,  - масса цемента для приготовления 1 м3 раствора заданной плотности.

,      (2.65)

где - относительно водосодержание раствора , т.е. отношение массы воды к массе сухого цементного порошка в 1 м3 раствора. = 0,5; плотность тампонажных цементов (ГОСТ 1581-85) колеблется в пределах , в данной задаче = 1800 .

;

.

Объем воды для приготовления тампонажного раствора

.   (2.66)

м3.

Необходимое число смесительных машин для приготовления тампонажного раствора

,        (2.67)

где - плотность сухого цемента, = 3000 ;  - объем бункера смесительной машины. В расчетах используем смесительную машину марки 2СМН-20 (технические характеристики представлены на стр. 371 справочного пособия Р.А. Ганджумян «Инженерные расчёты при бурении глубоких скважин»), где м3.

.

Объем продавочной жидкости

,         (2.68)

где - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, , - высота поднятия цемента, м, - высота цементного стакана, м, - внутренний диаметр обсадной колонны, м.

м3.

Объем буферной жидкости

,      (2.69)

где  длина столба буферной жидкости в кольцевом пространстве (150-200 м).

.

Необходимое число цементировочных агрегатов

,    (2.70)

где - скорость подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве у башмака колонны,  для кондуктора и промежуточной колонны не менее 1,5 м/с;  для эксплуатационной колонны не менее 1,8 - 2 м/с; - производительность цементировочного агрегата на IV скорости, м3/с. Для агрегата ЦА-320М с диаметром втулки 100 мм = 8,6 л/с или = 0,516 м3/с, (согласно табл. 16.8 стр. 369 справочного пособия Р.А. Ганджумян «Инженерные расчёты при бурении глубоких скважин»).

 

Продолжительность процесса цементирования

Предусматриваем закачивание 0,98× с помощью  цементировочных агрегатов на III передаче. Оставшиеся 0,02× будут закачиваться одним агрегатом при той же подаче, что необходимо для ловли момента посадки верхней пробки на упорное кольцо.

Т.к. < , то гидравлические давления будут меньше расчетных, тогда можно взять  = 8,6 м3/с.

,   (2.71)

где  - время приготовления цементного раствора; , ,  - время закачки буферной жидкости цементного раствора и продавочной жидкости.

;       (2.72)

мин.

Время  не должно превышать  срока начала загустевания (схватывания) тампонажного раствора . Исходя из этого, находим время начала схватывания

.        (2.73)

Результаты расчетов сведены в табл. 2.18.

Таблица 2.18

Колонна	, м	, кг/м	, м	, шт.	, м	, м	, шт.	, мин
Направление	1,7	1800	1	1	1,8	3,9	2	26
Кондуктор	17,4	1800	10,4	1	31	3,2	6	71
Эксплуатационная колонна	17,6	1800	10,6	1	30,8	2,15	4	70

 

Расчет режима спуска обсадных колонн

Скорость спуска обсадной колонны приходится ограничивать из-за опасности возникновения высокого гидродинамического давления, которое может быть причиной разрыва пород и поглощения промывочной жидкости, смятия обсадной колонны либо разрушения обратного клапана.

Среднюю эффективную скорость восходящего потока вытесняемой жидкости можно определить по формуле Буркхардта

,      (2.74)

где  - скорость спуска обсадной колонны;  - поправка, учитывающая искажение профиля скоростей течения в заколонном пространстве под влиянием слоев жидкости прилипших к колонне, .

 м/с.

Во избежание поглощения раствора должно выполняться условие

, (2.75)

где  - коэффициент гидравлических сопротивлений в заколонном пространстве

;

 - ускорение движения жидкости;  - глубина пласта, в который возможно поглощение;  - коэффициент, учитывающий увеличение гидравлических сопротивлений в заколонном пространстве за счет муфт на обсадных трубах и элементов технологической оснастки,

;  (2.76)

 - коэффициент местных сопротивлений для муфтовых сужений

;  (2.77)

 - длина обсадной колонны

;

;

.

Приняв , можно определить предельно допустимое значение скорости течения в заколонном пространстве

;      (2.78)

2,7 м/с;

;         (2.79)

 м/с.

Величина критической скорости, соответствующей смене режимов течения

,  (2.80)

где  - критическое значение числа Рейнольдса

,    (2.81)

 - число Хедстрема

,       (2.82)

где  и  - динамическое напряжение сдвига и пластическая вязкость промывочной жидкости. Отечественный и зарубежный опыт показывает, что предел пластической вязкости должен составлять для раствора с  кг/м3 -  Па,  Па·с.

;

;

 м/с.

Выбор метода вторичного вскрытия

Основная задача вторичного вскрытия - создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимальных для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и плотности перфорации.

В случае вскрытия нефтенасыщенного пласта он перфорируется по всей толщине продуктивного объекта.

В Российской Федерации более 90 % объемов работ по вторичному вскрытию проводится путем кумулятивной перфорации в условиях превышения забойным давлением пластового.

Вскрытие пластов кумулятивными перфораторами может осуществляться при репрессии (забойное давление в скважине выше пластового) и депрессии (забойное давление в скважине ниже пластового). В данном проекте выбираем вторичное вскрытие пласта на репрессии.

Для вскрытия пластов при репрессии исходят из условий безопасного проведения перфорации и предотвращения проникновения больших объемов жидкости из скважины в пласт.

Перфорацию следует производить не более чем двумя спусками перфораторов в один и тот же интервал.

Для перфорации при репрессии на пласт, в скважину через НКТ закачивают перфорационную и буферную (при необходимости) жидкости из расчета заполнения интервала перфорации и на 100-150 м выше. Устье скважины оборудуется противовыбросовым устройством (задвижкой с превентором).

Оптимальная плотность перфорации определяется фильтрационно-емкостными свойствами пласта, однородностью, уплотненностью и методов перфорации. В табл. 2.19 приводится рекомендуемая плотность перфорации для условия создания конечной плотности за один этап, т.е. без промежуточного освоения пласта между отдельными спусками перфоратора.

Таблица 2.19 Рекомендуемая плотность перфорации для пласта

Категория пород	Проницаемость, мкм2	Плотность перфорации, отв/м
		при депрессии	при репрессии
Глины алевритистые, реже известковистые. Песчаники зеленовато-серые и коричневые, полимиктовые, пористые, нефтенасыщенные.	>0,01	10-12	18-24

Выбираем бескорпусной кумулятивный перфоратор ПКС-105 с повышенной термобаростойкостью, с зарядами в стеклянных оболочках. Область применения данного перфоратора:

1.   Вскрытие пластов, когда допускаются деформации (без разрушения) обсадной колонны и затрубного цементного камня;

2.      Под колонной НКТ или при герметизированном устье скважины;

.        При искривлении, слипании узких проходных разрезов в колоннах труб.

Таблица 2.20 Минимально допустимые зазоры между кумулятивным перфоратором и стенкой обсадной колонны по диаметру

Тип перфоратора	Диаметр перфоратора, мм	Плотность жидкости в скважине, г/см3	Минимальный зазор, мм
ПКС	80-105	1,14-1,16	13

Таблица 2.21 Основные технические характеристики кумулятивного перфоратор ПКС-105

Параметры	Кумулятивный перфоратор ПКС-105
Максимальное гидростатическое давление, МПа	80
Максимальная температура, 0С	150
Минимальное гидростатическое давление в скважине, МПа	10
Число труб в интервале перфорацпи	1-3
Репрессия ("+") Депрессия ("-")	+
Максимальное число зарядов, отстреливаемых на спуск	100
Максимальная плотность за спуск, отверстие/м	18-24
Полная длина канала в комбинированной мишени при твердости породы (не менее) 700 МПа, мм	275
Средний диаметр канала, мм (не менее) при твердости породы 700 МПа	12

Освоение и испытание

Освоение скважины - это комплекс работ, проводимых в скважине с целью очистки зоны продуктивного пласта от загрязнения и получения промышленного притока пластового флюида. Для освоения в эксплуатационную колонну спускают насосно-компрессорные трубы, глубину спуска которых определяет добывающее предприятие. Устье скважины герметизируется при помощи фонтанной арматуры, крестовину которой устанавливают на верхний фланец колонной головки.

В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового, создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивлений фильтрации. Уменьшение противодавления на пласт производится переводом скважины на более легкую жидкость - с промывочной жидкости на воду. После получения притока из продуктивного пласта отключают насос, а скважине дают поработать до получения промысловых значений давлений.

Испытатель пластов применяют и в обсаженных скважинах, в частности, при испытании пластов с низким пластовым давлением, для очистки призабойной зоны, для испытания обсадных колонн на герметичность и выявления в них участков нарушения герметичности и при других работах, когда в ограниченном объеме ствола скважины надо создать депрессию.

Современный пластоиспытатель включает в себя инструменты, аппараты и приборы, скомпонованные воедино для выполнения функций, необходимых при испытании пласта и проведении измерений. Такой испытатель называется комплектом испытательных инструментов (КИИ).

Где 1-бурильные трубы, 2-циркуляциоонный клапан, 3-глубинный манометр, 4-запорный поворотный клапан, 5-гидравлический испытатель пластов, 6-ясс, 7-безопасный переводник, 8-пакер, 9-фильтр, 10-местоположение глубинных манометров, 11-хвостовик, 12-опорный башмак

Таблица 2.22

ифр           Диаметр, мм       Темпера тура,  Допустимое

давление,

МПаДлина, мМасса

комплекта,

кгДопускаемая

Нагрузка, кН
	корпуса	скважины					сжатие	Растяжение
КИИ 95	95	109-150	130-200	80	21,6	910	300	250

Гидравлический испытатель пластов (5) - главное звено пластоиспытателя - оснащен уравнительным и приемным клапанами. Уравнительный клапан в открытом состоянии обеспечивает гидравлическую связь между подпакерным и надпакерным пространствами, уравнивая в них гидростатическое давление, а также служит для пропуска жидкости при спуске и подъеме КИИ во избежание эффекта поршневания. По истечении определенного промежутка времени после закрытия уравнительного клапана срабатывает специальное гидравлическое реле времени, управляющее приемным клапаном. Он открывает доступ пластовому флюиду в бурильную колонну над пластоиспытателем. Реле времени срабатывает под воздействием сжимающей нагрузки, возникающей при частичной разгрузке бурильной колонны на забой (на 60-120 кН). По окончании испытания под действием растягивающего усилия приемный клапан закрывается.

Запорный поворотный клапан закрывается вращением бурильной колонны с поверхности и служит для перекрытия проходного канала в бурильную колонну. После его закрытия регистрируется процесс восстановления давления в подпакерном пространстве. Имеются одно- и многоцикловые запорно-поворотные клапаны.

Циркуляционный клапан, установленный над запорным поворотным клапаном, служит для возобновления циркуляции бурового раствора по стволу скважины. Для его срабатывания необходимо, чтобы давление внутри бурильной колонны на 7-10 МПа превышало внешнее гидростатическое давление.

В комплект КИИ входит также несколько глубинных манометров, которые помещают в приборном патрубке и устанавливают в других местах для записи изменения давления. Одновременное использование нескольких манометров позволяет контролировать достоверность полученной информации об изменении давления и надежность срабатывания систем пластоиспытателя. Проверку осуществляют сопоставлением диаграмм, записанных в разных пунктах.

Пластоиспытателями управляют с поверхности. В соответствии с командами пластоиспытатель выполняет следующие функции: изолирует интервал ствола скважины против исследуемого объекта от остальной его части, вызывает приток пластового флюида созданием депрессии на пласт, отбирает пробы пластового флюида на исследование, регистрирует восстановление давления в подпакерной зоне.

Регистрация изменений давления происходит автоматически в течение всего периода нахождения пластоиспытателя в скважине в пределах ресурса рабочего времени манометра.

При испытании рассматриваемой скважины применяются прямые методы, основанные на вызове притока из пласта. Выбираем метод «сверху - вниз». Для его реализации целесообразно использовать пластоиспытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных труб. Использовать пластоиспытатель предполагается сразу после вскрытия продуктивного пласта.

Выбираем многоцикловой пластоиспытатель МИГ - 95. Характеристика данного пластоиспытателя представлена в табл. 2.23

Таблица 2.23 Технические характеристики пластоиспытателя МИГ-95

Параметры	Тип пластоиспытателя
	МИГ-95
Наружный диаметр корпуса, мм  Диапазон диаметров скважин, мм  Общая длина комплекта, м  Общая масса комплекта, кг  Допустимая нагрузка, кН: сжатия растяжения  Допустимое внешнее давление, МПа  Максимальная температура окружающей среды,°С	95 118-165 21,4 1810  600 450 90 200

Задача опробования - вызвать приток флюида из пласта, отобрать его пробу для анализа, определить свободный дебит скважины.

В процессе испытания и опробования скважины производится вызов притока из пласта и отбор его пробы для анализа. Для испытания скважины выбирается комплект испытательных инструментов типа МИГ-95. Над кровлей пласта (на глубине 1650 м по вертикали) устанавливается пакер ПЦ-95. Качество пакеровки контролируется по уровню раствора в скважине.

После установки пакерующей системы в интервале продуктивного объекта создается депрессия, значение которой может быть оценено по следующему соотношению.

 (2.83)

Во избежание разрушения объекта испытания величина депрессии не должна превышать 7,2 МПа. Для создания депрессии буровой раствор в скважине заменяется технической водой (плотность ). Глубина (по вертикали), до которой скважина должна быть заполнена водой, определяется по формуле:

 (2.84)

Избыточное наружное давление, действующее на пластоиспытатель и пакер, которое достигает максимума в начальный момент опробования, определяется по формуле ( - глубина установки пакера).

