СОДЕРЖАНИЕ
РЕФЕРАТ
ВВЕДЕНИЕ
1. ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 ГЕОГРАФО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ
1.2 ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
1.3 ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОНЕФТЕВОДОНОСНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА БУРЕНИЯ
2.2 КОНСТРУКЦИЯ И ПРОФИЛЬ ПРОЕКТНОЙ СКВАЖИНЫ
2.2.1 ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
2.2.2 ОБОСНОВАНИЕ И РАСЧЁТ ПРОФИЛЯ ПРОЕКТНОЙ СКВАЖИНЫ
2.3 РАЗРАБОТКА РЕЖИМОВ БУРЕНИЯ
2.3.1 ОБОСНОВАНИЕ КЛАССА И ТИПОРАЗМЕРОВ ДОЛОТ ПО ИНТЕРВАЛАМ БУРЕНИЯ
2.3.2 РАСЧЕТ ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО
2.3.3 РАСЧЕТ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА
2.3.4 ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР ОЧИСТНОГО АГЕНТА
2.3.5 РАСЧЕТ НЕОБХОДИМОГО РАСХОДА ОЧИСТНОГО АГЕНТА
2.4 РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР БУРОВОГО РАСТВОРА
2.5 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТИПА ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ
2.6 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ
2.7 РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ ПРИ ВСКРЫТИИ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ
2.8 ОБОСНОВАНИЕ КРИТЕРИЕВ РАЦИОНАЛЬНОЙ ОТРАБОТКИ ДОЛОТ
2.9 РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ СООРУЖЕНИИ СКВАЖИНЫ
2.10 ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ОБОСНОВАНИЕ КОМПОНОВКИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ И ЕЁ РАСЧЕТ
2.11 ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ИЗ УСЛОВИЯ РАВНОПРОЧНОСТИ ПО ДЛИНЕ
2.12 РАСЧЁТ ПАРАМЕТРОВ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
2.13 ТЕХНОЛОГИЯ СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
2.14.1 ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА
2.14.2 ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА
2.15 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ, ЕЕ КОМПЛЕКТОВАНИЕ
3. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ЦЕХИ И СЛУЖБЫ
3.1 РЕМОНТНАЯ БАЗА
3.2 ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ БАЗА
3.3 ВОДНЫЕ РЕСУРСЫ И ВОДОСНАБЖЕНИЕ
3.4 ПРИГОТОВЛЕНИЕ РАСТВОРА
3.5 ТРАНСПОРТ
3.6 СВЯЗЬ И ДИСПЕТЧЕРСКАЯ СЛУЖБА
3.7 КУЛЬТУРНО-БЫТОВОЕ И МЕДИЦИНСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
4.1 БЕЗОПАСНОСТЬ В РАБОЧЕЙ ЗОНЕ
4.2 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
4.3 ЧРЕЗВЫЧАЙНЫЕ СИТУАЦИИ
5. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
5.1 СТРУКТУРА И ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ФОРМЫ РАБОТЫ БУРОВОГО ПРЕДПРИЯТИЯ СТРЕЖЕВСКОЙ ФИЛИАЛ ЗАО ” СИБИРСКАЯ СЕРВИСНАЯ КОМПАНИЯ ” (СФ ЗАО “ССК”)
5.2 АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ (ТЭП) И БАЛАНСА РАБОЧЕГО ВРЕМЕНИ БУРОВЫХ БРИГАД
5.3 ПЛАН ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ (ОТМ) ПО ПОВЫШЕНИЮ ТЭП
5.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВНОЙ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН
5.5 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТАННЫХ ОТМ
6. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЛИТЕРАТУРА
РЕФЕРАТ
Выпускная квалификационная работа 186 с., 11 рис., 31 табл., 25 источник, 6 приложений, 6 листов графического материала.
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННАЯ СКВАЖИНА, БУРОВАЯ УСТАНОВКА, РЕЖИМ БУРЕНИЯ, БУРОВОЙ РАСТВОР, ПРОФИЛЬ СКВАЖИНЫ, ОБСАДНАЯ КОЛОННА, ОСВОЕНИЕ.
Объектом работы являются эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири.
Цель работы – совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технологии их реализации на Игольско-Таловом месторождении.
Работа выполнена по геологическим материалам Игольско-Талового месторождения.
В результате работы спроектирована конструкция и технология проводки скважины глубиной 3105 метров.
Достигнутые результаты: рассмотрена проблема связанная с технологией реализации спецпрофилей скважин на Игольско-Таловом месторождении, приводятся предложения по усовершенствованию этой технологии.
Данная работа выполнена с учетом современных достижений в области техники и технологии строительства нефтяных скважин.
ВВЕДЕНИЕ
В данное время Россия занимает одно из лидирующих мест в добыче мировых запасов нефти и газа, что несет большие прибыли нефтегазодобывающим компаниям в период стабильно высоких цен на углеводородосодержащее сырье.
Перед добывающими компаниями нашей страны открываются большие возможности: пользуясь сложившейся ситуацией на мировом рынке возможны крупные капиталовложения в развитие предприятий комплекса, применение новых более дорогостоящих технологий, научные исследования в сфере недропользования. Последние годы особо остро показывают на необходимость движения в этом направлении, на фоне снижения дебитов эксплуатируемых скважин и увеличения затрат на извлечение углеводородного сырья.
Применение новых технологий в добыче нефти предъявляет более жесткие условия к бурящимся скважинам. Необходимость решения большего комплекса задач, связанных с процессом строительства скважин требует изменения технологии бурения скважин.
Тенденции развития технологии в последнее время направлены на минимизацию вредного воздействия на продуктивный пласт во время бурения, качественное крепление и цементирование, использование новых технологий для идеализации профиля ствола скважин, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду во время бурения.
Основная цель данного проекта – предложения по совершенствованию технологии реализации спецпрофилей. Использование предложенных решений при бурении скважин на месторождениях западносибирского региона несет реальную прибыль предприятиям нефтяной отрасли.
1. ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 ГЕОГРАФО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ
Географо-экономическая характеристика района работ представлена в табл.1.1
Таблица 1.1 Географо-экономическая характеристика района работ
Наименование данных Характеристика
Площадь (месторождение) Игольско-Таловое
Административное положение
Республика
Область (край)
Район
Россия
Томская
Каргасокский
Температура воздуха, градус:
среднегодовая
наибольшая летняя
наименьшая зимняя
3
+36
55
Среднегодовое количество осадков, мм 500
Максимальная глубина промерзания грунта, м
2,25
Продолжительность отопительного периода в году, сутки
244
Продолжительность зимнего периода в году, сутки
188
Азимут преобладающего направления ветра, град
45
Рельеф местности равнинный
Состояние местности заболочена на 40-70%
Растительный покров болото, лес представлен сосной, осиной, берёзой
Толщина почвенного слоя, м 0,50
Толщина снежного покрова, м 0,60
Водоснабжение Артезианская скважина, водовод диаметром 0,073 метра в две нитки по поверхности земли, теплоизолирован.
Местные стройматериалы Карьер, грунт 2 категории
Подъездные пути Лежневой настил из леса круглого, насыпной грунт-временная дорога к площадке скважины.
Расстояние до областного центра-650км, до поселка Новый Васюган-120км, до вахтового поселка Пионерный-250км.
Основным видом для доставки грузов является автотранспорт. К месторождению проложены магистральные пути с твердым покрытием, водных транспортных путей нет.
Для перевозки рабочего персонала используют вертолеты и автобусы. Из поселка Пионерный регулярно вылетают вахтовые рейсы самолетом Ан-24, перевозящие работников, проживающих в Томске.
Обзорная карта путей сообщения на месторождении представлена на рис.1.1.
Рис. 1.1 Схема расположения дорог и кустов на Игольско-Таловом месторождении.
1.2 ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
Проектный литолого-стратиграфический разрез Игольско-Талового месторождения составлен на основании данных поисковых и разведочных работ. Данные о стратиграфическом делении разреза приведены в табл. 1.2.
Таблица 1.2 Стратиграфическое деление разреза скважины
Глубина залегания, м Стратиграфическое деление разреза. Коэффициент кавернозности
от до Название Индекс
0
60
230
340
500
540
700
840
860
1750
1810
2350
2430
2740
2760
2810 60
230
340
500
540
700
840
860
1750
1810
2350
2430
2740
2760
2810
2830 Четвертичные отложения.
Некрасовсая свита.
Чеганская свита.
Люмиварская свита.
Талицкая свита.
Ганькинская свита.
Березовская свита.
Кузнецовская свита.
Покурская свита.
Алымская свита.
Вартовская свита.
Тарская свита.
Кулащинская свита.
Баженовская + Георгиевская свита.
Васюганская свита.
Тюменская свита. Q
P3
P2 – P3
P2/2
P1
K2
K2
K2
K1 – K2
K1
K1
K1
J3
J3
J3
J1 – J2 1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
Данные о физико-механических и фильтрационно-емкостных свойствах горных пород приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.3 Механические и фильтрационно-емкостные свойства горных пород по разрезу скважины
Категория по промысловой классификации 13 М
M
M
M M М
МС МС
Категория абразивности 12 X
IV IV
X
X IV
X IV IV
X IV
X IV
X
X IV
Глинистость,% 11 10
100 100
20
35 100
15 100 100
40 100
12 100
20
12 100
Карбонатность,% 10 0
0 0
0
0 0
0 0 4
5 10
3 0
0
3 10
Пористость,% 9 30
20 20
30
17 20
30 20 20
25 20
27 20
22
27 20
Проницаемость, мкм2 8 0.25
0 0
0,25
0,05 0
0,1 0 0
0.25 0
0,15 0
0,21
0,15 0
Предел
текучести, МПа 7 30 60 70 90 90 90 90 90
Твердость, МПа 6 100
100
100 100 100 100 100 100
Плотность,
г/см3 5 2,1
2,4 2,4
2,1
2,2 2,4
2,3 2.4 2.4
2.2 2.4
2.2 2,4
2,2
2,1 2,4
Краткое название горной породы 4 пески
глины глины
пески
супеси глины
пески
глины глины
супеси
глины
супеси
глины
пески
супеси глины
Индекс стратиграфического подраздел. 3 Q P3 P2 – P3 P2/2 P1 K2 K2 K2
Интервал, м до 2 60 230 340 500 540 700 840 860
от 1 0
60 230 340 500 540 700 840
13
MC
MC
MC MC
MC С С С
12 IV
X
VI
X IV
X
VI VI
X
VI X
VI VI
X
VI VI X
VI VI
X
11 100
20
20
12 100
20
20 100
20
20 20
100 100
20
15 100 20
100 100
25
10 3
3
3
3 3
3
3
3
3
3
3
3 3
3
3 10 8
5 5
5
9 20
28
20
27 20
25
22 18
30
20 22
20 17
24
20 16 20
16 16
22
8 0
0,03
0,03
0,2 0
0,0025
0,002 0
0,002
0,0015 0,002
0 0
0,002
0,0015 0 0,001
0 0
0,005
7
90
90
90 90
90 90
90
90
6 100
150
150
250 150
200
200 150
200
200 200
150 150
200
200 500 1000
500 250
200
5 2,4
2,1
2,1
2,2 2,4
2,1
2,1 2,4
2,2
2,2 2,2
2,4 2,4
2,2
2,3 2,45 2,3
2,45 2,4
2,2
4 глины
песчаники
алевролиты
пески глины
песчаники
алевролиты песчаники
аргиллиты
алевролиты песчаники
аргиллиты аргиллиты
песчаники алевролиты аргиллиты
песчаники
аргиллиты аргиллиты
песчаники
3
K1 – K2 K1 K1 K1 K1 J3 J3 J1 – J2
2 1750 1810 2350 2430 2740 2760 2810 2830
1 860 1750 1810 2350 2430 2740 2760 2810
Градиент давлений и температура по разделу скважины приведены в табл.1.4
Интервал, м Градиенты давлений, МПа/м Температура в конце интервала, 0С
от до пласто-вого порового гидрораз-рыва горного
0
60
230
340
500
540
700
840 60
230
340
500
540
700
840
860 0,01 0,01 0,02 0,22 3
6
8
10
11
16
20
20
50
52
74
78
91
92
94
94
860
1750
1810
2350
2430 1750
1810
2350
2430
2750 0,0101 0,0101 0,018 0,023
0,017
2750
2770
2820 2770
2820
2830 0,0102 0,0102
0,024
Ожидаемые осложнения приведены в табл.1.5
Таблица 1.5 Ожидаемые осложнения и их характеристика
Интервал, м Вид осложнения. Характеристика.
от до
0
2350 230
2430 Поглощение бурового раствора. Интенсивность поглощения:
до 1м3/ час.
0
1810 840
2350 Осыпи и обвалы стенок скважины. Проработка до 200 м.
0
2430
Прихваты бурильной колонны.
860
2800 2770
2830 Водопроявление.
q=1,01 г/см3
2760 2830 Нефтепроявление. q=0,76 г/см3
1.3 ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОНЕФТЕВОДОНОСНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Продуктивный пласт J3 залегает на глубине 2760….2770 метров, имея следующие характеристики:
коллектор неустойчивый, однородный;
тип коллектора – поровый;
плотность флюида: в пластовых условиях 0,76 г/см3
после дегазации 0,86 г/см3
содержание по весу: серы 0,3%
парафина 2,76%
ожидаемый дебит 120 м3/сутки
параметры растворенного газа: газовый фактор 47 м3/м3
давление насыщения в пластовых условия 8,4 М Па
содержание по объему: сероводорода 0%
углекислого газа 1,75%
Характеристика водоносности приведена в табл.1.6
Данные о геофизических исследованиях скважины приведены в приложении А.
Таблица 1.6 Водоносность
Тип вод гидрокарбонаткальциевый
хлоркальциевый
Степень минерализации мг. экв – 15
14
20
26
Химический состав воды в мг. эквивалентной форме катионы Ca – 1
11
19
9
Mg – 1
1
2
3
Nа – 48
38
33
88
анионы HCO3 – 1
0
1
2
SO4 – 0
0
0
0
Cl – 50
50
49
98
Фазовая проницаемость, мкм2 0,0250 0,15
0,003
0,003
0,001
Свободный дебит, м3/сут 300
10
28
98
Плотность,
г/см3 1,0 1,01
1,01
1,01
1,01
Интервал, м до 230 1750
1810
2430
2830
от 60 860
1790
2350
2780
Индекс стратиграфического подразделения P3 K1 – K2
K1
K1
J1 – J2
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА БУРЕНИЯ
Одним из ответственных этапов при проектировании технологии проводки скважины – выбор способа бурения, так как он определяет многие технические решения – режимы бурения, бурильный инструмент, гидравлическую программу, тип буровой установки и, как следствие, технологию крепления скважины.
