Геологическая характеристика

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Литологическая характеристика разреза скважины

Примечание. Интервалы залегания стратиграфических подразделений приведены по вертикали

Нефтегазоводопроявления

Давление и температура по разрезу скважины

Примечание:

·        пластовые давления и температуры приведены к середине интервалов;

·        в графах 6, 10, 13 показаны условные обозначения источника получения градиентов: ПГФ - прогноз по геофизическим исследованиям и РФЗ - расчет по фактическим замерам в скважинах.

Поглощения бурового раствора

Осыпи и обвалы стенок скважины

Интервалы возможных осыпей и обвалов стенок скважины перекрыты обсадной колонной.

Нефтегазоводопроявления

Прихватоопасные зоны

Прочие возможные осложнения

Примечание: В случае посадок инструмента, при спуске бурильной колонны, проработать места сужений ствола скважины с использованием калибрующих и райбирующих элементов в компоновке низа бурильной колонны, набор и размеры которых подбираются с учётом компоновок, которыми производилось бурение этих мест. Размеры калибратора и райбера по диаметру и длине, используемых для проработки ствола, не должны быть больше аналогичных размеров калибратора или стабилизатора (с учётом конструкции опорной поверхности стабилизатора), которые применялись при бурении интервалов проработки.

Конструкция скважины

Выбор конструкции скважины осуществляется исходя из решаемых ею задач с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (ПБ 08-624-03.).

Принимая во внимание геологические особенности разреза, а также проектируемый комплекс исследований предусматривается следующая конструкция скважины:

Направление, кондуктор и эксплуатационная колонна - имеющаяся конструкция. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм.

Хвостовик (фильтр) диаметром 102мм устанавливается в интервале от проектного забоя до глубины превышающей 120 метров над глубиной вырезки ”"окна"” в эксплуатационной колонне (по стволу). Верхняя часть хвостовика оборудуется подвесным и пакерующим устройствами. Цементируется по всей длине от глубины установки муфты ступенчатого цементирования и до кровли.

Предлагаются комплексы технических средств ПХЦ 102/146.000 и ПХЦ 102/146.000-01. Отличительной особенностью комплекса ПХЦ 102/146.000-01 является использование в его составе заколонных гидравлических рукавных проходных пакеров, которые входят в конструкцию.

Спуск комплекса технических средств ПХЦ 102/146.000 (-01) осуществляется в составе хвостовика 102мм на равнопроходной транспортировочной колонне бурильных труб с внутренним диаметром не менее 51мм. Производится следующая последовательность технологических операций:

·        Проведение цементирования хвостовика с пуском цементировочной пробки после закачки цементного раствора, для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;

·        Повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;

·        Проведение промывки и подъём транспортировочной колонны.

При использовании комплекса ПХЦ 102/146.000-01 производится следующая последовательность технологических операций:

·        Проведение цементирования хвостовика с пуском цементировочной пробки после закачки цементного раствора, для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;

·        Стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в узле разъединения хвостовика от транспортировочной колонны при давлении Р₁ = 4,0-5,0 МПа и продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика до получения сигнала "стоп" и последующий сброс давления до нуля для подготовки к срабатыванию клапанного узла пакера ПГП 102;

·        Проведение пакеровки скважины путём повышения внутреннего избыточного давления на 4 МПа, с последующим сбросом давления до нуля для закрытия клапанной системы пакера ПГП 102;

·        Повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;

·        Проведение промывки и подъём транспортировочной колонны.

Совмещенный график давлений и проектная конструкция скважины приведены на рисунке 1.

Конструкция скважины

СОВМЕЩЕННЫЙ ГРАФИК ДАВЛЕНИЙ

Выбор и расчет профиля ствола скважины

Входные данные по профилю бокового ствола скважины

Параметры профиля бокового ствола скважины

Основной профиль скважины с проложением 582 м должен отвечать двум основным требованиям: быть экономически целесообразным и технически легко выполнимым.

Наиболее рациональным считаю трехинтервальный профиль, состоящего из трех участков: вертикального, участка набора зенитного утла, и горизонтального участка.

Данный профиль позволяет обеспечивать свободное прохождение обсадных колонн диаметром 102 мм, КНБК для бурения участка стабилизации, промыслово-геофизического оборудования, спуск насосного и другого оборудования при эксплуатации скважины.

Расчет наклонного ствола скважины

Исходные данные:

Глубина скважины Lв = 1854 м.

Глубина зарезки наклонного ствола Нв = 1472 м.

Диаметр долота Dд. = 120,6 мм.

Диаметр забойного двигателя D з. д = 106 мм.

Длина забойного двигателя  = 3,8 м.

Определяем радиус кривизны:

=

Минимальный радиус кривизны:

Где  - зазор между стенкой скважины и забойным двигателем.  - диаметр долота.

;

Принимаем R = 382 м.

Определяем вертикальную проекцию участка набора зенитного угла:

Определяем горизонтальную проекцию участка набора зенитного угла

Общая длина:

Глубина скважины

=;

Выбор способа бурения

Перед началом забуривания бокового ствола, проводят ряд подготовительных мероприятий:

·        Демонтаж устьевой арматуры;

·        Монтаж противовыбросного оборудования;

·        Шаблонирование ствола скважины для предотвращения прихватов и посадок при спуске клина-отклонителя;

·        Спуск, ориентирование и установка отклоняющего клина;

Вырезание "окна" в обсадной колонне

Для формирования бокового "окна" полного профиля и его расширения, а также дальнейшего углубления скважины необходимо дать оценку техническому состоянию эксплуатационной колонны, цементного камня с помощью геофизических работ.

Ориентировочная глубина вырезки "окна" в эксплуатационной колонне 1472 м в интервале Покурской свиты.

Для вырезания "окна" в скважине предусмотрено использование технических средств ООО "ИНКОС”, предназначенного для фрезерования "окна" в обсадной колонне диаметром 146 мм и забуривания бокового ствола за один рейс в комплекте с отклоняющим устройством (клином-отклонителем) и гидравлическим якорем.

В комплект оборудования входит:

·              Клин - отклонитель

·              Комплексный фрезер - райбер

Частота вращения n = 60-80 об\мин

Осевая нагрузка 2-2,5 т

Расход промывочной жидкости Q = 8 л\с

Клин - отклонитель предназначен для обеспечения необходимого отклонения фрезера-райбера от основного ствола скважины при вырезке "окна" в обсадной колонне с искусственного забоя (цементного моста) и отклонения породоразрушающего инструмента при бурении дополнительного ствола скважины.

Особенности конструкции клина - отклонителя:

·              Внутренняя поверхность направляющего желоба упрочнена по специальной технологии, обеспечивающей неизменность геометрических размеров изделия.

·              Якорное устройство, за счет особой формы плашки и её строгой перпендикулярности внедрения зубками в стенку обсадной колонны, а также трёхточечной фиксации, надежно закрепляет устройство и не требует предварительной подготовки места установки якоря.

·              За счет большой глубины направляющего желоба обеспечивается высокая точность направленного вырезания "окна".

Комплексный фрезер - райбер предназначен для создания "окна" в обсадной колонне при зарезке второго ствола.

Особенности конструкции комплексного фрезера - райбера:

·              Представляет собой набор металлоразрушающих элементов установленных на одном высокопрочном валу, имеющих присоединительную резьбу на бурильный инструмент.

·              На наружной поверхности металлорежущих элементов выполнены спиральные рёбра с комбинированным вооружением.

·              Агрессивное вооружение позволяет производить работы по бурению породы (после вырезки"окна") без потери механической скорости.

После выхода "окна" фрез-райбера на 3-5метра фрезерование прекращается, и его извлекают из скважины.