 (2.85)

Выбранный пластоиспытатель и пакер могут работать при перепаде давления до 35 МПа, поэтому при проведении работ по опробыванию скважины достаточно установить один пакер над кровлей объекта испытания. Окончательно для испытания продуктивного пласта скважины выбирается комплект испытательных инструментов МИГ-95 и пакер ПЦ-95 (табл. 2.24), спускаемых в скважину на колонне бурильных труб.

Таблица 2.24 Характеристики пакера ПЦ-95

Параметры	ПЦ-95
Наружный диаметр остова, мм Диаметр сменного резинового элемента, мм Диаметр обслуживаемых скважин, мм Нагрузка при пакеровке, кН Максимальный перепад давления, МПа Максимальная температура, 0С Допустимая растягивающая нагрузка, кН Средняя масса, кг	95 115 118-161 60-80 35 170 250 65

Освоение скважин.

В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового и создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивлений фильтрации пластовой жидкости к скважине.

На данном месторождении предусмотрен способ вызова притока снижения уровня жидкости в эксплуатационной колонне, т.к. в ряде скважин данного месторождения не был получен приток пластового флюида в скважину после замены бурового раствора в скважине на облегченную жидкость.

Предельное значение глубины статического уровня жидкости , при котором слив оттесняемой воздухом воды станет невозможным

, (2.86)

где  - давление на компрессоре УКП-80,  МПа;  - плотность воздуха при атмосферном давлении,  кг/м3;  - атмосферное давление; , - площадь поперечного сечения канала НКТ и межколонного пространства.

Выберем НКТ с  мм,  мм. Тогда

 м2;    (2.87)

 (2.88)

где  - средний внутренний диаметр ЭК. Тогда

скважина нефть месторождение харьягинский

После получения притока из пласта скважине дают некоторое время поработать, чтобы очистилась от загрязнения приствольная зона. Так, если получен фонтанирующий приток из нефтяного пласта, струю жидкости направляют через верхний боковой отвод фонтанной елки и штуцер в сбросовый амбар.

Консервация и ликвидация скважины

Скважину ликвидируют, если при испытании ее не получен промышленного значения приток пластовой жидкости ни из одного горизонта. Для этого против каждого испытанного пласта устанавливают цементный мост; подошва моста должна находиться не менее чем на 20 - 30 м ниже, а кровля - выше соответственно нижней и верхней границ интервала перфорации. Если пласты расположены поблизости один от другого, цементный мост может быть сплошным. Кровля цементного моста, устанавливаемого для изоляции самого верхнего, из испытанных горизонтов, должна находиться, как минимум, на 50 м выше верхних перфорационных отверстий.

Если на рассматриваемой площади нет газовых или нефтегазовых залежей, а также горизонтов с напорными минерализованными водами (с kа>1), которые могут загрязнять пресные или целебные воды, разрешается перед ликвидацией скважины извлекать из нее обсадные трубы.

На устье ликвидированной скважины устанавливают репер, на котором при помощи электросварки указывают номер скважины, названия площади и предприятия, пробурившего скважину, дату окончания бурения.

Если обсадные трубы не извлечены, устье скважины закрывают глухой заглушкой или глухим фланцем с вваренным вентилем; заглушка и болты, скрепляющие фланец с колонной, должны быть прихвачены сваркой. Если верхние трубы эксплуатационной колонны извлечены, в кондуктор или промежуточную колонну спускают на глубину не менее 2 м пробку и над ней колонну заполняют бетоном. Над устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1х1х1 м.

В тех случаях, когда при испытании из пласта получен приток Промышленного значения, но площадь или участок площади не подготовлены к эксплуатации, скважину консервируют. Консервацию нужно делать так, чтобы скважину можно было повторно ввести в эксплуатацию, и коллекторские свойства приствольной зоны за время консервации существенно не ухудшились.

Способ консервации зависит от длительности ее и коэффициента аномальности пластового давления. Если kа>l,0, нижний участок скважины следует заполнить промывочной жидкостью на нефтяной основе или другой, не вызывающей ухудшения коллекторских свойств пласта; над интервалом перфорации установить цементный мост высотой не менее 25м, а остальную часть эксплуатационной колонны заполнить седиментационно устойчивой жидкостью.

Давление столба этой жидкости должно на 5-10% превышать пластовое. Самый верхний участок длиной примерно 30 м, а в районах с многолетнемерзлыми породами - от устья до глубины на 50-100 м ниже нижней границы таких пород заполняют незамерзающей жидкостью (например, соляровым маслом, раствором CaCl2 и т. п.). На период консервации насосно-компрессорные трубы остаются в эксплуатационной колонне над цементным камнем.

Если коэффициент аномальности пластового давления kа<1, то при продолжительности консервации более 1 года из газовых скважин глубиной до 2000 м и из нефтяных скважин насосно-компрессорные трубы извлекают, на устье устанавливают задвижку высокого давления с контрольным вентилем.

При консервации скважин с kа < l на срок в несколько месяцев цементные мосты разрешается не устанавливать, а при кратковременной консервации (до 3 мес.) такие скважины можно не задавливать промывочной жидкостью. На период консервации насосно-компрессорные трубы остаются в эксплуатационной колонне над фильтром; на устье устанавливают фонтанную арматуру с контрольным вентилем.

Территорию вокруг законсервированной скважины огораживают; на ограждении указывают номер скважины, название месторождения, наименование предприятия и срок консервации. С задвижек фонтанной арматуры снимают штурвалы, фланцы задвижек закрывают заглушками, а в патрубки вместо манометров ввинчивают пробки. В период консервации скважина должна быть под регулярным наблюдением. Если консервация продолжительная, состояние скважины проверяют не реже одного раза в квартал и результаты проверки заносят в специальный журнал.

Выбор буровой установки

При выборе типа буровой установки необходимо руководствоваться ГОСТ 26-62-807-73 и конкретными геологическими, климатическими, энергетическими, дорожно-транспортными и другими условиями бурения. При этом следует помнить, что допускаемая глубина бурения скважины в каждом конкретном случае может быть уменьшена или увеличена по сравнению с условной в зависимости от типа применяемых бурильных труб и компоновки бурильной колонны.

Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности, обуславливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб. Тип буровой установки окончательно определим, исходя из максимального веса обсадной колонны.

Вес эксплуатационной колонны составляет: . Следовательно, первоначально выбранная буровая установка удовлетворяет условию . Окончательно выбираем буровую установку БУ-2500 ЭУК.

Таблица 2.25 Техническая характеристика установки БУ-2500 ЭУК

№	Параметр	Ед. изм.	Значение
1	Максимальная грузоподъёмность	МН	1,4
2	Рекомендуемая глубина бурения	м	2500
3	Максимальная оснастка талевой системы	-	5´6
4	Вышка	-	ВА 42 -170
5	Полезная высота	м	42
6	Длина свечи	м	24
7	Диаметр талевого каната	мм	28
8	Кронблок	-	КБ-5-185Бр
9	Талевый блок	-	ТБК-4-140Бр
10	Лебедка	-	ЛБ-750
11	Буровой насос	-	У8-6МА2
12	Число насосов	-	2шт
13	Ротор	-	Р-560
14	Вертлюг	-	ШВ-15-250
15	Вид привода	-	Электрический переменного тока
16	Тип привода	-	Раздельный

Специальная часть: «Исследование износостойких покрытий бурильных труб»

Причины износа бурильных труб и его уменьшение

Износ обычных и утяжеленных бурильных труб ослабляет их прочность и часто является причиной аварий. С ним связана одна из крупных статей затрат в общей стоимости проводки скважины. В процессе бурения, а также при проведении спуско-подъемных операций бурильные трубы, муфты и замки трутся о стенки скважины либо о колонну обсадных труб. Это приводит к истиранию как самих бурильных труб, муфт и замков, так и обсадных труб.

Предельное по износу состояние колонны бурильных труб характеризуется предельными величинами основных геометрических параметров ее элементов (толщина стенок, наружный диаметр, высота профиля резьбы и т. д.), при которых отдельные элементы или вся колонна должны быть сняты с эксплуатации для предотвращения поломок в результате чрезмерного износа.

Износ, как правило, медленный процесс, который не влечет за собой внутреннего разрушения, но может привести к возникновению аварийных ситуаций (отказов). Наиболее часты отказы муфт, труб и замков вследствие износа наружной поверхности, отказы замков в результате износа и заедания замковой резьбы. Более редки отказы, связанные с износом резьбы труб. Совсем редки отказы из-за промыва резьбы труб и замков, а также промыва соединений в упорном стыке.

Исторически главной причиной усталости металла труб считается точечная коррозия, за которой следуют образование и рост трещин. Другими причинами образования трещин можно считать действие избыточных крутящих моментов и нагрузок на бурильную колонну.

Увеличение глубины бурения - лишь один из тех факторов, которые привели к увеличению затрат, связанных с применением бурильных труб. Другой причиной является так называемая оптимизация бурения. Для подрядчика оптимизация бурения - означает увеличение количества применяемых УБТ, осевой нагрузки на долото, давления на выкиде насоса и скорости вращения бурильного инструмента. Увеличение этих параметров увеличивает абразивный износ, на степень которого также влияют длина колонны бурильных труб и кривизна пробуренной скважины.

Существуют и другие факторы, которые приводят к износу бурильных труб, такие, как вибрация, возникающая в результате попеременного контакта зубьев долота с породой: динамические напряжения, которые возникают при неожиданной остановке движения колонны бурильных труб; колебания крутящего момента, прилагаемого к колонне в процессе бурения.

При большой кривизне наклонно - направленных скважин часто создаются усилия изгиба, которые могут превзойти прочность колонны бурильных труб в месте искривления. В процессе вращения бурильных труб в искривленных стволах скважин усталостные напряжения накапливаются до тех пор, пока не наступит усталостное разрушение. При эксплуатации оборудования не должны превышаться расчетные пределы напряжений. Остаточное динамическое воздействие критического искривления стволов скважин и его связь с усталостным напряжением колонны бурильных труб затрудняют определение безопасных для работы пределов напряжений.

Усталостный износ трубы невозможно обнаружить с помощью неразрушающих методов контроля. Это предопределило необходимость разработки методики оценки усталостного износа бурильных труб, на основании которой можно рассчитать ожидаемое число промывов и поломок бурильных труб в процессе проводки куста наклонно - направленных скважин, а также убытки от замены бурильных труб и проведения ловильных работ.

Наиболее эффективным способом предотвращения искривления стволов скважин в настоящее время является применение рациональных компоновок нижней части бурильной колонны. За счет использования стабилизаторов, включенных в эту компоновку, сохраняется заданное направление ствола скважины. Для этого компоновка нижней части бурильной колонны должна обладать определенной жесткостью, а включенные в нее стабилизаторы должны находиться в контакте со стенкой скважины. При правильном подборе бурильного инструмента в соответствии с диаметром скважины происходит только постепенное искривление ее ствола.

Выбор компоновки для стабилизации направления ствола скважины в каждом конкретном случае зависит от буримости пород и тенденции стволов скважин в данном районе к искривлению.

Наиболее важное место в колонне бурильных труб занимает соединительный замок или муфта: Обычно изгиб трубы происходит в замковом соединении, которое подвергается максимальному износу. Вследствие этого качеству изготовления, техническому контролю и классификации бывших в употреблении замковых соединений и муфт следует придавать большое значение.

Тщательный уход за бурильными трубами и замковыми соединениями, постоянный контроль за их состоянием, соблюдение рекомендованной технологии при работе с трубами на буровой, а также простой технический контроль, осуществляемый специально выделенным для этой цели членом буровой бригады, будут способствовать уменьшению числа аварий и получению значительной экономии.

Для сохранения прочности замковых соединений при вращении необходимо свести к минимуму их износ по наружному диаметру. Этому в значительной мере способствует применение твердосплавных покрытий. Рекомендуется приобретать замковые соединения с надежным твердосплавным покрытием и наносить дополнительное твердосплавное покрытие в промысловых условиях, по крайней мере после того, как первоначальная конусность конической части муфты уменьшится в 2 раза.

В ряде случаев подрядчики необоснованно отказываются от твердосплавного покрытия замковых соединений бурильных труб из-за того, что это будто бы ускоряет износ обсадных колонн, в которых работают трубы с такими соединениями.

На основании промысловых данных установлено, что при нанесении на замковые соединения в колонне бурильных труб непрерывного равномерного слоя высококачественного мелкозернистого порошка карбида вольфрама, обсадная колонна будет разрушаться меньше, чем при использовании замковых соединений без твердосплавного покрытия, так как в последнем случае глубокие вмятины от ключей на поверхности замковых соединений, образовавшиеся при работе колонны в среде, содержащей песок, усиливают износ обсадной колонны. В большей части используемых на промыслах буровых растворов содержится достаточное для разрушения обсадной колонны количество песка.

Износ замковых соединений по наружному диаметру может быть иногда эксцентрическим - обычно это говорит о том, что труба изогнута. Такой изгиб обычно происходит в середине тела трубы либо у ее верхнего конца у поверхности под клиновой захват и возникает при раскреплении соединения только одним ключом.

Эксцентрический износ колонны бурильных труб может быть также вызван биением ее при критической скорости вращения и нагрузке на долото. В результате этого создаются условия, при которых бурильные трубы или замковые соединения (либо и те и другие) находятся в непрерывном контакте с породой или обсадными трубами в процессе бурения.

Для устранения биения или высокоамплитудной вибрации необходима максимальная стабилизация колонны бурильных труб. Полагают, что установка посредине каждой трубы противоизносной втулки (протектора) позволит улучшить стабилизацию колонны. Применение большинства аналогичных стабилизирующих устройств в прошлом мешало то, что их крепили на трубы недостаточно прочно и, кроме того, существовали ограничения, обусловленные конструктивными особенностями втулок.