Выбор способа бурения во многом обусловлен региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.д.)
В Российской Федерации распространены следующие способы вращательного бурения:
роторный;
бурение гидравлическими забойными двигателями;
бурение электробурами.
Каждый способ бурения в определенных горно-геологических, технико-экономических и материально-технических условиях имеет свои преимущества.
Бурение роторным способом имеет преимущества:
При бурении глубоких интервалов (более 3500 метров).
Когда оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35 – 150 об/мин.
Разбуривание мощных толщ горных пород, для которых целесообразно применять энергоемкие долота.
Бурение скважин в осложненных условиях, требующих применение буровых растворов плотностью более 1,7 гр/см3, большой вязкости и большого СНС.
Бурение скважин с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации.
Бурение скважин в условиях высоких забойных температур, более 1500 С.
Бурение вертикальных скважин.
Бурение скважин с помощью гидравлических забойных двигателей имеет преимущества:
При бурении наклонно-направленных и вертикальных скважин глубиной до 3500 метров.
Использование буровых растворов плотностью менее 1,7 гр/см3.
Бурение скважин в условиях низких забойных температур, менее 1400 С.
Из опыта работ по строительству скважин в районах Поволжья, Приуралья и Западной Сибири показывает, что породы средней и малой твердости успешно разбуриваются шарошечными долотами при высоких частотах вращения 400 – 600 об/мин.
Бурение роторным способом в этих условиях при повышенных частотах вращения (150 – 200 об/мин) приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, а также к авариям. Для роторного бурения требуются бурильные трубы повышенной прочности и сбалансированный тяжелый низ бурильной колонны [1].
Учитывая тот факт, что в Западной Сибири бурение электробурами не применяется, а также исходя из геолого-технологических условий бурения, выбирается бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Это позволит добиться простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым исключается возможность нежелательных осыпей, обвалов стенок скважины, так как бурение в данных геологических условиях идёт по неустойчивым горным породам.
2.2 КОНСТРУКЦИЯ И ПРОФИЛЬ ПРОЕКТНОЙ СКВАЖИНЫ
2.2.1 ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа обсадной эксплуатационной колонны в районе продуктивного пласта. Конструкция должна отвечать определенным требованиям:
1. Устройство ствола в процессе всего периода эксплуатации.
2. Проведение технологических операций по повышению нефтеотдачи.
3. Возможность проведения ремонтно-изоляционных работ.
4. Максимальная производительность скважины.
Из всех имеющихся способов устройства эксплуатационного забоя для конкретных условий данной скважины: коллектор неустойчивый, водоносный горизонт лежит ниже подошвы продуктивного пласта на 10 метров, выбираем следующий метод: ствол скважины выше продуктивного горизонта при первичном вскрытии остается открытым, не закрепленный обсадными трубами, вскрытие продуктивного горизонта осуществляется на промывочной жидкости, обеспечивающей сохранность открытого ствола скважины. В этом случае бурится до глубины, на 50 м ниже подошвы продуктивного горизонта. Затем в скважину спускается до забоя обсадная колонна и цементируется по всей длине, в последствии обсадная колонна и цементный камень в районе эксплуатационного объекта перфорируется [2].
Этот метод имеет следующие достоинства: прост в реализации; позволяет селективно сообщать скважину с любым пропластком продуктивной залежи; стоимость собственно буровых работ может быть меньше, чем при других методах.
Под несовместимыми условиями бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной. С этой целью строится график совмещенных давлений рис.2.1 на основании данных, представленных в табл.1.5 По графику определяется число и глубина спуска обсадных промежуточных колонн.
Давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 – 1200 метров на 10 – 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 – 2500 м на 7 – 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 2500 – 2830 м на 7 – 4%, но не более 3,5 МПа [3].
Из графика следует, что интервалы, несовместимые по условиям бурения в разрезе отсутствуют. Необходимое условие Рпл 5· (2-exp (-110·d)) ·d· (qП-qБР) дПа, (2.27)
где d – диаметр частицы шлама, м;
qП – удельный вес горной породы, Н/см3.
Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту определяется по формуле:
СНС1 > (d· (qП-qБР) ·g·К) /6 дПа, (2.28)
где К -коэффициент, учитывающий реальную форму частицы шлама, принимаем К=1,5.
Условная вязкость по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:
УВ5· (2-exp (-110·5·10-3)) ·8·10-3 · (2,4-1,18) ·104=40 дПа.
Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под кондуктор на интервале 0 – 600 м по формуле (2.28) составит:
СНС1 > (8·10-3 · (2,4-1,18) ·104·9,8·1,5) /6=20 дПа.
Условная вязкость при бурении под кондуктор на интервале 0 – 600 м по формуле (2.29) составит:
УВ5· (2-exp (-110·5·10-3)) ·3·10-3 · (2,4-1,12) ·104=20 дПа.
Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 – 2500 м по формуле (2.28) составит:
СНС1 > (3·10-3 · (2,4-1,12) ·104·9,8·1,5) /6=10 дПа.
Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 – 2500 м по формуле (2.29) составит:
УВ5· (2-exp (-110·5·10-3)) ·3·10-3 · (2,4-1,08) ·104=20 дПа.
Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 – 2830 м по формуле (2.28) составит:
СНС1 > (3·10-3 · (2,4-1,08) ·104·9,8·1,5) /6=10 дПа.
Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 – 2830 м по формуле (2.29) составит:
УВ8.
Показатель содержания песка, исходя из опыта бурения скважин на данной площади, по всем интервалам принимаем равный 1%.
Так как проектируемая скважина является наклонно направленной, то проектируемые параметры бурового раствора представлены по длине ствола и сведены в табл.2.6
Таблица 2.6 Параметры бурового раствора на интервалах бурения
Интервал бурения, м Удельный вес, 104 Н/см3 СНС10 дПа СНС1 дПа Условная вязкость, сек Показатель фильтрации, см3/30 мин рН П,%
от до
0 650 1,18 40 20 25 8 8 1
650 2650 1,12 20 10 24 8 8 1
2650 3105 1,08 20 10 23 6 – 4 8 1
2.3.5 РАСЧЕТ НЕОБХОДИМОГО РАСХОДА ОЧИСТНОГО АГЕНТА
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).
Расчет расхода промывочной жидкости для эффективности очистки забоя скважины делается по формуле:
Q=К· SЗАБ л/сек, (2.31)
где
К – коэффициент удельного расхода жидкости равный 0,3…0,65 м3/сек на 1 м2 забоя, принимается К=0,65;
SЗАБ – площадь забоя м2, определяется по формуле:
SЗАБ =0,785·ДД2 м2. (2.32)
При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м по формуле (2.31):
Q=0,65·0,785·0,29532 =0,044 м3/сек.
При бурении эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м по формуле (2.31):
Q=0,65·0,785·0,21592 =0,023 м3/сек.
Расчет расхода промывочной жидкости по скорости восходящего потока определяется по формуле:
Q=VВОСХ·SКП м3/сек, (2.33)
где VВОСХ – скорость восходящего потока; рекомендуемая скорость согласно промысловой классификации горных пород находится в пределах: М=0,9…1,3 м/сек, С=0,7…0,9 м/сек.
SКП – площадь кольцевого пространства, м2, которая рассчитывается по формуле:
SКП =0,785· (ДД2 – dБТ2) м2, (2.34)
где dБТ – диаметр бурильных труб, м2; принимаем dБТ =0,147 метра.
При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м принимаем VВОСХ =0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):
Q=0,9·0,785· (0,29532 – 0,1472) =0,046 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 650 -1400 метров принимаем VВОСХ =0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):
Q=0,9·0,785· (0,21592 – 0,1472) =0,017 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 1400 – 3105 метров принимаем VВОСХ =0,7 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):
Q=0,7·0,785· (0,21592 – 0,1472) =0,014 м3/сек.
Расчет расхода промывочной жидкости, исходя из условия создания гидромониторного эффекта, рассчитывается по формуле:
Q=Fн·0,75 м3/сек, (2.35)
где Fн – площадь поперечного сечения насадок, м2; определяется по формуле:
Fн = π·dН/4·m м2, (2.36)
где dН – диаметр насадок, м;
m – число насадок, m=3.
При бурении под кондуктор долотом III 295,3 СЗ-ГВ, имеющем dН =0,015 м по формуле (2.35):
Q=3,14·0,015/4·3·0,75=0,039 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную колонну долотами III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ, 8 ½ MF – 15 имеющими dН =0,01 м по формуле (2.35):
Q=3,14·0,01/4·3·0,75=0,017 м3/сек.
Расчет расхода промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама ведется по формуле:
Q= VКР·SMAX+ (SЗАБ ·VMЕХ· (jП -jЖ)) / (jСМ – jЖ) м3/сек, (2.37)
где VКР – скорость частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/сек; VКР =0,5 м/сек;
SMAX – максимальная площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м2, определяемая по формуле (2.34);
VMЕХ – механическая скорость бурения, м/сек; применяем VMЕХ =0,005 м/сек;
jП – удельный вес породы, Н/м3;
jЖ – удельный вес промывочной жидкости, Н/м3;
jСМ – удельный вес смеси шлама и промывочной жидкости, Н/м3;
jСМ – jЖ=0,01…0,02·104 Н/м3; принимаем 0,02·104 Н/м3.
При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама, по формуле (2.37) составит:
Q=1,5·0,785· (0,29532 – 0,1472) + (0,785·0,29532· 0,005· (2,4·104 – 1,18·104)) /0,02·104 =0,049 м3/с.
При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама, по формуле (2.38) составит:
Q=0,5·0,785· (0,21592 – 0,1472) + (0,785·0,21592· 0,05· (2,4·104-1,08·104)) /0,02·104 =0,029 м3/с.
Расчет расхода промывочной жидкости, предотвращающего размыв стенок скважины, ведется по формуле:
Q= VКП MAX·SMIN м3/сек, (2.38)
где SMIN – минимальная площадь кольцевого пространства;
VКП MAX – максимально допустимая скорость течения, жидкости в кольцевом пространстве, м/сек; принимаем VКП MAX =1,5 м/сек.
Максимальные диаметры бурового инструмента: при бурении под кондуктор – турбобур диаметром 0,240 м, при бурении под эксплуатационную колонну – турбобур диаметром 0, 195 м.
При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины по формуле (2.38) составит:
Q=1,5·0,785· (0,29532 – 0,2402) =0,035 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины составит по формуле (2.38):
Q=1,5·0,785· (0,21592 – 0, 1952) =0,01 м3/сек.
Расчет расхода промывочной жидкости, для предотвращения прихватов ведется по формуле:
Q= VКП MIN·SMAX м3/сек, (2.39)
Где VКП MIN – минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве;
принимаем VКП MIN =0,5 м/сек;
SMAX – максимальная площадь кольцевого пространства; минимальный диаметр бурового инструмента у бурильных труб диаметр =0,127 м.
При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.39):
Q=0,5·0,785· (0,29532 – 0,1272) ·103=0,027 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.39):
Q=0,5·0,785· (0,21592 – 0,1272) ·103=0,012 м3/сек.
Окончательный выбор расхода промывочной жидкости обусловлен производительностью насосов при заданном коэффициенте наполнения по формуле:
Q=m·n·Qн м3/сек, (2.40)
где m – коэффициент наполнения (m=0,8);
n – число насосов;
Qн – производительность насоса с коэффициент наполнения m=1,0.
В расчете принимаеются4 показатели бурового насоса УНБТ – 950 с диаметром втулок равным 160 мм Qн=0,037 м3/сек.
При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости составит по формуле (2.40):
Q=0,8·2·0,037=0,059 м3/сек
При бурении под эксплуатационную колонну расход составит:
Q=0,8·1·0,037=0,029 м3/сек
Расчетные значения расхода промывочной жидкости на интервалах бурения заносим в табл. 2.7.
Таблица 2.7 Расход промывочной жидкости по интервалам бурения
Интервал, метр Расход промывочной жидкости, м3/сек
0 – 650
650 – 3105 0,059
0,029
2.4 РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР БУРОВОГО РАСТВОРА
В данном разделе обосновывается рецептура приготовления бурового раствора с параметрами, рассчитанными в разделе 2.3.4
Приготовление бурового раствора производится из бентонитового глинопорошка марки ПБМА и технической воды. Расчет количества применяемых компонентов ведется по методике, представленной в [6].
Исходные данные:
mГ, mВ – масса глины и воды, кг;
Vг,Vв – объем глины и воды, м3;
qГ, q БР, qВ – удельный вес глины, бурового раствора и воды, Н/м3;
n – влажность глины в долях единицы.
Расчет количественных показателей для приготовления 1 м3 глинистого раствора с заданным удельным весом ведется по формулам:
mГ = qГ· (q БР – qВ) / (qГ – qВ · (1-n+ n·qГ)) кг; (2.41)
Vг= mГ · (1-n+ n·qГ) / qГ м3; (2.42)
Vв=1 – Vг м3; (2.43)
mВ= Vв · qВ кг. (2.44)
Качественные показатели бентонитового глинопорошка марки ПБМА, применяемого для приготовления бурового раствора: qГ =2,25·104, n = 0,08.
По представленным формулам рассчитывается:
mГ = 2,25·104· (1,18·104 – 1,0·104) / (2,25·104 – 1,0·104 · (1-0,08+ 0,08·2,25·104)) =358 кг;
Vг=358 · (1-0,08+ 0,08·2,25·104) / 2,25·104 =0,175м3;
Vв=1 – 0,175=0,825 м3;
mВ= 0,825 · 1,0·104 =825кг.
Для бурения кондуктора необходимо приготовление 80 м3 бурового раствора с заданным удельным весом, для этого потребуется:
mГ =358 ·80=30800 кг;
Vг=0,175 ·80=14 м3;
Vв=0,825 · 80=66 м3;
mВ=825 · 80=66000 кг.