При фрезеровании не допускается превышение рекомендуемых осевых нагрузок для предупреждения выхода инструмента из колонны и смещения клина как вертикальном, так и радиальном направлениях.

Операцию можно считать завершенной, если последний фрез-райбер без промывки и вращения, свободно проходит (без посадок и затяжек) через "окно".

После завершения работ по формированию бокового "окна" в обсадной колонне очищают скважину от металлической стружки, спускают в скважину металлошламауловитель и промывают с расходом не менее 16л/с.

Режим промывки должен обеспечивать скорость восходящего потока в кольцевом пространстве не менее 0.8-1м/с с целью предупреждения накопления на забое металлической стружки. На выходе раствора из скважины в желобной системе должны быть установлены магниты.

Профиль бокового ствола выбран из условия попадания в проектную точку в продуктивном пласте с горизонтальным проложением по пласту 200 м. Для гарантированного прохождения по стволу скважины обсадной колонны темп набора зенитного угла не должен превышать 1,5 град/10м.

Выход на проектную точку

После очистки забоя от металлической крошки скважину переводят на буровой раствор, а затем в компоновку включают гидравлический забойный двигатель с долотом. Начинается донабор зенитного угла до проектных 90°.

Примечание: Допускается бурение горизонтального участка с использованием бицентричных долот без последующей расширки ствола скважины.

Выбор плотности бурового раствора

1. Рассчитываем эквиваленты градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород (ГРП).

 - значение коэффициента репрессии

 - коэффициент безопасности, зависит от изученности местности

Интервал 1472 - 1800 (по вертикали)

,95 <<1,64= =

Интервал 1800 - 1860 (по вертикали)

,95 <<1,69 = =

Ввиду полученных результатов выберем следующую плотность.

Применяемые промывочные жидкости

Примечание:

1. Плотность бурового раствора обоснована исходя из требований п. 2.7.3.3 "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Примечания: бурение скважины требует качественной очистки бурового раствора от выбуренной породы, поэтому прежде чем приступить к забуриванию, следует убедиться в наличии сеток на вибросите с различными диаметрами ячеек в зависимости от интервала бурения и буримости пород, состояния оборудования для приготовления и очистки.

Обоснование расхода промывочной жидкости

При решении данной задачи необходимо знать среднюю скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, обеспечивающую вынос выбуренной породы из скважины, а так же значение расхода, обеспечивающего эффективную очистку забоя скважины от шлама;

_эо=q·S_з; Q_вш=V_кп·S_кп;

Q_рот=0,45 ;_гзд=0,6 ;_з=;_кп=;

; _с=D_д·К_у;

где К_у - коэффициент уширения ствола скважины:

К_у = 1,03 - для твердых пород;

К_у = 1,1 - для мягких пород;

Эксплуатационная колонна 1472-2272:

_с=120,6·1,06=127,84 мм; S_з= м²; _оз=0,6·0,1=0,06 м³/с;

Для необсаженной части:

_кп=м/с;

 м²;_кп=1,49·0,0087=0,0129 м³/с;

Для обсаженной части

_кп=м/с;

 м²;_кп=1,23·0,0126=0,0154 м³/с; Q=15,4 л/с

Выбор гидравлического забойного двигателя

При способе бурения, с применением ГЗД выбранный расход промывочной жидкости, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу забойного двигателя с заданном для разрушения породы моментом.

Поэтому необходимо подобрать такой тип забойного двигателя, который удовлетворяет следующим условиям:

.        Диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм;

2.       Расход жидкости при номинальном режиме работы близок к принятой подаче насоса;

.        Крутящий момент не менее чем на 20 % больше заданного, необходимого для разрушения породы;

M_тзд=M_т;_д=G·M_у;

M_у=bD_д²;

где b - коэффициент, зависящий от диаметра долота;

D_д - диаметр долота, см;

k - коэффициент, зависящий от прочности породы (для мягких пород k = 3,3, для средних - k = 3,0, для твёрдых - k = 2,5);

n - частота вращения долота, об. /мин.;

A - коэффициент, зависящий от частоты вращения долота (A = 200 при n  420 об. /мин. и A = 150 при n < 420 об. /мин.).

M_у=A+1.2D_д; M_тзд≥1,2M_д;

Эксплуатационная колонна 0-1472 м:

Шаблонировка осуществляется с использованием ротора.

Вырезание "окна" и его проработка 1472-1485 м:

Вырезание "окна" и последующая его проработка осуществляются вращательным способом с использованием ротора.

Хвостовик-фильтр 1485-2272 м:

Бурение под техническую колонну осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа Д1-105:

_т=105 мм; Q_нт =6-10 л/с; ΔР_нт =5-8 МПа; l=3,8 м;

М_тт =0,8-1,4 кНм; n=80 об/мин;

Удельный момент:

_у=2+1.2·12,06= 16,47Н·м/ кН;

Момент на долоте:

_д=160·16,47=2635,5 Нм;

Момент на двигателе:

Крутящий момент забойного двигателя при работе на промывочной жидкости и при расходе Q:

_тзд=1,2·=8,3 кН·м; 8,3≥3,16 кНм;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под хвостовик-фильтр.

Компоновка и расчет бурильной колонны

Расчет бурильной колонны

Все компоновки приведены в качестве бурильных труб, исходя из документов взятых с практики, берем трубы СБТ-73 с группой прочности по ГОСТ Р 50278-92 - М. (), или по стандарту API - G.

При бурении забойными двигателями расчет бурильной колонны сводится к определению ее допускаемой глубины спуска. Для колонны в наклонно-направленной скважине напряжение в каждой секции определяют по двум расчетным схемам:

) Секция находится под воздействием как веса расположенной ниже части колонны, так и сил сопротивления ее движению на искривленных и наклонных участках в процессе подъема колонны;

) Секция находится только под действием веса расположенной ниже части колонны (предполагается что скважина вертикальная).

Наибольшее напряжение, полученное по той или иной схеме, принимается за расчетное.

Из компоновки для последнего рейса видно, что участок набора зенитного угла и горизонтальный участок представлены стальными бурильными трубами, а вертикальный участок над "окно"м тяжелыми бурильными трубами, утяжеленными бурильными трубами и стальными бурильными трубами. Такая компоновка обеспечивает максимальную нагрузку на долоте и проходимость через щелевидное "окно" в обсадной колонне.

Проверочный расчет бурильной колонны

На участке II набора зенитного угла

Допускаемая длина первой секции труб по первой расчетной схеме:

.

 - предельные нагрузки на трубу (растягивающая нагрузка соответствующая пределу текучести, умноженная на предел текучести материала труб. Н

 - площадь поперечного сечения трубы;

 - площадь проходного сечения трубы;, W - соответственно момент инерции и сопротивления труб, с;- модуль Юнга в Н/ с;

 - масса ЗД, кг;

-коэффициент запаса прочности, зависимый от условий бурения, для наклонно направленных скважин =1.35;

 - масса УБТ, кг;

-коэффициент трения труб= 0.3

-коэффициент потери веса колонны в буровом растворе, можно посчитать через формулу:

Где -удельный вес бурового раствора,  - удельный вес материала труб; Либо можно принять  равным 0.87, ссылаясь на [1];

, -углы наклона в начальной и конечной точках рассматриваемого участка длиной l; -разность азимутальных углов в тех же точках.