Использование указанных втулок позволит повысить скорость вращения бурильного инструмента и за счет этого увеличить механическую скорость проходки без ускорения износа бурильной колонны.

Износ замковых соединений по наружному диаметру является главным, но не единственным фактором, определяющим снижение их класса.

При бурении глубоких скважин в условиях высоких температур необходимо обращать особое внимание на смазки, применяемые при свинчивании резьбовых соединений. Некоторые из них, как выяснилось, разрушаются при температуре 93-121° С. Ряд фирм-изготовителей в настоящее время совершенствует связующую основу (смесь консистентных материалов) смазок для резьбовых соединений с тем, чтобы они смогли выдерживать температуру до 260° С.

Повреждения колонн бурильных труб и снижение их прочности могут быть вызваны неправильной технологией погрузочно-разгрузочных работ и транспортировки. Однако большинства этих повреждений можно избежать, если устанавливать прокладки под концы и в середине труб, а также стальные протекторы у замковых соединений. Разгрузка навалом может привести к повреждению всех транспортировавшихся труб.

Повреждения могут также возникать при использовании стальных стеллажей и мостков, особенно если некоторые их участки шероховаты и неровны, а основание сравнительно высоко. В таких случаях ниппели и муфты бьются о стеллажи и мостки, а трубы могут погнуться. Подобные повреждения можно предупредить при использовании специальных механизмов и автоматизации работ с трубами на буровой. Бурильные трубы могут быть также повреждены при хранении на стеллажах, особенно без прокладок.

К перечню причин возникновения повреждений труб можно отнести также неправильную посадку ниппеля в муфту перед свинчиванием, выскакивание ниппеля из муфты при раскреплении, применение неисправных клиновых захватов и вкладышей ротора, неравномерный захват трубы клиньями и т. д.

Необходимо добиться, чтобы на резьбы обычных и утяжеленных бурильных труб при погрузке, выгрузке и транспортировании были надеты стальные протекторы. Защитная смазка незащищенных резьб иногда настолько загрязняется, что после нанесения на нее дополнительной смазки при свинчивании возможно неравномерное прижатие контактных поверхностей заплечиков ниппелей и муфт замков. Даже при отсутствии вмятин и мест сильной ликвации в процессе бурения может начаться биение колонны и относительное перемещение участков резьб в замковых соединениях, результатом чего явятся утечки бурового раствора или концентрация напряжений у последней нитки резьбы ниппеля, находящейся в зацеплении, будет происходить заедание замковых соединений по боковым поверхностям ниток резьбы, их истирание, уменьшение угла при вершине нитки и т. д.

В настоящее время успешно применяют способ упрочнения наружной поверхности бурильных труб и их соединений путем закалки и нагрева токами высокой частоты. Для наружной поверхности замков этот способ оказался менее эффективным, так как изнашивающие нагрузки на замки в начальный период работы выше, чем в последующий, когда упрочненный слой уже изношен, а по наружному диаметру они близки к бурильной трубе. В результате ресурс работоспособности замков значительно меньше ресурса работоспособности бурильных труб, хотя толщина закаленного слоя у последних почти в 2 раза меньше.

Способы упрочнения должны отвечать следующим требованиям:

высокая износостойкость упрочненного слоя;

отсутствие отрицательного влияния температуры, создаваемой при проведении всех технологических операций в процессе упрочнения, на механические свойства материала труб и соединений, а также на размеры деталей;

возможность изменения толщины упрочненного слоя;

достаточно высокая спайность упрочненного слоя с основным металлом при не слишком большой хрупкости самого слоя;

коррозионная устойчивость покрытия;

высокая производительность и технологичность в процессе серийного производства.

Предварительный анализ всех известных способов упрочнения позволяет выделить шесть из них, которые в той или иной мере удовлетворяют перечисленным требованиям:

наплавка композиционных сплавов;

электроискровое легирование;

детонационное покрытие;

нанесение карбида кремния гальваническим путем;

контактное электроимпульсное покрытие порошками твердых сплавов.

Приведем краткие характеристики этих способов упрочнения.

. Наплавку композиционных сплавов осуществляют в специальных оправках, надеваемых на деталь и заполняемых различными смесями порошков твердых сплавов и наполнителей (например, порошок релита-латунь).

2.  Электроискровое легирование материалов основано на принципе разрушения металла импульсным разрядом электрического тока. При электроискровом уплотнении обрабатываемая деталь становится катодом, а обрабатывающий электрод - анодом, который выполнен из твердых сплавов. За счет испарения и переноса частиц его материала на упрочняемую поверхность она покрывается твердым сплавом.

3.  Детонационное покрытие осуществляют с помощью специальной «пушки», которая «стреляет» порошком твердого сплава с большой начальной скоростью. В результате порошок твердого сплава приобретает пластические свойства и вместе с газообразными продуктами взрыва внедряется в поверхность упрочняемой детали.

4.  Твердое хромирование проводят обычным гальваническим путем, но благодаря значительному времени гальванизации наносится более массивное покрытие (до 100 мкм).

5.  Нанесение карбида кремния гальваническим путем заключается в нанесении на вращающуюся в электролитической ванне деталь порошка карбида кремния и закреплении его никелем.

6. Контактное электроимпульсное покрытие порошками твердых сплавов позволяет нанести на деталь твердосплавный слой в процессе обкатки ее роликами, служащими также электродом. В зону действия разряда из смесителя поступает порошок твердого сплава с наполнителем.

Стоимость бурильных труб достаточно высока, поэтому нужно стремиться к максимальному их использованию, для чего необходимо предупреждать возможность их повреждений. С этой целью следует периодически проводить дефектоскопию труб.

Наибольшее использование получили три самостоятельных метода дефектоскопии: «соноскоп», электронный и с использованием магнитного порошка.

По методу «соноскоп» проверяют наружный диаметр трубы по всему телу, с помощью ультразвука проверяют толщину стенок, визуально осматривают трубы (наличие вмятин, царапин и т. п.) и проводят электромагнитную инспекцию тела трубы. При электромагнитной инспекции магнитная катушка и детектор перемещаются по всей длине трубы. При наличии в трубе трещин, коррозионных язвин и других дефектов сигналы от детектора меняются. Эти сигналы выводятся на панель, где они усиливаются и записываются на ленту для последующего анализа и интерпретации их инженером-инспектором.

Электронный метод используют для дефектоскопии концов труб - основных мест концентрации усталостных трещин. Для их выявления используют технику, обычно применяемую при электромагнитной индукции, причем сигналы соответствующего прибора также усиливаются и записываются на ленту для последующего анализа.

Метод с использованием магнитного порошка применяют для дефектоскопии трубных соединений. При этом методе на обнаженную поверхность соединений наносят порошок - намагниченные частицы железа. Эти частицы притягиваются к местам изменений магнитного поля, обусловленных дефектами в соединениях. По конечному расположению линий магнитного поля судят о дефектах в соединениях.

При бурении глубоких скважин или в других случаях работы УБТ в тяжелых условиях проверять их состояние путем тщательного внешнего осмотра следует при каждом спуско-подъеме бурильного инструмента. Наиболее эффективен метод магнитоскопии или метод флюоресцентной магнитоскопии.

Техническое состояние комплектов бурильных труб в процессе их работы определяется размером начисленного условного износа. Принимается, что новые трубы имеют условный износ S = 0; масса комплекта равна фактической массе труб. Трубы комплекта, отработанные в скважине, условно теряют массу при условном износе:

S = akLc,

где S - условный износ, начисляемый на комплект при работе в пределах одного интервала глубин, кг; а - средняя норма расхода труб на 1 усл. м проходки, кг/м; L - проходка с применением комплекта в данном интервале, м; k - коэффициент, учитывающий глубину скважины; с - коэффициент, учитывающий буримость пород в данном районе.

Еще одним средством предохранения бурильных труб от износа во время бурения скважин является применение резиновых протекторов, которые закрепляют на концах труб у замковых соединений. Эти протекторы придают колонне бурильных труб определенное направление, защищая ее и соединительные замки от чрезмерного износа, а также защищая обсадные трубы от ударов, наносимых бурильной колонной во время ее вращения.

С конструктивной точки зрения эти протекторы могут иметь цилиндрическую форму, представляя собой одно целое. Их устанавливают на бурильной трубе путем натягивания резины при помощи специальных установочных приспособлений, позволяющих надевать протекторы на трубу и фиксировать их на ней в требуемом месте. Кроме того, имеются съемные протекторы, которые фиксируются на бурильной трубе подобно браслету и обладают рядом положительных особенностей при работе в скважине.

Используемая для изготовления таких предохранителей резина должна быть достаточно эластичной, чтобы можно было легко надевать протектор на бурильную трубу, не опасаясь остаточной деформации. В то же время резина должна иметь хорошую износоустойчивость, достаточный предел усталости, временное сопротивление разрыву или сопротивление сдвигу, так как наружная поверхность и торцы протектора подвергаются истиранию и могут быть разрезаны или разорваны.

Таким образом, дальнейшее повышение эффективности буровых работ сдерживается из-за недостаточной прочности колонны бурильных труб. В настоящее время в нашей стране около 75% бурильных труб изготавливают с навинчиваемыми замками (сборной конструкции), хотя более работоспособна колонна из высокопрочных бурильных труб с приварными замками.

Срок службы бурильных труб нельзя значительно увеличить без повышения износостойкости резьбовых соединений замков. Твердость резьбовых соединений замков из стали марки 40ХН за счет термической обработки достигает Нв (280-320). Однако возможности этой стали использованы неполностью. При применении технологии, обеспечивающей структуру сарбита отпуска, увеличатся прочность и износостойкость таких замков.

Совершенствование бурильных труб позволит: сократить в 2-3 раза их расход и уменьшить на 75% число аварий с ними; повысить добычу нефти и газа с агрессивными компонентами

Методы напыления порошковых материалов

В известных газотермических методах напыления порошковых материалов на подложку используются высокотемпературные двухфазные потоки. Формирование покрытий происходит при взаимодействии с подложкой расплавленных или близких к этому состоянию частиц напыляемого материала. Для реализации этого механизма используются высокотемпературные газовые потоки, например температура низкотемпературной плазмы, составляет, как правило, не ниже 2500 0С. Эти высокоэнергетические потоки получаются при помощи дорогих и сравнительно сложных с технической точки зрения высокотемпературных устройств, например, плазмотроны, газопламенные горелки, детонационные пушки и т.п.

Плазменное напыление

Плазмой называется частично или полностью ионизированный газ, состоящий из положительно и отрицательно заряженных частиц. Носителями зарядов в плазме являются электроны и положительные ионы. Напыление при плазменном методе получения покрытия состоит в образовании слоя путем динамического осаждения на основном материале расплавленных или оплавленных капель или частиц напиленного материала, образующихся при нагреве порошка плазменным потоком.

Преимущества

1 Высокая температура и теплосодержание плазменной струи позволяют сравнительно просто напылять практически все известные, даже самые тугоплавкие материалы, если только они не сублимируют или не разлагаются в струе.

2 Температуру и скорость плазменной струи можно менять в широком диапазоне, подбирая диаметр и форму сопла, режимы напыления. Это дает возможность наносить покрытия из самых различных материалов: металлов, керамики, органических материалов.

3 Напыление материала не приводит к деформации и понижению прочности изделия, на которое наносится покрытие.

4 Вид обрабатываемого материала определяет выбор газов, конструкцию плазмотрона и параметры источников питания.

Среди всех достоинств плазменных методов напыления порошковых материалов стоит отметить несколько недостатков:

Важной проблемой технологии плазменного напыления является выбор плазмообразующего газа. Для плазменного напыления могут быть использованы многие газы и их смеси, как известно использование защитных газов существенно удорожает процесс напыления.

Обычно плазменное напыление применяется для напыления тугоплавких материалов и керамик.

Особые сложности возникают при напылении легкоплавких материалов, в процессе переноса могут происходить сложные физико-химические взаимодействия, включающие образование оксидов, нитридов, карбидов, разложение ряда материалов, структурные изменения, и т.д., значительно снижающие качество покрытия. Особенно это характерно для химически активных металлов Al и сплавов на основе Al, Zn, Sn, Pb и др., на базе которых в последнее время реализуется множество перспективных разработок.

Поэтому ведущие материаловеды и технологи - специалисты по функциональным покрытиям, продолжают интенсивные поиски технологических процессов, позволяющих производить напыление плёнок с управляемым комплексом свойств, при существенно более низких температурах, не превышающих 400 - 600 0С. При этом для обеспечения высокой адгезии необходимо значительное увеличение скорости гетерофазного потока. Одним из таких методов является технология «холодного» газодинамического напыления.

Метод ХГДН

Суть метода состоит в нанесении на обрабатываемую поверхность порошков металлов с помощью сверхзвуковых потоков воздуха. Порошковый материал, представляющий собой мелкодисперсные частицы, ускоряется в сверхзвуковом сопле потоком сжатого воздуха и фокусировано направляется на покрываемую поверхность

Метод ХГДН имеет следующие достоинства по сравнению с традиционными технологиями получения покрытий:

частицы переносятся в «холодном» состоянии со скоростями переноса до 2М и более, обеспечивая тем самым высокую адгезию покрытия с подложкой;

обеспечивается возможность получения покрытий, без изменения исходного состава, структуры и свойств напыляемого порошка;

создаётся возможность получать покрытия с постоянным или регулируемым составом по толщине (функционально-градиентные покрытия);

отсутствует заметное термическое воздействие на материал подложки;

возможно получение покрытий из различных металлов, сплавов и неметаллических материалов;

обеспечивается безопасность, экономичность и управляемость процесса.