Регулирование фильтрации бурового раствора осуществляется реагентами: сайпан или КМЦ. Для обработки бурового раствора сайпаном готовится 1,5% – и водный раствор (15 кг сухого реагента на 1 м3 воды). При первичной обработке добавка сайпана составляет 0,1%, то есть 1 кг сухого реагента на 1 м3 бурового раствора. Раствор сайпана вводится за 1 цикл циркуляции. Для последующих обработок достаточно введения 1% – го (10 кг на 1 м3 воды) водного раствора сайпана из расчета 0,5 кг на 1 м3 бурового раствора. Раствор реагента вводится за 2 цикла.
При бурении под кондуктор сайпан вводится из расчета не более 0,3 кг на 1 м3 бурового раствора, что обеспечивает вязкость 35 – 40 секунд и фильтрацию 8 см3 за 30 мин, при бурении интервала 670 – 1300 м в количестве 0,7 кг/м3 бурового раствора, при бурении интервала 1300 – 1830 м 1,4 кг/м3 раствора для снижения фильтрации до 5 см3/30 мин.
Для увеличения вязкости бурового раствора необходимо применение химреагента КМЦ высоковязкой марки. Обработка бурового раствора производится водным раствором КМЦ марки Габройл НV из расчета 1: 10 от количества химреагента сайпан.
Для снижения коэффициента трения и липкости глинистой корки а также для сохранения коллекторских свойств пласта применяется химреагент ФК – 2000. Обработка бурового раствора производится 10% – й водной эмульсией из расчета 5 кг на 1 м3 бурового раствора.
В интервале бурения из-под кондуктора в целях исключения действия соединений Са необходимо сбросить раствор, на котором разбуривается цементный стакан, обязательна обработка бурового раствора кальцинированной содой.
Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств вводится ПАВ. Приготовление раствора ПКД – 515 из товарного продукта производят в глиномесе, используя техническую воду. ПКД – 515 вводят в глиномес, наполненный на 2/3 объёма водой в количестве 200 литров товарного продукта и тщательно перемешивают в течение 30-40 минут. Водный раствор ПКД – 515 вводят в буровой раствор в течение 2-х циклов, непосредственно при вскрытии продуктивного пласта.
В качестве разжижителя используется НТФ, которая вводится в буровой раствор в виде 1% водного раствора (10 кг реагента на 1 м3 воды). Добавки фосфоновых комплексонов составляют 0,01-0,05% от массы бурового раствора. Для первоначального утяжеления бурового раствора используется бентонитовый глинопорошок марки ПБМА с выходом 12-13 м3 из 1 тонны, плотностью 2,2 – 2,3 г/см3, влажностью 6-10%. Для утяжеления бурового раствора вводится глинопорошок из расчета на каждые 0,01 г/см3 – 20 кг на 1 м3 раствора. Так как предлагаемая рецептура приготовления бурового раствора не претерпела изменений, то принимаются данные о расходе химреагентов на 1 м проходки взятые из группового технического проекта на строительство скважин на Игольско-Таловом месторождении и приведены в табл.2.8.
Таблица 2.8 Нормы расхода химреагентов при строительстве скважины
Наименование Количество
На 1 м проходки в интервале
0 – 650 На 1 м проходки в интервале
650 – 3105 На скважину
Сайпан 0,14 кг 0,36 кг 975 кг
ФК-2000 0,55 кг 1,0 кг 2800 л
ПАВ (ПКД-515) — — 200 л
НТФ — 0,04 кг 100 кг
Кальцинир. сода — 0,05 кг 120 кг
Габроил НV 0,04 кг 0,04 кг 125 кг
Бентонит — — 30800 кг
2.5 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТИПА ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ
Выбор типа забойного двигателя производится в зависимости от проектного профиля скважины, размера долот, режимных параметров. Выбор забойного двигателя с оптимальными характеристиками позволяет достичь высоких качественных показателей. Основные требования к забойным двигателям:
Диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80-90% от Дд.
Расход промывочной должен быть близким к номинальному забойного двигателя (см. табл.2.6).
Крутящий момент, развиваемый забойным двигателем, должен обеспечить эффективное разрушение горной породы на забое скважины.
Забойный двигатель должен обеспечивать частоту вращения долота, находящуюся в пределах или не менее этих значений, необходимых для разрушения горных пород (см. табл.2.5).
Характеристики применяемых турбобуров и турбинных отклонителей производства Кунгурского машиностроительного завода представлены в табл.2.9 и 2.10, характеристика винтового забойного двигателя производства Пермского филиала ВНИИБТ приведена в табл.2.11
Таблица 2.9 Характеристики турбобуров
Характеристики А9ГТШ 3ТСШ1-195
Наружный диаметр корпуса, м 0,240 0, 195
Дина в сборе, м 23,3 25,7
Расход бурового раствора, м3/сек 0,045 0,030
Момент силы на выходном валу, Нм 3060 2009
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин 246 384
Перепад давления в рабочем режиме, МПа 5,5 3,9
КПД,% не менее 32 51
Наработка на отказ турбинной секции, ч 1200 1200
Масса, кг 6125 4790
Таблица 2.10 Характеристики турбинных отклонителей
Характеристики ТО-240К ТО-195К
Наружный диаметр корпуса, м 0,240 0, 195
Дина в сборе, м 10,2 9,8
Угол перекоса, град 1,5 1,5
Расход бурового раствора, м3/сек 0,045 0,030
Момент силы на выходном валу, Нм 1489 1252
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин 398 375
Перепад давления в рабочем режиме, МПа 3,4 3,7
КПД,% не менее 32 48
Наработка на отказ турбинной секции, ч 400 400
Масса, кг 2700 2350
Таблица 2.11 Характеристика винтового забойного двигателя
Характеристики Д2 – 195
Наружный диаметр корпуса, м 0, 195
Дина в сборе, м 6,5
Расход бурового раствора, м3/сек 0,030
Момент силы на выходном валу, Нм 5200
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин 114
Перепад давления в рабочем режиме, МПа 4,3
Наработка на отказ, ч 180
Полный назначенный ресурс, ч 600
Масса, кг 1100
При выборе турбобура необходимо выполнение основного условия:
Мзд>М, (2.45)
где Мзд – необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя, Нм;
М – необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя при работе его на воде, Нм, определяемый по формуле:
М=500· Дд+ (Qоп+120· Дд) · G Нм, (2.46)
где Qоп – опытный коэффициент (Qоп =1…2 Нм/кН) [7] ;
G – осевая нагрузка на интервале бурения (см. табл.2.4), кН.
Необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя определяется по формуле:
Мзд=2·Мтн· ( (q·Q2) / (qВ·Qтн2)) Нм, (2.47)
где
Мтн -номинальный крутящий момент на валу забойного двигателя, Нм;
q – удельный вес бурового раствора, Н/см3;
qВ – удельный вес воды, Н/см3;
Q – расход промывочной жидкости, м3/сек;
Qтн – номинальный расход промывочной жидкости, м3/сек.
При бурении под кондуктор по формуле (2.46):
М=500· 0,2953+ (2+120· 0,2953) · 60=2394 Нм.
Для турбобура А9ГТШ по формуле (2.47):
Мзд=2·3060· ( (1,18·104 ·0,0592) / (1·104 ·0,0452)) =12414>2394 Нм.
Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит. Для турбинного отклонителя ТО – 240К по формуле (2.47):
Мзд=2·1489· ( (1,18·104 ·0,0592) / (1·104 ·0,0452)) =6041>2394 Нм.
Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбинный отклонитель подходит.
При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 650 – 2550 м по формуле (2.46):
М=500· 0,2159+ (2+120· 0,2159) · 90=2620 Нм.
Для турбобура 3ТСШ1-195 по формуле (2.47):
Мзд=2·2009· ( (1,1·104 ·0,0302) / (1·104 ·0,0302)) =4420>2620 Нм.
Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.
Для турбинного отклонителя ТО – 195К по формуле (2.47):
Мзд=2·1252· ( (1,1·104 ·0,0592) / (1·104 ·0,0452)) =2754>2394 Нм.
Условие (2.45) выполняется, следовательно по этому условию турбинный отклонитель подходит.
При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2550 – 3105 м по формуле (2.46):
М=500· 0,2159+ (2+120· 0,2159) · 180=5131 Нм.
Для виинтового забойного двигателя Д2 – 195 по формуле (2.47):
Мзд=2·5200· ( (1,09·104 ·0,0302) / (1·104 ·0,0302)) =11336>5131 Нм
Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.
2.6 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ
Цель составления гидравлической программы бурения – определение рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку долот, при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого инструмента.
Расчет производится по методике, предложенной в [8].
Исходные данные для расчета:
Глубина бурения скважины L, м 2830.
Удельный вес разбуриваемых пород qГП, Н/м3 2,4·104.
Механическая скорость бурения Vм м/с 0,005.
Момент турбобура, необходимый для разрушения породы, Мр Н·м 1450.
Реологические свойства жидкости:
динамическое напряжение сдвига О, Па 20.
пластическая вязкость , Па·с 0,027.
Удельный вес бурового раствора qГП, Н/м3 1,08·104.
Тип бурового насоса УНБТ 950.
Число буровых насосов 1.
Наминальный расход насоса Qн, м3/сек 0,037.
Наминальное рабочее давление Рн, МПа 23.
Элементы бурильной колонны
УБТ – 178×90:
длина l1, м 62;
наружный диаметрdн1, м 0,178;
внутренний диаметр dв1, м 0,080.
УБT – 146×74:
длина l2, м 8;
наружный диаметр dн2, м 0,146;
внутренний диаметр dв2, м 0,074.
ТБПВ:
длина l3, м 250;
наружный диаметр dн3, м 0,127;
внутренний диаметр dв3, м 0,109;
наружный диаметр замкового соединения dз3, м 0,170.
ЛБТ:
длина l4, м 2778;
наружный диаметр dн4, м 0,147;
внутренний диаметр dв4, м 0,125;
наружный диаметр замкового соединения dз4, м 0,172.
Элементы наземной обвязки:
Условный диаметр стояка, м 0,168.
Диаметр проходного сечения, м:
бурового рукава 0,102;
вертлюга 0,100;
ведущей трубы 0,85.
Определяются потери давления в бурильных трубах.
Вычисляются потери давления внутри бурильных труб. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:
Rекр=2100+7,3· ( (q·dв2·О) /10·2) 0,58. (2.48)
В ЛБТ:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,1252·20) / 10·0,0272) 0,58=16204.
В ТБПВ:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,1092·20) / 10·0,0272) 0,58=14132.
В УБТ-178:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,0902·20) / 10·0,0272) 0,58=10504.
В УБТ-146:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,0742·20) / 10·0,0272) 0,58=9778.
Определяются действительные числа Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:
Rеm= (4·q·Q) / (10··dв·). (2.49)
В ЛБТ:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,125·0,027) =12230
В ТБПВ:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,109·0,027) =14024
В УБТ-178:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,090·0,027) =19108
В УБТ-146:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,074·0,027) =20657
В бурильной колонне в ЛБТ и ТБПВ Rеm
Sт= (·О·dв3) / (4··Q). (2.50)
В ЛБТ:
Sт= (3,14·20·0,1253) / (4·0,027·0,030) =303.
В ТБПВ:
Sт= (3,14·20·0,1093) / (4·0,027·0,030) =230.
Определив значение Sт, по Рис.6.7. [8, стр 72] определяется значение коэффициента : для ЛБТ – 0,84; для ТБПВ – 0,82.
Вычисляются потери давления внутри бурильной колонны по формуле:
Рт= (4·О·l) / (·dв) МПа. (2.51)
В ЛБТ:
Рт= (4·20·2778) / (0,84·0,125) =2,117 МПа.
В ТБПВ:
Рт= (4·20·250) / (0,84·0,109) =0,224 МПа
Рассчитывается значения коэффициентов гидравлического сопротивления для УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:
=0,1· (1,46·К/dв+100/ Rеm), (2.52)
где К – коэффициент шероховатости стенок, принимается для УБТ=3,0·10-4, м.
В УБТ-178:
=0,1· (1,46·3,0·10-4/0,090+100/19108) =0,0322.
В УБТ-146:
=0,1· (1,46·3,0·10-4/0,074+100/20657) =0,0326.
Вычисляются потери давления внутри УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:
Рт= (·0,8·q·Q2·l) / (2·dв5) МПа. (2.53)
В УБТ-178:
Рт= (0,0322·0,8·1,08·104·0,0302·62) / (3,142·0,0905) = 0,48 МПа.
В УБТ-146:
Рт= (0,0326·0,8·1,08·104·0,0302·8) / (3,142·0,0745) =0,093 МПа.
Суммарные потери давления внутри колонны бурильных труб и секций УБТ составит:
Рт=0,093+0,48+2,117+0,224=2,92 МПа.
Местными потерями давления в приварных замках ТБПВ пренебрегают, так как потери не значительны [].
Вычисляются потери давления в наземной обвязке по формуле:
Ро= (аС+аР+аВ+аК) ·q·Q МПа, (2.54)
где аС=0,4, аР=0,3, аВ=0,3, аК=0,9 – коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки (см. табл.6.1 [8, стр.118]).
Ро= (0,4+0,3+0,3+0,9) ·105·10,8·104·0,030=1,85 МПа.
Вычисляются потери давления в затрубном пространстве. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса по формуле:
Rекр=2100+7,3· ( (q· (dс-dн) 2·О) /10·2) 0,58. (2.55)
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,230-0,147) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=10871.
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,367-0,147) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=29273.
В затрубном пространстве за ТБПВ по формуле (2.55):
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0,127) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=14260.
В затрубном пространстве за УБТ-178:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0,178) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=8004.
В затрубном пространстве за УБТ-146:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0,146) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=11859.
В затрубном пространстве за забойным двигателем:
Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0, 195) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=6080.
Вычисляются действительные значения чисел Рейнольдса в затрубном пространстве по формуле:
Rеm= (4·q·Q) / (10·· (dс+dв) ·). (2.56)
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,230+0,147) ·0,027) =4055
В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,367+0,147) ·0,027) =12230.
В затрубном пространстве за ТБПВ:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,127) ·0,027) =14024.
В затрубном пространстве за УБТ-178:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,178) ·0,027) =3684.