Допустимая длина этой же секции по второй расчетной схеме:

 м

Принимаем наименьшее значение м

Исходя из данных по расчету профиля скважины длина участка набора зенитного угла равна 600 м;

Т.к.  следовательно длина бурильной колонны на этом участке

=600-31,75=568,25 м

Масса труб на участке II:

Напряжение в верхнем сечении этой секции:

;

-вес колонны на вертикальном участке, Н;

 - усилие действующие на прямолинейном участке, Н;

-усилие действующее на участках набора и спада угла наклона скважины, Н

-вес УБТ, забойного двигателя и долота, Н;

;

Где =9,81 (31370+13247) (0.3131308 Н

Напряжения при изгибе:

Наибольшее нормальное напряжение:

Коэффициент запаса прочности:

На вертикальном участке I

По первой расчетной схеме:

;

Здесь растягивающая нагрузка на вертикальном участке

По второй расчетной схеме:

=94,7 МПа;

Наибольшее значение , считает коэффициент запаса прочности:

Коэффициент запаса прочности при спуске труб с использованием клинового захвата

где-предельная нагрузка на клиновый захват, высчитывается по эмпирической формуле, либо берется из сводных таблиц из [1]. Для данной скважины, с использованием клиньев, длиной 400 мм  = 1910 кН

Что больше необходимого, равного 1.15 для труб с

Избыточное внутренние давление

Для определения запаса прочности на внутреннее давление необходимо знать два параметра:

действующее наибольшее избыточное внутренние давление при выполнении технологических операций в процессе строительства скважины или ликвидации аварий или осложнений

критическое избыточное внутреннее давление при котором в данной конкретной трубе напряжения достигают предел текучести формула для вычисления запаса прочности; критическое избыточное внутреннее давление;

избыточное внутреннее давление (берется из номограммы по промывке);

Критическое избыточное внутреннее давление можно вычислить по формуле:

предел текучести материала труб;

номинальная толщина стенки трубы;

 - диаметр трубы;

допустимый запас прочности;

Колонна удовлетворяет запасу прочности на внутренне избыточное давление, т.к. выполняется условие ;

Избыточное наружное давление

Избыточное наружное давление на бурильную трубу не относится к категории наиболее опасных нагружений при строительстве скважины. Часто необходимость в проверке на порочность возникает при спуске закрытых колонн без долива их раствором. Такие ситуации возникают:

при спуске пластоиспытателя с закрытым клапаном;

в случае, когда произошла закупорка насадок долот при спуске колонны и она не доливалась раствором;

при спуске секций обсадной колонны с обратным клапаном.

Критическое сминающие давление, которое соответствует пределу текучести, для некоторых наиболее часто применяемых труб найдем по справочнику.

формула для вычисления запаса прочности;

критическое избыточное наружное давление, определяемое из справочника [2], либо по формуле Г.М. Саркисова:

где ;

наружный диаметр труб;

-предел пропорциональности, равный пределу текучести материала труб;=0.01 овальность труб;

 ; -номинальная толщина стенок труб;

Из справочника [2] определяем

избыточное наружное давление (определяется из номограммы); = 79.4 МПа

допустимый запас прочности;

Колонна бурильных труб удовлетворяет запасу прочности на наружное избыточное давление, т.к. выполняется условие ;

Вывод: Бурильная колонна стальных бурильных труб СБТ-73, использовавшаяся на скважине №5324 выдерживает все нагрузки с учетом коэффициента запаса, которым может подвергнуться в процессе бурения.

Крепление скважины

Параметры обсадных труб

Характеристика жидкостей для цементирования

Примечание: * - возможно применение для цементирования хвостовика облегченного тампонажного раствора (плотностью 1500-1550 кг/м) на основе цемента ЦТОС-5-80

Расчет расхода материалов

Рассчитаем объемы и количество материалов для приготовления цементного раствора.

Объем цементного раствора нормальной плотности:

_цр = 0,785 { [ (a×D_д) ² - D_н²] L } = 0,785{ [ (1,05×0,1428) ² - 0,1016²]652} = 7,9 м³

Расход цемента для приготовления 1 м³ цементного раствора (при водоцементном отношении 0,5):

 = r_цр/ (1 + m) = 1920/ (1 + 0,5) = 1280 кг/м³

Количество цемента для приготовления расчетного объема цементного раствора:

G_ц = k_ц qV_цр×10^-3 = 1,03 × 1280 × 7,9×10^-3 = 10,4 т

Объем воды для приготовления цементного раствора нормальной плотности:

V_в = k_вmG_ц = 1,05 × 0,5 × 10,4 = 5,46 м³

Объем продавочной жидкости составит:

_пр = k_cж 0,785 D_Вср² L = 1,03 × 0,785 × 0,118² 2072 = 23,33 м³

Поскольку считается, что для обеспечения надежного разделения бурового и тампонажного растворов в процессе цементирования необходимо создавать в затрубном пространстве столб буферной жидкости высотой не менее 150-200 м, принимаем высоту столба буферной жидкости 200 м. Объем буферной жидкости составит:

_БЖ = 0,785 [ (aD_д) ² - D_н²] h_БЖ = 0,785{ [ (1,05×0,1428) ² - 0,1016²] 200 = 2,4 м³

Гидравлический расчет цементирования

Для выбора типа цементировочных агрегатов рассчитаем максимальное давление на устье скважины в конце цементирования, его гидростатическую и гидродинамическую составляющие.

Гидростатическая составляющая давления на устье в конце цементирования:

Рст = 10^-6 * g * [ (ρцр - ρпр) H] = 10^-6 10 [ (1920 - 1050) 434] = 3,77 МПа

Суммарная производительность цементировочных агрегатов, участвующих в продавке цементного раствора для обеспечения турбулентного режима течения жидкости в затрубном пространстве (wкп = 1,8 м/с) должна составлять:

∑ = 0,785 [ (α*D_д) ² - D_н²] wкп = 0,785 [ (1,05×0,1428) ² - 0,1016²] 1,8 = 0,017 м³/с

Потери давления в трубах и кольцевом пространстве составят:

тр = 0,826 * λтр * ρпр L * Q∑ ²10^-6 /D_в⁵ = 0,826 0,025 1050 6520,017²10^-6/0,118⁵ = 0,18 МПа

Ркп = 0,826 * λкп * ρцр * L * Q∑ ² * 10^-6 / (Dс-Dн) ³ (Dс+Dн) ² =

= 0,826 0,035 1920 652 0,017²10^-6/ ( (1,027 0,1206) - 0,1016) ³ ( (1,027 0,1206) + 0,1016) ² = 18,67 МПа

Гидродинамическая составляющая давления на устье (примем Роб = 1 МПа):

Рдин = Pкп + Ртр + Роб = 0,18+18,67+1 = 19,85 МПа

Максимальное давление на устье в конце цементирования составит:

Рmax = Рст + Рдин = 19,85+3,77 = 23,62 МПа

По величине этого давления выбираем тип цементировочных агрегатов - ЦА 320. Максимальное давление этот ЦА может преодолеть на трех режимах.

Исходя из анализа данных, учитывая необходимость некоторого запаса ЦА по давлению и по максимальной производительности цементировочного агрегата для закачки продавочной жидкости в конце цементирования принимаем режим - диаметр втулки 115 мм, № скорости - 2, q_ца = 3,2 л/с, Р_ца = 26 Мпа.

Количество ЦА, участвующих в продавке цементного раствора, определится из выражения:

_ца = Q∑ /q_ца =0,017/0,0032 ~ 6

В соответствии с принятым типом цементировочного агрегата выбираем тип цементосмесительных машин - 2СМН-20, т.к. водоподающий насос для приготовления цементного раствора находится на ЦА - 320, а на смесительной машине 2СМН-20 его нет.

Количество смесительных машин для размещения цемента:

_см = G_ц/ (a V_б) = 10,4 / (1,4 14) ~ 1

На основании проведенных расчетов принимаем следующую схему обвязки цементировочной техники: на приготовлении и закачке цементного раствора нормальной плотности - 1 смеситель и 1 ЦА 320; на закачке продавочной жидкости - 6 ЦА 320; на продавке и посадке разделительной пробки - 1 ЦА 320.