3. Безопасность жизнедеятельности

.1 Характеристика условий и анализ потенциальных опасностей

 

Физико-географические и климатические условия района

проектируемых работ

Проектируемые работы (бурение скважины) будут производиться на на Южно - Харьягинском нефтяном месторождении. От районного центра Республики Коми г. Усинска, основной базы нефтедобычи ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», имеющего железнодорожное сообщение с северной железной дорогой, территория месторождения удалена на 140 км в юго-восточном направлении.

Рельеф территории представляет собой слабо всхолмленную, пологоволнистую равнину с абсолютными отметками от +45 до +160 метров над уровнем моря. Особенности рельефа создают большие трудности в транспортном отношении. Территория проектируемых работ покрыта довольно разветвленной сетью рек и ручьев. Заболоченность составляет около половины площади. Озера на территории распространены широко. Берега обрывистые высотой 1-4 м. Глубина таких озер не превышает 2 метра.

Работы планируется производить круглогодично. Средняя продолжительность светового дня в декабре составляет 3-4 часа, в январе 4-6 часов, в мае-июне достигает 20-22 часов. Работы будут производиться, в том числе в тёмное время суток. В связи с этим возникает необходимость обеспечения искусственным освещением. Последствиями, связанными с недостатком освещенности на рабочем месте, могут быть пониженная работоспособность, внимательность, стресс; это может привести к авариям на рабочем месте и к человеческим жертвам.

Растительность территория Южно-Харьягинского месторождения входит в зону южной кустарниковой тундры. Растительный покров представлен тундровыми ассоциациями: сфагнами, лишайниками, кустарничками и кустарниками. В долинах рек имеются незначительные массивы низкорослого леса (ель, береза, ольха).

Опасностями, связанными с особенностями местности, могут быть возникновение лесных пожаров. Возможными последствиями этих нарушений могут быть как материальный ущерб предприятия вследствие пожара, так же могут пострадать люди (группа людей), вплоть до летального исхода.

Из животного мира опасность представляют полевые мыши, которые являются разносчиками заболеваний, летающие кровососущие насекомые. Комары и мошки могут наносить многочисленные укусы на открытые, незащищенные участки кожи и забираясь под одежду, создавая тем самым серьезные помехи при работе. Так же есть опасность заражения клещевым энцефалитом, который может привести к смерти рабочего.

В сейсмическом плане район для ведения работ благоприятен.

Крупные предприятия и заводы, которые могли бы нанести всякого рода ущерб здоровью человека, отсутствуют.

Работы будут проводиться круглогодично. Максимальная и минимальная температура воздуха в планируемый период работы составляет соответственно минус 21,0-21,3 ºС в январе-феврале, и плюс 13 ºС в июле. Расчетная температура самой холодной пятидневки - минус 39 ºС. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 186 дней. Отопительный период равен 292 суткам при средней температуре отопительного периода минус 8,9 ºС. В связи с частыми морозами возникает вероятность простудного заболевания рабочих. Существует риск заболеваний от переохлаждения.

Осадки летнего периода нередко носят ливневый характер. Иногда идут дожди с градом. Они затрудняют и замедляют процесс бурения. Из-за снижения видимости во время сильного дождя существует опасность получения травмы.

Скорость ветра в январе составляет 4,9-5,4 м/сек, в июле 4,0-4,6 м/сек. Скорость ветра иногда достигает 25-30 м/сек. При сильном ветре происходит раскачка буровой вышки. Работы на устье сопряжены с большой угрозой для жизни персонала.

Туманы наблюдаются по утрам, порой с нулевой видимостью, что затрудняет работу или передвижение вахты.

Опасные и вредные производственные факторы

при проектируемых работах.

Оборудование, применяемое на выбранной установке БУ-2500 ЭУК - крупно габаритное и имеет большой вес, что может привести к гибели или травмированию рабочего персонала при монтаже и работе.

Буровая установка включает в себя большое количество трубопроводов, которые находятся под давлением большее время. При их эксплуатации разрыв может привести к травме.

Открытые движущиеся части в виде ременных, цепных, карданных передач являются источником повышенной опасности. Последствия: легкие ушибы, рваные раны, переломы, смерть.

Электродвигатель буровой установки, а так же электромоторы для глиномешалок, насосов и линии электрического освещения могут стать причиной поражения электрическим током. Величина напряжения электрического тока 380 В.

Такие факторы как вибрация и шум при работе бурового оборудования и механизмов оказывают негативное воздействие на организм. На установке БУ-2500 ЭУК источниками шума и вибрации являются: лебедка, буровые насосы, ротор, вибросита, ключи АКБ, ПКБ, различные двигатели, компрессоры. Сильный шум, действуя на органы слуха, может привести к полной глухоте или профессиональной тугоухости. При этом нарушается нормальная деятельность сердечно-сосудистой системы и пищеварительной системы, возникают хронические заболевания, повышается утомляемость человека. Под действием вибрации могут произойти изменения в нервной системе, падение мышечной силы и массы, повышение артериального давления, нарушение остроты зрения, ослабление памяти.

Уровень шума на буровой на основных рабочих местах во время различных производственных операций достигает до 115 дБ и до 105 дБ соответственно. Буровой лебедки - до 98 дБ, вибросита - 96 дБ. Постоянный интенсивный шум препятствует устойчивой речевой связи между членами буровой вахты. Если на рабочих местах, в производственных помещениях и на территории промышленных предприятий шум превышает санитарные нормы, для защиты органов слуха рабочие будут применять противошумные материалы или бируши, накладываемые на ушные раковины.

Повышение концентрации вредных веществ в воздухе возникает в процессе приготовления раствора при работе с химреагентами. Порошковые реагенты, при приготовлении раствора могут попасть в легкие или на кожу. В результате возможны химические ожоги, хронические заболевания легких.

При выполнении работ присутствует опасность фонтанирования и последующего взрыва, что может привести к травмированию и даже смерти людей на буровой.

Источником ионизирующего излучения на буровой служит секция, включаемая в компоновку нижней части бурильной колонны при проведении гамма-каротажа. При не длительной работе с таким оборудованием уровень излучений много раз ниже нормы. Угрозы нет.

Вибрация в процессе бурения возникает при спускоподъемных операциях (72 -95 дБ) из-за продольных колебаний спускаемой и поднимаемой системы, а также при бурении, при обслуживании вибросита (до 110 дБ), при допустимых уровнях 108 - 92. Наиболее высокие уровни вибрации отмечаются на низких и средних частотах.

Взрыво- и пожароопасными веществами при выполнении проектируемых работ в первую очередь являются нефть и нефтепродукты. Категория взрывопожароопасности производства - А (взрывопожароопасная), так как температура вспышки попутного газа составляет 8 ºС. Потенциальными источниками воспламенения материалов являются искры, пламя, механизмы и другие. Последствиями могут быть материальный ущерб предприятию и смертельные случаи на производстве.

Работа с химическими реагентами для приготовления буровых растворов (КССБ, KCl и др.) и порошковыми материалами (бентонит) без средств индивидуальной защиты может привести к химическим ожогам, поражению органов дыхания, зрения и соответственно к утрате трудоспособности.

В процессе бурения скважины возможны газопроявления. (Выделяются газы: метан СН3, сернистый газ SO2, сероводород Н2S). Сероводород и сернистый газ могут послужить причиной отравления рабочих. Метан может привести к взрыву и пожару. Возможными источниками пожаров также являются: короткое замыкание, перегрев проводки; открытый огонь; статическое электричество; удар молнии.

Наиболее часто травмы происходят при погрузочно-разгрузочных работах, и выполнении технологических операций при спуско-подъёмных операциях. Как правило, происходит это при невыполнении элементарных правил по технике безопасности ведения работ.

От г. Усинска до месторождения проложена бетонная дорога. От г. Нарьян-Мара до Лаявожского месторождения проложена грунтовая дорога, но пока отсутствуют мосты и переезды через водотоки, в зимнее время функционирует автомобильная дорога типа «зимник» от п. Харьягинский до г. Нарьян-Мара.

Перевозка рабочих возможна от города Усинск как на легковых автомобилях, так и на автобусах. На территории месторождения широко применяются автомобили высокой проходимости (КамАЗ, УРАЛ). Угрозу представляет возможное застревание автомобиля при съезде с дороги. Угроза здоровью или жизни человеку маловероятна. Транспортировку неупакованных сыпучих материалов осуществляют специальным транспортом (цементовозы, смесительные машины), перевозка материалов и химреагентов производится автоцистернами (жидких) и в специальной таре. При авариях возможно попадание вредных веществ в окружающую среду.

3.2 Обеспечению безопасности при проектируемых работах

 

Совершенствование организаций работ по охране труда

При проведении буровых работ строго соблюдаются правила выполнения спуско-подъемных операций (СПО), выбор типа буровых растворов для безопасного ведения буровых работ.

СПО проводятся с использованием механизмов для свинчивания и развинчивания труб и специальных приспособлений. Между бурильщиком и верховым рабочим будет поддерживаться надежная связь. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность будет очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтираторов). На устье установлено устройство, предупреждающее падение посторонних элементов в скважину при отсутствии в ней колонны бурильных труб и при СПО. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, страхуются от выпадения из-за пальца.

Плотность бурового раствора при вскрытии нефтегазонасыщенных пластов подбирают так, чтобы исключать возможность проявлений. Обработка бурового раствора производится с разработанной рецептурой, при этом необходимо пользоваться средствами индивидуальной защиты (защитные очки, респиратор и перчатки). Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации будет осуществляться комплексом средств, предусмотренным рабочим проектом на строительство скважины (вибросито типа ВС - 1, гидроциклон типа ГУР - 2).

Санитарно-бытовое и медицинское обслуживание.

Для вахтового персонала на территории работ установлены вагон-домики, вагон для сушки спецодежды, вагон-душевая. Так же установлена вагон-столовая.

Вода привозная. Ее регулярно привозят водовозки с артезианской скважины.

Одним из основных требований к производственным помещениям является правильная освещенность.

Искусственное освещение осуществляется электрическими лампами накаливания и люминесцентными лампами.

Освещение в ночное время осуществляется прожекторными установками, которые выполняются во взрывозащищенном исполнении и заземляются.

В качестве переносных светильников применяются только аккумуляторные фонари напряжением 12В во взрывозащищенном исполнении. За исправностью заземления прожекторов и проводов переносных ламп будет следить бурильщик.

Все работники буровой обеспечиваются средствами индивидуальной защиты, спецодеждой и спецобувью.

Рабочий костюм выполнен из хлопчатобумажной ткани. Выдается каждому индивидуально и подбирается оп размеру. Также предусмотрена химическая чистка спецодежды за счет предприятия.

Защитные очки открытого типа (030-1) для предохранения глаз от травм отлетающими твердыми механическими частицами при вырезании «окна» в эксплутационной колонне и СПО, а также от брызг химических реагентов (NaOH, КМЦ - 700, «Пента - 465», НПАВ (дисолван 4411)) при приготовлении бурового раствора.

Для защиты органов дыхания от газов и паров углеводородов, азота, углекислого газ и сероводорода, а также от пыли и испарения химических реагентов рабочие обеспечиваются фильтрующими противогазами с коробкой марки БКФ зеленого цвета с белой вертикальной полосой и респираторами типа РПГ - 67А.

Для защиты от вредного воздействия метеорологических производственных условий обеспечивают костюмы или комбинезоны из хлопчатобумажных, льняных, шерстяных тканей со специальной пропиткой. Спецодежда должна соответствовать определенным санитарно-гигиеническим требованиям, иметь определенную прочность, огнестойкость и водонепроницаемость. Головные уборы рекомендуются надевать плотно и крепко завязывать, концы косынки следует заправлять за воротник. Во время дождя рекомендуется надевать капюшоны.

Меры безопасности при строительно-монтажных работах

Следить за состоянием грузоподъемных систем, не подлежащих регистрации в органах технадзора (тали, тельферы, блоки, лебедки), их периодический осмотр и разрешение на пуск в работу - обязанность специально назначенного инженерно-технического работника.

При строительно-монтажных работах проектом предусмотрено складирование металлических ферм, буровых насосов, лебедки, а также других механизмов, предназначенных для монтажа, с учётом последовательности их монтажа с целью исключения возможности травматизма. Сборка конструкций проводится в соответствии с требованиями при проведении монтажных работ. Подъём и опускание конструкций выполняется после ухода персонала из опасной зоны радиусом 20 м плюс длина конструкции. В рабочем положении нижняя часть мачты закрепляется специальными запорами. Подъём или опускание мачты производится плавно без рывков и резкого торможения, с помощью исправного механизма лебедки. При подъеме вышка оснащена страховочной оттяжкой, обеспечивающей невозможность ее опрокидывания. Лебедка имеет фрикционный и храповый тормоза.

Неправильная подвеска груза является распространенной причиной его падения, обрыва стропов и даже опрокидывания грузоподъемной машины.

Так как объем земляных работ на строящейся буровой очень велик, то частично (траншеи под ленточные фундаменты и др.) их проводят вручную. При ведении земляных работ вручную основную опасность представляют обрушение стенок траншей и котлованов, а также травмирование работающих ручным инструментом из-за его неудобства, неисправности или стесненных условий работы. Для предупреждения обрушения стенок, необходимо применить один из двух способов: образовать устойчивые откосы грунта или укрепить стенки с помощью сборных или инвентарных креплений.

Меры безопасности при бурении скважины

Буровую лебёдку надо укомплектовать прочными металлическими ограждениями, надёжно закрывающими доступ к движущимся частям со всех сторон. Кроме того, оборудовать лебёдку ограничителем допустимой грузоподъёмности, а также надёжным тормозным устройством.

Зубчатые и цепные передачи ограждаются сплошными металлическими кожухами, имеющими приспособления для удобной сборки и разборки.