В затрубном пространстве за УБТ-146:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,146) ·0,027) =3991.
В затрубном пространстве за забойным двигателем:
Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0, 195) ·0,027) =3539.
В затрубном пространстве Rеm
Рд= (q·Vд2) / (20·2) МПа. (2.66)
Рд= (1,08·104 ·802) / (20·0,952) =3,83 МПа.
Определяется расчетное рабочее давление в насосе как Р = 3,83 + 12,13 = 15,96 МПа.
Определяется по графику [8, Рис.6.28] утечки промывочной жидкости через уплотнение вала забойного двигателя Qу=0,0005.
Определяется площадь промывочных отверстий по формуле:
Ф= (Q – Qу) / Vд м2. (2.67)
Ф= (0,030 – 0,0005) / 80=0,000368 м2.
Применяются три насадки с внутренним диаметром 12 мм.
Таким образом, из вышеприведенных расчетов видно, что суммарные потери давления в трубном и затрубном пространствах меньше давления развиваемого буровым насосом типа УНБТ-950 при диаметре цилиндровых втулок 160 мм, следовательно технологический режим промывки скважины выбран верно.
2.7 РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ ПРИ ВСКРЫТИИ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ
Одним из важных моментов в процессе строительства скважины является обоснование и соблюдение правильной технологии первичного вскрытия продуктивного пласта. Сюда входит правильный выбор промывочной жидкости, на которой вскрывается пласт, обоснование параметров промывочной жидкости, способ бурения и выбор компоновки низа бурильной колонны. Все перечисленные факторы должны обеспечить наименьшее негативное воздействие на продуктивный горизонт.
Исходя из опыта бурения на Игольско-Таловом месторождении, для вскрытия продуктивного пласта используется полимерглинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта.
При обосновании параметров промывочной жидкости для первичного вскрытия продуктивного пласта целесообразно руководствоваться следующими положениями:
Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости необходимо выбирать так, чтобы превышение гидростатического давления над пластовым в скважине было минимально допустимым. Для конкретных условий это превышение составляет 4 – 7% [3].
Проницаемость приствольной зоны пласта очень сильно уменьшается при проникновении в неё большого количества твёрдой фазы бурового раствора. Поэтому желательно, чтобы твердая фаза состояла из материалов, которые могут раствориться в соляной или других кислотах, обычно применяемых для стимуляции притока из пласта. Допустимая концентрация твердой фазы не более 1%.
Поскольку проникающая в пласт дисперсионная среда может способствовать значительному уменьшению проницаемости, показатель фильтрации промывочной жидкости должен быть минимальным, принимаем его 4 – 6 см3/30минут.
Промывочная жидкость должна иметь невысокие значения СНС, чтобы свести к минимуму гидродинамическое давление при восстановлении циркуляции и может обеспечить при освоении скважины извлечение промывочной жидкости, проникшей в приствольную зону. СНС1/10 принимаем 10/20 дПа. Условная вязкость принимается равную 25 сек.
Водоотдачу снижают путем химической обработки бурового раствора химреагентом сайпан. Вязкость повышают обработкой раствора химреагентом габроил. Содержание твердой фазы в растворе регулируется качественной очисткой бурового раствора, применением четырехступенчатой системы очистки.
Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта представлены в таблице 2.12.
Таблица 2.12 Параметры раствора при вскрытии продуктивного горизонта
Удельный
вес, Н/м3 Условная
вязкость, сек Показатель
фильтрации,
см3/30 мин Содержание
песка,% СНС1/10,дПа
рН
1,08104 25 4 – 6 1 10/20 7-8
Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества – ПАВ (ПКД 515 или сульфанол) в соотношении 0,02% от общего объема бурового раствора. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии. Добавки ПАВ к промывочной жидкости позволят:
ускорить процесс разрушения горных пород на забое;
снизить силы трения между стенками скважины и бурильными трубами;
повысить износостойкость породоразрушающего инструмента.
На качественное вскрытие пласта влияет скорость бурения. Чем быстрее проходится продуктивный горизонт, тем меньше оказывается воздействие на него. При вскрытии продуктивного горизонта нужно увеличить механическую скорость бурения, применение ПАВ, несомненно, приводит к увеличению скорости.
Для минимизации времени сообщения продуктивного пласта с промывочной жидкостью, пласт вскрываем одним долблением, используя винтовой забойный двигатель с долотом имеющим маслонаполненные опоры. Применение малолитражного винтового забойного двигателя при вскрытии дает меньшее негативное воздействие на продуктивный горизонт, а применение долота с маслонаполненными опорами, имеющим большую проходку, позволяет вскрыть пласт одним долблением. Компоновка включает в себя: долото 8 ½ MF-15 диаметром 0,2159 м, калибратор 9К 215,9 МС, винтовой забойный двигатель Д 2 – 195.
2.8 ОБОСНОВАНИЕ КРИТЕРИЕВ РАЦИОНАЛЬНОЙ ОТРАБОТКИ ДОЛОТ
Под показателем отработки долот, в настоящее время, обычно подразумевают данные, позволяющие оценить результаты его эксплуатации, в данных условиях, эффективность бурения. К показателям отработки породоразрушающего инструмента относят [9]:
Проходка на долото.
Продолжительность (срок службы) работы.
Механическая скорость бурения.
Стоимость бурения единицы длины ствола скважины.
Проходка на долото – позволяет судить об объемах полезной работы, выполненным конкретным буровым инструментом в линейных единицах – данные пробуренного ствола скважины. Для трехшарошечных и лопастных долот этот показатель, как правило, совпадает с проходкой на рейс, так как они в большинстве случаев выходят из строя в течении первого же рейса. Низкие значения проходки на долото приходятся на высокооборотный турбинный способ бурения в очень крепких формациях, а высокие – на низкооборотный – роторный способ при разбуривание относительно мягких пород. Максимальную проходку на долото можно получить при полном износе долота, то есть при длительной его работе на забое. [9]
Продолжительность работы инструмента – дополняет первый. Он характеризует работу инструмента уже не со стороны её объема, а со стороны её длительности. По оценке работы вспомогательно-технологического инструмента это весьма важно и указанный показатель приобретает функцию основного.
Увеличение длительности работы инструмента может привести не только к полезным результатам, которые особенно ощутимы в глубоком бурении, где прирост рассматриваемого показателя по отношению к продолжительности спускоподъемных, подготовительно-заключительных и иных работ особенно ценен, но и отрицателен.
Отрицательные результаты могут быть выражены чрезмерным износом инструмента (вплоть до аварии или необходимости перебуривания ствола из-за уменьшения диаметра). Работа долота может прерваться при возникновении критической ситуации, определяемой бурильщиком, которая наступает под действием одного, реже нескольких обстоятельств следующего характера:
а) Экономического (обычно вследствие изменения свойств пород бурение которых данным долотом оказывается экономически не выгодным).
б) Физического (предельно допустимое изнашивание долот по вооружению, его диаметру, опоре шарошки или сочетанием того и другого).
в) Технологического (необходимость срочной замены забойного двигателя, элементов бурильной колонны, аварии).
г) Геолого-технологического (достижение глубины, на которой необходимо переходить на долото другого диаметра, отбирать керн, проводить каротаж, цементировочные работы).
Механическая скорость – является производной от проходки на долото по времени и поэтому неразрывно связана с первыми двумя показателями. Она характеризует интенсивность процесса бурения. Максимальная механическая скорость может быть достигнута сокращением времени пребывания долота на забое. Поэтому об оптимальном времени пребывания долота на забое судят не по проходке за рейс и не по механической скорости, а по рейсовой скорости проходки. Средняя механическая скорость равна:
VM=h/t м/час, (2.68)
где h – прохода на долото, м;
t – время бурения интервала, час.
Стоимость проходки единицы длины скважины обычно выражается стоимостью 1 метра бурения.
Минимизация стоимости единицы проходки ствола скважины главное и непременное требование, которому должны удовлетворять выбор оптимальных значений параметров инструмента.
Из всех перечисленных параметров наиболее подходящим является рейсовая скорость бурения, максимально учитывающая все факторы, поэтому в качестве основного критерия отработки долот выбирается этот показатель [9].
Чтобы рассчитать максимальную рейсовую скорость на ведущей трубе ставят метку и по ней определяют количество пробуренных метров за определённый промежуток времени (обычно 5 минут). Рейсовую скорость находят, подставив данные значения в формулу:
VP= НВ / ΣТБ +ТСПО м/час, (2.69)
где НВ – проходка за отрезок времени, м;
ТБ – время бурения, час;
ТСПО – время СПО, час.
Через определенный равный предыдущему интервал времени, заново рассчитывают рейсовую скорость, учитывая, что НВ равно сумме пробуренных метров за два интервала, а ТБ равно времени, затрачиваемому на бурение этих интервалов. И так далее пока последующие расчетные значения не будут меньше предыдущего значения. Тогда поднимают инструмент и производят замену долота.
2.9 РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ СООРУЖЕНИИ СКВАЖИНЫ
Основная цель бурения – качественное, технологически грамотное с минимальными затратами времени и средств выполнение всех процессов и операций соответствующих сооружению скважины. Одним из основных критериев высокого качества строительства скважин является бурение без осложнений и аварий. В ходе строительства скважины возможны осложнения представленные в табл.1.5 Для их предотвращения необходимо принять комплекс разработанных мероприятий, описанных в этой части [10].
Обвалы и осыпи стенок скважины.
Обвалы стенок скважины могут происходить в результате недостаточного противодавления на стенки скважины, нарушая их прочности и устойчивости фильтратом бурового раствора, а так же в результате резких колебаний гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины.
Обвалы стенок, носящие катастрофический характер, могут происходить в результате резкого и значительного снижения гидростатического давления, вызванного поглощением промывочной жидкости или её разгазированием, а так же недоливом скважины во время подъема.
Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия:
1. Для предотвращения резких колебаний на стенки скважины при СПО обязательно производят, долив скважины через каждые 5 – 7 свечей.
2. Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС.
3. Подъем инструмента с сальником, в интервале затяжек производится на пониженной скорости, до 0,4 м/с.
4. После подъема с затяжками на значительном интервале, запрещается спускать в скважину компоновки с отклонителями, а также жесткие компоновки, включающие УБТ, калибраторы большого диаметра, центраторы и т.п.
Прихваты бурильной колонны.
Для предупреждения прихватов необходимо придерживаться требований “Инструкции по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин”. При этом должны соблюдаться следующие основные требования.
1. Нельзя допускать отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ± 0,02 г/см3.
2. Для повышения противоприхватной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в промывочной жидкости определенное содержание смазочных веществ (см.2.4).
3. Необходимо непрерывно контролировать циркуляцию промывочной жидкости, по возможности устанавливать автоматические сигнализаторы ее прекращения.
4. Нельзя оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскрытых неустойчивых пластах, в продуктивных горизонтах, сильнопористых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов.
В случае вынужденного оставления бурильной колонны в открытом стволе скважины бурильщику запрещается оставлять тормоз лебедки и вменяется в обязанность принять меры к подъему колонны и обеспечению постоянной промывки забоя по возможности с вращением колонны ротором или ключами.
5. При кратковременном (до 0,5 ч) прекращении циркуляции бурового раствора надо поднять колонну бурильных труб от забоя не менее чем на 15 м и через 2-5 мин расхаживать и проворачивать ротором. При прекращении циркуляции или неисправности оборудования, на устранение неполадок которых потребуется более 30 мин, бурильную колонну надо поднять в кондуктор.
6. При возникновении посадок надо приостановить спуск колонны, поднять ее на длину 15 – 20 м, проработать опасный интервал и только тогда продолжить спуск колонны.
7. Интервал затяжек, уступов, желобов обвалов необходимо зафиксировать в буровом журнале.
8. Необходимо следить за исправной работой насосов и механизмов очистки промывочной жидкости (гидроциклоны, вибросита и т.д.).
9. После длительных перерывов в бурении, более 48 часов, ствол скважины следует проработать.
10. При бурении следует делать контрольный приподъем бурильной колонны на 10-15 м через 45 мин бурения при отсутствии затяжек и не реже чем через 15-17 мин бурения при их наличии. В последнем случае перед наращиванием надо прорабатывать пробуренный участок до полного устранения затяжек.
Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении скважин.
После цементирования кондуктора на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО) ОП2-230×35, в комплект которого входят: универсальный превентор ПУ1-230×35; два плашечных превентора ППГ-230×35 (нижний превентор с глухими плашками); манифольд МПБ2-8×35.
2. Перед установкой ПВО на устье скважины устанавливается колонная головка ОКК1А-21-146×245.
3. Запрещается углубление скважины и подъем инструмента, если параметры бурового раствора не соответствуют параметрам, указанным в геолого-техническом наряде.
4. Бурение в интервалах с возможными газонефтеводопроявлениями необходимо осуществлять с установкой под рабочей трубой шарового крана или обратного клапана.
Должен быть обеспечен объем запаса бурового раствора 120 м 3.
При подъеме бурильной колонны следует обеспечить непрерывный долив скважины и контроль за объемом доливаемой жидкости, пользуясь уровнемером.
При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.
При простоях скважины без промывки более 48 часов, перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание раствора в соответствии с параметрами, указанными в ГТН.
При простоях скважины более 48 часов, спуск бурильной колонны должен производится с промежуточными промывками через 300 м и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины.
При наличии вскрытых пластов, склонных к газопроявлениям, подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях, до 1,0 м/с.
Опрессовку обсадных колонн, цементного камня, противовыбросового оборудования необходимо производить в соответствии с требованиями “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ” и “Инструкцией по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой”.
При спуске обсадных колонн необходимо ограничивать скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов.
Запрещается бурение скважин при незагерметезированном устье ранее пробуренных на кусте.
14. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями не допускаются специалисты и бурильщики, не прошедшие обучение в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении”.
15. С членами буровых бригад проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно программы, утвержденной главным инженером предприятия.
16. При появлении признаков газонефтеводопроявлений первым закрывается универсальный превентор.
17. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника.
Утяжеление и обработка бурового раствора производится в соответствии с разработанной рецептурой приготовления (см.2.4).
2.10 ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ОБОСНОВАНИЕ КОМПОНОВКИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ И ЕЁ РАСЧЕТ
Бурильная колонна (БК) состоит ив компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и колонны бурильных труб (КБТ).