Общее количество цементировочной техники: 2СМН 20-1 шт., ЦА 320 - 8 шт.

Расчет продолжительности цементирования

В начале закачки цементного раствора в колонну ЦА преодолевают только гидравлические сопротивления в трубах и кольцевом пространстве. Рассмотрим возможность работы ЦА при закачке цементного раствора на III скорости (q_{ца (3)} = 0,0081 м3/с).

Для этого рассчитаем гидравлические сопротивления:

тр =0,826 * λтр*ρпр * L * Q∑² * 10^-6/D_в⁵ =0,8260,0251050652 (0,0081) ²10^-6 /0,0886⁵=0,041 МПа

Ркп=0,826*λкп*ρцр*L*Q∑^2*10^-6/ (Dс-Dн) ³ (Dс+Dн) ²= =0,8260,03519200652 (0,0081) ² 10^-6 / ( (1,027 0,1206) - 0,1016) ³ ( (1,027 0,1206) + 0,1016) ² =4,24 МПа

Гидродинамическая составляющая давления на устье (примем Роб = 1 МПа):

Рдин = Ртр + Ркп + Роб =0,041+4,24+1 = 5,28 МПа

Это давление агрегат ЦА 320 преодолевает на III скорости при диаметре втулки 125 мм (Р_ЦА =10 МПа). Поэтому принимаем, что закачка всего объема цементных растворов будет производиться на III скорости.

Время закачки цементного раствора нормальной плотности:

Тзцр = V_цр/ (n_ца*q_{ца (3) *}60) = 7,9/ (6*0,0081* 60) = 2,7 мин

Продавка цементного раствора в затрубное пространство (закачка продавочной жидкости) обычно начинается на той же скорости работы цементировочных агрегатов, на которой производилась закачка в обсадную колонну. По мере выхода цементного раствора в затрубное пространство давление на устье скважины возрастает и приходится агрегаты переключать на пониженную скорость работы.

Определим глубину, на которую может быть закачена продавочная жидкость в обсадную колонну при работе ЦА на III скорости:

Объем продавочной жидкости, закачиваемой на III скорости:

Vпр (3) = 0,785 Dв² H (III) = 0,785 0,118² 262,7 = 2,87 м³

Примем объем продавочной жидкости, закачиваемой при посадке разделительной пробки на "стоп" кольцо равным 1 м³.

Тогда объем продавочной жидкости, закачиваемой на II скорости составит:

пр (2) = Vпр - Vпр (3) - Vстоп = 23,33 - 2,87 - 1 = 19,46 м³

Время закачки продавочной жидкости:

на III скорости:

Тпр (3) = Vпр (3) / (n_ца*q_{ца (3) *}60) = 2,87/ (6* 0,0081* 60) = 0,98 мин

на II скорости:

Тпр (2) = Vпр (2) / (nца*qца (2) *60) = 19,46/ (6*0,0043* 60) = 12,57 мин

при посадке продавочной пробки:

Тстоп=Vстоп/ (qца (2) *60) = 1/ (0,0043*60) = 3,8 мин

Общее время продавки составит:

Тпр = 0,98+12,57+3,8 = 17,35 мин

Общее время цементирования эксплуатационной колонны:

Тц = Тз + Тпр+ Ттно = 2,7 + 17,35 + 15 = 35,05 < 0,75 90 = 67,5 мин

Следовательно, продолжительность цементирования удовлетворяет требованиям правил безопасности.

Специальная часть

Вероятность возникновения аварийной ситуации, связанной с возможным возникновением фонтанирования из скважины веществ, представляющих опасность окружающей среде, снижается системой мер. Кроме того, снижению степени риска открытого фонтанирования скважины способствуют технические решения, заложенные в проект:

при разработке конструкции скважины определены зоны совместимых условий бурения скважины, которые в свою очередь являются зонами крепления скважины обсадной колонной-хвостовиком:

давление гидроразрыва пород под башмаком в существующей эксплуатационной колонне превышает ожидаемое давление при фонтанировании скважины и закрытом устье из расчета полного замещения бурового раствора пластовым флюидом:

комплектование обсадной колонны-хвостовика производится трубами с расчётным запасом прочности по давлениям и на разрыв;

остаточная прочность существующей эксплуатационной колонны рассчитывается по результатам замеров толщины стенок обсадных труб:

для предотвращения нефтегазопроявлений в процессе ОЗЦ предусматривается использование пакеров в конструкции подвески эксплуатационной колонны-хвостовика:

с целью повышения давления гидроразрыва пород вскрываемого разреза, а также уменьшения загрязнения проницаемых пластов предусматривается использование инертных наполнителей (мел. мраморная крошка);

за 50 м по вертикали до нефтесодержащих пластов и до проектной глубины для осуществления геолого-технического контроля за проводкой скважины планируется использование станции ГТИ с целью:

оперативного определения момента начала проявления или поглощения промывочной жидкости (как при бурении, так и при СПО):

контроля за параметрами промывочной жидкости:

контроля за газопоказаниями и т.д.;

обвязка буровых насосов обеспечивает возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора с одновременной промывкой скважины;

обязательная установка противовыбросового оборудования на устье скважины.

Бурение из ранее построенных скважин не возможно без подготовки обслуживающего персонала, которой необходимо уделить должное внимание Подрядной организации, занимающейся строительством скважин.

Кроме того, можно рекомендовать иметь на буровой противовыбросовые программы, оформленные в виде схем - такие программы отличаются простотой и благодаря своей доступности могут быть использованы обслуживающим персоналом не только высшей и средней, но и рабочей квалификации.

При необходимости приведенные схемы могут быть усовершенствованы или перестроены в соответствии с условиями работ и оснащением буровой.

Согласно ст.24 Закона Российской Федерации "О недрах" "… пользователи недр и ведущие буровые работы при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений должны обслуживаться профессиональными спасательными службами по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов на основе договоров, заключаемых пользователями недр с такими службами…".

Профилактическая работа является основной служебной обязанностью противофонтанных частей и отрядов и направлена на предотвращение возникновения нефтегазопроявлений и открытого фонтанирования скважин.

Согласно договору профилактическому обследованию противофонтанными частями и отрядами должны подлежать глубокие разведочные скважины на нефть и газ, находящиеся в бурении, испытании, консервации или длительном простое, подлежащие ликвидации при вскрытом продуктивном пласте, а также другие скважины, в которых предусматривается вскрытие газонефтеводонапорных горизонтов.

При проведении профилактической работы военизированные части и отряды должны поддерживать тесную связь с техническими руководителями бурового предприятия, Управлением Тюменского округа Госгортехнадзора РФ и пожарной охраны.

Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса буровых предприятий и противофонтанных служб.

Должны проводиться обязательные регулярные учебные тревоги, имитирующие ГНВП или открытое фонтанирование. При обнаружении аварийной ситуации работники вахты должны следовать строгой последовательности действий:

·        Установка колонны в положение, обеспечивающее расположен ие шарового крана выше стола ротора на 0,7-1,0 м;

·        Фиксация тормоза буровой лебедки;

·        Открытие задвижки на линии дроссселирования;

·        Закрытие универсального превентора с пульта управления;

·        Закрытие плашечного превентора с пульта управления и фиксация его закрытого положения с помощью штурвалов;

·        Закрытие задвижки перед дросселем;

·        Постоянные контроль состояния устья скважины;

·        Снижение (стравливание) давления через дроссель.

Дислокация складов и перечень их оснащенности определяется Положением о складах аварийного запаса (согласно договора).

К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощения бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступать только после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива.

Следует контролировать объем доливаемого бурового раствора, сопоставляя его с объемом поднимаемого металла труб.