Выступающие детали движущихся частей насосов и лебёдки (в том числе шпонки валов) и вращающиеся соединения закрыть кожухами по всей окружности вращения.

На грузоподъёмных машинах и механизмах (кронблок, крюкоблок и лебёдка) обозначены их предельная грузоподъёмность и сроки следующего технического освидетельствования.

Запорную арматуру, устанавливаемую на выкидной линии, оборудовать указателями положения затворов. Нагнетательные трубопроводы, их детали и арматура опрессовываются пробным давлением.

Защита от поражения электрическим током

Буровое электрооборудование работает в тяжелых условиях вибрации, влажности, запыленности, что может привести к различным видам повреждений: перегоранию предохранителей, повреждению электропроводки, смещению вращающихся деталей, выходу из строя электродвигателей. Электрооборудование, установленное на открытых площадках защищено от атмосферных осадков. Защита технологического оборудования и электроустановок от атмосферных перенапряжений осуществляется буровой вышкой (стержневой молниеотвод высотой 53м). Защита питающей высоковольтной линии электропередач от атмосферных перенапряжений осуществляется трубными разрядниками и подвеской защитного тока.

Но основным источником электротравматизма в бурении являются установки низкого напряжения.

Мерами защиты при эксплуатации электроустановок и авариях, когда нетоковедущие части электрооборудования могут оказаться под напряжением, являются: надежная изоляция пускорегулирующих аппаратов, контактов магнитных пускателей, автоматов, цепей автоматического электропривода, недоступность токоведущих частей, что достигается правильным их расположением, применением ограждений и блокировок.

Для снижения опасности поражения электрическим током, создается защитное контурное или выносное заземление. Схемы представлены соединением металлических и токоведущих частей оборудования с землей. Поверхностный слой в районе работ слагают толщи многолетнемерзлых пород. Удельное сопротивление такой среды не удовлетворяет условиям электробезопасности. Поэтому заземлители устанавливаются в песчаные шпуры.

На буровой вышке выключатели используются пакетные, закрытого типа с заземлением их металлических кожухов. Рубильники и предохранители применяются закрытые.

Сопротивление заземляющего устройства электроустановок составляет 4 Ом. Измерение сопротивления заземляющих устройств проводится перед их пуском в эксплуатацию и далее не реже 1 раза в месяц, а также при переустановке электрооборудования для стационарных электроустановок - в соответствии с требованиями.

Расчёт заземления

На буровой используются заземлители из стали с профилем типа «уголок», сторона которого =0,06м, толщина =0,005м.

Рассчитаем сопротивления одного заземлителя по формуле:

,                                          (3.1)

где:  удельное электрическое сопротивление, для песка, ;

        - длина электрода =2,5м.

Ом.

Сопротивление защитного заземления должно быть 4 Ом. Найдем необходимое количество электродов:

,                                                   (3.2)

где:  - требуемое сопротивление заземлителя, Ом;

h- коэффициент использования заземлителя, h=0.73 Ом.

Требуемое сопротивление заземлителя находим по формуле:

,

где Rз - установленное нормами сопротивление заземлителя, Rз =4 Ом;

Rп - сопротивление магистрального провода, Ом.

.

Принимаем 12 трубчатых заземлителей.

Данная конструкция защитного заземления, состоящая из 12 вертикальных электродов, соединенных полосой сечением 4´10 мм на сварке, удовлетворяет также требованиям молниезащиты.

Для защиты окружающих рабочих везде, где проводятся электросварочные работы, вывешиваются предупредительные надписи: «Береги глаза от света дуги», «Не смотри на дугу».

Рисунок 3.1. 1 - заземлители, 2 - магистральный провод.

3.3 Обеспечение безопасности при чрезвычайных ситуациях

 

Предупреждение и ликвидация пожаров.

Так как при буровых работах используются горюче-смазочные материалы, наиболее вероятной чрезвычайной ситуацией при буровых работах является пожар; поэтому проводить следующие противопожарные мероприятия:

На видных местах вывешиваются плакаты-предупреждения «Огнеопасно, не курить!». В группе проведения полевых работ назначается лицо, ответственное за обеспечение мер противопожарной безопасности.

На буровой оборудуются и укомплектовываются противопожарные щиты, бочки с водой, ящик с песком, согласовав с местными органами пожарного надзора их перечень.

Перед проведением буровых работ территория вокруг буровой установки очищается от сухой травы, ветоши и кустарников в радиусе 15 м. По границам этих территорий создается минерализованная полоса шириной не менее 1,4 м.

Горючие материалы хранятся за пределами этих территорий. Внутри этих участков хранится запас топлива не более сменной потребности. Буровая установка в соответствии с ППБ обеспечивается огнетушителями огнетушителями (пенными ОХП-10, две штуки), ящиком с песком вместимостью 0,2 м3, войлоком, кошмой или асбестовым полотном размером 2 х 2 метра, двумя комплектами пожарного инструмента (лом, топор, багор), бочкой с водой, емкостью 250 литров.

При внезапном возгорании на буровой: отключается подача электроэнергии на буровую; останавливается двигатель внутреннего сгорания; перекрывается превентором устье скважины; ставятся в известность должностные лица; вызывается добровольная пожарная дружина, пожарная охрана, медицинская часть; прекращаются всякие работы на буровой, рабочие удаляются на безопасное расстояние; закрывается движение на прилегающих дорогах.

Территория склада ГСМ обваловывается и окапывается канавкой шириной 1 метр и глубиной 0,5 метра. Топливо и смазочные материалы хранятся в закрывающейся таре.

Для курения предусматриваются специально отведенные места.

Меры предотвращения выбросов и взрывов газа

При бурении газовых скважин вопрос готовности буровой бригады к внезапному газопроявлению или взрыву пластового газа стоит наиболее остро.

Работы по ликвидации выбросов и взрывов проводятся под руководством ответственного лица, сложные аварии в скважинах, ликвидируются по плану, утверждённому главным инженером.

Чтобы максимально возможно снизить шансы возникновения нежелательных аварий следует использовать нижеуказанные меры:

устье бурящейся скважины оборудовано ПВО по схеме шишечный превентор, вращающий превентор;

выкидные линии ПВО прочно закреплены с элементами платформы.

Превенторы дистанционно управляются с поста бурильщика и пульта, расположенного в удобном и доступном месте на пути эвакуации персонала к спасательным средствам;

непосредственно перед спуском, после установки коллектора управления, проводится контрольная проверка на функционирование каждого узла ПВО;

блок ПВО и его манифольд опрессовывается на устье скважины с колонной головкой на рабочее давление не менее 15 МПа с использованием опрессовочной пробки;

испытание ПВО на герметичность проводится после его монтажа на устье и спуска обсадных колонн на рабочее давление ПУО. Так же перед вскрытием продуктивного горизонта и после каждого соединения и отсоединения секций направляющей от блока превенторов на ожидаемое устьевое давление;

перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями устьевое противовыбросовое оборудование переводится в режим оперативной готовности, проводится: обучение членов буровой бригады практическим действиям по ликвидации газонефтепроявлений и открытых фонтанов и учебная тревога;

Для случая возникновения открытого фонтана разработаны следующие мероприятия:

запуск аварийного источника электрической энергии (аварийный дизель-генератор) для привода в действие пожарных насосов с целью создания водяного орошения вышки, аварийного устья и приустьевой зоны, а также создания водяных завес между жилым блоком и бурящимися скважинами, у коллективных спасательных средств (КСС) и у привода гидросистемы передвижения портала;

определение загазованности помещений жилого и технологического блоков, путей эвакуации и в местах установки КСС.

В процессе ликвидации открытого фонтана принимаются меры против скопления у устья фонтанирующей скважины и прилегающей акватории продуктов фонтанирования скважины (нефти, конденсата);

конечные задвижки на манифольдовых линиях превенторной установки закрываются, а задвижка на отводе в дегазатор - открывается;

на отводе в дегазатор устанавливается штуцер с учётом удельного веса промывочной жидкости, производительности насосов и давления опрессовки колонны;

промывку скважины с противодавлением на пласт производится до выравнивания удельного веса закачиваемого и выходящего из скважины бурового раствора. При увеличении количества промывочной жидкости в приёмных ёмкостях (за счёт опорожнения скважины) промывка прекращается и закрывается задвижка в дегазатор.

4. Мероприятия по охране окружающей среды

В настоящее время охрана окружающей среды стала одной из актуальных проблем современности. Большое значение при проведении буровых работ имеют технико-экономические аспекты охраны окружающей среды, заключающиеся в рациональном выборе технологии производства, технических средств, обеспечивающих при наименьших экономических затратах реализацию необходимых природоохранительных мероприятий.

4.1 Требования к выбору площадок под кусты скважин

Площадки под кусты скважин должны выбираться за пределами водоохранных зон с учетом рыбохозяйственного значения водных объектов. Выбор территории (площадок) на газоконденсатных месторождениях, имеющих в разрезе многолетнемерзлые породы, необходимо производить по результатам комплексных инженерно-геокрилогических и природно-ландшафтных исследований района буровых работ.

Исследования, выполняемые в связи с выбором территорий для целей бурения должны включать гидрологические изыскания и геокриологический прогноз. Запрещается выбор площадок под кусты скважин в местах возможного создания насыпными основаниями подпора стоку поверхностных вод (ручьев, тальвегов) и надмерзлотных вод без прогнозной проработки вопросов обеспечения водотока водопропускными сооружениями.

Необходимо иметь площадки достаточных размеров для рационального расположения бурового оборудования, запаса материалов и выполнения технологических процессов, связанных с бурением скважин и отбором проб данных пород. Для осуществления этих и других видов работ должны быть зарезервированы фундаменты под основное оборудование, выполнена подводка кабелей для подачи электроэнергии и пр.

Выбор площадок планируемого бурения должен обосновываться на сопоставлении карты геокриологического районирования и карты устойчивости ландшафтов к техногенным воздействиям, а также карты биологического районирования (места гнездования птиц и животных, миграции и популяции животных, нерестилищ ценных пород рыб).

4.2 Требования к конструктивному исполнению кустового основания

Газоконденсатные месторождения Ненецкого автономного округа расположены в основном, на территории распространения мерзлых и многолетнемерзлых грунтов, болот 1, 2 и 3 типов, а также грунтов, относящихся к категории «недостаточнопрочных» и «слабых».

В связи с этим возникает необходимость в защите естественных территорий объектов строительства насыпными основаниями, предохраняющими естественные основания от оттаивания, потери устойчивости под воздействием динамических и статических нагрузок и «механического» разрушения от воздействия транспортных средств.

С целью защиты естественной территории от попадания в окружающую среду загрязнителей конструкция насосного основания должна включать и предусматривать:

) Обваловку на летний период ведения буровых работ периметра производственной зоны насыпного основания; создание уклона не менее 1:150 поверхности территории, расположенной под блоками буровой установки в сторону накопителя отходов бурения - для сбора сточных вод из-под блоков буровой установки в накопитель; при строительстве скважин в зимний период обваловку производственной зоны насыпной площадки не производить с целью исключения снегозаносимости территории и образования «повышенных» объемов сточных вод, образующихся при весеннем таянии снега; при эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин, работающих в фонтанном режиме, производить обваловку высотой не менее 1 м;

) обваловку места установки блока ГСМ, емкости сбора отработанных ГСМ, емкости с водным раствором хлористого кальция высотой 1м; поверхности территории обсыпают слоем грунта с коэффициентом фильтрации не более 10 -7 см/с толщиной не менее 0,2 см в плотном теле;

) сооружение в теле насыпного основания выгребных ям для жидких бытовых отходов (душ, туалет, столовая); ликвидацию выгребных ям производить созданием над поверхностью отходов изоляционного экрана, включающего каркас из лесоматериалов, слой синтетического нетканного материала (СНМ) и слой суглинистого грунта толщиной не менее 0,5м;

) сооружение накопителей для сбора отходов бурения и захоронения неутилизируемой части отходов бурения при ликвидации накопителей;

)сооружение насыпных площадок под линии выкидов противовыбросового оборудования (ПВО) и освоения, монтаж- демонтаж которых производится в весенне-летний и осенний период;

) сооружение амбара горизонтального факельного устройства (ГФУ) для «отжига» скважины; сооружение амбаров производить созданием по дну амбара экрана из суглинистого грунта толщиной не менее 0,3 м в плотном теле и обваловки высотой не менее 1,2 м.

) ликвидацию насыпных площадок под линии выкидов ПВО и амбаров ГФУ производить перемещением (перевозкой) грунта для засыпки накопителей отходов бурения;

4.3 Требования к размещению и исполнению накопителей отходов бурения

Накопитель отходов бурения предназначен для сбора и накопления бурового шлама, отработанного бурового раствора и буровых сточных вод, а при необходимости и обработки жидкой фазы отходов бурения с целью ее утилизации, а также захоронения неутилизированных отходов бурения при ликвидации накопителя.

Экологически безопасное хранение отходов бурения должно обеспечиваться соответствующим расположением накопителя отходов бурения, прочностью и устойчивостью его конструкции, не допускающей переливов, прорывов и фильтрации флюидов в окружающую среду.

Территория накопителя должна входить в территорию площадки бурения. Накопитель размещать на расстоянии не менее 20 м от скважин со стороны противоположной газо сборному коллектору относительно оси скважины.

Расстояние 20 м назначено с целью обеспечения проезда спецтехники и размещения оборудования для освоения и капитального ремонта скважин.

При проектировании и строительстве накопителей отходов бурения необходимо руководствоваться следующими требованиями:

) сооружение накопителей при разнице между максимально высоким уровнем грунтовых вод и поверхности естественного основания менее одного метра производить в теле насыпного основания;

) разрешается сооружение накопителей производить в теле естественных грунтов при разнице максимально высокого уровня грунтовых вод и поверхностью естественного основания 1,5м и более, при этом разница между максимально высоким уровнем грунтовых вод и дном накопителя должна быть не менее 1м;

) строительство накопителей, расположенных в теле насыпных оснований или в теле естественного основания, сложенных минеральными грунтами с коэффициентом фильтрации более 10-5 см/с, производить с сооружением противофильтрационных экранов;

) разрешается строительство накопителей расположенных в теле насыпных оснований или в теле естественного основания сложенных минеральными грунтами с коэффициентом фильтрации менее 10-5 см/с, производить без сооружения противофильтрационных экранов, но с армированием боковых стен накопителя СНМ;

) уклон стен накопителя должен быть не более угла естественного откоса грунта, формирующего эти поверхности;

) при сооружении противофильтрационных грунтовых экранов и «замков» применять глинистые грунты с коэффициентом фильтрации не менее 10-7 см/с, с плотностью скелета грунта в уплотненном состоянии не менее 1,6 г/см3; толщина экранов должна быть не менее 0,2 м; для накопителей, расположенных в теле насыпных оснований, формировании противофильтрационного экрана для накопителей производить отсыпкой грунтом с последующим уплотнением без среза естественного поверхностного растительного слоя;

) допускается применение противофильтрационного покрытия из материалов, предотвращающих фильтрацию содержимого накопителя за его пределы с учетом обеспечения технико-экономической возможности и их использования при отрицательных температурах;

) в качестве гидроизоляционного материала можно использовать СНМ, пропитанный водонепроницаемыми полимерными композициями; полиэфирный геотекстиль, обладающий повышенной способностью к кольматации; полиэтиленовую пленку (ГОСТ 10354/82) ;

) на болотах первого и второго типа глубиной до 2 м, подстилаемых глинистыми грунтами с коэффициентом фильтрации менее 10-5 см/с, накопитель строить в теле естественного грунта с созданием противофильтрационного «замка» из глинистых грунтов;

) при строительстве накопителей буровых отходов в теле естественного грунта стороны накопителей обваловывать на высоту равную высоте отсыпки кустового основания;

) в отдельных случаях, обусловленных строительством скважин только в зимний период, обваловку накопителей буровых отходов производить по периметру высотой 1 м, шириной 0,5 м;

) по периметру накопитель должен иметь сборно-разборное ограждение высотой 1,25 м.

4.4 Требования к системе сбора отходов бурения

Экологическая безопасность процесса строительства скважин обеспечивается:

1. Организованным сбором всех видов отходов бурения и их локализацией в строго отведенном месте.

2. Откачкой в нефтесборный коллектор жидкой фазы отходов бурения после соответствующей подготовки.

3. Использованием малоопасных рецептур бурового раствора.

4. Сооружением системы накопления и хранением отходов бурения осуществляется с соблюдением правил защиты почвогрунтов и водных объектов при подготовленных строительно-монтажных работах.

По окончанию бурения скважины часть бурового раствора вывозится на другую точку или куст для использования при бурении под кондуктор.

Буровой раствор после окончания бурения под кондуктор частично используется для приготовления глинистой суспензии (1.05 г/см3) для бурения под эксплуатационную колонну, оставшееся количество сбрасывается в амбар. После окончания бурения под эксплуатационную колонну буровой раствор используется в дальнейшем для бурения под кондуктор следующей скважины другой точки, а избыток его сбрасывается в амбар.

Жидкая фаза отходов бурения, которая накапливается в амбарах после соответствующей подготовки закачивается в нефтесборный коллектор.

Технология подготовки ее сочетает метод отстоя с коагуляцией электролитами механических примесей с целью полного удаления их из жидкой фазы, для чего в проекте предусмотрен монтаж объемом 50 м3 и 10 м3. В качестве коагулянта применяется сернокислый алюминий в виде 10% раствора. Расход коагулянта на 1 м3 осветляемой жидкой фазы составляет 1 - 1.2 кг. Обработка жидкой фазы отходов бурения производиться агрегатом ЦА-320М путем разбрызгивания раствора коагулянта на поверхности жидкости в шламовом амбаре.

Время отстоя осветляемой жидкой фазы после обработки ее коагулянтом составляет 36-40 часов. Затем производиться откачка осветленной жидкой фазы отходов бурения из шламового амбара в промежуточную емкость, при этом всасывающая линия насосов укрепляется на поплавке и оборудуется сетчатым фильтром для предотвращения забора механических примесей.

В промежуточной емкости осветляемая жидкость подвергается нейтрализации кальцинированной содой с перемещением расчетного ее количества при помощи цементировочного агрегата и отбором проб до и после ее ввода для контроля рН, значение которого должно составлять 7 единиц.

Нейтрализованные осветленные жидкие отходы бурения из промежуточной емкости откачиваются в нефтесборный коллектор, минуя мерную установку "Спутник".

Оставшаяся пастообразная масса коагулированной глинистой фазы перемешивается с цементным раствором в количестве необходимом для отвердения всего объема. Шламовый амбар ликвидируется путем последующей засыпки грунтом.

По окончании бурения скважины производятся отборы проб отходов бурения (БСВ, ОБР, БШ) в соответствии с РД 39-0147001-741-32.

4.5 Мероприятия по сокращению объемов образования и объемов накопления отходов бурения и снижению их токсичности

Для обеспечения экологической безопасности строительства скважин в районах Крайнего Севера необходимо реализовывать следующие основные мероприятия:

1)   сокращение объемов (излишков) буровых растворов за счет применения комплекса механических средств очистки (вибросито, илопескоотделители, центрифуга), установок по обезвоживанию буровых растворов (УОБР1), повторного использования буровых растворов и жидкой фазы и оптимальной схемы химической обработки промывочной жидкости с использованием реагентов (СИЛИК, Modiclay), предотвращающих гидратацию глинистого шлама;

2)      снижение токсичности полимерглинистых растворов за счет использования малоопасных компонентов (таких как гумино-минеральные концентраты), ограничения расходов токсичных веществ;

)        применение непроницаемых накопителей отходов бурения и экологически безопасной их ликвидации после окончания строительства скважины;

Излишки бурового раствора в процессе строительства скважины возникают за счет перехода глинистой составляющей выбуренной породы в циркуляционную жидкость с последующим ее диспергированием до коллоидных размеров. Повышенное содержание глины в растворе ведет к изменению его вязкостных характеристик, что требует разбавления раствора водой и дополнительной химической обработки. Снижение темпа перехода выбуренной породы в раствор необходимо достигать за счет высокоэффективной механической очистки раствора от шлама в сочетании с применением недиспергирующей жидкости.

При бурении интервала многолетнемерзлых пород использовать промывочные жидкости, обладающие псевдопластичными свойствами и обеспечивающие уменьшение теплообмена в системе «скважина-порода», снижение интенсивности кавернобразования и, как следствие, уменьшение выноса горной породы.

Бурение подмерзлотных отложений осуществлять с использованием в качестве промывочной жидкости недеспергирующего полимерглинистого раствора с высокими ингибирующими свойствами.

Снижение токсичности отходов бурения достигается за счет применения для химической обработки раствора высокоэффективных малотоксичных реагентов многофункционального действия. Использование таких реагентов позволяет сократить ассортимент применяемых реагентов и их количество.

Химическая обработка буровых растворов, их тип и технологические параметры, количество и ассортимент используемых химических веществ при бурении скважин на газоконденсатных месторождениях Тюменской области определены действующим технологическим регламентом, прошедшим промышленную экспертизу в органах государственного надзора.

Одним из радикальных мероприятий резкого снижения объемов образования и накопления отходов бурения, их токсичности и увеличения объемов возврата отработанных промывочных жидкостей для целей повторного использования в цикле строительства скважины является внедрение систем по обезвоживанию и нейтрализации отходов бурения («Envairo-Floc», «Zero -LW»).

Использование таких систем по полному технологическому циклу позволяет удалить из промывочных жидкостей до 100% твердой фазы, а также проведение химической нейтрализации жидкой фазы отходов бурения до нормативов, позволяющих использовать ее в системе обратного водоснабжения. При этом объем возвратной воды может достигнуть 80% объема воды, затрачиваемой на приготовление промывочных жидкостей и промывку скважины.

Экологическая эффективность таких систем позволяет регламентировать их применение в обязательном порядке при строительстве скважин в районах приоритетного землепользования в Тюменской области.

Существует опыт применения установок по обезвоживанию и нейтрализации отходов бурения фирм «Бароид» и «Кем-Трон». По результатам опытного внедрения разработаны технологические регламенты по нейтрализации отходов бурения согласованные с органами государственного надзора и принято решение о закупке 15 установок.

Результаты первого испытания данных установок при строительстве скважин на Уренгойском месторождении показали, что объем отработанного бурового раствора сократился, по сравнению с использованием отечественных серийных средств очистки на 30%, что составляет в зависимости от конструкции скважин от 120 до 160м3.

4.6 Эколого-технологическая характеристика применяемых буровых растворов и отходов бурения

В практике буровых растворов на месторождениях Крайнего Севера наибольшее распространение (90%) получил в настоящее время полимерглинистый раствор на основе отечественных сортов КМЦ и полимеров фирмы Кем-Трон (Smertex, Poly-Kem).

Экологическая безопасность раствора повышена за счет использования малотоксичного реагента отечественного производства (КМЦ- 700), имеющего высокое значение ПДК, равное 20 мг/л. По степени воздействия на живые организмы реагенты относятся к малотоксичным веществам (4-й класс опасности).

Буровые растворы на основе КМЦ (отечественного сорта) используются при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин. При этом относительное содержание малотоксичных реагентов в буровом растворе для бурения горизонтальных скважин дополнительно увеличивается, что способствует снижению токсичности.

Отличной особенностью промывочной жидкости в сравнении с ранее использованными буровыми растворами являются следующие технологические свойства, обеспечивающие повышение экологической безопасности при бурении скважины:

)        высокая ингибирующая способность за счет применения полимеров, обеспечивающая ограничение естественной наработки избыточных объемов бурового раствора.

2)      ограничение показателя фильтрации за счет комплексного использования КМЦ и Унифлох, обеспечивающее ограничение гидратации выбуренной породы и загрязнение промывочной жидкости шламовыми частицами, что позволяет сократить расход химический реагентов и уменьшить токсичность бурового расхода;

)        использование реагента специального назначения (флокулянта) Poly-Kem, обеспечивающего повышение качества очистки бурового раствора механическими средствами (вибросито, песко- илоотделители, центрифуга), что позволяет исключить разбавление раствора водой и сократить объем обработанных буровых растворов;

Применяемые при строительстве скважин на газоконденсатных месторождения Западной Сибири полимер-глинистые растворы содержат в своем составе ингредиенты с утвержденными санитарно-токсилогическими характеристиками.

Санитарно-токсикологические характеристики (лимитирующий показатель вредности ЛПВ, предельно-допустимая концентрация ПДК и класс опасности) применяемых реагентов приведены в таблице 4.1.

Многочисленными комплексными экологическими исследованиями влияния буровых растворов, используемых в практике на Крайнем Севере, на жизнедеятельность рыбохозяйственных водоемов, ихти- и зоофауны, организмы животных и млекопитающих установлено, что отработанные буровые растворы (несмотря на сложный химический состав) классифицируются как малотоксичные и относятся к 4-ому классу опасности.

Таблица 4.1 Экологические нормативы буровых растворов при строительстве скважин

Наименование вещества	ЛПВ	ПДК мг/л	Класс опасности
Легкое таловое масло	токс	0,1	4
Smectex	-	10,0	3
Полиакриламид	-	0,8	3
КМЦ	Сан.токс.	20,0	4
Кальцинированная сода	токс	200-500	5
Буровой раствор на основе КМЦ Полимениральный шлам	токс токс	5,0 12,5	4 4
Буровой раствор полимерный (глинопорошок, КМЦ , сода, вода)	Токс	50	4

Величина экологического норматива (ПДК) буровых растворов для рыбохозяйственных водоемов колеблется в основном в пределах 30 мг/л, а для некоторых систем достигает 50 мг/л и более. Выбуренная порода с адсорбированными химическими компонентами промывочной жидкости имеет ПДК в пределах 10-13 мг/л. При попадании нефтепродуктов в буровой раствор токсичность выбуренной породы заметно возрастает, а ПДК снижается в 3-4 раза и составляет на примере нефтенасыщенного шлама 3,2 мг/л.

При применении полимерглинистых буровых растворов, обработанных малотоксичными реагентами с известными санитарно-токсикологическими характеристиками, и регламентированных конструкций кустовых оснований, и накопителей отходов бурения, проникновение фильтрата бурового раствора в тело насыпи и засоление естественных грунтов кустовой площадки практически не происходит, что доказано промысловыми исследованиями загрязненности грунта кустовой площадки и естественного грунта в зоне размещения накопителей.

Отсутствие изменения естественной характеристики солевого состава грунта территории, прилегающей к кустовой площадке, и грунта кустовой площадки при хранении отходов бурения в накопителях обусловлено следующими специфическими особенностями:

1)   низкой фильтрационной способностью раствора; отработанные буровые растворы ( применяемые в регионе) имеют фильтрационную способность в грунт не более 6см3/ час, а через 6-8 суток показатель фильтрации (за счет гравитации глинистых частиц шлама) приобретает значения близкие к нулевым.

2)      Кольматацией (глинизацией) стенок и дна накопителя;

)        Конструкцией накопителя с использованием противофильтрационных экранов из грунтов с низким коэффициентом фильтрации или изолирующих материалов;

)        Низким значением обменной емкости хранящегося шлама (20-50мг- экв/100г) и незначительным, близким к фоновым содержанием щелочных катионов (8 мг-экв/100г в некоторых случаях до 35 мг-экв/100г), ограничивающих осмотические процессы.

Дополнительное снижение токсичности и загрязненности отходов бурения возможно обеспечить применением установок по обезводиванию и нейтрализации отходов бурения.

4.7 Организация работ по утилизации накопленных отходов бурения по захоронению неутилизируемой части отходов

Процесс утилизации отходов бурения в накопителе предусматривает следующий порядок:

) анализ состава и свойств отходов бурения с целью оценки уровня загрязненности и токсичности отходов бурения и выбора направления их утилизации и захоронения;

) периодическую откачку жидкой фазы (поверхностного слоя) из накопителя шламовым насосом или цементировочным агрегатом для повторного использование в системе оборотного водоснабжения.

) химическую обработку в летний период ведения буровых работ жидкой фазы отходов бурения с целью ее очищения для использования в системе оборотного водоснабжения;

) подготовку неутилизируемых отходов бурения к захоронению и ликвидацию накопителя после окончания строительства скважины.

Основным направлением утилизации отстоявшейся жидкой фазы является ее использование в цикле строительства скважины и их использование после химической очистки в системе водоснабжения буровых работ.

Направление утилизации (использования) очищенной жидкой фазы отходов бурения - сброс на рельеф местности, использование в системе ППД нефтяных пластов, закачку в поглощающие горизонты - регламентировать с учетом конкретных почвенно-ландшафтных и горно-геологических особенностей района производства буровых работ, исходя из принятой технологии очистки отходов бурения, оценки качества очищенных БСВ и их соответствия требованиям к качеству вод безопасно сбрасываемых на рельеф местности.

Подготовка отходов бурения к захоронению и ликвидация накопителя производится в следующем порядке:

) при ликвидации накопителя в холодное время года, и температурах окружающего воздуха (ниже -52 °C), обеспечивающих естественное замораживание отходов бурения, дать содержимому накопителя выстояться и набрать холод, оценить глубину промораживания слоя отходов бурения и, при наличии под поверхностью отходов снежного покрова, последний удалить с помощью «легкого» бульдозера, произвести укладку нахлестом слоя СНМ и засыпку накопителя, начиная с торца карьерным грунтом с послойным уплотнением с использованием «тяжелого» бульдозера; высота грунтового экрана должна быть не менее 0,8 м, а отметка поверхности экрана превышать отметку прилегающего кустового основания на 0,2 м;

) при ликвидации накопителя в период положительных температур окружающего воздуха произвести откачку (или химическую обработку и откачку) жидкой фазы содержимого накопителя и ее утилизацию; сооружение изоляционного экрана над «остатками» отходов бурения производить, начиная с торца накопителя засыпкой карьерным грунтом с уплотнением последнего;

) при ликвидации последнего накопителя (после окончания строительства последней батареи скважин куста) целесообразно произвести очистку БСВ и перекачку в технологический накопитель, который в дальнейшем должен использоваться в качестве пожарного водоема на период эксплуатации скважин;

После окончания строительства каждой скважины в кусте необходимо произвести демонтаж высвободившегося оборудования и сооружений, а также «зачистку» освободившейся территории и ремонт нарушенных поверхностей кустовой площадки вертикальной планировкой карьерным грунтом. Замерзшую массу из-под основания буровой установки размельчить «тяжелым» бульдозером и удалить в накопитель до начала производства работ по ликвидации накопителя.

4.8 Охрана атмосферного воздуха

Степень загрязнения атмосферного воздуха, создаваемого выбросами буровой, в значительной мере зависит от метеорологических условий. При получении предупреждения о неблагоприятных метеоусловиях (штиль, туманы) от подразделения метеослужбы, проектом предусматривается выполнение следующих оганизационно-технических мероприятий:

организованный сбор и максимальная утилизация попутного газа при освоении скважины на установке блока факела;

применение герметичных и закрытых емкостей для хранения нефти и ГСМ;

уменьшение количества сжигаемого топлива, как за счет перехода на номинальный режим работы, так и за счет уменьшения количества работающих агрегатов;

Эти меры позволят обеспечить снижение концентрации загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы примерно на 60%.

На площадке для строительства эксплуатационной скважины при электрическом приводе основными источниками загрязнения атмосферного воздуха являются: котельная для выработки пара в зимнее время, передвижная электростанция. В составе отходящих газов в атмосферный воздух выбрасывается окись углерода, окислы азота, альдегиды, сажа, углеводороды нефти. Контроль за состоянием воздушной среды предполагается осуществлять газоанализатором УГ-2 или ГХ-4.

Предельные допустимые концентрации этих веществ приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 Предельно допустимые концентрации выбрасываемых в атмосферный воздух

Наименование веществ	ПДК, мг/м3	Класс опасности
Окись углерода	5	4
Двуокись азота	0,085	2
Сажа	0,15	3
Альдегид масляный	0,015	3
Углеводороды нефти	60	2

) технологический отжиг скважины, который проводится при проведении работ по вызову притока пласта для стабилизации температуры и давления на устье скважины. Продолжительность обработки скважины на факел 48 часов. При отжиге скважины образуются окислы азота, окись углерода и метан. На стадии подготовительных работ к бурению и бурения скважин на месторождении ведется отжиг одной скважины;

) вторым источником загрязнения атмосферы является одна передвижная котельная ПКН- 2Н, работающая на газе и на газоконденсате.

Контроль за соблюдением нормативов ПДВ должен осуществляться по ГОСТ 17.2.3.-78 и методическим указаниям «Сборник методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами» службой охраны окружающей среды управления буровых работ с использованием прямых методов измерения или приборов, рекомендованных в «Руководстве по контролю источников загрязняющих веществ в атмосфере» с применением газоаналитических приборов.

4.9 Охрана недр

Предотвращение потерь нефти и газа в проницаемые горизонты предусматривается путем применения специальных высокогерметичных труб типа ОТТМ, ОТТГ и применения специальных герметизирующих резьбовых смазок типа Р- 402, Р- 2МПВ. Контроль качества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкой колонн.

Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов, в том числе таликовых вод применяются следующие технологические решения:

глинистая кольматация стенок скважины с образованием прочной корки, препятствующей фильтрации раствора в водоносный горизонт;

ограничение репрессий на водоносный горизонт путем регулирования структурно-механических свойств бурового раствора обеспечивающих снижение гидродинамического давления, в том числе при спуско-подъемных операциях.

Для сохранения естественного состояния коллекторских свойств продуктивного пласта и предотвращения физико-химического загрязнения призабойной зоны применяется с водоотдачей 0-10см3 / час.

Безопасность и экологичность проекта оценивается по достигнутому уровню безопасности строительства скважины на предприятии ООО «Лукойл - Коми». Анализ уровня безопасности строительства скважин в районе деятельности ООО «Лукойл - Коми» показал, что он находится на достаточном уровне.

5.     
Экономическая часть

Южно-Харьягинское нефтяное месторождение расположено в Архангельской области, Ненецком районе, в 140 км от г. Усинска, республика Коми. Месторождение открыто в 1988 году, когда при испытании опорной скважины №1 была установлена промышленная нефтеносность отложений. В дальнейшем, при проведении поисково-разведочных работ были выявлены залежи нефти в терригенных среднедевонских и верхнепермских отложениях, карбонатах фаменского яруса верхнего девона.

5.1 Составление нормативной карты

Для производства работ по проводке скважины составляется наряд на производство буровых работ, который состоит из основных данных, характеризующих условия проводки скважины и нормативной карты. Назначение нормативной карты состоит в том, чтобы установить нормативную продолжительность буровых работ. Исходными данными для составления нормативной карты являются:

1)      геолого-технический наряд;

2)      проектные данные на механическое бурение (результаты анализа работы долот по режимным точкам);

)        Единые нормы времени на бурение нефтяных и газовых скважин.

Составление нормативной карты осуществляется путем корректировки типовой нормативной карты, рассчитанной для строительства скважин на Южно-Харьягинском месторождении. Для изменения нормативной карты воспользуемся сведениями о разбивке геологического разреза на нормативные пачки, а также действующими на буровом предприятии нормами времени механического бурения 1м породы и проходки на долото, которые приведены в таблице 5.1.

Нормативное время на механическое бурение рассчитывается путем перемножения количества метров в каждом интервале на норму времени по проходке одного метра. Количество долблений по каждому интервалу получается путем деления количества метров на нормативную проходку на долото в соответствующем интервале.

Таблица 5.1 Проходка на долото и нормы времени на мех. бурение для Южно-Харьягинского НМ

Пачка	Глубина по вертикали (по стволу), м	Тип долота	Проходка на долото, м	Время на механическое бурение
1	0-30	393,7 М-ЦГВУ	350	0,04
2	30-150	295,3 МС-ГВ	350	0,04
3	150-390	295,3 МС-ГВ	300
4	390-580	295,3 МС-ГВ	300	0,04
5	580-730	295,3 МС-ГВ	250	0,06
6	730-1010	215,9 СЗ-ГВ	235	0,06
7	1010-1060	215,9 СЗ-ГВ	230	0,07
8	1060-1120	215,9 СЗ-ГВ	225	0,08
9	1120-1462	215,9 СЗ-ГВ	120	0,06
10	1462-1720	215,9 СЗ-ГВ	125	0,05

Время на спуско-подъемные операции пересчитывается путем умножения нормы времени на один рейс на количество рейсов. Время на наращивание рассчитывается путем умножения нормативного времени на наращивание одного метра (0,02ч/м) на количество метров бурения. Общее время на интервал определяется путем суммирования всех затрат времени. Нормативы времени на спуско-подъемные операции представлены в таблице 5.2.

Время с учетом вспомогательных и ремонтных работ пересчитывается путем сложения общего времени на интервал и времени на вспомогательные и ремонтные работы, выраженное в процентах от общего (25 и 34% соответственно). Расчет нормативной карты представлен в таблице 5.3.

Таблица 5.2 Нормативы времени на спуско-подъемные операции ( на 1 рейс)

Интервал, м	Норма на СПО, ч	Интервал, м	Норма на СПО, ч
0-100	0,85	1100-1200	3,32
100-200	1,2	1200-1300	3,54
200-300	1,4	1300-1400	3,75
300-400	1,6	1400-1500	4,2
400-500	1,81	1500-1600	4,46
500-600	2,04	1600-1700	4,75
600-700	2,25	1700-1800	5,06
700-800	2,46
800-900	2,67
900-1000	2,88
1000-1100	3,10

Нормативная карта

№ пачки	Интервал,м			Метров бурения		Проходка на долото, м	Расчетное чило рейсов	Время на механическое бурение		Норма на СПО		Время на наращивание инструмента	Время на промывку	Итого времени на интервал	Время с учетом вспомогательных работ	Время с учетом ремонтных работ
	От		До					На 1 м	На интервал	На 1 рейс	На интервал
1	2		3	4		5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Бурение под кондуктор
1	0	30		30		350	0,1	0,04	1,2	0,85	0,18	1,48	0,01	2,87	3,3	3,7
1	30	150		120		300	0,79	0,04	4,8	0,85-1,60	1,1	4,72	0,19	10,81	11,9	13,1
2	150	390		240		300	0,47	0,04	9,60	1,6-1,81	0,8	2,80	0,23	13,43	14,8	16,3
3	390	580		190		300	0,52	0,04	7,6	1,83-2,04	0,99	1,50	0,10	10,19	11,2	12,3
4	580	730		150		250	0,41	0,06	6	2,04 -2,46	0,91	3,75	0,40	11,06	12,2	13,4
				730			2,4		29,2		3,98	14,2	0,93	48,36	53,4	58,8
Крепление кондуктора														82,89	97,61	102,76
Итого на колонну							2,4		29,2		3,98	14,2	0,93	131,25	151,01	161,56
Бурение под эксплутационную колонну
2	730	1010			280	300	0,25	0,04	11,2	1,83-2,04	0,48	1,50	0,10	13,28	14,6	6,99
3	1010	1060			50	250	0,75	0,06	3,0	2,04 -2,46	1,69	3,75	0,40	8,84	9,7	22,0
3	1060	1120			60	250	0,41	0,06	3,6	2,46 -2,67	1,05	2,05	0,24	6,94	7,6	12,65
4	1120	1462			342	235	0,59	0,06	20,52	2,67- 2,88	1,63	2,77	0,43	25,35	27,9	17,59
4	1462	1720			308	235	0,43	0,06	18,5	2,88- 3,10	1,29	2,03	0,35	22,27	24,5	13,05
					990		3,51		56,82		6,14	12,1	1,52	76,68	84,3	92,8
Геофизические работы														12,35	15,44	16,52
Крепление эксплуатационной колонны														141,68	165,33	173,54
Итого на колонну							3,51		56,92		6,14	12,1	1,52	230,71	265,07	282,86
Всего на скважину							5,91		86,12		10,12	26,3	2,45	361,96	416,08	444,42

5.2 Расчет основных технико-экономических показателей

После составления нормативной карты необходимо определить проектную продолжительность строительства скважины , ч по формуле:

 (5.1)

где  - время вышкомонтажных работ, ч;

 - подготовительные работы к бурению, ч;

 - время бурения, ч;

 - время крепления, ч;

 - время испытания, ч;

ч.

Результаты расчета продолжительности строительства скважины представлены в таблице 5.4.

Таблица 5.4 Плановая продолжительность строительства скважины на Уренгойской площади (при передвижке)

Элемент цикла	Нормативная продолжитель- ность, ч	Кол- во	Плановая про- должительность, ч
1.Вышкомонтажные работы	120	1	120
2.Подготовительные работы к бурению	96	1	96
3.Время бурения -всего в т.ч. под кондуктор под эксплуатационную колонну  4.Время крепления -всего в т.ч. под кондуктор под эксплуатационную колонну	772,86 39,3 127,98 419,31 186,46 815,38 102,76 173,54 322,37 216,71	1,1	850,3 43,23 140,78 461,24 205,1 896,92 113,04 190,9 354,5 238,38
5. Время испытания	703,2	703,2
Итого	2507,44		2666,42

На основе определенных данных по продолжительности цикла строительства скважины рассчитываются нормативные (плановые) скорости и проходка на долото:

Определение нормативной механической скорости

Нормативная (плановая) механическая скорость м/ч:

, (5.2)

где  - проходка, м;

 - нормативное механическое время бурения, ч

Определение рейсовой скорости

, (5.3)

где  - нормативная продолжительность механического бурения, ч;

 - нормативная продолжительность спуско-подъемных операций, ч.

Определение технической скорости

, (5.4)

где  - производительное время, ч;

Определение плановой коммерческой скорости

, (5.5)

где  - плановое время бурения, ч;

Определение плановой цикловой скорости

, (5.6)

Определение средней проходки на долото

, м; (5.7)

где  - количество долот, шт;

5.3 Режим труда, штат исполнителей, графики выполнения работ

В данном проекте примем двусменный режим работ, характерный для вахтового метода (Тсм = 12 часов).

Цикл строительства скважины 100 суток.

Вышкомонтажные работы - 5 суток;

Бурение, крепление - 66 суток;

Освоение - 29 суток.

План график строительства скважины изображен на рисунке 5.1.

Наименование этапов цикла строительства скважины	Продолжительность этапов, сут.	Календарный месяц
		I		II	III		IV
ВМР	5
Бурение, крепление	66
освоение	29

Рис. 5.1. План график строительства скважины

5.4 Расчет сметной стоимости проектируемых работ

Для обоснования стоимости строительства скважины составляется смета на её строительство. Планирование и финансирование буровых работ и расчеты с заказчиками производятся на основании смет на строительство скважин, по всем статьям затрат.

Для определения затрат на строительство скважин используются следующие проекты и нормативные материалы:

1)      данные технического проекта на строительство скважины;

2)      строительные нормы и правила (СНиП);

)        единые единичные районные расценки;

)        единые местные цены на материалы.

Таблица 5.5 Сметный расчет 1 на строительство скважины

№ п/п		Наименование затрат	Единица измерения	Стоимость,ед., руб	Подготови-тельные			Кондуктор		Эксплуатационная
					Кол-во		сумма	Кол-во	сумма	Кол-во		сумма
1		Повременная з/п буровой бригады в ин-тер вале глубин. 1500-4000м, вахта 5 чел.	сут	228,07	4,0		915,9
2		Сдельная з/п буровой бригады в интервале 1500-4000м, вахта 5 чел	сут	244,87				1,8	440,8	19,2		4701,5
3		Сдельная з/п дополнительных рабочих на заготовке раствора в 1 смену	сут	20,5				1,8	36,9	19,2		393,6
4		Повременная з/п дополнительных рабочих на заготовке раствора в 1 смену	сут	19,12	4,0		76,5
5		Сдельная з/п слесаря , 1 смена	сут	12,75				1,8	23,0	19,2		244,8
6		Сдельная з/п электромонтера , 1 смена	сут	12,75				1,8	23,0	19,2		244,8
7		Повременная з/п слесаря , 1 смена	сут	11,93	4,0		47,7
8		Повременная з/п электромонтера,1 смена	сут	11,93	4,0		47,7
9		Содержание бурового оборудования, электроэнергия	сут	236,71	4,0		946,8	1,8	426,1	19,2		4544,8
10		Амортизация бурового оборудования при монтаже вышки и сооружений	сут	875,53	4,0		3502,1	1,8	1575,9	19,2		16810,2
11		Капитальный ремонт бурового оборудо-вания при монтаже вышки и сооружений	сут	433,96	4,0		1735,8	1,8	781,1	19,2		8332,0
12		Материалы и запчасти в турбинном бурении	сут	514,33				1,8	925,8	19,2		9875,1
13		Материалы и запчасти в турбинном бур-и	сут	489,84	2,0		979,7
14		Содержание комплекта турбобуров	сут	21,05	4,0		84,2
15		Содержание комплекта турбобуров	сут	175,44				1,8	315,8
16	Содержание комплекта турбобуров		сут	403,5							19,2	7747,2
17	Содержание бурильных труб		1м	32,86		4,0	131,4	1,8	59,1		19,2	630,9
18	Содержание полевой лаборатории		сут	24,34		4,0	97,4	1,8	43,8		19,2	467,5
19	Пробег полевой лаборатории		км	1,2		Π,0	93,6
20	Содерж.ср-в контроля,диспетчер.,контроля		сут	124,36		4,0	497,4	1,8	223,8		19,2	2387,7
21	Дизтопливо комплекта ДВС передвиж. Э-станций		См-сут	10,9		4,0	43,6	1,8	19,6		19,2	209,3
22	Дизтопливо комплекта ДВС передвиж. Э-станций		См-сут	1,82		4,0	7,3	1,8	3,3		19,2	34,9
23	Содержание телесистемы		сут	256,7							19,2	4928,6
24	Установленная мощность		квт.ч	23							1391,0	31993,0
25	Электроэнергия		Квт.ч	0,63		13400	9246	12298	8485		147298	101636
26	Содержание ЛЭП		Сут	123,64				1,8	222,6		19,2	2373,9
27	Износ бурового инструмента		К-т	33,64		4,0	134,6	1,8	60,6		19,2	645,9
28	Износ ловильного инструмента		К-т	9,09				1,8	16,4		19,2	174,5
29	Амортизация вагон-домиков		сут	206,72		4,0	1186,9	1,8	531,4		19,2	5697,0
30	Дежурство трактора		М.час	7,88		48,0	378,2	19,2	170,2		258,7	2038,7
31	Содержание и проведение УЗД		сут	123,64				1,8	222,6		19,2	2373,9
32	Обслуживание КИП и А		сут	214,33				1,8	385,8		19,2	4115,1
33	Работа цементировочного агрегата		ч	33,54		28,0	939,1
34	Содержание агрегата ППУ - 3М		ч	17,23		30,0	516,9
35	Работа ЦСМ		ч	31,12		18,0	560,2	Пробег агрегатов		км	2,52		78,0	196,6
37	Работа цементировочного агрегата		ч	20,12							48,0	965,8
38	Пробег агрегатов		км	0,84							78,0	65,5
39	Техническая вода		м3	3,07		172,0	528,0	129,6	397,9		1552,3	4765,6
40	Глинопорошок		т	339,8				4,10	1393,2		6,2	2106,8
41	Сода		т	163,86							0,30	49,2

Таблица 5.6 Сметный расчет 2 на строительство скважины

№ п/п	Наименование затрат	Единица измерения	Стоимость,ед., руб		Кондуктор				Эксплуатаци-онная
					Кол-во	сумма		Кол-во		сумма
1	2	3	4		5	6		9		10
1	Сдельная з/п буровой бригады в интервале 1500-4000м, вахта 5 чел	сут	244,87		4,7	1153,3		14,8		3619,2
2	Сдельная з/п слесаря , 1 смена	сут	12,75		4,7	60,1		14,8		188,4
3	Сдельная з/п электромонтера , 1 смена	сут	12,75		4,7	60,1		14,8		188,4
4	Содержание буров.оборудов-я,электроэнер	сут	236,71		4,7	1114,9		14,8		3498,6
5	Амортизация бурового оборудования при монтаже вышки и сооружений	сут	875,52		4,7	4123,7		14,8		12940,3
6	Капитальный ремонт бурового оборудо-вания при монтаже вышки и сооружений	сут	433,96		4,7	2044,0		14,8		6414,0
7	Материалы и запчасти в турбином бурении	Ст-сут	646,86		4,7	3046,7		14,8		9560,6
8	Содержание комплекта турбобуров	сут	175,44		4,7	826,3
9	Содержание комплекта турбобуров	сут	403,5					14,8		5963,7
10	Содержание бурильных труб	1м	32,86	4,7		154,8	14,8			485,7
11	Содержание полевой лаборатории	сут	34,34	4,7		114,6	14,8			359,7
12	Пробег полевой лаборатории	км	1,2	Π,0		93,6
13	Содерж.ср-в контроля,диспетчер.,контроля	сут	124,6	4,7		585,7	14,8			1838,0
14	Дизтопливо комплекта ДВС передвиж. Электростанций	См-сут	10,9	4,7		51,3	14,8			161,1
15	Дизтопливо комплекта ДВС передвиж. Электро-станций	См-сут	1,82	4,7		8,6	14,8			26,9
16	Электроэнергия	Квт.ч	0,69	32178,7		22203,3	100977			69674,1
17	Содержание ЛЭП	Сут	123,64	4,7		582,3	14,8			1827,4
18	Износ бурового инструмента	К-т	33,64	4,7		158,4	14,8			497,2

Таблица 5.7 Сводный сметный расчет на строительство скважины

Наименование затрат	Сумма,руб
1. Подготовительные работы к строительству скважины	2403426,6
2. Строительство и разборка вышки, привышенных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования, установки для испытания скважины	490806
3. Бурение и крепление скважины, всего Из них транспортировка грузов	7893234 1774445.4
4. Испытание скважины на продуктивность	748450,8
5. Промыслово-геофизические работы (7,9% от 3 и 4 глав)	682695
6. Дополнительные затраты при строительстве скважин в зимнее время	828889,2
7. Накладные расходы (19,3% от 3 и 4 глав)	694045,8
8. Плановые накопления (30% от глав 1-4, 6, 7)	4425364,8
9. Прочие работы и затраты	6140226,6
10. Авторский надзор (0,2% от итога глав 1-4,6,7)	4436289
11. Проектные и изыскательные работы	316180,8
12. Резерв средств на дополнительные расходы и затраты (5% от итога глав 1-11)	1318383
ИТОГО (в ценах на 2010 г)	30377991,6

Сметную себестоимость строительства скважины можно определить как разность между сметной стоимостью и плановыми накоплениями. Тогда сметная себестоимость одного метра проходки  составит:

 (5.8)

где  -сметная стоимость строительства скважины, руб;

- величина плановых накоплений, руб.

Сметная себестоимость 1 м проходки составит:

 = 30377991,6-4425364,8 / 1720 = 15088 руб.

Заключение

В настоящем дипломном проекте мною рассмотрены все вопросы, касающиеся проектирования строительства нефтяной эксплуатационной вертикальной скважины глубиной 1720 м на Южно - Харьягинском месторождении.

В проекте приняты инженерные решения, с подробными обоснованиями, путем применения всех полученных знаний по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин», по следующим вопросам:

. Основываясь на геологических данных и опыте бурения в регионе, выбраны:

-       метод первичного вскрытия продуктивного пласта, при котором ствол скважины остается открытым. Этот метод прост в реализации и снижает стоимость буровых работ;

-       конструкция скважины, состоящая из направления, кондуктора, и эксплуатационной колонны;

-       типоразмеры породоразрушающего инструмента;

. Рассчитана конструкция скважины;

. Выбран способ бурения, выполнен расчет бурильной колонны, произведен выбор компоновок бурильной колонны;

. Выбран тип промывочноый жидкости и рассчитана гидравлическая программа промывки;

. Спроектированы режимы бурения;

. Рассчитаны параметры спуско-подъемных операций;

. Рассмотрены все вопросы заканчивания скважины - подготовки обсадной колонны к спуску и технология спуска, расчет обсадной колонны, цементирования, рассчитано количество цементировочных агрегатов и цементно-смесительных машин и выбрана схема их расстановки. Также рассмотрены вопросы освоения и испытания скважины;

. Выбрана буровая установка и необходимое оборудование.

В специальной части дипломного проекта было проведено исследование износостойких покрытий бурильных труб.   

В проекте рассмотрены организационные вопросы, касающиеся:

-       безопасности жизнедеятельности, дана характеристика условий района ведения работ и анализ потенциальных опасностей, разработаны конкретные меры безопасности при проведении работ и меры обеспечения безопасности при чрезвычайных ситуациях (нефтегазоводопроявлениях).

-       мероприятий по охране окружающей среды, произведен анализ источников загрязнения и описаны меры по охране воздуха, поверхностных и подземных вод, почв, растительности.

Также проект содержит экономическую часть, в которой произведен расчет основных технико-экономических показателей.

Подготовленный проект может быть использован на практике при строительстве скважины на описанном месторождении.

Список использованных источников

1.     Булатов А.И., Аветисов А.Г. "Справочник инженера по бурению - т. 1,2" (М.: Недра, 1985).

2.      Детков С.П., Детков В.П., Астахов В.А. "Охрана природы нефтегазовых районов" (М.: Недра, 1994).

.        Ильский А.Л., Миронов Ю.В., Чернобыльский А.Г. Расчет и конструирование бурового оборудования (М.: Недра, 1985)

.        Иогансен К.В. "Спутник буровика" (М.: Недра, 1986).

.        Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М. и др. "Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн" (М.: Недра)

.        Материалы собранные при прохождении производственной и преддипломной практики.

.        Методические указания по дипломному проектированию для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» (СПб.: СПГГИ(ТУ), 2001).

.        "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (М.: НПО ОБТ, 1993).

.        "Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности" (М.: Недра, 1987).

.        Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: Утв. Гостехнадзором России 17.12.84.- М.: НПО ОБТ, 1993. - 134 с.

.        Элияшевский И. В. “Типовые задачи и расчеты при бурении ” (М.: Недра, 1992).

.        Проект на строительство эксплуатационных скважин на Южно-Харьягинском месторождении на 2008г., ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

.        Методические указания по разработке экономической части дипломного проекта для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» (СПб.: СПГГИ(ТУ), 2004).