В общем случае КНБК включает в себя долото, забойный двигатель, калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, маховики, отклонители и утяжеленные бурильные трубы (УБТ).
КБТ состоит из секций бурильных труб (БТ), одинаковых по типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмеру замковых соединений.
Последовательно расположенные секции БТ одного наружного диаметра – ступень КБТ.
Бурильная колонна предназначена в общем случае для:
1. Передачи вращения от ротора к долоту.
2. Восприятия реактивного момента забойного двигателя.
3. Подвода промывочной жидкости к забойному двигателю, долоту, забою скважины.
4. Создания осевой нагрузки на долото.
6. Подъема и спуска долота и забойного двигателя.
6. Проведения вспомогательных работ.
Исходя из назначения, требования к бурильной колонне сводятся к следующим:
1. Достаточная прочность при минимальном весе, обеспечивающем создание требуемой осевой нагрузки.
2. Обеспечение герметичности при циркуляции бурового раствора, причем с минимальными гидравлическими потерями.
3. Минимальные затраты времени при спуско-подъемных операциях, при этом соединения должны обеспечивать прочность не менее прочности тела трубы, быть взаимозаменяемыми.
В процессе бурения на бурильную колонну действуют различные силы и моменты. К ним в общем случае относятся:
растягивающие силы от собственного веса;
растягивающие гидравлические нагрузки за счет перепада давления в забойном двигателе и долоте;
силы внутреннего и наружного давления промывочной жидкости;
силы взаимодействия колонны со стенками скважины (силы трения)
силы инерции как самой колонны, так и промывочной жидкости;
изгибающие моменты на участках естественного и искусственного искривления ствола скважины;
осевая сжимающая сила в нижней части колонны;
крутящий момент при вращении колонны;
изгибающей момент за счет потери колонной прямолинейной формы;
динамические составляющие продольных и поперечных сил, изгибающего и крутящего моментов за счет различного рода колебаний колонны.
Совместное действие всех этих сил и моментов приводит к тому, что бурильная колонна находится в условиях весьма сложного напряженного состояния.
В связи с тем, что при проектировании и расчетах бурильной колонны практически невозможно учесть все нагрузки, а некоторые из них не поддаются точному определению, поэтому рассматриваются только основные, наиболее существенные и опасные. К их числу относятся растягивающие силы, крутящий и изгибающие моменты, наружное и внутреннее избыточные давления промывочной жидкости [11].
Максимальная растягивающая нагрузка в колонне имеет место в верхней части, а сжимающая – в нижней. Максимальный крутящий момент приложен к колонне в верхней части при роторном способа бурения, и в нижней – при бурении с забойными двигателями. Максимальный изгибающий момент за счет потери колонны прямолинейной формы приложен в нижней части.
Однако в связи с тем, что колонна составлена из бурильных труб разного диаметра с разной толщиной стенки, напряжения, возникающие в них, даже при нагрузках меньших, чем максимальные, могут превысить допустимые. Поэтому необходимо проводить расчеты напряжений для опасных сечений и сравнивать их о допустимыми для материала используемых бурильных труб.
В данном случае производится расчет бурильной колонны для бурения последнего пятого интервала (см.2.2.2).
При расчете используется компьютерная программа по расчету бурильной колонны, составленная студентом Шишовым. Программа отвечает требованиям изложенным в [3] и расчеты проводятся с учетом коэффициентов запаса статической прочности – 1,4 и нормативного запаса прочности на избыточное давление – 1,15.
При проектировании компоновки бурильной колонны пользуются следующими типоразмерами труб: так как бурение ведется долотом с диаметром 0,2159 м, то принимается наружный диаметр УБТ первой ступени равный 0,178 м, внутренний диаметр 0,09 м; диаметр УБТ второй ступени, для плавного перехода к колонне бурильных труб, принимается равным 0,146 м с внутренним диаметром 0,074 м. Для первой ступени компановки бурильных труб (КБТ) используются трубы ТБПВ, так как они наиболее подходят для бурения турбинным способом и конкретно для наклонно направленных скважин. По табл.2 [11] выбираются трубы ТБПВ с наружным диаметром 0,127 м, толщиной стенки 9,2 мм и группой прочности Р, тип замкового соединения ЗП – 168 – 70. Для уменьшения веса КБТ во второй ступени применяются легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) с наружным диаметром 0,147 м (см. табл.2 [11]) с толщиной стенки 11 мм и группой прочности Д16Т, тип замкового соединения ЗЛ – 172.
Исходные данные:
1. Условия бурения – нормальные.
2. Интервал бурения 2775 – 3105 м.
3. Осевая нагрузка на долото – 18000 кг.
4. Диаметр забойного двигателя – 0, 195 м.
5. Длина забойного двигателя – 6,6 м.
6. Вес забойного двигателя – 1100 кг.
7. Диаметр обсадной колонны – 0,146 м.
8. Толщина стенки обсадной колонны – 7,7мм.
9. Плотность бурового раствора – 1,08·104 Н/м3.
10. Длина по стволу 1-го интервала – 100 м.
11. Длина по стволу 2-го интервала – 194 м.
12. Длина по стволу 3-го интервала – 2249 м.
13. Длина по стволу 4-го интервала – 242 м.
14. Радиус искривления на 2-ом интервале – 401 м.
14. Зенитный угол в конце 2-го интервала – 27,75 град. .
14. Радиус искривления на 4-ом интервале – 498 м.
15. Зенитный угол в конце 4-го интервала – 0 град.
16. Перепад давления на турбобуре и долоте – 10,5 МПа.
17. Действующее наружное давление – 30 МПа.
18. Коэффициент трения колонны о породу – 0,3.
19. Тип клинового захвата – ПКР-560.
20. Длина клиньев – 0,40 м.
Результаты расчета:
1-я ступень УБТ – УБТ 178-90 длина – 62,5 м.
Момент затяжки УБТ 1-й секции =2470-3260 кгс·м.
2-я ступень УБТ – УБТ 146-74 длина – 8 м.
Момент затяжки УБТ 2-й секции =1280-1630 кгс·м.
Тип cмазки – Графитовая.
Промежуточные опоры на УБТ – 3 шт.д.иаметром 0, 203 м.
Вес компоновки УБТ – 11235 кг.
Вес КНБК – 11485 кг.
Длина КНБК – 78,5 м.
Тип cмазки – Графитовая.
1-я ступень КБТ – ТБПК 127-9,2-Р длина – 250 м, вес – 8367 кг.
Тип замкового соединения – ЗП-168-70.
Момент затяжки – 3022 кгс·м.
Фактический запас статической прочности – 1,49.
Фактический запас прочности усталости – 1,37.
Фактический запас прочности по давлению – 2,77.
Коэффициент превышения длины – 8,16.
2-я ступень КБТ – ЛБТ 147-11.0-Д16Т длина-2778 м; вес-47224 кг.
Тип замкового соединения – ЗЛ-172.
Момент затяжки – 1880 кгс·м.
Фактический запас статической прочности – 1,38.
Фактический запас прочности усталости – 1,35.
Фактический запас прочности по давлению – 1,84.
Коэффициент превышения длины – 2,13.
Вес КБТ -65976 кг.
Вес БК – 67076 кг.
Для бурения скважины на различных интервалах проектируются следующие компоновки.
Интервал 0 – 100 м (вертикальный):
Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).
Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).
А9ГТШ – 240 (ГОСТ 26673-85).
Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).
ЛБТ 147×11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.
Интервал 100 – 294 м (набор параметров кривизны):
Долото СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).
Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).
ТО – 240К (ГОСТ 26673-85).
Телесистема “СИБ – 1”.
ЛБТ 147×11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.
Интервал 294 – 650 м (стабилизация параметров кривизны):
Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).
Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).
А9ГТШ – 240 (ГОСТ 26673-85).
УБТ – 203×90 (ТУ-39-076-74) -24 м.
Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).
ЛБТ 147×11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.
Интервал 650 – 2550 м (стабилизация параметров кривизны):
Долото III МЗГВ 215,9 или III СГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).
Калибратор 9К 215,9 (ТУ-26-02-963-83).
Стабилизирующая коронка СТК – 214 (ТУ-26-02-852-83).
3ТСШ1 – 195 (ГОСТ 26673-85).
УБТ – 178 x90 (ТУ-39-076-74) -24 м.
ЛБТ 147×11 (ГОСТ 23786-79) – 250 м.
ТБПВ 127×9 (ГОСТ 23786-79) – 450 м.
ЛБТ 147×11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.
Интервал 2550 – 2785 м (интенсивное снижение зенитного угла до 00):
Долото MF – 15 (код IADC – 433X).
Калибратор 9К 215,9 с номинальным диаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).
Д2 – 195 (ГОСТ 26673-85).
ЛБТ 147×11 (ГОСТ 23786-79) – 250 м.
Переводник ПП 133/147 (ГОСТ 7360-82).
ТБПВ 127×9 (ГОСТ 23786-79) – 450 м.
Переводник ПП 147/133 (ГОСТ 7360-82).
ЛБТ 147×11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.
Отклоняющая компоновка для проведения исправтельных работ при бурении интервала под эксплуатационную колонну.
Долото III МЗГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).
Калибратор 9К 215,9 с номинальным диаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).
ТО – 195К (ГОСТ 26673-85).
Телесистема “СИБ – 1”.
ЛБТ 147×11 (ГОСТ 23786-79) – 250 м.
ТБПВ 127×9 (ГОСТ 23786-79) – 450 м.
ЛБТ 147×11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.
В каждой компоновке после турбины ставится обратный клапан.
Предложенные компоновки являются типовыми на площади Игольско-Талового месторождения.
2.11 ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ИЗ УСЛОВИЯ РАВНОПРОЧНОСТИ ПО ДЛИНЕ
Проектирование конструкции обсадных колонн и их расчет приведены в соответствии с “Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин” ВНИИТнефть 1997 года [12].
Обсадная колонна является ответственной инертной конструкцией, несущей различные по характеру и величине нагрузки.
На колонну действуют:
Растягивающие нагрузки от собственного веса.
Сжимающие нагрузки от собственного веса, возникающие при разгрузке колонны, установленной на забой.
Осевые нагрузки (динамические), возникающие в период неустановившегося движения колонны.
Осевые нагрузки, обусловленные трением о стенки скважины.
Осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементировании и эксплуатации.
Наружное и внутренне избыточное давление.
Изгибающие нагрузки при искривлении колонны в результате потери устойчивости и при работе в наклонных скважинах.
В зависимости от назначения будут также действовать и силы трения.
В связи с тем, что в настоящее время отсутствуют достоверные данные для определения фактических нагрузок в глубоких скважинах, в качестве расчетной осевой нагрузки по инструкции считают вес колонны в воздухе.
Для расчета растягивающие нагрузки рекомендуется определять без учета потерь веса в жидкости.
Внутреннее давление в колонне действует при спуске колонны, в процессе цементирования скважины и в процессе эксплуатации. При спуске колонны в скважину давление в ней равно весу гидростатического столба жидкости, находящейся в ней.
В процессе цементирования внутреннее гидростатическое давление повышается на величину, необходимую для преодоления разности веса столба жидкости и сопротивления движению. В период эксплуатации внутреннее давление определяется уровнем жидкости в колонне или величиной пластового давления.
Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны.
Длина эксплуатационной колонны L, м 2825 (3100).
Удельный вес:
цементного раствора q Ц, Н/м3 1,83104;
жидкости в колонне q В, Н/м3 1,10104 (при освоении);
0,76104 (в период ввода в эксплуатацию);
0,95104 (при окончании эксплуатации);
испытательной жидкости q Ж, Н/м3 1,0 104;
бурового раствора q Р, Н/м3 1,08 104;
пластовой воды q ГС, Н/м3 1,01 104.
Расстояние от устья скважины:
до башмака предыдущей колонны L 0, м 600 (650);
до уровня цементного раствора h, м 400 (440);
до уровня жидкости в колонне H, м:
при испытании на герметичность 2250 (2442);
при освоении скважины 1835 (2062);
при окончании эксплуатации 2590 (2865).
Эксплуатационный объект залегает на глубине 2760 (3035) – 2770 (3045) м. На глубине S1=2770 (3045) м пластовое давление составляет РПЛ S1=27,9 МПа.
На глубине 2800 – 2825 (3075 – 3100) находится проницаемый пласт. На глубине S2= L =2825 (3100) давление составляет РПЛ S2= 28,5 МПа.
Коэффициент запаса прочности:
на наружное избыточное давление n1 1,2;
на внутреннее избыточное давление n2 1,15;
на растяжение n3 1,3;
на растяжение в клиновом захвате n4 1,25;
на растяжение для обсадных труб с учетом искривления ствола n3l 1,3.
Учитывая тот факт, что профиль проектируемой скважины наклонно направленный, то расчет наружного и внутреннего давления производится, как для вертикальных скважин, при этом расчетные данные определяются как проекции глубин по стволу на вертикальную плоскость. Для построения эпюр давлений на вертикальной оси откладывают значения глубин по стволу скважины, а на горизонтальной оси откладывают расчетные давления для этих точек, рассчитанные для вертикальной проекции [12].
Рассчитываем внутренние давления для обсадной колонны.
а). Определяется внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию.
Внутреннее давление определяется по формуле:
Рвz = PПЛ L – 106 q В (L – Z) при 0≤Z≤L, (2.70)
где Рвz – внутреннее давление на глубине Z, МПа;
PПЛ L – пластовое давление на глубине L, МПа;
Z- глубина положения точки для которой определяется внутреннее давление, м.
При Z =0: Рву = 28,5 – 10-6 0,76 104 (2825 – 0) =7,03 МПа;
при Z =2850: РBL = 28,5 – 10-6 0,76 104 (2825 – 2825) =28,5 МПа;
б). Определяется внутреннее давление по окончании эксплуатации.
РBZ=0 при 0≤Z≤Н.
РBZ=10-6 q В (Z – H) при H≤Z≤L, (2.71)
При Z=H=2590: PBH=0.
При Z=L=2850: PBL=10-6 0,76 104 (2825 – 2590) =1,02 МПа.
Строятся эпюры внутренних давлений АВС и ДЕ соответственно рассчитанным значениям. Эпюра внутренних давлений изображена на рис.2.3
Рассчитывается наружные давления для обсадной колонны.
а). Находится наружное давление в не зацементированной зоне по формуле:
РНZ=10-6 q Р Z при 0≤Z≤h, (2.72)
где РНZ – наружное давление на глубине Z, МПа;
Z- глубина положения точки для которой определяется наружное давление, м.
При Z=0: РНZ=0.
При Z=h=400м: РHh=10-6 1,08 104 400=4,32МПа.
б). Находится наружное давление в зацементированной зоне по формуле:
в интервале, закрепленном предыдущей колонной:
РНZ=10-6 h q Р+10-6 h q ГС (Z – h) при h ≤Z≤L0, (2.73)
При Z=h=400м: РHh=10-6 1,08 104 400+10-6 1,01 104 (400 – 400) =4,32 МПа.
При Z=L0=600м: РHL0 =10-61,08104 400+10-61,01104 (600 – 400) =6,34МПа.
в интервале открытого ствола с учетом пластового давления по формулам:
РНZ= РHL0+ ( (РПЛS1-PHL0) / (S1-L0)) (Z – L0) при L0 ≤Z≤S1, (2.74)
РНZ= РПЛS1+ ( (РПЛS1-PHL0) / (L – S1)) (Z – S1) при S1 ≤Z≤L, (2.75)
РHL0 – наружное давление на глубине L0, МПа;
РПЛS1 – наружное давление на глубине S1, МПа;
По формуле (2.74):
При Z=L0=600м: РHL0 =6,34 МПа;
При Z= S1=2770м: РHS1 =27,9 МПа;
По формуле (2.75):
При Z= S1=2390м: РHS1 =27,9 МПа;
При Z=L=2850м: РHL =28,5 МПа.
в). Находится наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины на момент окончания цементирования по формуле
РНZ=10-6 q Z при 0 ≤Z≤ h. (2.76)
При Z=0: РНZ=0.
При Z=h=400м: РHh=10-61,08 104 400=4,32 МПа.
РНZ=10-6 (h q Р+q Ц (Z – h) при h ≤Z≤L. (2.77)
При Z=h=400м: РHh=10-6 (1,08 104 400+1,83 104 (400 – 400)) =4,32 МПа.
При Z=L=2825м: РHh=10-6 (1,08 104 400+1,83 104 (2825 – 400)) =49 МПа.
Строится эпюра наружных давлений ABCDE и ABF соответственно расчетным значениям. Эпюра наружных давлений изображена на рис.2.4
Рассчитывается избыточное наружное давление для обсадной колонны.
а) Определяется избыточное наружное давление на момент окончания цементирования по формулам:
1.12.2.1 =10-6 q Р Z при 0 ≤Z≤h. (2.78)
При Z=0: РНZ=0.
При Z=h=400м: РHИh=10-6 1,08 104 400=0 МПа.
РНИZ=10-6 ( (q Ц – q Р) Z – (q Ц – q Р) h) при h ≤Z≤L. (2.79)
При Z= L=2825м: РНИZ=10-6 ( (1,83 104 – 1,08 104) 2825 – (1,83 104 – 1,08 104) 400) =18,1 МПа.
б) Определяется избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня:
в незацементированной зоне по формуле:
РНИZ=10-6 q Р Z при 0 ≤Z≤h. (2.80)
При Z=0: РНИZ=0.
При Z=h=400м: РHИh=10-6 1,08 104 400=4,32МПа.
в зацементированной зоне по формуле:
РНИZ= РНZ – 10-6 q В (Z – Н) при Н ≤Z≤L. (2.81)
При Z=L0=600м: РHИL0 = РHL0=6,34 МПа;
При Z= S1=2770м: РHИS1 =27,9-10-6 1,0104 (2770 – 2250) =22,7 МПа;
При Z=L=2825м: РHИL =28,5-10-6 1,0104 (2825 – 2250) =22,75 МПа.
в) Определяется избыточное наружное давление при освоении скважины:
в незацементированной зоне по формуле (2.80):
При Z=0: РНИZ=0.
При Z=h=400м: РHИh=10-61,08 104 400=4,32 МПа.
в зацементированной зоне по формуле (2.81):
При Z=L0=600м: РHИL0 = РHL0=6,34 МПа.
При Z= S1=2770м: РHИS1 =27,9-10-6 1,0104 (2770 – 1830) =18,55 МПа.
При Z=L=2825м: РHИL =28,5-10-6 1,0104 (2825 -1830) =18,6 МПа.
г) Определяется избыточное наружное давление по окончании эксплуатации скважины:
в незацементированной зоне по формуле (2.80):
При Z=0: РНИZ=0.
При Z=h=400м: РHИh=10-6 1,08 104 400=4,32МПа.
в зацементированной зоне по формуле (2.81):
При Z=L0=600м: РHИL0 = РHL0=6,34 МПа.
При Z= S1=2770м: РHИS1 =27,9-10-6 0,95104 (2770 – 2590) =26,2 МПа.
При Z= 2825м: РHИZ =28,5-10-6 0,95104 (2825 – 2590) =26,3 МПа, при РHZ=РПЛZ.
При Z= 2770м: РHИZ =28-10-6 0,95104 (2770 – 2590) =26,2 МПа, при РHZ= =10-6 qГСZ.
При Z=L=2850м: РHИL =28,7-10-6 0,95104 (2825 -2590) =26,3 МПа, при РHL=10-6 qГСL.
Эпюры наружных избыточных давлений строятся для периодов, когда наружные избыточные давления достигают максимальных значений (испытание колонны на герметичность снижением уровня и период окончания эксплуатации скважины).
Строятся эпюры ABCDE ABCDIGGIF соответственно рассчитанным значениям наружных избыточных давлений для периодов испытания колонны на герметичность снижением уровня и конца эксплуатации скважины, рис.2.5
Рассчитывается избыточное внутреннее давление при испытании обсадной колонны на герметичность снижением уровня в один прием без пакера.
а). В незацементированной зоне внутреннее избыточное давление определяется по формуле:
РВИZ= РОП – 10-6 (q Р – q Ж) Z при 0 ≤Z≤h, (2.82)
где РОП – минимальное давление опрессовки, МПа (РОП =12,5 МПа (см. табл.2.1 [12]).
При Z=0: РВИZ=12,5 МПа.
При Z=h=400м: РВИh=12,5 – 10-6 (1,08 – 1,0) 104 400=12,18 МПа.
б). В зацементированной зоне внутреннее избыточное давление определяется по формуле:
РВИZ= РОП + 10-6 q Ж Z – РРЛZ при 0 ≤Z≤h. (2.83)
При Z=L0=600 м: РВИL0=12,5+10-6 1,0 104 600 – 6,34=12,16 МПа.
При Z= S1=2770 м: РВИS1 =12,5+10-6 1,0 104 2770 – 27,9=12,3 МПа.
При Z=L=2825м: РВИL =12,5+10-6 1,0 104 2825 – 28,5=12,25 МПа.
Строится эпюра внутренних избыточных давлений ABCDE рис.2.6
Конструкция обсадной колонны характеризуется: типом труб (их соединений), наружным диаметром обсадных труб, толщиной стенок, а также материалом труб (группой прочности).
Сконструированная колонна должна обеспечить прочность на расчетные виды нагрузок во всех сечениях и в тоже время обладать минимальной, экономически целесообразной материалоемкостью для данных условий.
Диаметр колонны был определен ранее и составляет 146 мм.
Для комплектования обсадной колонны диаметром 146 мм принимаются обсадные трубы муфтового соединения с резьбой трапециидального профиля типа ОТТМ по ГОСТ 632 – 80 исполнения “А”, группа прочности стали – “Е”.
Основные прочностные характеристики для принятых труб по справочным данным приведены в табл.2.13.
В данном случае профиль ствола скважины – наклонно направленный, поэтому следует учитывать влияние изгиба ствола скважины в зависимости от интенсивности искривления.
Проводится анализ прочностных характеристик: в данном случае даже наименьшая толщина стенки труб должна обеспечить условие:
n2=РВИ /РВИО, (2.84)
где n2 – коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление;
РВИО – наибольшее внутреннее избыточное давление, МПа;
РВИ – внутреннее избыточное давление при котором напряжение в теле трубы достигают предела текучести, для меньшей толщины стенки, МПа.
n2=42,9 /12,5=3,4>1,15, что допустимо [12].
На основании этого в дальнейшем проверку секций на внутреннее избыточное давление не производится.
Определяются параметры секций по действию наружных давлений, начиная с первой секции.
Расчет параметров секций обсадной колонны проводим для процесса, когда наружное избыточное давление достигает максимальных значений. Согласно рис.2.5 наружные избыточные давления на забое скважины достигают значения РНИL=26,3 МПа. Толщина стенки труб 1-ой секции должна обеспечить такую прочность на наружное избыточное давление, которое удовлетворяет условию:
РIНИL≥PHИL n1, (2.85)
Таблица 2.13. Основные характеристики для обсадных труб
Наружный диаметр, м Толщина стен-ки, мм Критические давления, МПа Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, МПа Страгивающие нагрузки для соединений труб, кН Вес 1 м трубы, кН
0,146 6,5
7,0
7,7
8,5
9.5
10.7 –
27,7
34,2
41,6
50,7
61,0 —
983
1118
1245
1418
1598 42,9
46,2
50,8
56,1
62,7
70,6 931
1019
1147
1294
1480
1696 0,226
0,243
0,265
0,290
0,321
0,358
РIНИL≥26,31,2=31,56 МПа.
По табл.2.13. видно, что этому давлению соответствует трубы с толщиной стенки 7,7 мм, для которых Р1КР=34,2 МПа.
Длина 1-ой секции l1=110 м (60 м плюс 50 м выше кровли эксплуатационного объекта). Вес ее определяется по формуле:
Q i=q i l i, (2.86)
где Q i – вес соответствующей i-ой секции, кН;
q i – вес 1м трубы соответствующей i-ой секции, кН;
l i – длина соответствующей i-ой секции, кН.
Q 1=0,265 110 =29,1 кН.
По эпюре (рис.2.5) находится давление РНИZ на уровне верхнего конца 1-ой секции на глубине 2990 м РНИZ=25,9 МПа. Следующая секция имеет толщину 7,0 мм для которых Р1КР =27,7 МПа. Определяется значения РКР2 для труб второй секции. Из условий двухосного напряжения с учетом растягивающих нагрузок от веса 1-ой секции по формуле:
PIКРi+1= PКРi+1 (1-0,3 (Q i/Q i+1)) МПа, (2.87)
где Q i – вес предыдущей секции, кН;
Q i+1 – растягивающая нагрузка при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести для определяемой секции, кН;
PКРi+1 – наружное избыточное давление на глубине установки определяемой секции, МПа.
PIКР2 = 27,7 (1-0,3 (29,1/983)) =27,45 МПа.
Глубина спуска 2-ой секции принимается равной 2990 м.
Толщина стенки труб 2-ой секции принимается 7,0 мм. Так как наружные избыточные давления к устью продолжают уменьшаться, то трубы с данной толщиной стенки их выдержат. Дальнейший расчет проводится из условия прочности на страгивающие нагрузки в резьбовом соединении. Длина секции определяется по формуле:
li= ([P] – ∑Qi-1) /qi м, (2.88)
qi – вес 1 м труб искомой секции, кН;
∑Qi-1 – общий вес предыдущих секций, кН;
[P] – допустимая нагрузка на растяжение, кН.
Допустимая нагрузка на растяжение определяется по формуле:
[P] =РСТ/nI3 кН, (2.89)
где РСТ – страгивающая нагрузка для соединений труб соответствующей секции, кН.
[P] =1019/1,3= 783,8 кН.
Длина 2-ой секции определяется по формуле (2.88):
l2= (783,8-29,1) /0,243=3105 м
Принимается длина 2-ой секции 2990. Тогда вес 2-ой секции по (2.86):
QI2=2990 0,243=726,6 кН.
Вес 2-х секций составит
∑QI= 29,1+726,6=755,7 кН.
Сводные данные о конструкции обсадной колонны приведены в табл.2.14.
Таблица 2.14 Сводные данные о конструкции обсадной колонн
№ п. п.
секции Группа прочности Толщина стенки,
мм Длина секции,
м Вес, кН Интервал
установки
секции суммарный 1 м труб
I E 7,7 110 29,1 29,1 0,265 3100 –
2990
II E 7,0 2990 726,6 755,7 0,243 2990 – 0
2.12 РАСЧЁТ ПАРАМЕТРОВ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Расчёт параметров цементирования производится по методике изложенной в методическом пособии “Расчёт параметров цементирования обсадных колонн” под редакцией Редутиннског Л. С [13].
Обосновывается способ цементирования.
Под способом цементирования понимается схема доставки тампонажной смеси в затрубное пространство. Поэтому признаку выделяют несколько способов цементирования обсадных колонн: прямой одноступенчатый, прямой двухступенчатый, манжетный, обратный, цементирование “хвостовиков” и секций.
Среди перечисленных способов цементирования наилучшей технологичностью обладает способ прямого одноступенчатого цементирования, к тому же при этом способе можно получить наиболее высокое качество разобщения. Поэтому способ одноступенчатого цементирования всегда предпочтительнее других способов, если применение последних не вызывается необходимостью по горнотехническим условиям.
Способ прямого двухступенчатого цементирования целесообразно использовать:
При наличии зон поглощений в нижележащих пластах.
При наличии резко различающихся температур в зоне подъема цементного раствора, вызывающих быстрое его схватывание в нижней части.
В случае невозможности одновременного вызова на буровую большого числа цементировочных агрегатов.
Использование двухступенчатого цементирования позволяет значительно снизить давление на горные породы и предотвратить их гидроразрыв.
Манжетное цементирование применяют на месторождениях с низким пластовым давлением или сильно дренированных, подверженных гидроразрыву пластов. При данном способе исключается загрязнение продуктивного горизонта, находящегося ниже спецмуфты, тампонажной смесью.
При обратном цементировании ускоряется процесс доставки тампонажной смеси в затрубное пространство и снижается давление на горные породы. Этот способ находит широкое применение при цементировании обсадных колонн, перекрывающих пласты большой мощности, подверженные гидроразрыву при небольших перепадах давления, а также рекомендуется для заливки колонн небольшой глубины.
Необходимость в цементировании “хвостовиков” или секций обсадных колонн возникает, если в конструкции скважины предусмотрен спуск колонны в виде “хвостовиков” или секций [2].
Выбираем простейший, наиболее технологичный и распространенный на данном месторождении и в Западной Сибири способ прямого цементирования, который предполагает доставку тампонажной смеси в затрубное пространство через башмак обсадной колонны.
Проведем расчет для определения возможности одноступенчатого цементирования [15]. Такая возможность определяется из условия гидроразрыва пород и минимально возможного удельного веса гельцементного раствора, то есть, возможность регулирования удельного веса гельцементного раствора лежит в пределах:
q ГЦМИН qГЦМИН, то цементирование обсадной колонны в одну ступень возможно. При этом значение удельного веса гельцементного раствора может быть принято по условию (2.90) в пределах 1,32…1,92104 Н/м3.
Рассчитывается объем буферной и продавочной жидкостей и тампонажной смеси.
Объем тампонажной смеси определяется объемом затрубного пространства, подлежащего цементированию, и объемом цементного стакана.
VТС=VЗП+VСТ м3, (2.93)
где VЗП – объемом затрубного пространства, м3; VСТ – объемом цементного стакана, м3. При цементировании затрубного пространства часто используется тампонажная смесь разного состава. В частности, интервал эксплуатационного объекта цементируют чистым цементным раствором, а вышележащий интервал – облегченной тампонажной смесью (гельцементом).
Тогда:
VЗП= VЗПЦР+VГЦ м3, (2.94)
где VЗПЦР – объем цементного раствора в затрубном пространстве, м3; VГЦ – объем гельцементного раствора, м3. Объем цементного раствора в затрубном пространстве составит:
VЗПЦР=/4 (DД2 – D2) КК hЦР м3, (2.95)
где D – наружный диаметр обсадной колонны, м;
hЦР – высота столба цементного раствора, м.
VЗПЦР=3,14/4 (0,21592 – 0,1462) 1,1 320 =7 м3.
Интервал гельцементного раствора располагается одной частью в необсаженном стволе, а другой в обсаженном. Поэтому объем гельцементного раствора определяется по выражению:
VГЦ=/4 [ (DД2 – D2) ККhСГЦ + (DВ2 – D2) hОГЦ] м3, (2.96)
где hСГЦ – высота столба гельцемента в необсаженном стволе, м;
hОГЦ – высота столба гельцемента в обсаженном стволе, м;
DВ – внутренний диаметр предыдущей колонны, м.
По данным кавернограмм коэффициент кавернозности в интервале: 650 – 2785м К=1,7.
VГЦ=3,14/4 [ (0,21592 – 0,1462) 1,7 2135 + (0,21692 – 0,1462) 200] =77,2 м3.
Объем цементного стакана определяется внутренним объемом обсадной колонны в интервале от башмака до кольца “стоп” и находится по формуле:
VCT=/4dВ2h CT м3, (2.97)
где dВ – внутренний диаметр обсадной колонны, м;
hCT – высота цементного стакана, м.
Ориентировочную высоту цементного стакана принимается равной 30 м, исходя из условия 10 м на каждые 1000 м ствола скважины.
VCT=3,14/4 0,13062 30 =0,4 м3.
Общий объем цементного раствора составит:
VЦР = VЗПЦР + VCT м3. (2.98)
VЦР = 7+ 0,4=7,4 м3.
Общий объем тампонажной смеси:
VТС = VЦР + VГЦ м3. (2.99)
VТС = 7,4+77,2= 84,6 м3.
Рассчитывается удельный вес тампонажной смеси.
Компонентами чистого цементного раствора являются цемент и вода. В качестве цемента, согласно ГОСТ 1581-96 “Портландцементы тампонажные. Технические условия” используем портландцемент тампонажный бездобавочный для умеренных температур марки ПЦТ I – 100, так как облегчающих добавок не требуется, а температура на забое скважины составляет 940С. Удельный вес цемента равен 3,12104Н/м3. В качестве жидкости затворения используем техническую воду, удельный вес которой 1,0104Н/м3. Весовое отношение воды к цементу в растворе описывает водоцементное отношение m=0,5 [13, стр.14].
Исходная формула для расчета удельного веса цементного раствора:
qЦР= ( (1+m) qЦqВ) / (qВ+mqЦ) Н/м3, (2.100)
где qЦ – удельный вес цемента, Н/м3;
qЦ – удельный вес технической воды, Н/м3.
По формуле (2.13.11) находим:
qЦР= ( (1+0,5) 3,12 1041,0 104) / (1,0 104+0,53,12 104) =1,82104 Н/м3.
Компонентами гельцементного раствора являются цемент, вода, наполнитель (глинопорошок) и наполнитель (при необходимости). В качестве цемента используем портландцемент тампонажный ПЦТ I – 100, с удельным весом 3,12104Н/м3, в качестве жидкости затворения используем техническую воду, удельный вес которой 1,0104Н/м3. В роли наполнителя используем бентонитовый порошок с удельным весом 2,8 104Н/м3.
Ранее было определено, что значение удельного веса гельцементного раствора находится в приделах 1,32…1,92 104Н/м3. По табл.3.2.1 [13, стр.17] выбирается удельный вес гельцементного раствора равной 1,53104Н/м3 и принимается значение глиноцементного отношения равным 0,33.
Водоцементное отношение находим по формуле:
М = 0,5+2,2 Б, (2.101)
где М – водоцементное отношение;
Б – глиноцементное отношение.
М = 0,5+2,2 0,33=1,23.
Окончательное значение удельного веса гельцементного раствора рассчитываем по формуле:
qГЦ= (М+1+Б) / (М/qВ+1/qЦ +Б/qН) Н/м3, (2.102)
где qН – удельный вес наполнителя.
Таким образом получаем:
qГЦ= (1,23+1+0,33) / (1,23/1104+1/3,12 104 +0,33/2,8 104) =1,53104 Н/м3.
Определяется потребное количество составных компонентов для тампонажной смеси.
Для чистого цементного раствора необходимо найти количество цемента и воды. При принятом водоцементном отношении m количество цемента определяется следующим образом. В одном кубометре цементного раствора содержится цемента – Ц; воды – m Ц, удельный вес 1 м3 раствора составляет – qР. Тогда расход цемента на 1 м3 раствора составит:
Ц = q ЦР / (1+m), т/м3. (2.103)
Ц = 3,12104/ (1+0,5) =2,08 т/м3.
Расход воды на 1 м3 раствора составит:
В =m Ц т/м3. (2.104), В =0,5 2,08=1,04 т/м3.
Потребное количество цемента для приготовления всего объема цементного раствора определяется по формуле:
GЦI =VЦР Ц K т. (2.105)
Где К – коэффициент неизбежных потерь цемента при затворении, принимается 1,05.
GЦI=7,4 2,08 1,05= 16 т.
Потребное количество воды для приготовления всего объема цементного раствора определяется по формуле:
GВI = m GЦI т. (2.106)
GВI= 0,5 16=8 т.
Для гельцементного раствора необходимо найти количество воды, цемента и наполнителя (глинопорошка). При принятых значениях водоцементного и глиноцементного отношений находим количество цемента. В одном кубометре раствора содержится: цемента – Ц; воды – М Ц; глинопорошка – Б Ц.
Расход цемента на 1 м3 раствора составит:
Ц = qГЦ/ (1+М+Б) т/м3. (2.107)
Ц = 1,53104/ (1+1,23 +0,33) =0,598 т/м3.
Расход воды на 1 м3 раствора составит:
В = М Ц т/м3. (2.108)
В =1,23 0,598 = 0,736т/м3.
Расход глинопорошка на 1 м3 раствора составит:
Н =Б • Ц т/м3. (2.109)
Н =0,33 0,598 = 0, 197 т/м3.
Общее количество цемента определяется как:
GЦII=VГЦ Ц K т. (2.110)
GЦII =77,2 0,598 1,05=48,5 т.
Общее количество воды определяется как:
GВII =М GЦ т. (2.111)
GВII=1,23 48,5= 60 т.
Общее количество наполнителя определяется как:
GН = Б GЦII т. (2.112)
GН = 0,33 48,5=16 т.
На весь объем цементирования скважины суммарное количество цемента составит:
∑ GЦ =GЦI +GЦII т. (2.113)
∑ GЦ = 16 + 48,5 = 64,5 т.
Суммарное количество сухого порошка (цемента и наполнителя) составит:
∑ G = ∑ GЦ + GН т. (2.114)
∑ G = 64,5+16=80,5 т.
Рассчитывается объем продавочной жидкости.
Продавочная жидкость служит для вытеснения тампонажной смеси из обсадной колонны в затрубное пространство с помощью продавочной пробки.
В качестве продавочной жидкости используется буровой раствор, объем которого определяется по формуле:
VПЖ = (∑ (d I2/4l I)) KI м3, (2.115)
где dI – внутренний диаметр соответствующей секции обсадной колонны;
l I – длина соответствующей секции (без учета цементного стакана);
КI – коэффициент, учитывающий сжатие пузырьков воздуха в продавочной жидкости и деформацию обсадной колонны (КI= 1,03).
VПЖ = ( (3,140,13062/4110) + (3,140,1322/42990)) 1,03=43,2 м3.
Определяем тип и объем буферной жидкости.
Буферная жидкость закачивается в обсадную колонну перед тампонажной смесью и выполняет следующие функции:
Отделяет в затрубном пространстве тампонажную смесь от вышерасположенного бурового раствора, что препятствует их смешению. В противном случае при смешивании тампонажного и бурового растворов часто образуется трудно прокачиваемая смесь.
Очищает стенки скважины от глинистой корки, что в дальнейшем улучшает контакт цементного камня с породой.
Облегчает процесс вытеснения бурового раствора, обеспечивая большую степень замещения бурового раствора цементным.
Применение буферных жидкостей значительно повышает качество цементирования.
В качестве буферной жидкости используется двухпроцентный водный раствор триполифосфата натрия, удельный вес буферной жидкости составит 1,0104Н/м3.
Объем буферной жидкости должен обеспечить выполнение вышеперечисленных функций. Практикой установлено, что минимально необходимая высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве должна ориентировочно составлять 100 м на каждые 1000 м цементируемого интервала. Тогда минимальный объем буферной жидкости составит:
VБЖМИН=/4 (DД2 – D2) K hБЖМИН м3. (2.116)
где hБЖМИН -минимально необходимая высота столба буферной жидкости, м.
VБЖМИН=3,14/4 (0,21592 – 0,1462) 1,7 3100/100=1,05 м3
Так как qБР >qБЖ, то с увеличением столба буферной жидкости снижается гидростатическое давление и может произойти выброс. Поэтому находится максимальное количество закачиваемой в скважину буферной жидкости из условия отсутствия выброса:
VБЖМАКС=/4 (DД2 – D2) K hБЖМИАКС м3, (2.117)
где hБЖМАКС – максимальная высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве, м. Максимальная высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве находится по формуле:
h БЖМАКС = (10-6Н qБР – PПЛ) / (10-6 (qБР -qБЖ) м. (2.118)
hБЖМАКС= (10-628251,08104 – 28,5) / (10-6 (1,08104 – 1,0104) =2512 м.
По формуле (2.117) находится максимальный объем закачиваемой в затрубное пространство буферной жидкости:
VБЖМАКС=3,14/4 (0,21592 – 0,1462) 1,7 2512=87м3.
Номинальный объем буферной жидкости должен находится в пределах между минимальным и максимальным значениями:
VБЖМИН
[Gкр] / Qоб > 0,9; (2.139)
[Gкр] / Qпр > 1, (2.140)
где Gкр – допустимая нагрузка на крюке, тс;
Qок – максимальный вес бурильной колонны, тс;
Qоб -максимальный вес обсадной колонны, тс;
Qпр -параметр веса колонны при ликвидации прихвата, тс.
Максимальный вес бурильной колонны составляет QБК =67076 кг = 67,07 тс.
Максимальный вес обсадной колонны составляет QОБ =755,7 кН =75,57 тс.
Параметр веса колонны при ликвидации прихвата определяется по формуле:
Qпр = k Qмах тс, (2.141)
где k – коэффициент увеличения веса колонны при ликвидации прихвата (k = 1,3);
Qмах – наибольший вес одной из колонн, тс.
Qпр = 1,3 67,07=87,19 тс.
По условию (2.138):
200/67,07=2,98 >0,6.
По условию (2.139):
200/75,57=2,64 >0,6.
По условию (2.140):
200/87, 19=2,29 >1.
Из вышеприведенных расчетов видно, что все условия выполняются, следовательно, буровая установка для бурения проектируемой скважины выбрана верно.
Техническая характеристика БУ 3200/200 ЭК-БМ.
Условная глубина бурения, м 3200
Допустимая нагрузка на крюке, кН (тс) 2000 (200)
Оснастка талевой системы 5×6
Высота основания (отметка пола буровой), м 8,5
Ротор Р-560
Клиновой захват ПКР-560
Тип бурового насоса УНБТ-950
Мощность бурового насоса, кВт 950
Буровой вертлюг УВ-250 МА1
Компрессор АВШ6/10
Талевый блок УТБК-5×200
Буровая лебедка ЛБ-750
Объем емкости для долива, м3 12
Полезный объем емкостей бурового раствора, м3 120
Полезный объем емкостей для воды вне эшелона, м3 100
Расстояние от оси скважины до края амбара, м 18
Производится расчет режимов СПО.
Определяется скорость крюка при различных скоростях лебедки по формуле:
Vкрi=Vi/Qт м/с, (2.142)
где Vкрi- скорость крюка на различных передачах лебедки;
Vi- i-я скорость вращения барабана лебедки, м/с;
Qт- вес талевой системы (Qтс=10 тс = 100 кН).
Для лебедки типа ЛБ-750 скорость вращения барабана лебедки на различных скоростях следующая:
V1=2 м/с; V4=7,36 м/с;
V2=3,04 м/с; V5=11,28 м/с;
V3=4,88м/с; V1=17,29 м/с.
По формуле (2.142)
Vкр1 =2/10=0,2 м/с; Vкр4 =7,36/10=0,736 м/с;
Vкр2 =3,04/10=0,304 м/с; Vкр5 =11,28/10=1,128 м/с;
Vкр3 =4,88/10=0,488 м/с; Vкр6 =17,29/10=1,729м/с.
Определяется грузоподъемность лебедки на крюке QЛiК, при различных скоростях подъема Vi по формуле:
QЛiК = (Nб ) / Vкрi – Qтс кН, (2.143)
где Nб- мощность на барабане лебедки, кВт;
- коэффициент полезного действия ( = 0,95).
QЛ1К = (560 0,95) / 0,2 – 100= 2560 кН;
QЛ2К = (560 0,95) / 0,304 – 100= 1650 кН;
QЛ3К = (560 0,95) / 0,488 – 100= 990 кН;
QЛ4К = (560 0,95) / 0,736 – 100= 623 кН;
QЛ5К = (560 0,95) / 1,128 – 100= 371 кН;
QЛ6К = (560 0,95) / 1,729 – 100= 197 кН.
Определяется условный вес одной свечи q по формуле
q= ( (Qбк+Qтс) l) /L кН, (2.144)
где l – длина одной свечи (l = 25 м);
L – глубина скважины по стволу, м.
q= ( (670,76+100) 25) /3105=6,2 кН.
Определяется общее количество свечей n по формуле
n=L/l, (2.145)
n=3105/25=125 шт.
Определяется количество свечей, которые можно поднять из скважины на каждой скорости лебедки ni по формуле
ni= ( (Qбк+Qтс) – QЛi – 1К) / q. (2.146)
Количество свечей поднимаемых на 6-ой скорости лебедки:
n6= 197/ 6,2=31 шт.
Количество свечей поднимаемых на 5-ой скорости лебедки:
n5= ( (670,76+100) – 197) /6,2=82 шт.
Количество свечей поднимаемых на 4-ой скорости лебедки:
n4= ( (670,76+100) – 371) /6,2=64 шт.
Количество свечей поднимаемых на 3, 2, 1 скоростях не определяется, так как на 6, 5 и 4 скорости можно поднять всю бурильную колонну.
Режимы СПО приведены в табл.2.17.
Таблица.2.17 Режимы СПО
Скорость лебедки Количество поднимаемых свечей, шт
4
5
6 12
82
31
3. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ЦЕХИ И СЛУЖБЫ
3.1 РЕМОНТНАЯ БАЗА
В результате длительной эксплуатации бурового оборудования либо при возникновении аварийных ситуаций происходит износ или поломка бурового оборудования.
Ремонтом вышедшего из строя оборудования занимается центральная база производственного обеспечения (ЦБПО), которая подразделяется на:
прокатно-ремонтный цех бурового оборудования (ПРЦБО);
прокатно-ремонтный цех труб и трубопроводов (ПРЦТ и Т).
В состав прокатно-ремонтного цеха бурового оборудования входят комплексные бригады по проведению планово-предупредительных ремонтов бурового оборудования, противовыбросового оборудования и фонтанных арматур.
В состав прокатно-ремонтного цеха труб и трубопроводов входит участок по ремонту труб и трубопроводов. Численный состав бригад ремонтной базы определяется исходя из трудоемкости работ по техническому обслуживанию.
Состав ремонтной службы меняется в зависимости от работ предприятия.
С целью повышения ответственности рабочих на своих местах, за каждым закреплена определенная группа оборудования.
Капитальный ремонт крупноблочного оборудования производится на ремонтно-механических заводах по разовым заявкам.
Текущий ремонт оборудования осуществляется слесарями, входящими в состав бригады, работающими на месторождении.
3.2 ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ БАЗА
В табл.3.1 представлены сведения об электрическом снабжении буровой, его источниках и характеристики линии электропередач.
Таблица 3.1 Электроснабжение
Источник электроснабжения Характеристика ЛЭП Заявленная мощность
Наимено-вание расстояние до буровой, км количество одновременно работающих установок ЛЭП, кВ длина, км транс форматоров суммарная системы электроснабжения
буровой
Энерго-система 15 1 6 15 292 1396,8
Данные о количестве потребляемой энергии при подготовительных работах, бурении, креплении и испытании скважины приведены в табл.3.2
Таблица 3.2 Количество потребляемой электроэнергии
Наименование
работ Норма расхода электроэнергии Количество потребляемой электроэнергии, кВтч
Единицы измерения Величина Источник нормы На первую скважину куста На последующие
Подготовительные работы кВтч/сут 4140 ЭСН табл.49-404 16560 4968
Бурение и крепление кВтч/м 68 ЭСН табл.49-405 181832 181832
Испытание в колонне с передвижной установкой кВтч/сут 1520 ЭСН табл.49-407 18665,6 18665,6
Всего на скважину 217057,6 205465,6
3.3 ВОДНЫЕ РЕСУРСЫ И ВОДОСНАБЖЕНИЕ
На каждом кусте, где ведётся бурение скважин на нефть и газ для бытовых нужд, а так же для технических нужд бурится неглубокая скважина на воду, глубина и параметры которой задаются “Рабочим проектом на бурение разведочно-эксплуатационных скважин для водоснабжения” Том-3-856, 1988г. В данном случае водяная скважина бурится до чеганской свиты, глубиной 240 м. Скважина артезианская, расположена на расстоянии 60 м от буровой. Рабочий расход составляет 6,2 м3/ч, что вполне удовлетворяет потребности в воде: техническая вода 120 м3/сут, а остальное на бытовые нужды. Объем запасных емкостей для воды составляет 50 м3. Скважина оборудуется фильтрами для очистки воды, в обвязку скважины входит водопровод диаметром 0,05 м и длиной 60 м.
3.4 ПРИГОТОВЛЕНИЕ РАСТВОРА
Буровой раствор для бурения скважин приготавливается непосредственно на буровой из привозных материалов. Руководство над приготовлением и контролем за параметрами раствора занимается инженер-технолог по буровым растворам, непосредственным контролем за параметрами во время бурения занимается лаборант-коллектор, приготовлением и обработкой раствора занят второй помощник бурильщика.
На буровой ведется журнал, в котором лаборант-коллектор ведет записи о параметрах бурового раствора, количестве использованных химреагентов, с периодичностью в 2 часа. Каждую неделю заполняется паспорт качества бурового раствора, в котором обозначаются основные качественные параметры бурового раствора и отправляется проба бурового раствора в лабораторию буровых и промывочных растворов.
3.5 ТРАНСПОРТ
Транспортировка грузов и вахт наземным транспортом обеспечивается управлением технологического транспорта УТТ. Парк УТТ составляет как колесная, так и гусеничная техника. В зависимости от времени года, и состояния дорожного полотна применяется та или иная техника.
К месторождению ведет автотрасса Стрежевой – Пионерный – Новый Васюган – Игол с бетонным покрытием, по которой ведется транспортировка грузов и рабочего персонала. На территории месторождения проложены дороги к кустам из круглого леса, отсыпанные грунтом. В зимнее время также используются зимние временные дороги.
Транспортировка работников из Стрежевого осуществляется вертолетами Ми-8, из Томска самолетами Ан-24 до вахтового посёлка Пионерный, а далее 250 км по автотрассе с бетонным покрытием автобусами туристического класса Кароса.
3.6 СВЯЗЬ И ДИСПЕТЧЕРСКАЯ СЛУЖБА
Связь с буровой бригадой на Игольско-Таловом месторождении осуществляется с помощью радиостанции FM 10-164Д, которая находится в культбутке городка. В 6, 8, 12, 16,20 и 24 часа бурильщик работающей вахты сдает сводку в районную инженерно-техническую службу (РИТС), расположенную в поселке Игол. Сводка передается в центральную инженерно-техническую службу (ЦИТС), начальником смены РИТС, посредством телефонной связи. Помимо этого начальник смены РИТС принимает все распоряжения руководства внесением сообщений в журнал и доводит их до мастера бригады, также ведет диспетчеризацию служб и техники предприятия относящихся к месторождению. Связывается с подрядными организациями (геофизиками, дорожными строителями) и заказчиком (НГДУ).
Отсутствие простоев в работе во многом зависит от отлаженности работы диспетчерской службы.
3.7 КУЛЬТУРНО-БЫТОВОЕ И МЕДИЦИНСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
Игольско-Таловое месторождение расположено на значительном расстоянии от Стрежевого и Томска, поэтому работы на буровой ведутся вахтовым методом, работающие живут и трудятся на кусту в течении вахты (15 дней). Для комфортабельного проживания устанавливается передвижной вахтовый городок, состоящий из 6 вагончиков для проживания рабочих буровой вахты, бурового мастера и инженеров-технологов, кухни-столовой, бани-сауны, сушилки и культбутки.
Медицинскую помощь можно получить в медпункте поселка Игол, в экстремальном случае на куст вызывается специальная бригада скорой помощи на вертолетной технике для транспортировки пострадавшего в больницу г. Стрежевого, обеспеченную необходимым оборудованием и высококвалифицированным персоналом. На кусте в обязательном порядке находится медицинская аптечка для оказания первой медицинской помощи на месте.
4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
4.1 БЕЗОПАСНОСТЬ В РАБОЧЕЙ ЗОНЕ
Вопросам охраны труда в конституции Российской Федерации отводится особое место. В ней говорится, что Российское государство заботится об улучшении условий и охране труда, его научной организации о сокращении, а в дальнейшем и о полном вытеснении тяжелого физического труда на основе комплексной механизации и автоматизации производственных процессов во всех отраслях народного хозяйства.
В нефтяной и газовой промышленности при неправильной организации труда и производства не соблюдении мероприятий по проводке скважин возможны следующие опасности:
Механические травмы.
Поражение электрическим током.
Пожары.
Взрывы.
Ожоги.
Также возможно появление следующих вредностей:
Климатические условия.
Шум.
Вибрация.
Освещение.
Запыленность и загазованность.
Механические травмы – возможны во время СПО, падения с высоты различных предметов, а также деталей вышки и обшивки буровой, недостатки в содержании рабочего места, отсутствие ограждений движущихся частей бурового оборудования, применение опасных приемов труда и т.д.
Поражение электрическим током – возможно из-за доступности прикосновения к токоведущим частям, отсутствия защитного заземления, не применения защитных средств при обслуживании электроустановок.
Пожары – возникают вследствие взаимодействия открытого огня с огнеопасными веществами (нефть, газ и т.д.), так как территория может быть замазучена.
Источники пожара:
короткое замыкание, перегрев проводки;
открытый огонь;
удар молнии;
статическое электричество.
Взрывы – возможны при:
при наличии горючих веществ;
наличие окислителя или среды;
наличие сосудов под давлением;
источника зажигания (открытый огонь, короткое замыкание, статическое электричество).
Ожоги – возможны вследствие небрежного хранения и обращения с химическими реагентами, открытым огнем и горючими материалами, от электрического тока.
Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов.
Механические травмы. Для устранения причин возникновения механических травм необходимо все работы проводить согласно [3] и [20]. Кроме того, необходимо:
оградить вращающиеся части механизмов;
обеспечить машинные ключи страховочными канатами;
проводить своевременно инструктажи по технике безопасности.
при ремонте должны вывешиваться знаки оповещающие о проведении ремонтных работ;
весь рабочий персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты (касками, спецодеждой, рукавицами и т.д.) согласно нормам: ”Типовые отраслевые нормы бесплатной выдачи спецодежды”, утвержденных Минтруда России, №67, 16.12.97 г.
проведение проверки состояния ремней, цепей, тросов и их натяжения;
проведение плановых и неплановых проверок пусковых и тормозных устройств;
при работе на высоте рабочий должен быть обеспечен страховым поясом.
Буровая вышка должна быть обеспечена маршевыми лестницами (угол падения их не более 60°, ширина 0,7 м). Между маршами лестниц следует устроить переходные площадки. Расстояние между ступеньками по высоте не более 25 см, они должны иметь уклон внутрь 2÷5°. С обеих сторон ступени должны иметь планки или бортовую обшивку, высотой 15 см. Пол должен быть сделан из рифленого металла, исключающего возможность скольжения.
Все грузоподъемные механизмы грузоподъемностью свыше 1тонны должны быть поставлены на учет в Госгортехнадзор и испытаны в присутствии непосредственного начальника и представителя Госгортехнадзора [21].
Испытание включают в себя:
внешний осмотр;
статическое испытание;
динамическое испытание.
В конструкции грузоподъемных механизмов обязательно должны быть предусмотрены системы защиты (блокировка, дублирование и т.д.), которые также подлежат испытанию.
Поражение электрическим током. Предупреждение электротравматизма на объектах достигается выполнением следующих мероприятий:
проектирование, монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования буровых установок должны проводиться в соответствии с требованиями ”Правил устройства электроустановок” (ПУЭ), ”Правил эксплуатации электроустановок потребителей” (ПЭЭП), утвержденных Госэнергонадзором 31.03.92 г. и ”Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей” (ПТБЭ), утвержденных Главэнергонадзором 21.12.84 г.
обеспечение недоступности прикосновения к оголенным токоведущим частям, находящимся под напряжением;
применение блокировочных устройств;
применение защитного заземления буровой установки;
применение изолирующих, защитных средств (резиновые перчатки, боты, инструмент с изолированными ручками) при обслуживании электроустановок;
допускать к работе специально обученных лиц, имеющих группу по электробезопасности не ниже IV.
Рассчет контура заземления.
При расчете пользуются схемой для расчета контура заземления представленной на рис.4.1
50мм
Рис.4.1 Схема для расчета контура заземления
Сопротивление контура на буровой RЗ≤ 4 Ом.
Рассчитывается сопротивление одного электрода (длина которого l =2,5 м, диаметр d =0,05 м, заложенного в грунт на глубину h =1,9 м до середины электрода) по формуле:
Rт=0,366 / l (lg 2l/d+1/2lg (4h+l) / (4h-l)) Ом, (4.1)
где – удельное сопротивление почвы, Ом∙м ( =70 Ом∙м);
l – длина электрода;
h – глубина до половины электрода, м;
d – диаметр электрода, м.
Rт=0,366 70/ 2,5 (lg 22,25/0,05+1/2lg (41,9+2,5) / (41,9-2,5)) =22 Ом.
Необходимое число электродов n определяется по формуле
n= (Rт ηс) / (RЗ ηЭТ), (4.2)
где RЗ – допустимое сопротивление заземления, Ом (RЗ= 4 Ом);
ηс – коэффициент сезонности (ηс =2);
ηЭТ – коэффициент экранирования труб (электродов), (0,2
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