Подъем труб должен быть немедленно прекращен, если для заполнения скважины до устья будет долито менее 0,5м3 бурового раствора от контрольной величины.

Спуск колонны бурильных труб осуществляется при непрерывном контроле объема вытесняемого бурового раствора:

при разнице между объемом доливаемого (вытесняемого) бурового раствора и объемом металла поднятых (спущенных) труб (подъем (спуск) должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях.

Бурение скважины с частичным и полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с "Проектировщиком", "Заказчиком" и противофонтанной службой;

Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий; в интервалах сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химсостав бурового раствора устанавливается исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины.

Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением указанных пород), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям.

Если при выбранной плотности бурового раствора наблюдаются посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение плотности раствора подобрать путем ступенчатого ее повышения.

По совместному решению "Проектировщика", "Заказчика" и "Подрядчика" допускаются отклонения от требований п.2.7.3 "Правил…" в случае поглощения бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции), вскрытия коллекторов при забойном давлении, приближающемся к пластовому. Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению газонефтеводопроявлений, согласованному с противофонтанной службой.

Во время газопроявлений плотность раствора замеряется постоянно. Весь раствор, находящийся в приемных емкостях должен участвовать в циркуляции и обязательно дегазироваться с целью поддержания необходимой плотности раствора.

В процессе бурения, если появляется разгазированный раствор ссодержанием газа 5% и более, бурение следует прекратить и дегазировать раствор через дегазатор. Если полное удаление газа не удается, необходимо увеличить плотность раствора.

Плотность бурового раствора повышается плавно не более чем на 20 кг/м3 за цикл, с контролем уровня в приемных емкостях. В открытом стволе и 200м в колонне подъем инструмента рекомендуется вести на 1-ой скорости. Постоянный долив во время подъема инструмента через доливную емкость с контролем

уровня в затрубном пространстве является обязательным условием. Спуск инструмента после смены компоновки или долота должен сопровождаться промежуточными промывками.

Промывки ствола скважины рекомендуется производить в башмаке колонны, а в интервале ствола скважины в зависимости от состояния скважины и газонасыщенности раствора.

Во время промывки забойные пачки вымываются полностью. Перед проведением ГИС инструмент поднимается в башмак и проводится технологическая выстойка в течение 5-7 часов, после чего инструмент спускается в забой с промывками, вымывается забойная пачка и по содержанию газа в растворе определяется продолжительность электрометрических работ. По результатам бурения все данные по режимам бурения необходимо отражать в технологическом журнале для обобщения и дальнейшего совершенствования технологии бурения.

В случае возникновения частичного поглощения бурение прекратить, поднять инструмент в башмак промежуточной колонны и дать постоять в течение 16 часов. В этот период необходимо обратить особое внимание на недопущенные возникновения выброса в связи с возможным падением уровня жидкости в затрубье. По истечении времени выдержки скважины следует восстановить циркуляцию в башмаке с вращением инструмента, спустить инструмент и восстановить циркуляцию. В случае повторного поглощения следует прекратить бурение и приступить к ликвидации ухода промывочной жидкости. Для того чтобы выбрать способ ликвидации, следует оценить в процентном отношении интенсивность поглощения по формуле:

= (VЗ-VВ) x 100V,

Где: I - интенсивность поглощения, %,З - объем закачиваемой жидкости, м3;В - объем возвращающейся жидкости из скважины, м3.

Затем по известной интенсивности поглощения и учитывая имеющиеся в наличии материалы, следует выбрать и осуществить, с учетом конкретных условий, один из перечисленных в таблице способов ликвидации поглощения.

Способы и средства борьбы с поглощениями

Набор мероприятий по предупреждению смятия колонн и аварийных газовых проявлений в скважинах в случае длительных простоев после окончания бурения или в период эксплуатации зависит от предполагаемого срока простоя (времени обратного промерзания) и наличия в заколонном пространстве замерзающей жидкости. Перечень мероприятий разрабатывается предприятием - исполнителем работ по согласованию с добывающим предприятием, противофонтанной службой и органами Госгортехнадзора.

Работы по вызову притока могут быть начаты только после обследования состояния скважины глубинными приборами (калибратором, термометром, манометром), установления их проходимости по всему стволу и прогрева ММП прокачкой подогретой жидкости через спущенные НКТ.

Для каждой скважины, находящейся в консервации и подлежащей освоению, составляется технический проект с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнением. Технический проект на расконсервацию скважины утверждается главным инженером и главным геологом бурового предприятия и согласовывается с "Заказчиком" и территориальными органами Госгортехнадзора России. На скважинах с аномально высоким пластовым давлением проект согласовывается с противофонтанной службой (согласно договора).

Причины возникновения газонефтеводопроявлений

Главным условием возникновения ГНВП является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид.

Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений являются:

·        Недостаточная плотность бурового раствора вследствие ошибки при проектировании или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора буровой бригадой.

·        Недолив скважины при подъеме бурильного инструмента или простое.

·        Поглощение бурового раствора.

·        Подъем бурильного инструмента с сальником (эффект поршневания).

·        Высокая скорость подъема или спуска колонны труб.

·        Установка жидкостных ванн для ликвидации прихвата без выполнения соответствующих расчетов.

·        Снижение плотности бурового раствора в результате химической обработки.

·        Длительные простои без промывки скважины.

·        Высокое значение вязкости и СНС бурового раствора.

·        Разрушение обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска.

·        Нарушение целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью.

·        Некачественное крепление технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.

·        Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивает опасность возникновения ГНВП, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:

·        Способностью к диффузии, т.е. проникновению через фильтрационную корку на стенках скважины в буровой раствор и, путем накопления в нём, образовывать газовые пачки.

·        Способностью газовых пачек к всплытию в столбе бурового раствора с одновременным расширением и вытеснением раствора из скважины.

·        Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.

Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений

Основными признаками начавшегося газонефтеводопроявления являются:

·        Перелив бурового раствора из скважины при отсутствии циркуляции.

·        Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

·        Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче буровых насосов.

·        Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.

·        Увеличение объема вытесняемого из скважины раствора при спуске труб по сравнению с расчетным.

·        Снижение плотности бурового раствора при бурении или промывке скважины.

·        Повышенное газосодержание в буровом растворе.

·        Увеличение механической скорости бурения.

·        Уменьшение давления на насосах.

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных признаков ГНВП могут быть ликвидированы силами буровой бригады. В случае появления признаков газонефтеводопроявления буровая бригада должна действовать в строгом соответствии с "Инструкцией по действию буровой вахты при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов".

Необходимо помнить, что любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

Причины перехода газонефтеводопроявлений в открытые фонтаны

·        Недостаточная обученность персонала буровых бригад и специалистов предприятия приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.

·        Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям бурения и требованиям "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

·        Некачественное цементирование обсадных колонн.

·        Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.

·        Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.

·        Отсутствие устройств для перекрытия канала бурильной или обсадной колонны.

·        Недостаточная дегазация раствора при газонефтеводопроявлении.

·        Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений.

·        Низкая производственная дисциплина.

Стадии контроля скважины

Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению.

Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты:

первая линия защиты - предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости до момента закрытия превентора;

вторая линия защиты - подготовка раствора необходимой плотности для задавливания проявления;

третья линия защиты - открытие превентора и ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами с использованием приготовленного раствора большей плотности и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении скважин

1. Конструкция скважины должна соответствовать горно-геологическим условиям месторождений, требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности и технического проекта на строительство скважины.

. Перед установкой противовыбросового оборудования (ПВО) на устье скважин, имеющих в своей конструкции две и более обсадные колонны, колонны обвязываются между собой колонными головками.

. Изменения и отклонения от проекта, дополнения к нему допускаются по согласованию с проектировщиком и местным органом Ростехнадзора. Принимаемые изменения в любом случае не должны снижать надежность объекта и безопасность работ.

. Монтаж ПВО на устье скважин, его эксплуатация и обслуживание должны проводиться в соответствии с указаниями инструкции по монтажу и эксплуатации, разработанной изготовителем, требованиями утвержденной схемы монтажа и "Инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой", согласованной с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.

. Импортное ПВО может быть использовано при наличии разрешения Ростехнадзора на применение этого оборудования на территории Российской Федерации, а также технической документации изготовителей на русском языке.

. Ввод в эксплуатацию устьевого и противовыбросового оборудования новых типов производится по согласованию с противофонтанной службой.

. Опрессовку обсадных колонн с установленным противовыбросовым оборудованием, цементного кольца за колонной, межколонного пространства необходимо производить в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", "Инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой", "Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность" и технического проекта на строительство скважины.

. После монтажа и опрессовки ПВО совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя организации, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.

. Перед вскрытием продуктивных пластов исправность противовыбросового оборудования проверяется буровым мастером или механиком с соответствующей регистрацией результатов проверки в вахтовом журнале. На объекте должны быть вывешены предупредительные надписи: "Внимание! Вскрыт продуктивный пласт!", "Недолив скважин - путь к фонтану!".

. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа (15 кгс/см²);

% для интервалов от 1200 м и до проектной глубины, но не более 2,5-3,0 МПа (25-30 кгс/см²).

. Запрещается углубление скважины и подъем инструмента, если параметры бурового раствора не соответствуют параметрам, указанным в геолого-техническом наряде.

. Бурение в интервалах с возможными газонефтеводопроявлениями необходимо осуществлять с установкой под ведущей трубой шарового крана.

Диаметр верхней части бурильной колонны должен соответствовать размеру установленных в превенторе плашек.

. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.

Запрещается проводить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.

. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5 %, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.

. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.

. На буровой должен быть необходимый запас промывочной жидкости.

. При подъеме бурильной колонны следует обеспечить непрерывный долив скважины и визуальный контроль за объемом доливаемой жидкости, который фиксируется в вахтовом журнале. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку через каждые 0,5 м³. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м³ подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья.

. При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.

. При длительных простоях скважины без промывки перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание раствора в соответствии с параметрами, указанными в геолого-техническом наряде.

При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины без наблюдения.

. При длительных простоях скважины спуск бурильной колонны должен производиться с промежуточными промывками и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины.

. При наличии вскрытых пластов, склонных к газонефтеводопроявлениям, подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях.

. Во время установки нефтяных ванн или закачки буферной жидкости при цементировании обсадных колонн должно быть обеспечено противодавление на продуктивные пласты согласно установленным требованиям.

. При спуске обсадных колонн необходимо ограничить скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов, обеспечить своевременный долив и проведение промежуточных промывок.

. С целью предотвращения грифонов, межколонных проявлений и межпластовых перетоков следует соблюдать мероприятия по качественному разобщению пластов.

. Устье законченных бурением скважин должно быть оборудовано в соответствии со схемой, утвержденной техническим руководителем бурового предприятия и согласованной с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. Запрещается бурение очередных скважин на кусте без герметизации ранее пробуренных.

. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях". Переподготовка проводится не реже одного раза в три года.

. Регулярно с персоналом буровых бригад должен быть проведен инструктаж по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов согласно программе периодического инструктажа, утвержденной техническим руководителем предприятия.

. Чтобы своевременно предупредить аварию и принять наиболее эффективное решение для ее ликвидации, рабочие предприятий должны в совершенстве знать особенности возможных аварий и иметь необходимую практическую подготовку. Подготовка персонала непосредственно на производственных объектах при помощи тренировок (учебных тревог) имеет весьма важное значение для ликвидации аварии в ее начальной стадии. Известны случаи, когда в момент угрозы открытого фонтанирования даже опытные буровые бригады совершали беспорядочные действия. Поэтому практика в ликвидации имитируемых проявлений и навыки по герметизации устья способствуют выработке уверенности в действиях при аварийной ситуации.

Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу "Выброс" является основной формой практического обучения рабочих бригад бурения скважин первоочередным действиям при газонефтеводопроявлениях. Периодичность проведения учебных тревог - не реже одного раза в месяц с каждой вахтой. Ответственным за их проведение является буровой мастер.

Охрана окружающей среды

Основные источники загрязнения окружающей среды при строительстве скважин.

Бурение боковых стволов при определенных условиях может сопровождаться:

·   химическим загрязнением почв, грунтов, горизонтов подземных вод, поверхностных водоемов и водотоков, атмосферного воздуха веществами и химреагентами, используемыми при проводке скважины, а также пластовым флюидом;

·   физическим нарушением почвенно-растительного покрова, грунтов зоны аэрации, природных ландшафтов на буровых площадках и по трассам линейных сооружений;

·   изъятием водных ресурсов и т.д.

Возможные основные источники и виды негативного воздействия на окружающую природную среду при строительстве скважины следующие:

·   автодорожный транспорт, строительная техника;

·   буровые растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки;

·   отходы бурения;

·   тампонажные растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки;

·   горюче - смазочные материалы;

·   продукты сгорания топлива;

·   хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы;

·   перетоки пластовых флюидов по затрубному пространству скважины из-за не качественного цементирования колонн;

·   продукты аварийных выбросов скважины.

Бурение вторых стволов осуществляется из старого фонда скважин с уже готовых кустовых оснований.

Бурение вторых стволов планируется осуществлять со сбросом бурового шлама в амбар, а если амбар рекультивирован, на кустовые площадки с не рекультивированными шламовыми амбарами (на бурящиеся кустовые площадки), с учетом их объема или на полигон размещения буровых отходов.

В процессе бурения образуются три вида отходов: буровой шлам (БШ), отработанный буровой раствор (ОБР), буровые сточные воды (БСВ).

С целью сокращения объемов наработки бурового раствора, а следовательно, уменьшения объема ОБР, подлежащего обезвреживанию и утилизации, проектом предусмотрены 4-х ступенчатая система очистки бурового раствора от выбуренной породы и возможное использование блока коагуляции-флокуляции ФСУ для разделения бурового раствора на жидкую и твердую фазы и очистки БСВ и жидкой фазы бурового раствора или ОБР от загрязнений.

Сбор твердых бытовых отходов планируется производить в мусоросборники (металлические контейнеры - 2шт.), которые устанавливаются рядом с кухней-столовой, и вывозить спецтранспортом по мере их накопления. Отходы кухни-столовой, вагон-душевой и туалета будут накапливаться в выгребных ямах, гидроизолированных пленкой, которые после окончания строительства скважин куста должны быть засыпаны грунтом.

Охрана подземных вод

Основным мероприятием по предупреждению загрязнения подземных вод является качественное цементирование заколонного пространства скважины. Горизонты, содержащие пресные воды, с целью исключения межпластовых перетоков и попадания в них сточных вод, перекрыты обсадными колоннами. Эксплуатационной колонной уже перекрыты все водонасыщенные горизонты. Тампонажный раствор за хвостовиком будет подниматься с перекрытием ранее спущенной колонны на 100 м. Вся продуктивная толща будет изолирована цементным раствором нормальной плотности. С целью повышения надежности изоляции пластов продуктивной части разреза, исключения межпластовых перетоков хвостовик в этом интервале будет оборудован специальной оснасткой, а в цементный раствор могут быть введены стабилизирующие добавки. В процессе освоения скважин продукты (нефть, минерализованная вода) будут закачиваться в нефтесборный коллектор (при отсутствии коллектора пластовый флюид должен вывозиться автотранспортом в сборный пункт месторождения).

Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

При строительстве скважины загрязнение атмосферы происходит на следующих этапах работ:

·   подготовительные работы к бурению;

·   бурение и крепление скважин;

·   освоение в эксплуатационной колонне;

·   интенсификация притока нефти;

·   спуск глубинно-насосного оборудования и вывод скважины на режим.

Количество выбрасываемых загрязняющих веществ рассчитывается на весь цикл строительства скважины.

Для предупреждения загрязнения атмосферного воздуха должны выполняться след) тощие мероприятия:

емкости с ГСМ закрываются и оборудуются дыхательными клапанами;

химические реагенты, глинопорошки и утяжелители, другие сыпучие материалы транспортируют в контейнерах;

продукты освоения скважины, нефть и технические жидкости, собирают в специальную емкость с последующим вывозом, а газ сжигается на специально оборудованной факельной установке с высотой ствола не менее 10м.

Промышленная безопасность

Согласно статьи 2 Федерального закона № 116-ФЗ от 21.07.97г. "Участок ведения буровых работ" - буровая площадка (кустовая или одиночная) с установленной и работающей на ней стационарной или передвижной установкой для бурения и освоения скважины является опасным производственным объектом (Федеральный закон, пп. №1,2,3,5), так как относится к категории производственных объектов, на которых получаются, используются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества в количествах, превышающих предельные:

воспламеняющиеся вещества - газы, которые при нормальном давлении и в смеси с воздухом становятся воспламеняющимися и температура кипения которых при нормальном давлении составляет 20 градусов Цельсия или ниже;

горючие вещества - жидкости, газы, пыли, способные самовозгораться, а также возгораться от источника зажигания и самостоятельно гореть после его удаления;

взрывчатые вещества - вещества, которые при определенных видах внешнего воздействия способны на очень быстрое самораспространяющееся химическое превращение с выделением тепла и образованием газов;

используется оборудование, работающее под давлением более 0,07 мегапаскаля или при температуре нагрева воды более 115 градусов Цельсия;

используются стационарно установленные грузоподъемные механизмы;

ведутся горные работы в подземных условиях.

Характеристики пожаровзрывоопасных веществ, используемых для работы

оборудования, находящихся на буровой площадке, а также образующихся при аварийных ситуациях, приведены в таблице 8.1 книги 4 "Перечень мероприятий по обеспечению пожарной безопасности”, показатели токсичности химреагентов и материалов, используемых при строительстве скважин, приведены в табл. 3.3.2 книги 2 "Перечень мероприятий по охране окружающей среды".

Согласно статьи 9 Федерального Закона № 116-ФЗ предъявляются следующие требования промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта:

Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана:

соблюдать положения Федерального Закона, других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов в области промышленной безопасности;

иметь лицензию на осуществление конкретного вида деятельности в области промышленной безопасности, подлежащего лицензированию в соответствии с законодательством Российской Федерации;

обеспечивать укомплектованность штата работников опасного производственного объекта в соответствии с установленными требованиями;

допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;

обеспечивать проведение подготовки и аттестации работников в области

промышленной безопасности;

иметь на опасном производственном объекте нормативные правовые акты и

нормативные технические документы, устанавливающие правила ведения работ на опасном производственном объекте;

организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;

обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственными процессами в соответствии с установленными требованиями;

обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности зданий, а также проводить диагностику, испытания, освидетельствование сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, в установленные сроки и по предъявляемому в установленном порядке предписанию федерального органа исполнительной власти, специально уполномоченного в области промышленной безопасности, или его территориального органа;

предотвращать проникновение на опасный производственный объект посторонних лиц;

обеспечивать выполнение требований промышленной безопасности к хранению опасных веществ;

разрабатывать декларацию промышленной безопасности;

заключать договор страхования риска ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного производственного объекта;

выполнять распоряжения и предписания федерального органа исполнительной власти, специально уполномоченного в области промышленной безопасности, его территориальных органов и должностных лиц, отдаваемые ими в соответствии с полномочиями;

приостанавливать эксплуатацию опасного производственного объекта

самостоятельно или по предписанию федерального органа исполнительной

власти, специально уполномоченного в области промышленной безопасности, его территориальных органов и должностных лиц в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте, а также в случае обнаружения вновь открывшихся обстоятельств, влияющих на промышленную безопасность;

осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий на опасном производственном объекте, оказывать содействие государственным органам в расследовании причин аварии;

принимать участие в техническом расследовании причин аварии на опасном

производственном объекте, принимать меры по устранению указанных причин и профилактике подобных аварий;

анализировать причины возникновения инцидента на опасном производственном объекте, принимать меры по устранению указанных причин и профилактике подобных инцидентов;

своевременно информировать в установленном порядке федеральный орган

исполнительной власти, специально уполномоченный в области промышленной безопасности, его территориальные органы, а также иные органы государственной власти, органы местного самоуправления и население об аварии на опасном производственном объекте;

принимать меры по защите жизни и здоровья работников в случае аварии на

опасном производственном объекте;

вести учет аварий и инцидентов на опасном производственном объекте;

представлять в федеральный орган исполнительной власти, специально

уполномоченный в области промышленной безопасности, или в его территориальный орган информацию о количестве аварий и инцидентов, причинах их возникновения и принятых мерах.

Работники опасного производственного объекта обязаны:

соблюдать требования нормативных правовых актов и нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте и порядок действий в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте;

проходить подготовку и аттестацию в области промышленной безопасности;

незамедлительно ставить в известность своего непосредственного руководителя или в установленном порядке других должностных лиц об аварии или инциденте на опасном производственном объекте;

в установленном порядке приостанавливать работу в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте;

в установленном порядке участвовать в проведении работ по локализации

аварии на опасном производственном объекте.

Согласно РД 03-484-02 ["Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических средств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах", утвержденное 09.07.2002г. Госгортехнадзором Росси, №43], по достижении срока эксплуатации, установленного в нормативной, конструкторской и эксплуатационной документации, стандартах, правилах безопасности, дальнейшая эксплуатация технического устройства, оборудования и сооружения без проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации не допускается.

Порядок продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств,

оборудования и сооружений, находящихся в эксплуатации, включает следующие основные этапы:

установление необходимости проведения работ по продлению сроков безопасной эксплуатации (п. п.5,8 РД 03-484-02);

подачу и рассмотрение заявки на проведение работ по продлению срока

эксплуатации и прилагаемых к ней документов;

разработку, согласование и утверждение программы работ;

проведение работ, предусмотренных программой, анализ полученной

информации и результатов, выработку технического решения о возможности

продления, разработку частных и итогового заключений по результатам выполненных работ;

подготовку, согласование и утверждение решения о возможности продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений и, при необходимости, плана корректирующих мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на продляемый период;

принятие решения о дальнейшей эксплуатации (или прекращении эксплуатации);

проведение заявителем корректирующих мероприятий, предусмотренных

решением о возможности продления срока безопасной эксплуатации оборудования и сооружений;

контроль за выполнением корректирующих мероприятий.

Работы по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений проводятся:

по заявке заказчика при выработке техническим устройством, оборудованием, сооружением нормативного срока эксплуатации;

по требованию Ростехнадзора России или его территориального органа,

предъявляемому в установленном порядке.

Работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений выполняют экспертные организации.

При наличии организационно-технических возможностей (аттестованные

лаборатории, персонал) некоторые работы по контролю технического состояния технических устройств, оборудования и сооружений по согласованию с экспертной организацией могут выполняться эксплуатирующей организацией, что должно быть отражено в программе работ по продлению срока безопасной эксплуатации.

Итоговое заключение о возможности продления срока безопасной эксплуатации технического устройства, оборудования и сооружения (заключение экспертизы промышленной безопасности) подписывается руководителем экспертной организации и утверждается в порядке, установленном Госгортехнадзором России (п.4 ст.13 Федерального закона от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов”, "Правила проведения экспертизы промышленной безопасности” [ПБ 03-246-98], утвержденные постановлением Правительства РФ от 6.11.98, №64).

Решение о продолжении эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений в пределах продления сроков эксплуатации, их замене, ремонте или снижении рабочих параметров принимается руководителем эксплуатирующей организации. Решение не должно противоречить выводам экспертизы (итогового заключения).

Согласно статьи 10 Федерального закона 116-ФЗ, в целях обеспечения готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана: планировать и осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий на опасном производственном объекте; заключать с профессиональными аварийно - спасательными службами или с профессиональными аварийно - спасательными формированиями договоры на обслуживание, а в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, создавать собственные профессиональные аварийно - спасательные службы или профессиональные аварийно - спасательные формирования, а также нештатные аварийно - спасательные формирования из числа работников; иметь резервы финансовых средств и материальных ресурсов для локализации и ликвидации последствий аварий в соответствии с законодательством Российской Федерации; обучать работников действиям в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте; создавать системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии и поддерживать указанные системы в пригодном к использованию состоянии.

Согласно статьи 11 Федерального закона № 116-ФЗ предъявляются следующие требования к производственному контролю по промышленной безопасности:

Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности в соответствии с "Правилами организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте" (постановление Правительства РФ от 10 марта 1999 г., № 263);

Каждая эксплуатирующая организация на основании вышеуказанных "Правил…" разрабатывает положение о производственном контроле с учетом профиля производственного объекта. Положение о производственном контроле утверждается руководителем эксплуатирующей организации при обязательном согласовании и регистрации с территориальными органами Ростехнадзора;

Ежеквартально эксплуатирующая организация должна представлять информацию в территориальный орган Ростехнадзора о проделанной работе по осуществлению производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте.

В соответствии с Постановлением правительства Российской Федерации от 06.07.94 г. №809 "О федеральной целевой программе снижения уровня облучения населения России и производственного персонала от природных радиоактивных источников на 1994-1996 гг." на предприятиях топливно-энергетического комплекса должен быть организован радиационный контроль. Источниками образования радиоактивных отходов при нефтедобыче могут быть, согласно Методическим указаниям "Обращение с радиоактивными отходами на нефтегазовых промыслах России" М. Министерство топлива и энергетики Р.Ф. 1995 г.:

) пластовые воды и водонефтяные эмульсии.

) промысловое оборудование (НКТ, трубопроводы, насосы, арматура, резервуары и т.д.), на внутренней поверхности которого могут отлагаться и накапливаться ЕРН из водонефтяной эмульсии.

) грунт, поверхность ремонтных площадок и помещений, в которых производятся технологические операции, связанные со вскрытием внутренних полостей оборудования (демонтаж и т.д.).

) грунт, почва и растительный покров при случайных проливах пластовых вод или водонефтяных эмульсий.

Уровни радиоактивных загрязнений для указанных источников не превышают (ни на одном из обследованных промыслах России) верхний предел, определяющий слабоактивные отходы, либо они вообще не относятся к радиоактивным отходам (Методические указания,"Обращение с радиоактивными отходами на нефтепромыслах России" М. Министерство топлива и энергетики Р.Ф. 1995 г.

Классификация отходов по удельной радиоактивности определяется согласно ОСП-72/87, СПОРО-85.

Организация радиоактивного контроля осуществляется предприятием в

соответствии с "Типовым положением о службе радиационной безопасности

предприятий топливно-энергетического комплекса Российской Федерации" (ТЭС, нефтепромыслы).М., Министерство топлива и энергетики Р.Ф. 1995г.

"Радиационный контроль и пробоотбор. Оборудование и услуги. Каталог, НПП "Доза", 1995.1996 гг. В зависимости от мощности источников ионизирующих излучений радиационный контроль проводится службой радиационной безопасности предприятия либо службой техники безопасности (ответственным за радиационный контроль или дозиметристом), а также специалистами головной лаборатории радиационного контроля Минтопэнерго РФ или независимых испытательных лабораторий радиационного контроля. Радиационный контроль на нефтегазовых промыслах с нормальной радиационной обстановкой включает:

. Первичное обследование с целью оценки естественного фона окружающей местности.

. Обследование с целью выявления радиационного фактора раз в год, либо 1 раз в шесть месяцев, если доза гамма-излучения на поверхности труб, оборудования превышает естественный фон, но не более чем в 3 раза. При этом измеряют не только гамма - фон, но и загрязненность поверхностей бета - и альфа - активными нуклидами.

. Спектрометрическое определение радиоактивности проб нефти, пластовой воды и грунта в местах пролива нефти и воды.

. Определение радона 222 и его продуктов распада в воздухе помещений, связанных с ремонтом и хранением использовавшегося оборудования (не менее 2 раз в год),

. Контроль мощности дозы гамма-излучения и поверхностной загрязненности бета-альфа-активными радионуклидами отработавшего оборудования и труб (не реже 2 раз в год).

При строительстве скважин должен быть обеспечен контроль радиационно-экологической безопасной территории, на которой осуществляется строительство, а также радиационный контроль используемых для строительных материалов, конструкций и оборудования.

Методика проведения необходимых замеров и пробоотбор определяются, согласно методическим указаниям "Радиационный контроль и пробоотбор на нефтегазовых промыслах и тепловых электростанциях России" М. Министерство топлива и энергетики Р.Ф. 1995 г., характеристика и перечень приборов - согласно выше перечисленных методик.

Для оценки мощности экспозиционной дозы (МЭД) гамма-излучения используются приборы типа ДРГ-01Т, РКСБ-104, "Припять", "Дозор" и др., для контроля за уровнем загрязнения поверхностей - МКС-0 IP-01, "Бета" и др. Радиационный контроль проб пластовой воды, нефти и др. жидких материалов, проб грунта и сыпучих стройматериалов, газообразных сред проводится специализированными лабораториями. Результаты всех видов радиационного контроля фиксируются в специальном журнале по форме, указанной в методических указаниях "Радиационный контроль и пробоотбор на нефтегазовых промыслах и тепловых электростанциях России".М. Министерство топлива и энергетики Р.Ф. 1995 г.

Заключение

Один из методов повышения нефтеотдачи месторождений, получивший повсеместное распространение, это восстановление старого фонда скважин, путём бурения боковых стволов из обсадных колонн. Его "привлекательность" во многом определяется простой и эффективной операцией "зарезки" бокового ствола, базирующейся на использовании клина-отклонителя. При правильной ориентации отклоняющей плоскости клина и направления действия отклонителя (НДО), вырезка "окна" в обсадной колонне и последующая "зарезка" бокового ствола будет производиться в проектном направлении. Именно это обстоятельство во многом определяет эффективность клина-отклонителя и его популярность у буровиков.

В курсовой работе разработан проект на бурение дополнительного ствола скважины №5324 куста №519б Нивагальского месторождения с детальной разработкой мероприятий по предупреждению аварий и осложнений при строительстве боковых стволов.

Список литературы

1.       Ганджумян Р.А. "Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин" - М.: Недра, 2010

2.       Иогансен К.В. "Спутник буровика" - М.: Недра, 1990.

.        Калинин А.Г. "Бурение наклонных скважин" - М.: Недра, 2009.

.        Крапивина Т.Н. "Техника, технология и технические средства при реконструкции скважин строительством боковых (дополнительных) стволов" - ПНИПУ, 2012.

.        Леонов Е.Г. "Гидроаэромеханика в бурении" - М.: Недра, 2008.

.        ПБ 08-624-03 "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности".