Реферат: Восстановление скважины 60 Золотухинского месторождения методом бурения второго ствола

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

Введение.

Глава 1 Геологическое строение Золотухинского месторождения.

1.1 Общие сведения о месторождении.

1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного

разреза месторождения.

1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.

1.4 Нефтеностность Золотухинского месторождения.

Глава 2 Технология восстановления скважины №60Золотухинского нефтяного месторождения методом бурения второго ствола.

2.1 Обоснования выбора скважины для восстановления методом

бурения второго ствола.

2.2 Основные проектные данные.

2.3 Технология бурения нового ствола.

2.4 Спуск обсадной колонны.

2.5 Цементирование обсадной колонны.

2.6 Заканчивание скважины.

Глава 3 Определение показателей эффективности при бурении винтовым забойным двигателем.

Глава 4 Мероприятия по экологии, охране труда и технике безопасности при бурении второго ствола и заканчивании скважин.

4.1Организация охраны труда в УПНП и РС.

4.2 Характеристика производства, выполняемых работ с точки

зрения охраны труда.

4.3 Организация пожарной охраны.

4.4 Мероприятия по охране окружающей среды.

Заключение.

Список использованных источников.

ПриложениеА - Структурная карта Золотухинского нефтяного

месторождения.

Приложение Б - Геологический разрез месторождения в зоне скважины.

Приложение В - ГТН скважины №60 Золотухинского месторождения.

Приложение Г - Клиновой отклонитель фирмы «Бейкер».

Приложение Д - Винтовой забойный двигатель.

Приложение Е - Компоновка для вырезки окна тип «Е».

Приложение Ж - Технико-экономическая оценка восстановления скважины .

РЕЦЕНЗИЯ

На представляемый к защите дипломный проект по теме :

«Восстановление скважины №60 Золотухинского месторождения методом бурения второго ствола»

студента ГГТУ им. П.О.Сухого

Войтова Юрия Викторовича

Кафедра «Разработка, эксплуатация нефтяных месторождений и транспорт нефти»

Руководитель проекта – А.В.Танкевич – Начальник ЦИТС УПНПиРС

Представленный на рецензию дипломный проект Ю.В.Войтова по теме «Восстановление скважины №60 Золотухинского месторождения методом бурения второго ствола» содержит: введение, четыре главы, посвященные разработке поставленной задачи и заключение. Графическая часть проекта выполнена на 6 листах.

В первой главе автором достаточно полно освещена геологическая характеристика Золотухинского месторождения с описанием стратиграфии, литологии, тектоники и нефтеносности.

Во второй главе изложена технология восстановления скважины методом бурения второго ствола. В ней приводится характеристика параметров режима бурения и их взаимосвязь. Даются рекомендации по выбору рациональных параметров режима бурения. Дается обоснование выбора глубины забуривания второго ствола скважины. При описании технологии проводки скважины даются рекомендации по выбору КНБК, необходимых для управления его траекторией, параметров бурового раствора. Далее автор рассматривает вопросы крепления и освоения скважины, рассмотрены методы вызова притока пластового флюида.

В третьей главе дано экономическое обоснование использования винтовых забойных двигателей при бурении второго ствола, по сравнению с турбинными забойными двигателями.

В четвертой главе хорошо проработаны вопросы охраны труда и защиты окружающей среды. Рассмотрены производственные вредности и методы борьбы с ними, вопросы пожарной- и электробезопасности. Выполнен расчет заземляющего устройства передвижной электростанции ЭД-200. Даны рекомендации по осуществлению мероприятий, направленных на защиту окружающей среды. Особое внимание уделено утилизации буровых растворов, шлама и других отходов, работам по охране почв, воздушной среды и недр.

Все главы проекта хорошо и комплексно проработаны со знанием проблем, решением поставленных вопросов и выполнены в логической последовательности. Сделанные выводы убедительны и аргументированы.

Дипломный проект студента Войтова Ю.В. по теме «Восстановление скважины №60 Золотухинского месторождения методом бурения второго ствола» рекомендуется к защите с оценкой «хорошо».

Начальник группы технологии УПНПиРС А.С.Котляров

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Геология Беларуси. А.С. Махнач, Р.Г. Гарецкий, А.В. Матвеев и др. ─ Мн.: Институт геологических наук НАН Беларуси, 2001. ─ 815 с.

2 Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин.- 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1978. – 471 с.

3 Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. Учебник для техникумов. - 5-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1985. – 421 с.

4 Проект на ремонтно-восстановительные работы по скважине №60s2 Золотухинского месторождения–Гомель, БелНИПИнефть.–2004 г.

5 Жданов М.А., Гординский Е.В., Авонесов М.Г. Основы промысловой геологии нефти и газа. М.:”Недра”, 1975 г.–295 с.

6 Мирзаджанзаде А.Х. и др. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов/А.Х. Мирзаджанзаде, И.М.Аметов, А.М.Хасаев, В.И.Гусев; Под ред. А.Х. Мирзаджанзаде. – М.: Недра, 1986. – 382 с.

7 Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1990. – 427 с.

8 Муравьёв В.М. Справочник мастера по добыче нефти. – 3-е изд., перераб. и доп.. – М.: Недра, 1975. – 264 с.

9 Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.,”Недра”,

1977 г.─287 с.

10 Егоров В.И. Экономика нефтегазодобывающей промышленности.М.: Недра, 1984, - 256 с.

11 Положение об организации работ по охране труда и промышленной безопасности в РУП ПО «Белоруснефть». – Гомель, 2003. – 91 с.

12 Инструкция по охране труда для рабочих бригад ЦПКРС. – Речица, 2004. – 254 с.

13 СТП 39-17-99. Технология бурения новых стволов при восстановлении скважин. – Гомель, 2001. – 30 с.

14 СТП 00-066-96. Технология и техника управления искривлением при бурении глубоких скважин. – Гомель, 1997. – 36 с.

15 СТП 39-25-2000. Буровые растворы. – Гомель, 2001. – 66 с.

16 Инструкция по расчёту обсадных колонн для горизонтальных скважин. – М.: ОАО «Нефтяник», 1999. – 33 с.

17 Стандарт предприятия 38─15─99 “Установка цементных мостов”─Гомель, 1999г.

18 СТП 00-055-84. Заканчивание нефтяных скважин. – Гомель, 1984.

19 СТП 39-20-2000. Крепление нефтяных скважин. – Гомель, 2000. – 38

20 Стандарт предприятия 39─22─2002 “Проведение гидропескоструйной

перфорации”.

21 Стрикель Н.И., Буренков В.Ф. Охрана труда: Практическое пособие для студентов заочного отделения машиностроительных и гуманитарно-экономических специальностей. – Гомель, 2002. – 34 с.

22 Оформление технической документации: Практическое руководство к дипломному проектированию для студентов специальности 51.02.02 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»/ Автор-составитель А.В.Захаров, Л.Ф.Дробышевская. – Гомель: ГГТУ им.П.О.Сухого, 2004. – 24 с.

23 Отчёт о выполненной работе: Инженерно-технологическое сопровождение буровых работ с использованием новых технологий и техники при строительстве скважин. – Гомель, 2004. – 103 с.

ГЛАВА 4 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЭКОЛОГИИ,ОХРАНЕ ТРУДА И ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БУРЕНИИ ВТОРОГО СТВОЛА И ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИНЫ.

4.1 Организация охраны труда в УПНП и РС

Управление по повышению нефтеотдачи пластов и ремонту скважин (УПНП и РС) относится к нефтегазодобываюшей отрасли народного хозяйства. По этой причине на предприятии действует «Единая отраслевая система управления охраной труда в нефтегазодобывающей промышленности» со своими законодательными и нормативными актами, учитывающими все особенности жизнедеятельности предприятия. Структура такой системы предусматривает единые требования по организации работ по охране труда, как в главном аппарате управления, так и в его структурных подразделениях. Основные направления организации охраны труда в УПНП и РС:

внедрение новой техники и технологий, направленных на оздоровление условий труда;

организация и осуществление надзора за охраной труда на всех производственных объектах;

организация обучения персонала;

составление инструкций по ТБ;

обеспечение роста культуры производства и качества выполняемых работ.

4.1.1 Лица ответственные за состояние охраны труда

в УПНП и РС

В УПНПиРС обязанность и персональная ответственность за создание безопасных и здоровых условий труда возлагается в первую очередь на начальника управления, который подбирает управленческие кадры и распределяет их функции в области управления предприятием.

За состояние охраны труда в УПНП и РС отвечает главный инженер. Он не допускает ввод в эксплуатацию объектов, если на них не обеспечены безопасные и здоровые условия труда, контролирует выполнение комплексного плана улучшения условий труда и санитарно оздоровительных мероприятий. Главный инженер совместно с главными специалистами (главным геологом, главным механиком, главным энергетиком) обеспечивает безопасные и здоровые условия труда при проведении технологических процессов и строгое соблюдение ГОСТов, правил, инструкций. Он организует внедрение последних достижений науки и техники, улучшает условия труда, организует кабинеты по охране труда, участвует в расследовании несчастных случаев и аварий, намечает мероприятия по предупреждению и устранению их причин.

Заместитель главного инженера по технике безопасности, он же и начальник отдела охраны труда, контролирует выполнение требований охраны труда. Эта служба организует обучение по охране труда, контролирует своевременность проведения всех видов обучения во всех подразделениях предприятия, оказывает методическую помощь по разработке и внедрению стандартов ССБТ, СТП ССБТ, инструкций по охране труда, участвует в расследовании аварий и несчастных случаев, ведет их учет и анализ, контролирует своевременность мероприятий по их предупреждению.

В УПНПиРС в управлении охраной труда участвуют главный механик, энергетик, начальники цехов.

Непосредственную ответственность за безопасность при проведении работ и использовании оборудования, инструментов, защитных средств и за поведение рабочих на местах несет мастер бригады ПКРС. Он ежедневно проверяет состояние оборудования, механизмов, предохранительных и сигнализирующих устройств и, при обнаружении неисправностей, немедленно устраняет их. Мастер бригады - непосредственный руководитель работ повышенной опасности. В случаях отклонения процессов от нормальных режимов он немедленно ставит в известность начальника цеха и принимает необходимые меры по восстановлению режима. При несчастных случаях мастер организует оказание первой доврачебной помощи, немедленный вызов медицинской помощи, газоспасательной службы и пожарной охраны.

4.1.2 Виды инструктажей по технике безопасности, и их периодичность

На УПНП и РС обеспечивается своевременное и качественное проведение инструктажей по технике безопасности.

Вводный инструктажпроводится ос всеми вновь прибывшими на работу, переведённым с одной должности на другую, командированными и практикантами по программе, утверждённой нанимателем. Проводит инженер по охране труда, оформляется в журнале регистрации вводного инструктажа.

2. Первичный инструктажпроводится непосредственно не рабочем месте со всеми вновь прибывшими командированными и практикантами. Проводит его мастер или другой ИТР – непосредственный руководитель работ, фиксируется записью в журнале инструктажей.

3. Повторный инструктажпроводит мастер индивидуально или с группой, не реже:

-бурильщики и помощники бурильщика – не реже одного раза в 6 месяцев;

- слесарь, старший механик – не реже одного раза 3 месяца;

- стропальщик – не реже одного раза 3 месяца;

- персонал, работающий с сосудами под давлением – не реже одного раза 3 месяца.

4. Внеплановый инструктаж проводит мастер после введения новых правил по ОТ, при изменении технических правил, введения новой техники, обнаружения нарушений правил ОТ работниками, после НС на производстве, при поступлении информации об аварии или НС на аналогичных производствах, а также по требованию инспектора госнадзора или уполномоченных органов.

5. Целевой инструктажпроводится мастером при выполнении разовых работ, а также перед ликвидацией последствий аварий, перед выполнением работ, на которые оформляется наряд-допуск.

Каждый рабочий, после первичного инструктажа на рабочем месте для усвоения навыков безопасных приемов работы закрепляется на 2-5 смен за опытным рабочим, под руководством которого он выполняет работу. Ежегодно рабочие и служащие проходят периодическую проверку знаний по охране труда. Комиссия состоит из ИТР цеха или специальной технологической группы, инженера отдела охраны труда.

Один раз в 3-5 лет рабочие и служащие проходят целевое обучение в учебно-курсовом комбинате, где они имеют возможность подтвердить или повысить свою квалификацию при сдаче экзаменов комиссии в составе:

- главный инженер предприятия;

- инспектор Проматомнадзора;

- инженер отдела охраны труда;

- представитель профсоюза;

- представитель учебно-курсового комбината;

- секретарь.

4.2 Характеристика выполняемых работ в УПНПиРС

УПНПиРС обязано выполнять требования по подготовке, принятию и реализации комплекса мероприятий (организационных, технических, правовых, санитарно-гигиенических, лечебно-профилактических, социально-экономических), направленных на сохранение здоровья и работоспособности персонала в процессе труда в соответствии с "Системой управления охраны труда на предприятиях концерна «Белнефтехим»", утвержденной концерном «Белнефтехим» 26.01.96 г., по согласованию с Государственной инспекцией труда, Проматомнадзором, МЧС, отраслевым профсоюзом и «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности».

К работе допускаются лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие медицинский осмотр и специальный инструктаж по безопасному ведению работ.

В каждой бригаде КРС, ПРС есть комплект инструкций по охране труда по профессиям и видам работ согласно перечню, утвержденного главным инженером предприятия. На рабочих местах должны быть знаки безопасности, предупредительные надписи.

Все машины и механизмы должны иметь прочные металлические ограждения, надежно закрывающие доступ со всех сторон к движущимся частям, выполненные в соответствии с требованиями.

Объекты, для обслуживания которых требуется подъем на высоту 0,75 м, должны быть оборудованы ступенями, а на высоту более 0,75 м -лестницами и перилами, выполненными в соответствии с требованиями.

На химические вещества, применяемые в технологических операциях, должны иметься паспорта безопасности вещества, предоставляемые заводом-изготовителем, либо документ, где указываются характеристики химического вещества, степень его опасности, основные меры безопасности при работе с ними.

При производстве работ с привлечением субподрядных и специализированных организаций, других подразделений (цехов) УПНП и PC руководствуется положениями о взаимоотношениях между предприятиями (структурными единицами), утвержденными руководителями этих подразделений.

Перечисленные выше требования и нормы строго соблюдаются и выполняются на каждом рабочем месте в УПНР и РС.

4.2.1 Производственные вредности и меры борьбы с ними

Неблагоприятные факторы производственной среды и трудового процесса, которые прямо или косвенно могут служить причиной нарушения работоспособности или здоровья работающих, называются производственными вредностями.

Для обеспечения безопасных условий труда при изоляционных работах на скважине и выполнения основных требований по промышленной санитарии и гигиене труда (санитарных норм СН 245-71, «Санитарных правил для нефтяной промышленности», утвержденных Минздравом СССР 15.10.86 г.), персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты: спецодеждой, спецобувью, средствами защиты органов дыхания в соответствии с нормами.

С целью снижения шума и вибрации на рабочих местах следует выполнять следующие мероприятия:

соблюдать требования инструкций по монтажу оборудования и
технических условий на монтаж-демонтаж агрегатов для изоляционных
работ;

своевременно и качественно устранять неисправности и поломки
оборудования и металлоконструкций, своевременно проводить все виды
ремонтов, соблюдать рекомендации, приведенные в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации;

- оснастить агрегаты для изоляционных работ коллективными
средствами снижения уровня шума и вибрации;

-оснастить рабочих средствами индивидуальной защиты.

Производственное помещение и рабочие места следует содержать в чистоте. Полы должны быть ровными и удобными для очистки и ремонта. Для сбора отбросов и мусора должны быть установлены ящики или урны (специальные контейнеры).

В производственных помещениях должны быть приняты меры к максимальному использованию естественного освещения. Окна должны содержаться в чистоте.

4.2.2 Требования к естественному и искусственному освещению

В зависимости от источника различают естественное, искусственное и совмещенное освещение. Естественное освещение бывает боковым, верхним и комбинированным. К первому относится освещение через окна в наружных стенах, ко второму — освещение через световые фонари и проемы в перекрытиях, к третьему - освещение через световые фонари и окна. Естественное освещение в помещениях регламентируется нормами, предусмотренными СПБ 2.04.05-98 «Естественное и искусственное освещение».

Искусственное освещение производственных объектов также регламентируется СНБ 2.04.05-98 «Естественное и искусственное освещение». В них задаются как количественные (величина минимальной освещенности, допустимая яркость в поле зрения), так и качественные характеристики (показатель ослепленности, глубина пульсации газоразрядными лампами независимо от принятой системы освещения в связи с большими преимуществами их перед лампами накаливания экономического и светотехнического характера.

В нефтяной и газовой промышленности для освещения широко применяются лампы накаливания. Это связано с тем, что светильники во взрывобезопасном исполнении выпускаются только для ламп накаливания.

На объектах нефтяной и газовой промышленности, особенно на групповых установках, в резервуарных парках, на территории буровой установки, на открытых площадках для оборудования, на скважинах при проведении текущего ремонта и других работ широко применяется прожекторное освещение.

Применяемое на производственных объектах аварийное освещение должно быть рассчитано на напряжение электрического тока 12В.

Для ЦКРС правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности установлены нормы освещенности (в люксах) для основных технологических процессов и операций :

-устье скважины-26 лк;

-лебедка-15 лк;

-подъемная мечта-2 лк;

-палати верхового рабочего-30 лк;

-приемные мостки-13 лк;

-машинные залы-20 лк.

При ремонте оборудования освещенность должна быть не менее 30 лк.

4.2.3 Электробезопасность

Электробезопасность-система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного воздействия электрического тока.

Безопасность обслуживания электроустановок зависит от производственной обстановки. Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ), различают следующие помещения по опасности поражения людей электрическим током:

-помещения с повышенной опасностью;

-особо опасные помещения;

-помещения без повышенной опасности.

Предупреждение электротравматизма на УПНПиРС достигается выполнением следующих мероприятий:

-устройством электроустановок таким образом, чтобы обеспечивалась недоступность прикосновения человека к токоведущим частям, находящимся под напряжением;

-устройством защитного заземления;

-устройством зануления;

-применением специальных схем защитного отключения;

-применением средств защиты при обслуживании электроустановок;

-специальным обучением лиц, обслуживающих электроустановки.

4.2.4 Расчет заземляющего устройства

передвижной электростанции ЭД-200

Заземляющее устройство состоит из заземлителей и проводников, соединяющих заземлитель с корпусами электрооборудования. Рассмотрим расчет заземлителя, т.е. определение такого числа и расположения электродов-стержней, при котором общее их сопротивление растеканию будет равно сопротивлению, предписанному для данного вида установок. Совпадения расчетного сопротивления заземлителя с действительным сопротивлением (после сооружения) можно ожидать лишь в том случае, если в основу расчета положить действительные значения удельного сопротивления земли в месте, где заземлитель будет сооружаться. Если это не выполнить, то после сооружения заземлителя может оказаться, что-либо в землю заложен лишний металл, либо надо увеличивать число электродов и расширять занимаемую заземлителем площадь.

Требуется выполнить заземление для передвижной дизельной электростанции(ЭД-200) мощностью 200 кВт с сопротивлением Rдоп.= 4Ом.Заземлитель решено выполнять из стержней диаметром d=32 мм, длиной l=3 м, соединенных стальной полосой 12х4мм.Измерения удельного сопротивления производились прибором МС-08 в летнее время. Среднее измеренное удельное сопротивление оказалось равным (без учета коэффициентов) р= 30 Ом-м.Растояние между стержнями a= 9м,глубина заложения Ho=0.7м,способ-в ряд.

1. Находим сопротивление одиночного заземлителя растеканию тока

Rст.од.=p/2*3.14*l*(ln(2*l/d)+0.5*ln((4*H+l)/(4*H-l))) , (4.1)

H=Ho+l/2 , (4.2)

H=0.7+3/2=2.2 м.

Где Н – заглубление электрода.

Rст.од=30/2*3.14*3*(ln(2*3/0.012)+0.5*ln((4*2.2+3)/(4*2.2-3)))=8.8Ом.

2. Определим кол-во стержневых заземлителей

n=Rст.од/hст*Rдоп , (4.3)

n=8.8/0.76*4=2.9 шт.

hст=0.76 – коэффициент использования вертикальных стержневых заземлителей.

3. Найдем длину соединительной полосы

lпол=1.05*a*(n-1), (4.4)

lпол=1.05*9*(2-1)=9.45м.

4. Определим сопротивление растеканию тока соединительной полосы

Rпол=p/2*3.14*lпол*ln(2*lпол^2/B*Hо), (4.5)

Где В=0,012 м – ширина полосы.

Rпол=30/2*3.14*9.45*ln(2*9.45^2/0.012*0.7)=1.5Ом.

5. Сопротивление группового искусственного заземлителя Rгр=Rпол*Rст.од/(Rпол*hст*n+Rст.од*nпол), (4.6)

Где nпол=0,96 – коэффициент использования горизонтального полосового заземлителя.

Rгр=1.5*8.8/(1.5*0.76*2+8.8*0.96)=1.54 Ом.

6. Сопротивление группового заземляющего устройства < допустимого сопротивления по ПУЭ и ПТЭ.

Rгр<Rдоп

1.54 <4Ом

4.3 Организация пожарной охраны в УПНП и РС

УПНП и РС - предприятие нефтяной промышленности, для которого характерна повышенная пожарная опасность по сравнению с предприятиями других отраслей народного хозяйства.

Буровые работы связаны с использованием на скважинах легковоспламеняющихся горюче-смазочных материалов и возможных нефтегазопроявлений.

Строгое соблюдение правил пожарной безопасности членами бригады является одним из главных условии ритмичной и безаварийной работы.

Большое значение при изоляционных работах имеет правильный выбор средств пожаротушения, а так же содержание их в постоянной готовности к использованию при возникновении пожара.

За нарушение требований пожарной безопасности рабочие бригад ИТР несут персональную ответственность в порядке, установленном Правилами внутреннего распорядка и Уголовным кодексом Республики Беларусь.

Все вновь поступающие, на предприятие рабочие и инженерно-технические работники должны пройти инструктаж о мерах пожарной безопасности на всех рабочих местах и предприятию в целом.

Помимо первичного первоначального инструктажа со всеми рабочими и ИТР ежегодно должен проводиться повторный противопожарный инструктаж.

Ответственным лицом за пожарную безопасность в бригаде является мастер КРС, на которого возлагается:

контроль за соблюдением пожарной безопасности на скважине и
прилегающей к ней территории;

обеспечение рабочей площади и подсобных помещений первичными
средствами пожаротушения согласно перечня и содержание их в чистоте и исправном состоянии;

выполнение предложенных представителями пожарной охраны
мероприятий;

организация повторного противопожарного инструктажа на рабочем
месте для членов отряда;

руководство отряда по тушению пожаров в случае его возникновения
до прибытия пожарной команды;

не допускать замазученность территории, загромождение дорог,
подъездов к сооружениям скважины, средствами пожаротушения и водоисточникам. Ширина проезда на скважине должна быть не менее 10м .

ЗАПРЕЩАЕТСЯ

производить самовольное переоборудование электросетей, устраивать
временную электропроводку, устанавливать кустарные предохранители и
пользоваться кустарными электронагревательными приборами;

курение на скважине, разведение костров, отогревание механизмов и
трубопроводов с помощью источников открытого огня. Для курения должно
быть определено специальное место;

использование первичных средств пожаротушения (пожарные рукава,
канаты, топоры, песок и т.д.) для целей не связанных с тушением пожара.

Производство огневых работ разрешается по наряду-допуску, выданному начальником цеха.

Члены вахты должны иметь телефонную или радиосвязь с постоянным вызовом.

Требования безопасности перед началом работы.

Перед заступлением на работу, вахта обязана проверить:

наличие и исправность пожарного оборудования и первичных средств
пожаротушения;

наличие воды в водяной емкости, песка в пожарных ящиках;

состояние рабочих мест, где перед этим проводились огневые работы,
ГСМ;

для безопасного и безаварийного выполнения работ, мастер КРС должен получить и изучить геолого-техническое задание на работу, ознакомиться с содержанием задания.

Первичные средства пожаротушения

Таблица 4.1 Первичные средства пожаротушения

Каждый вагон жилого городка должен быть обеспечен одним огнетушителем ОП-5 (ОП-2 ОУ-5).

4.4 Мероприятия по охране окружающей среды

4.4.1 Утилизация буровых растворов, утилизация, сброс или захоронение сточных вод, бурового шлама и других отходов в УПНП и РС

Перед началом строительства буровой всю зону отведенного участка необходимо обозначить хорошо видимыми знаками. Никаких работ за пределами отведенного участка проводить нельзя.

Объемы бурового раствора, шлама и буровых сточных вод определены в соответствии с РД 39-022-90.

Объем бурового раствора, подлежащий вывозу, а также объем бурового раствора, образуемого при испытании (освоении) скважины, временно хранят в накопительных емкостях, а затем вывозят на растворный узел или скважину, находящуюся в бурении для повторного использования. В случае невозможности повторного использования, буровой раствор необходимо подвергнуть очистке и обезвреживанию на территории скважины, находящейся в бурении.

Обезвреживание шлама, отработанного бурового раствора, а также осадка, образуемого при очистке БСВ, необходимо осуществить путем обработки отверждающим составом. В качестве последнего используется состав на основе цемента по ГОСТ 10178-76 с добавкой доломита до 50 %.

Для очистки буровых сточных вод следует применять технологические схемы с использованием цементировочного агрегата. После обработки, сточные воды следует сбросить на рельеф местности в пределах территории буровой через специальную дренажную фильтрующую площадку, площадью 24м3.

При этом сбрасываемая вода должна удовлетворять следующим требованиям:

Таблица 4.2 Качественный состав сбрасываемых вод

Сброс следует производить в промывочном режиме и в соответствии с нормами залпового сброса очищенных БСВ на рельеф местности территории буровой:

Таблица 4.3 Нормы залпового сброса очищенных БСВ

Все технологические операции по очистке, утилизации и обезвреживанию отходов бурения необходимо производить в соответствии с СТП 00-087-89 «Белоруснефть».

4.4.2 Работы по утилизации отходов бурения или их захоронению

Вывоз отработанного бурового раствора плотностью 1,05-2,3 г/смі на растворный узел ТУ или другую буровую (для повторного использования ) на расстояние 50 км и вывоз раствора, образуемого при испытании (освоении) скважины в эксплуатационной колонне плотностью 1,5 г/смі на растворный узел на расстояние 50 км.

Материалы и технические средства, используемые при выполнении работ по утилизации, сбросу или захоронению сточных вод, бурового шлама, остатков цементного раствора и других отходов:

семена трав для укрепления откосов земляных сооружений;

пленка полиэтилентерефталатная марки А, общего назначения;

глинопорошки 1 и 2 сорта;

бетон М-200;

пленка ПЭТФ.

4.4.3 Работы по охране от загрязнений воздушной среды на объектах УПНП и РС

Обвязка выхлопов дизелей с общим коллектором и искрогасителем; копание приямка для выхлопов ДВС объемом 2 м3 с покрытием днища и откосов приямка пленкой ПЭТФ.

Мероприятия по охране недр

Конструкцией скважины предусмотрено перекрытие пресных водоносных горизонтов четвертичных, палеогеновых и меловых отложений кондуктором диаметром D324 мм с цементацией затрубного пространства до устья скважины. Герметичность кондуктора проверяется опрессовкой давлением Роп.у = 1 МПа и снижением уровня на 100 м.

Качество цементирования кондуктора, технической и эксплуатационной колонн предусмотрено контролировать акустическим методом (АКЦ) и с помощью термометрии.

Бурение под кондуктор осуществляется на пресном глинистом буровом растворе без введения химических реагентов и смазывающих добавок.

Все обсадные колонны, спуск которых предусмотрен до устья, цементируются в интервале их спуска. Применяемые тампонажные портландцементы ПТЦ-50 и ПТЦ-100 относятся к IV классу опасности.

Углубление скважины после спуска кондуктора предусмотрено на растворах IV класса опасности.

Для исключения проникновения отходов бурения в пресные воды четвертичных отложений предусмотрено изолирование дна и стенок амбаров противофильтрационными экранами из глинистой пасты и водонепроницаемых пленочных материалов.

Система водоснабжения буровой установки оборудована счетчиком расхода воды, а также автоматическим отсекателем подачи воздуха в скважину при заполнении напорной емкости.

При проведении обработки скважин необходимо:

Особое внимание уделить герметизации устьевого оборудования и не допускать разлива реагентов на поверхности около скважинного земельного участка.

Для очистки рабочей площадки и устья скважины иметь запас пакли и сыпучего материала (мел, песок).

Не допускать сброс технических жидкостей и других реагентов в
водоемы и источники питьевой воды.

Жидкость, выходящую из скважины, рекомендуется подавать:

в нефтесборный коллектор;

в специальную накопительную емкость для последующего сброса в
систему промысловых сточных вод.

5. После окончания обработки скважины необходимо провести
рекультивацию наружного поверхностного слоя земли.

Работы по рекультивации земель.

Объем работ по рекультивации земель:

снятие плодородного слоя с перемещением грунта до 90 м;

планировка верха и откосов отвалов плодородного грунта;

укрепление поверхности отвалов плодородного грунта посевом трав;

обваловка площадки по периметру минеральным грунтом с перемещением грунта до 30 м;

планировка площадки со срезкой поверхностей до 30 см; строительство технологического амбара, противофильтрационное цементное покрытие под насосные блоки и ЦС;

планировка площадки перед нанесением плодородного слоя;

уплотнение грунта без поливки водой;

обратное перемещение плодородного слоя почвы из мест хранения на

90 м.

Объем работ по биологической рекультивации земель включает в себя комплекс работ по известкованию кислых почв, боронование в 2 следа, вспашка, культивация земель в 2 следа, предпосевное боронование в 2 следа, предпосевное прикатывание в 1 след, посев трав, послепосевное прикатывание в 1 след, прикатывание сидератов, запашка сидератов, дискование почв в 2 следа, посев (подсев) многолетних трав, вспашка, дискование почв в 2 следа, внесение минеральных удобрений. Период рекультивации рассчитан на 5 лет.

ГЛАВА 3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИ БУРЕНИИ ВИНТОВЫМ ЗАБОЙНЫМ ДВИГАТЕЛЕМ

Современная экономическая стратегия развития предприятий предусматривает внедрение наиболее эффективных и технологий производства.

В настоящее время по Припятскому прогибу имеется более 700 глубоких скважин, ликвидированных по геологическим и техническим причинам. При современных технологиях, с помощью винтовых забойных двигателей (ВЗД), возможно восстановление и включение в дальнейшую эксплуатацию каждой третьей ликвидированной скважины, путём бурения нового ствола используя значительную часть ствола ликвидированной скважины. Это позволяет увеличить нефтеотдачу пластов за счёт зон, не охваченных ранее выработкой, во многих случаях отказаться от бурения новых скважин, возложив их задачи на восстанавливаемые.

Стоимость восстановленных скважин методом бурения второго ствола составляет примерно 35-50% стоимости новой скважины.

Технология бурения винтовым забойным двигателем при проведении ремонтно-восстановительных работ, разработана на основе результатов проводки скважин, анализа буровых работ в условиях искривления ствола скважины, а так же передовых технологических решений путём внедрения новых технологий при бурении вторых стволов.

Отличительными особенностями внедряемой технологии являются:

-упрощение осуществления технологических операций при ремонтно-восстановительных работах путём бурения вторых стволов;

-эффективное использование современных низкооборотных долот;

-реализация на забое высокого момента силы и низкой частоты вращения на выходном валу максимума гидравлической мощности насосной группы);

-определение рациональных осевых нагрузок на долото;

-применение малоглинистых буровых растворов;

-осуществление контроля за работой двигателя по изменению давления в насосах.

Эффективность внедрения данной технологии позволяет:

сократить материальные затраты на строительство скважин;

сократить затраты времени на ремонтно-восстановительные работы
при бурении вторых стволов.

Рассчитаем показатели характеризующие эффективность внедрения технологии бурения винтовым забойным двигателем (ВЗД марки Д-127) по сравнению с бурением турбобуром (ТЗД марки ТС4А-5").

Основные показатели бурения используемые при расчёте приведены в таблице 3.1

Таблица 1.3 Основные показатели бурения

Определяем время механического бурения забойным двигателем (tмб) по формуле:

tмб =Пи:Мсб , (3.1)

Соответственно для

ВЗД tмб =730:3,74=195,2 ч;

ТЗД tмб =730:6,38=144,4 ч;

Количество долот используемых при бурении определяем по формуле:

n= Пи :Пд, (3.2)

При ВЗД n= 730:36,7= 20 шт.;

при ТЗД n = 730: 15,9 = 46 шт.

3. Время затрачиваемое на спуско-подъёмные операции (tспо)
определяется по формуле:

tспо = tсп ∙ n , (3.3)

Для ВЗД tспо = 6,3 ∙20 = 126 ч;

для ТЗД tспо = 6,3 ∙46 =290 ч.

4.Общие затраты времени определяются по формуле:

tо =tмб+ tспо , (3.4)

При ВЗД tо =195,2+ 126 = 321,2 ч;

При ТЗД tо = 144,4+ 290 = 434,4 ч.

Из данного расчета следует что экономия времени (Эв) при внедрении технологии бурения ВЗД составляет 113,2 часа.

5. Определяем затраты на винтовой забойный двигатель (Д-127) и турбобур (ТС4А-5”) по формуле:

Зз=(Sз∙tмех-бур):tн , (3.5)

Где Sз - стоимость забойного двигателя, у.е.

tмех-бур – время механического бурения забойным двигателем, ч

Затраты на турбобур (ТЗД марки ТС4А-5”) для бурения интервала 1470 – 2200 м составят:

Зтур =(12240∙90,91):375=2967,3 у.е.

Затраты на винтовой забойный двигатель (ВЗД марки Д-127) для бурения интервала 1470 – 2200 составят:

Звин=(2100∙155):147=2215,4 у.е.

З=2967,3 – 2215,4=751,9 у.е.

Из данных расчетов следует, что при внедрении технологии бурения ВЗД, затраты на винтовой забойный двигатель (ВЗД марки Д-127) ниже чем на турбобур (ТЗД марки ТС4А-5") на 25,3%.

6. Определяем скорость бурения при внедрении технологии бурения взд.

По отчетным данным календарное время на восстановление ликвидированной скважины с использованием при бурении турбобура (ТЗД марки ТС4А-5") составляет- 3,53ст.-мес.

Скорость бурения при использовании ТЗД рассчитаем по формуле:

vбтзд= Пи:Ксмтзд, (3.6)

Где Ксмтзд – количество станко-месяцев.

vбтзд = 730:3,53=206,8 м/ст.-мес.

Тогда календарное время при бурении ТЗД составит:

tктзд= Ксм∙24∙30, (3.7)

tктзд=3,53∙24∙30=2541,6 ч.

Така как при бурении ВЗД экономия времени составляет 113,2 ч, то календарное время (tквзд) будет:

tквзд= tктзд - Эв, (3.8)

tквзд=2541,6 – 113,2=2428,4 ч.

Соответственно количество станко-месяцев (Ксмвзд ) при бурении ВЗД составит:

Ксмвзд = tквзд:720, (3.9)

Ксмвзд = 2428,4:720=3,37 ст.-мес.

Скорость бурения при внедрении ВЗД составит:

vбвзд= Пи:Ксмвзд, (3.10)

vбвзд=730:3,37=216,6 м/ст.-мес.

Из расчета следует, что превышение скорости бурения после внедрения новой технологии составляет:

v = vбвзд - vбтзд , (3.11)

v = 216,6 – 206,8=9,8 м/ст.-мес.

7. Проходка на бригаду при бурении ТЗД:

Пб:г = vбтзд ∙ 12 , (3.12)

Пб:г =206,8∙12=2445,6 м.

Проходка на бригаду при бурении ВЗД:

Пб:г = vбвзд ∙ 12 , (3.13)

Пб:г =216,6 ∙12=2599,2 м.

Из расчета следует, что проходка на бригаду после внедрения новой технологии увеличилась на 153,6 м.

Данные расчетов сводим в таблицу 3.2

Таблица 3.2

Широкие испытания винтовых двигателей в бурении показали, что эта забойная машина эффективно решает проблему привода шарошечного долота в режимах, отвечающих наиболее экономически выгодному использованию современных породоразрушающих инструментов.

Возможность широкого варьирования характеристиками двигателей с целью получения выгодных для тех или иных условий режимов бурения позволяет при современном буровом оборудовании и инструменте кратно увеличить проходки за рейс долота и улучшить показатели бурения большинства категорий скважин.

Низкая частота вращения двигателя и повышенный вращающий момент дают возможность успешно проходить цементные мосты в тех случаях, где турбобур является неэффективен, а применение роторного способа требует больших затрат, переброски специального оборудования и часто приводит к серьезным авариям, связанным с поломками бурильных труб.

Винтовой забойный двигатель позволяет не только разбуривать цементные мосты в колоннах малого диаметра, что ранее невозможно было сделать ни с помощью турбобура, ни ротором, но и в ряде случаев успешно работает при подземном ремонте компрессорных труб.

Малогабаритные винтовые забойные двигатели с успехом можно использовать при восстановлении старых скважин для выхода из обсадной колонны и забуривания вторых стволов, а так же при бурении с выходом из эксплуатационной колонны на нижележащие горизонты, что с применением ротора или турбобура практически невозможно.

Имеющийся в РУП "ПО 'Белоруснефть" потенциал позволяет увеличить количество восстанавливаемых скважин , что даст значительную прибавку в добыче нефти.

ГЛАВА 2 ТЕХНОЛОГИЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ №60 ЗОЛОТУХИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕТОДОМ БУРЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА

2.1 Обоснование выбора скважины для восстановления методом бурения второго ствола

При выборе скважины для бурения второго ствола учитывались следующие основные факторы:

1. Необходимость более полной выработки остаточных запасов нефти межсолевого объекта разработки.

2. Энергетика залежи.

3. Экономия финансовых средств при бурении второго ствола по сравнению с бурением новой скважины.

4. Разница во времени затраченном на бурение второго ствола по отношению к времени бурения новой скважины.

– направление 630 мм – 0 ─ 6 м ─ цемент до устья

– кондуктор 426 мм – 0 ─ 200 м – цемент до устья

– первая техническая колона 324 мм ─ 0 ─ 1450 м ─ цемент до устья

– вторая техническая колонна 245 мм – 0 ─ 1979 м ─ цемент до устья

– эксплуатационная колонна 168 мм ─ 0─2010м ─ цемент до устья

2.1.1 Характеристика работы скважины №60 Золотухинского месторождения

Испытатель пластов:

1. 1957–1984 м – zd – при р=162 атм 1 м/с по КВД;

2. 2034 – 2104 м – zd – при р=115 атм притока нет;

3. 2102 – 2214 м –zd– при р=124 атм притока нет;

4. 3825 – 3909 – vr –при р=123 атм 2 м/с фильтрата раствора по КВД;

5. 3852 – 3953 м –vr – при р=142 атм приток смеси фильтрата раствора и пластовой воды;

6. 3909 – 3953 м –sm – при р=126 атм 124 м/с воды 1,25;

7. 3950 – 4022 м –sr – при р=160 атм притока нет.

В ноябре 1978 года ввод фонтаном с дебитом 45 – 60 т/с без воды. По термометрии работал интервал 1985 –1988 м.

В мае 1979 года закачка 12 м пенокислоты и 12 м HCl при 100– 80 атм на воде. Продолжена постоянная фонтанная эксплуатация с дебитом 50–65 т/с без воды.

В июле 1982 года начало обводнения от 5 %. Темп роста обводнения в пределах, все последующие годы обводнение в пределах 11 – 13 %, а с 1984 года вода из продукции исчезла.

Далее скважина эксплуатируется фонтаном постоянно с дебитом 10 т/с без воды, а с 01.1991 года дебит составил 23 т/с без воды.

В апреле 1994 года перевод на НГ – 57, при постоянной эксплуатации дебит 7 – 10 т/с без воды.

В июне 1996 года перевод на фонтан. При периодической эксплуатации дебит 4 – 5 т/с без воды со снижением до 2,5 т/с воды к середине 1998 г.

В июне 1998 года мгновенное обводнение до 98,8 %.

В октябре 1998 года изоляционные работы. Мост 1980 – 1983 м с наращиванием до 1942 м и разбуриванием до 1970 м.СКВ 2 м 24% HCl но продавить кислоту не удалось при 110 – 120 атм. HCl порциями : 1 м 24% + 1 м 24% + 3 м 18% при 90 – 80 атм.

На НГ – 57 начальный дебит жидкости 5,6 т/с при 37% воды.

В январе 1999 года вода из продукции исчезла, а с мая 1999 г вода – 98,6%, а в конце 1999 года обводнение достигает 99,7 %.

На 01.01.2001 года добыто 24109 т нефти и 17167 т воды.

2.2 Технология бурения второго ствола скважины №60 Золотухинского нефтяного месторождения.

Скважина заложена в неразработанную часть петриковско–елецкой залежи в юго–восточной части золотухинского нефтяного месторождения.

Величина смещения забоя нового ствола 385 м по азимуту 55,72 от устья.

Профиль ствола скважины №60 s2 Золотухинского месторождения :

Профиль ствола скважины рассчитывается с помощью программного обеспечения фирмы «Schlumberger». Согласно расчета профиль скважины выбирается плоскостной с двумя интервалами:

– наклонно–криволинейный 1470–1853м с набором зенитного угла от 6,30 до 55,45 и разворотом по азимуту в право с 346 до 56;

–наклонно–прямолинейный с сохранением угловых параметров в интервале 1853–2200м.

Но из опыта бурения следует, что с уменьшением плотности раствора механическая скорость проходки на долото увеличивается.

С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению увеличивается, следовательно показатели бурения уменьшаются.

При постоянной осевой нагрузке и скорости вращения с увеличением количества промывочной жидкости, подаваемой на единицу площади забоя скважины, механическая скорость проходки увеличивается.

Увеличение количества жидкости, подаваемой на забой, независимо от природы и свойств промывочного агента, свойств разбуриваемых пород и модели долота, всегда ведет к увеличению проходки на долото

Скорость истечения потока жидкости из отверстия долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважины способствует увеличению скорости бурения.

С увеличением скорости истечения промывочной жидкости из долотных насадок, улучшается очистка забоя скважины, а следовательно, увеличивается механическая скорость бурения. При бурении шарошечными долотами с увеличением скорости вращения, уменьшается глубина разрушения за один оборот.

В тоже время увеличение скорости вращения ведет к увеличению числа поражений забоя зубцами шарошек, скорости ударов зубцов о породу; эти и некоторые другие факторы увеличивают эффективность работы долота, но резко сокращают его долговечность, износостойкость.

При бурении в хрупких и пластично–хрупких горных породах с небольшим коэффициентом пластичности теоретически возможный максимум скорости бурения достигается при очень высокой скорости вращения, а для пород высокопластичных и особенно для пород не дающих общего хрупкого разрушения, максимальная механическая скорость достигается при небольших скоростях вращения.

При поддержании на долоте осевой нагрузки, соответствующей скорости V=max, реализуются критерии максимума механической скорости; при нагрузке, отвечающей проходке на долото h=max, бурить будут с максимальной проходкой на долото. Оптимальный режим с максимумом рейсовой скорости, очевидно будет достигнут при средней величине осевой нагрузки между Рд, соответствующей V=max, и Рд, соответствующей max.

При турбинном бурении основным параметром режима бурения является количество прокачиваемой промывочной жидкости Q.

Осевая нагрузка на долото Pд находится в зависимости от количества прокачиваемой промывочной жидкости Q, т.е. Рд=¦ (Q). [3, c 230]

Число оборотов долота в турбинном бурении переменно и зависит от количества прокачиваемой промывочной жидкости ( Q ) и осевой нагрузки ( Рд ), т. е. n= ¦ (Q; Рд).

Для разработки рациональных параметров режима бурения необходимо:

установить зоны возможных осложнений (нарушение целостности колонны, выбросы, поглощения промывочной жидкости, и др.), а также определить пластовые давления продуктивных горизонтов.

изучить возможность самопроизвольного искривления ствола скважины и профилактические меры, ранее предусматривавшиеся против искривления, а также эффективность этих мер.

В соответствии с геологическими условиями бурения следует:

выбрать промывочную жидкость, задаться ее параметрами для разбуривания отдельных горизонтов;

произвести поинтервальный выбор способа бурения;

выбрать типы долот для разбуривания отдельных горизонтов.

В зависимости от способа бурения, механических свойств пород, качества промывочной жидкости и выбранных типов долот приступить к определению необходимых значений осевой нагрузки, количества прокачиваемой промывочной жидкости и числа оборотов долота. При этом следует руководствоваться (не зависимо от способа бурения) следующими положениями:

потенциальные возможности буровой установки должны быть максимально использованы;

для промывки скважины должна быть выбрана промывочная жидкость с минимально возможными параметрами (плотностью, вязкостью, статическим напряжением сдвига и др.);

количество прокачиваемой жидкости должно быть достаточным для очистки забоя и выноса частиц выбуренной породы (шлама) на поверхность и др.

С учетом вышеизложенного, а также опыта бурения соседних скважин Светлогорским УБР, Речицким УРБ и результатов НИР, проведенных ВНИИБТ, УкрГИПРОНИИнефть, БелНИПИнефть по обработке долот и режимов бурения, сделан подбор рациональных способов и режимов бурения поинтервально:

способ бурения;

тип забойного двигателя;

типоразмеры долот;

осевая нагрузка;

скорость вращения долота;

производительность насосов;

давление на стояке;

компоновка низа бурильной колонны( КНБК );

параметры бурового раствора и др.

2.3 Технология бурения нового ствола

Перед началом выполнения работ ознакомить исполнителей работ с техническим проектом на восстановление скважины и настоящим планом работ: провести инструктаж буровой бригады и ИТР, принимающих участие в работах на скважине, по особенностям и последовательности операций на скважине.

Восстановление скважины осуществляется в четыре этапа:

1. подготовительные работы;

2. фрезерование обсадной колонны;

3. забуривание нового ствола отклоняющей КНБК;

4. бурение нового ствола по проектной траектории.

Заглушить скважину в затрубное пространство на замещение двумя циклами тех. водой Y=1,20 г/см3 в V=34м3, согласно РД39–30–2002 «Временной инструкции по технологии глушения скважин», утвержденной генеральным директором РУП ПО «Белоруснефть» от 02.09.02г. в следующем порядке: 1–й цикл в V=19м3, стоянка на замещении 4 часа, 2–й цикл в V=15м3 до выхода тех. воды Y=1,20 г/см3 на устье скважины.

Смонтировать HRI–500 согласно технических условий на обустройство рабочей зоны, монтаж, демонтаж и транспортирование установки HRI–500 для бурения и кап.ремонта скважин, утвержденных главным инженером ПО «Белоруснефть» от 12.12.2000г

Устье скважины необходимо оборудовать согласно принятой схеме на бурение II ствола (опрессовать ПВО ─ превентор «Упетром» 180х350 и фонтанную арматуру ─ 2 АФ–50–200 на 165 атм., опрессовать межколонное пространство на 50 атм., при открытом устье).

Далее проверить работоспособность бурового оборудования и контрольно─измерительных приборов (ротор, буровой насос, систему очистки бурового раствора, индикатор веса, моментомер, расходомер бурового раствора).

2.3.4 Расчёт бурильной колонны

Для расчета бурильной колонны на прочность необходимо знать нагрузки и возникающие в результате их действия напряжения в любом сечении бурильной колонны.

Однако определить напряжения с достаточной точностью довольно трудно, так как бурильная колонна не является стержнем постоянного сечения вследствие наличия высаженных концов на трубах, соединительных муфт, бурильных замков и переводников. Осложняется расчет напряжений и необходимостью учета гидростатических и гидродинамических сил, сил трения, возникающих при осевом перемещении бурильной колонны и при ее вращении в скважине, и других трудно учитываемых сил.

Поэтому приходится рассчитывать напряжения приближенно, а неучтенные силы компенсировать коэффициентом запаса прочности, устанавливаемым на основании опыта эксплуатации бурильных колонн. Допустимо рассчитывать напряжения, принимая, что бурильная колонна работает в воздушной среде.

Бурильная колонна может быть одноразмерной и многоразмерной. Одноразмерная комплектуется трубами, имеющими одинаковые диаметры и толщины стенок, а многоразмерная состоит из нескольких (чаще двух—трех) одноразмерных секций, диаметры которых уменьшаются в направлении к долоту. Одноразмерная колонна и секции многоразмерных колонн могут быть собраны из труб, изготовленных из материала одной или разных групп прочностей. Естественно, что допустимая длина одноразмерной колонны меньше длины многоразмерной.

Расчет бурильной колонны ПН 89 х 9 на прочность при бурении винтовым забойным двигателем Д1 – 127 ( до глубины 2200 )

Определяем вес КНБК (компоновка низа бурильной колонны) по формуле.

, (2.1)

где

QКНБК – вес КНБК;

Qз.д. – вес забойного двигателя;

Qк – вес калибратора;

Qубт – вес УБТ;

Qд – вес долота;

Qз.д. = 372 кг;

Qк 139,7 = 40 кг;

Qд. 139,7 = 18 кг;

, (2.2)

где

qубт – вес 1 м 121 УБТ

– длина УБТ

qубт = 73,7 кг/м

– 36 м.

Определяем вес УБТ

Определяем вес КНБК

.

Находим коэффициент учитывающий Архимедову силу по формуле

, (2.3)

где

– удельный вес бурового раствора ;

– удельный вес стали;

= 1,31 г/см3;

= 7,85 г/см3;

.

Определяем допустимую растягивающую нагрузку для труб по формуле

, (2.4)

где

Q1 = 116 т. – нагрузка соответствующая пределу текучести материала труб ПН 89 х 9 Д;

n – коэффициент запаса прочности на растяжение.

При бурении винтовым забойным двигателем наклонно–направленной скважины n = 1,56.

Найдем нагрузку перепада давлений на долоте при бурении винтовым забойным двигателем по формуле

, (2.5)

где

Pn – перепад давлений;

Pn = 120 кг при бурении забойным двигателем;

F1 – площадь поперечного сечения трубы см2;

F1 = 39,6 см2;

.

Определим длину первой секции по формуле

, (2.6)

где

q1 – масса 1 м труб ПН 89 х 9 Д

q1 = 0,0299 тс/м

,

Выбираем длину первой секции исходя из условия

Принимаем = 2164м.

Определяем массу первой секции по формуле

1 , (2.7)

Определяем фактическую растягивающую нагрузку по формуле

, (2.8)

Расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение

, (2.9)

1,65 > 1,56

Следовательно, колонна удовлетворяет заданному условию

;

Длина УБТ–121/51;

, (2.10)

.

где

Pд – осевая нагрузка на долото;

q0 – вес 1 м 121 УБТ;

– удельный вес бурового раствора ;

– удельный вес стали.

Для дальнейших расчетов принимаем равной 64м.

, (2.11)

,

, (2.12)

.

где Qд – вес долота;

Qклс – вес калибратора;

Qубт – вес УБТ 121.

1–я секция ПН 89х9Д :

– нагрузка, соответствующая пределу текучести;

n=1,56 – коэффициент запаса прочности.

Определяем допустимую растягивающую нагрузку для труб по формуле:

, (2.13)

.

, (2.14)

.

Pn – перепад давлений;

Pn = 80 кг при бурении ротором;

F1 – площадь поперечного сечения трубы см2 ;

F1 = 39,6 см2.

, (2.15)

где – удельный вес бурового раствора ;

– удельный вес стали;

= 1,31 г/см3;

= 7,85 г/см3;

.

– масса 1 м трубы ПН 89x9 Д;

Определим длину первой секции по формуле:

, (2.16)

.

Принимаем .

Определяем массу первой секции по формуле:

, (2.17)

.

Определяем фактическую растягивающую нагрузку по формуле:

, (2.18)

.

Расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение:

, (2.19)

.

1,67>1,56 удовлетворяет.

При спуске обсадной колонны n=1,5

Принимаем бурильные трубы ПН 89x9 Д, т.к. они удовлетворяют всем поставленным условиям.

Глубина интервала забуривания нового ствола определяется по результатам полученных данных и с учетом следующих условий:

– Скважина в интервале забуривания должна быть закреплена колонной обсадных труб.

– За обсадной колонной в интервале забуривания должно быть наличие цементного кольца или возможность затрубного цементирования.

– Интервал забуривания должен быть представлен горными породами по твердости меньшими, чем твердость цементного камня, и устойчивыми стенками скважины.

– Максимальная интенсивность искривления ствола скважины выше интервала забуривания должна быть не более 3–4° на 10 м.

Исходя из вышеприведённых требований установим точку забуривания второго ствола на глубине 1470 м через колонны в 168 мм и в 245мм.

Подготовить буровой раствор 70 м3 со следующими параметрами:

Таблица 2.1 Параметры бурового раствора

Таблица 2.2 Компонентный состав бурового раствора и характеристика компонентов

С целью изоляции существующих интервалов перфорации необходимо установить изоляционный цементный мост в интервале 1970 – 1900 м. Мост испытать разгрузкой бурильного инструмента на 10 тонн и опрессовать совместно с эксплуатационной колонной давлением на 150 атм.

Установку цементных мостов производить согласно СТП 38─15─99 (стандарт предприятий по установке цементных мостов). [17, с 12]

Установить опорный цементный мост в интервале 1520 – 1460 м, по окончании ОЗЦ испытать мост разгрузкой инструмента на 12 тн.

Подбурить цементный мост до глубины 1470 м.

Спустить скрепер СК–168 и выполнить скрепирование э/колонны в месте установки клинового отклонителя 1470–1450м с промывкой 8–10 л/с в течение 20–30 мин. Промыть скважину в объеме одного цикла.

Перевести скважину на соленасыщенный глинистый раствор с параметрами Y=1,31 г/см3. (см.табл. 2.1).

Завершаются подготовительные работы ознакомлением членов буровой бригады с техническим проектом и планом работ на забуривание нового ствола и проведением инструктажа исполнителей.

2.3.5Фрезерование обсадной колонны

Для забуривания новых стволов из обсаженных колоннами скважин применяются два способа разрушения эксплуатационной колонны, а именно: вырезание ее части с установленного клинового отклонителя (КО) посредством набора фрезеров и полное разрушение обсадной колонны в интервале забуривания при помощи вырезающего устройства (ВУ) фирмы "Baker"DTM".

Для вырезания окон в обсадных колоннах использовались КО и комплекты фрезеров четырех модификаций и трёх фирм:

–“Baker Oil Tools” – двухразовая система со стартовым фрезером типа «Е», требующая проведения 2–х СПО;

–“Baker Oil Tools” – одноразовая система “TrackMaster”, требующая 1 СПО;

–“Smith Services” – одноразовая система “WindowMaster”

–"Биттехника ", ("КОП–115С ");

Прииспользовании моделей "Window master" и "Track master" ориентирование КО, его установка, вырезание и обработка окна комплектом фрезеров могут быть обеспечены за один рейс, эти операции с использованием модели 1 (фирмы "Baker Hughes") выполняются за два рейса. Следует отметить, что используемые геофизические устройства – типа ГУОБИТ–42М1Г при ориентировании КО не могут эксплуатироваться со значительными осевыми и моментными нагрузками. По этой причине после ориентирования КО, корпус геофизического устройства поднимается и исключается из компоновки, т.е. вырезание "окна" в обсадной колонне для таких условий производится, как правило, за два рейса. Но на некоторых скважинах, ориентирование КО и вырезание в эксплуатационной колонне полки, производилась за один рейс.

Очистить бурильные трубы 73ммБТ89мм и УБТ от металлической окалины и ржавчины, прошаблонировать их (БТ73мм шаблоном 47мм, БТ89мм шаблоном 60мм). Проверить меру инструмента.

Проверить работоспособность бурового оборудования и КИП (ротор, моментомер, буровые насосы, систему очистки бурового раствора, ГИВ, манометры).

На скважине иметь 10м3 высоковязкой пасты (Т=200сек) для обеспечения вымыва крупной фракции продуктов фрезерования э/колонны.

Таблица 2.3Параметры бурения для вырезки «окна»

Необходимо проверять наличие металлической стружки в желобах, чтобы убедиться в эффективности фрезерования.

Для вырезке окна с помощью КО применяют КНБК:

–клин–отклонитель;

–набор фрезов (оконный в –141мм колонный d–141мм, арбузообразный d–140мм.);

– УБТ – 121мм –100м;

– бурильные трубы 73мм и 89мм.

Техническая характеристика клинового отклонителя и вырезающих фрезов фирмы “Baker Oil Tools” – двухразовая система со стартовым фрезером типа «Е», для вырезания “окна” на скважине №60 Золотухинского нефтяного месторождения.

Диаметр корпуса по ограничителям ─ 141 мм.

Масса ─ 210 кг.

Длина ─ 5832 мм.

Присоединительная резьба ─ 3 ─ 102.

Осевая нагрузка на срезку якоря (вниз) ─ 5 тс.

Осевая нагрузка на срезку транспортного болта (вниз) ─10 тс.

Угол скоса клина 1,5°

Расход промывочной жидкости ─ 10─16 л/с.

Скорость вращения ─50─80 об/мин.

Перепад давления на устройстве ─ 10─20 кгс/см2

Средняя механическая скорость вырезания ─ 0,7 м/ч.

Вид промывочной жидкости – вода или буровой раствор без добавок абразивных утяжелителей.

Для начала вырезания “окна” произвести сборку клинового отклонителя со стартовым фрезом с замером всех его параметров (см.табл. 2.5)

Таблица 2.4 КНБК для ориентировании и установки К.О.

Произвести спуск компоновки на БТ73ммБТ89мм со скоростью 1,5 минуты 1 свеча на глубину 5–7м от цементного стакана (1470 м) порасхаживать несколько раз и разгрузить инструмент на клинья. В ходе спуска избегать резких остановок, соблюдать осторожность. Подобрать БТ с таким расчетом, чтобы заход ведущей трубы в ротор был в пределах 2–3 м, чтобы вырезка «окна» проходила на длину квадратной штанги без отрыва КНБК от текущего забоя.

Произвести ориентирование отклонителя по методике БелНИПИнефть» с таким расчетом, чтобы произвести установку клина по оси искривления скважины.

Навернуть ведущую трубу, вставить роторные клинья, застопорить ротор и произвести спуск отклонителя до посадки на цементный стакан на глубине 1487 м.

Разгрузкой на 5тн произвести срезку стопорных штифтов удлинителя корпуса якоря отклонителя. После срезки штифтов инструмент должен просесть на 0,2–0,3 м. Поднять на 1м вверх и убедится в выдвижении шлипса стопора якоря.

Убедившись по проседанию инструмента в выдвижении шлипса произвести срезку болта подвески отклонителя к стартовой фрезе движением инструмента вверх на 12–15 т выше собственного веса. После срезки болта инструмент должен просесть на длину цилиндрической части пилотного отклонителя стартового фрезера (200–300мм).

Перед началом вырезки выполнить следующее: проверить вес инструмента по индикатору веса, поставить метку на квадратной штанге. Отметить в буровом журнале вес инструмента по индикатору веса при подъеме и спуске, при свободном вращении, момент вращения и вес инструмента, а также давление на стояке и производительность насоса во время промывки.

Произвести вырезку окна в эксплуатационной колонне при следующих параметрах режима фрезерования:

– осевая нагрузка с навеса с увеличением до 5тн;

– число оборотов ротора 60─80 об/мин;

– производительность насоса 14–16 л/с;

Для качественной зарезки "окна" стартовым фрезером необходимо пробурить 0,55 м.

Промыть скважину для очистки от металлической стружки до выравнивания параметров промывочной жидкости не менее одного цикла и поднять инструмент. Определить состояние и сработку стартового фрезера.

Таблица 2.5 КНБК для вырезки “окна”

Произвести вырезку "окна" в эксплуатационной колонне при следующих параметрах режима фрезерования:

– осевая нагрузка до 5 тн.;

– число оборотов ротора 80─120об/мин;

– производительность насоса 10─14 л/с;

– интервал фрезерования – конечная глубина остановки стартового фрезера + 1,5–2м (вырезка в э/колонне 168мм).

При вырезке окна постоянно контролировать параметры промывочной жидкости, в случае снижения проходки производить промывку с закачкой 3─4 м3 пасты для обеспечения выноса мелкой фракции продуктов вырезки «окна».

Поднять компоновку с целью замены оконного фрезера 141мм. и продолжить фрезерование технической колонны 245 мм для выхода в открытую породу на 3–4 м.

По окончании вырезки окна произвести его проработку. Проработку интервала зарезки производить до свободного прохождения компоновки 5─10 раз (вращение с промывкой на циркуляцию, без вращения с промывкой на циркуляцию, без вращения и без промывки).

Управление траекторией нового ствола производится по проектному профилю скважины и по технологии, изложенной в СТП 00–066–96 «Технология и техника управления искривлением при бурении глубоких скважин». — Гомель, 1996.

Однако применительно к технологии восстановления скважин необходимо привести некоторые уточнения.

Тип КНБК выбирается в зависимости от функционального назначения отдельного интервала ствола, геологической характеристике разреза, и особенно от угла и направления падения горных пород. В этом случае необходимо учитывать следующие факторы:

При бурении по восстанию горных пород наблюдается тенденция к увеличению зенитного угла.

При бурении по падению горных пород – уменьшение зенитного угла .

При бурении пологозалегающих пород основное влияние на изменение искривления ствола оказывает тип КНБК.

Для управления искривлением новых стволов скважин рекомендуется использование следующих видов компоновок:

Долото, калибратор, забойный винтовой двигатель–отклонитель с ПО 1,5–2°, телесистема, бурильные трубы диаметром 89.

Тип долота выбирается в зависимости от характеристики разбуриваемой породы. При работе винтовыми забойными двигателями рекомендуется использовать шарошечные низкооборотные долота с герметизированной опорой, а также алмазные долота типа ИСМ.

В компоновке над долотом необходимо применять КЛС, диаметр которых должен соответствовать диаметру долота. Допускается износ наддолотного калибратора не более 2 мм от номинального размера.

Долото, УБТ длиной 0,5–0,6м, КЛС, винтовой забойный двигатель, УБТ–8 или 11м, бурильные трубы. Если в КНБК используется ДВЗ Д–105 или Д–127, то в КНБК включается УБТ длиной 11 или 8м соответственно, и после этого ставится центратор.

Долото, КЛС, винтовой забойный двигатель, ЦС, УБТ – 8 м, ЦС, УБТ 9 – 12 м, бурильные трубы.

Стабилизация зенитного угла и азимута зависит от правильного сочетания типов КНБК с условиями залегания горных пород. Например, если ствол скважины бурится по падению пластов, то для стабилизации зенитного угла следует использовать КНБК для малоинтенсивного набора зенитного угла и стабилизации азимута, и наоборот.

При работе КНБК необходим постоянный контроль за траекторией ствола, замер инклинометром необходимо производить не более, чем через 100 м проходки. По результатам замеров необходимо принимать соответствующие решения о дальнейшем применении типов КНБК.

При бурении нового ствола необходимо принимать меры к минимальному износу обсадной колонны, из которой бурится новый ствол. В этом случае необходимо отдавать предпочтение бурению забойными двигателями.

2.3.7 Обоснования выбора установки для бурения второго ствола аварийной скважины

1. Вес бурильной колонны при фрезеровании обсадной колонны диаметром 168 мм (1470 м).

а) Вес бурильных труб диаметром 89 мм с толщиной стенки, 9 мм (вес 1 погонного метра с учетом замка и высаженной части, равен 29,9 кг).

Н1=1370 м – длина секции ПН 89x9Д;

q1=0,0299 т – масса 1 м трубы .

G1=H1∙q1, (2.20)

G1=1370∙29,9 = 40963 кг = 41 т.

б) Вес утяжеленных труб (УБТ) (вес 1 погонного метра УБТ диаметром 121 мм, равен 73,7 кг)

H0=100 м – длина УБТ 121;

q0=73,3 кг– масса 1 м УБТ;

G0=H0∙q0, (2.21)

G0=100 ∙ 73,7 = 7370 кг = 7,3 т.

Итого, вес бурового инструмента составит :

G=G1+G0,

G=41 + 7,3 = 48,3 т (с учетом «ВУ», переводников и фреза вес составит 48,7 т., в воздухе)

2. Вес бурильной колонны при бурении второго ствола, до проектной глубины (2200 м) составит:

а) Вес бурильных труб:

G1=H1∙q1,

G1= 2136 ∙ 29,9 = 63866 =63,9 т.

б) Вес 121 УБТ :

G0=H0∙q0,

G0=64 ∙ 73,7 = 4715 кг = 4,7 т.

в) Вес винтового двигателя Д1 –127 = 390 кг = 0,39 т.

Итого: G=G1+G0+Gвзд ,

G=63,9 +4,7 +0,39 = 69 т. ( в воздухе)

3. Вес бурильной и обсадной колонны труб, при спуске «хвостовика» составит:

G=Н1∙q1+Нкол∙qкол,

Где Н1 – длина бурильных труб ПН 89x9Д;

q1 – масса 1 м бурильных труб;

Нкол – длина «хвостовика»;

qкол – масса 1 м обсадных труб.

G=1470 ∙ 29,9 +730∙22,46 = 60274 = 60,3 т.

Из приведенного расчета следует, что наиболее тяжелой колонной труб является буровой инструмент с ГЗД (пункт 2).

Тогда грузоподьемность буровой установки должна быть:

G =К1 ∙К2 ∙Gтр

G =1,25∙1,3∙69=112,1 т.

Где, К1 =1,25 – коэффициент запаса грузоподъемности установки при перегрузках (аварийные работы)

К2 =1,2 – 1,3 – коэффициент учитывающий , возникающее сопротивления при подъеме инструмента из искривленной скважины.

Выбираем установку HRI–500, которая по своим характеристикам подходит к работе с расчетными нагрузками.

2.3.8 Краткая характеристика буровой установки HRI–500.

Буровая лебедка HRI–500.

Мачта HRI–500М–34Т длина 34 м.

Двигатель–2 шт. катерпиллер 3306. Мощность 242 кВт (325 л.с.) при 2100 об/мин Общая мощность 484 кВт.

Грузоподъемность 125,2 тонн.

Грузоподъемность максимальная 156 тонн.

Кронблок 125 м (3–х шкивный,762 мм.)

Талевый блок 4300 ТU–160 тонн (4 шкива,762 мм)

Вертлюг 15 МВ статическая нагрузка 150 тонн при Р=344 кг/см2

Ротор 20 Ѕ|| –521 мм, статическая грузоподъемность ротора 226,8 тонн.

Воздушный компрессор–2 шт.

Насос буровой W–600 HRI–EW CO (поршень и длинна входа (152х178 мм). Гидравлическая мощность 600 л.с. (410 кВт.). Максимальное давление Р=500 кПа.

Талевый канат –диаметр 28,2 мм.

Максимальная грузоподъемность подсвечника 125,25 тонн.

14. Оснастка талевой системы–4х5.

Емкость подсвечника:

Подвышечное основание в рабочем положении 5290 мм, ширина 4978 мм, длина 11898 мм. Вес 40610 кг.

Ключ гидравлический для труб 27/8 –75/8,момент 40680 нм (4068 кг м), при Р=172 кг/см2. Максимальная скорость вращения 90 об/мин. При 65 л/мин расхода.

Лебедка HRI–500

1. Диаметр подъемного барабана–457 мм.

2. Скорость намотки каната 5+1.

3. Натяжения ходового конца каната 17576 кг.

4. Входная цепь: двухрядная роликовая с шагом 13/4 .

5. Цепь гидродинамического тормоза, трехрядная роликовая с шагом 11/3

6. Гидродинамический тормоз однороторный, диаметр 558,8 мм.

Насос W–600 HRI–EWCO

1. Насос триплекс, одностороннего действия.

2. Ход поршня 177,8 мм.

3. Число ходов–145.

4. Мощность–600 л.с.

2.3.9 Технические характеристики

Винтового двигателя Д1–127

Винтового отклонителя ДГ2–106

Интервал 2100–2815м бурится в следующем режиме (см.табл. 2.6)

Таблица 2.6 Режим бурения нового ствола

Интервал 1470–2200 бурится следующими КНБК (см.табл. 2.7)

Таблица 2.7 КНБК для бурения второго ствола

Параметры промывочной жидкости.

Y– 1,31г/см3; T– 35cек.; В– 9см3/30мин.; СНС – 20/40.

2.4 Спуск обсадной колонны

Для крепления новых стволов, забуренных из обсаженных скважин диаметром 194, 168, 146 мм, рекомендуется использовать хвостовики из обсадных труб диаметром 114, 102мм.

Обсадные трубы диаметром от 114 до 102 мм могут быть использованы для крепления участков скважины с интенсивностью искривления до 5─6° на 10 м проходки.

Перед отправкой на буровую необходимо произвести ревизию труб 114─N–80─8,56 ST─L. Завоз труб осуществлять в порядке, обратном спуску колонны с учётом 5% запаса. При спуске иметь в наличии лево–правый разъединитель, который необходимо опрессовать на250 атм. или комплект оборудования фирмы «Baker Oil Tools» для спуска и цементирования потайных колонн в 102–114мм.

2.4.1 Подготовка буровой и скважины к спуску колоны

После выполнения заключительных геофизических работ перед спуском секции колонны спустить опрессовочный переводник с шаблонировкой бурильных труб до глубины 1387м., зафиксировать вес по ГИВ и на индикаторной диаграмме. Допускной бурильный инструмент опрессовать на 200 атм. Поднять опрессовочный переводник. При подъеме провести дефектоскопию инструмента. Составить ведомость–меру труб с указанием количества и длины свечей, толщины стенки и марки стали. На все выполненные работы составить акты.

Рассмотреть состояние ствола скважины по данным каверномера, профилемера, инклинометра. Собрать компоновку:

–долото 139,7+КЛС–139,7+Д–127+БТ–89мм.

Места посадок проработать в режиме:

– нагрузка – с/н до 3 тн.

– расход жидкости – 10–12 л/сек

В случае необходимости обработать буровой раствор согласно анализа лаборатории буровых растворов.

При достижении забоя промыть скважину не менее 2 циклов. Поднять КНБК в «башмак» на глубину 1350 м. В случае посадок КНБК оставить скважину на исследовании 16 час. Спустить КНБК для шаблонировки ствола скважины до забоя 2149 м. При достижении забоя промыть скважину в объеме 1 цикла.

Время от конца подьёма КНБК после проработки ствола скважины до начала спуска колонны не должно превышать 2 часа.

Необходимо уложить обсадные трубы на мостки в порядке их спуска в скважину.

Проверить техническое состояние вышки, фундаментов и блоков, бурового и противовыбросового оборудования, машинных ключей, КИП, освещения и др. агрегатов. Завезти на скважину спусковой инструмент, шаблоны, калибры, элементы конструкции низа колонны, переходные переводники, переводники для промывки, и др. материалы с паспортами и актами.

Исходные данные:

1. Глубина скважины, L=2200 м.

2. Расстояние от устья скважины до верхнего конца «Хвостовика»–L=1370 м.

3. Удельный вес бурового раствора в колонне–1,31 г/см3.

4. Плотность флюида в пластовых условиях–ф= 0,816 г/см3.

5. Рпл на глубине 1938м=253 кгс/см2

6. Удельный вес цементного раствора=1,95 г/см3

7. «Хвостовик» цементируется на всю длину 830 м.

8. Коэффициент разгрузки К=0,25

9. Глубина опорожнения L=1500м.

10. Глубина сечения Z, м.

11. Запасы прочности для обсадных труб по ГОСТ–632–80.

N1=1,0 ( на наружное избыточное давление для всех интервалов, кроме соленосных отложений)

N1=1,3 ( на наружное избыточное давление в интервалах отложения соли).

N2=1,15(на внутреннее избыточное давление).

N3=1,3 (на растяжение в наклонно–направленной скважине).

Расчет избыточных наружных давлений.

1 Так как 0<L<Z, то расчет производится по цементному раствору в следующих сечениях.

Рн.и – наружное избыточное давление ;

Рв.и. – внутреннее избыточное давление;

ц.р – удельный вес цементного раствора;

– удельный вес бурового раствора;

Z – глубина расчетного сечения;

Рпл – пластовое давление;

Ропр(у) – давление опрессовки устья;

Ропр(к) – давление опрессовки колонны;

ф – удельный вес пластового флюида;

Н – глубина скважины;

К=0,25.

Z=o=0 м, Рн.и.=0,1(ц.р.∙ Z) –(Рпл–(0,1∙ф∙( Н–Z)) ∙( 1–К) , (2.22)

Z=0м. Рн.и.=0 кгс/см2.

Z=1370м. Рн.и=0,1∙(1,95∙1370)–(170–(0,1∙0,816∙(2200–1370))∙0,75=147,9 кгс/см2.

Z=1470. Рн.и=0,1∙(1,95∙1470)–(183–(0,1∙0,816∙(2200–1470))∙0,75=148,3 кгс/см2.

Z=2110. Рн.и=0,1∙(1,95∙2110)–(263–(0,1∙0,816∙(2200–2110))∙0,75=154 кгс/см2.

Z=2200. Рн.и=0,1∙(1,95∙2200)–(279,6–(0,1∙0,816∙(2200–2200))∙0,75=154,5 кгс/см2.

Расчет избыточных внутренних давлений.

Рв.и.= с=(Рпл–0,1∙∙Н)∙1,1 , (2.23)

Рпл=253 кгс/см2.

Н=2200 м.

Рв.и.=Ропр(у)=(253–0,1∙0,816∙2200)∙1,1=80,83 кгс/см2.

Т.к. Ропр(у)< Ропр(к) то расчет ведется по Ропр(к).

Ропр(к)=150 кгс/см2.

Рв.и= Ропр(к)+0,1∙(1,65–)∙Z , (2.24)

Z=0 Рв.и= 150 кгс/см2.

Z=1370 м. Рв.и=150+0,1(1,65–1,31)∙1370=196 кгс/см2.

Z=1470 м. Рв.и=150+0,1(1,65–1,31)∙1470=200 кгс/см2

Z=2110 м. Рв.и=150+0,1(1,65–1,31)∙2110=222 кгс/см2.

Z=2200 м. Рв.и=150+0,1(1,65–1,31)∙2200=225 кгс/см2.

Таблица 2.8 Распределение давлений по длине колонн

Характеристика обсадных труб.

Диаметр колонны–114мм. ST–L без муфтовая, толщина стенки–8,56мм.

кгс/см2 – допустимое наружное избыточное давление;

кгс/см2 – допустимое внутреннее избыточное давление;

кгс/см2 – допустимая страгивающая нагрузка;

q=22,47 кг/1п.м. – вес 1 м обсадной колонны;

Коэффициенты запаса прочности:

n1=1,125/1,25 в зоне продуктивного;

n2=1,1;

n3=1,75.

Проверочный расчет.

, (2.25)

.

, (2.26)

.

, (2.27)

, (2.28)

Qсек – вес «хвостовика»;

q – масса 1 м обсадных труб;

lсек – длина обсадной колонны.

.

.

Следовательно конструкция колонны–хвостовика удовлетворяет условиям.

Спуск колонны производить на хомутах, элеваторах и клиньях. Допустимая глубина спуска обсадной колонны на клиньях – на длину "хвостовика".

Перед свинчиванием прошаблонировать каждую трубу шаблоном  93мм.

В случае посадок колонны свыше 5 делений по ГИВ произвести промывку с расхаживанием в пределах 3–4 м через каждые 10–15 мин.

В процессе спуска следить за выходом циркуляции из скважины, количеством и качеством выходящего раствора. Промежуточные промывки в течение цикла с расхаживанием произвести в местах посадок

2.5 Цементирование обсадных колонн

Цементирование обсадных колонн производится согласно СТП 00–089–89 “Крепление нефтяных скважин”. – Гомель,1989

Под цементированием скважин понимается закачка цементного раствора с целью подъема его за колонной и частичного оставления стакана длиной 20–25 м, а также продавка цементного раствора продавочной жидкостью.

Объем цементного раствора определяется с учетом диаметра ствола скважины и коэффициента кавернозности (>1). При цементировании используется ЦА, ЦСМН–20. Перекачивается раствор по общему блоку манифольда в осреднительную ёмкость ( для перемешивания раствора).

Производительность, объем, давление, время фиксирования определяется с помощью станции контроля цементирования (ЭСКЦ). Ответственные работники (инженер) присутствует при проведении этих работ.

До цементирования в лабораториях выверяются данные по расчетному времени начала и конца схватывания, а также прочность цементного камня на изгиб.

При цементировании вводятся по потребности химические реагенты (ускорители или замедлители схватывания ), а также пластификаторы.

Качество цементирования определяется степенью замещенности бурового раствора с цементным растворам, качеством сцепления его с породой и колонной, неразрывностью стакана.

Закачка цемента может быть под давлением.

При цементировании «хвостовика» на скважине 60 Золотухинского месторождения необходимо:

Иметь на буровой анализ цементного раствора. Проверить наличие необходимых добавок согласно рецепту и технологию приготовления цементного раствора. Линии обвязки опрессовать на полуторократное рабочее давление.

Закачать буферную жидкость.

В процессе затворения цементного раствора постоянно замерять его удельный вес, отобрать пробы. Колебания удельного веса не должны превышать 0,02 г/см3

Во время прокачки цементного раствора и его продавки следить за выходом циркуляции, замеряя параметры промывочной жидкости.

После окончания продавки проверить работу обратных клапанов, стравить давление до 0 атм.

Разгрузить талевую систему до веса, равного весу бурильных труб. Учесть выталкивающую силу на бурильные трубы и хвостовик, возникающую за счёт разности удельных весов цементного раствора за хвостовиком и бурового раствора в трубах. Под растягивающим усилием 2–3 тн вращением вправо на первой скорости ротора отсоединиться от хвостовика. Проверить отсоединение «хвостовика» путём создания обратной промывки при закрытом превенторе.

Промыть скважину своими насосами до полного вымывания цемента из затрубного пространства в количестве не менее 2 обьёмов скважины или 80 м3 и поднять бурильные трубы с постоянным доливом скважины с выбросом инструмента на мостки.

Оставить скважину на ОЗЦ–48 часов.

2.5.1 Виды осложнений при цементировании скважин

2.5.1.1 Осложнения, связанные с подготовкой ствола скважины

При недостаточной тщательной и несвоевременной проработки ствола скважины или ее отсутствии на стенках скважины имеются или появляются места посадок, а при некачественном глинистом растворе образуется глинистая корка с налипшим шламом.

Ствол скважины сужается, и пространство между колонной и стенкой значительно уменьшается, в некоторых случаях до нуля. Сужения заколонного пространства способствует возникновению больших давлений при прокачивании цементного раствора и иногда приводит приводит к невозможности восстановить циркуляцию раствора

Для предупреждения осложнений, связанных с сужением ствола, необходимо тщательно проработать ствол скважины перед спуском обсадной колонны. Целесообразно чтобы скорость движения раствора при этом была более 1 м/с, вязкость бурового раствора не превышала 50 с , а СНС за 10 мин не выше 130–170 мг/см2.

Неправильный учет объема каверн может стать причиной недоподъема или переподъема цементного раствора, следствием чего в первом случае является наличие нескольких непрерывных горизонтов, а во втором– повышения давления при прокачивании цементного раствора.

Недоучет размеров каверн приводит также к уменьшению скорости подъема цементного раствора в заколонном пространстве и, как следствие , к недостаточному вытеснению бурового раствора. Каверны ( особенно если они имеют относительно большую протяженность ) способствуют образованию застойных зон и могут стать каналом прорыва вод.

2.5.1.2 Потеря циркуляции при цементировании

В практики цементирования в последние годы наблюдаются случаи потери циркуляции раствора и невозможности ее восстановления. Основная причина этого – поглощения раствора вследствие разрыва пластов, что обусловлено следующим:

1) значительным фактическим превышением плотности цементного раствора над буровым , что приводит к увеличению давления на пласт. Одним из основных мероприятий по профилактике этого вида осложнений является применения облегченных цементных растворов, плотность которых незначительно превышает плотность буровых растворов;

2) созданием больших скоростей восходящего потока цементного потока в заколонном пространстве, что приводит в общем случае к возрастанию давления на стенки скважин, а при наличии «слабых» пластов –к их гидроразрыву. Во многих случаях наряду с приближением плотности цементного раствора к плотности бурового необходимым требованием для обеспечения качественного проведения цементирования является понижения скорости движения цементного раствора в заколонном пространстве до значения скорости глинистого раствора в процессе последней промывки скважины. При цементировании мелких скважини определяющее значение для возникновения гидроразрыва имеет разница удельных весов растворов, и чем она выше, тем больше вероятность гидроразрыва пластов;

3) низким качеством бурового раствора, главным образом высоким значением СНС.

2.5.1.3 Осложнения связанные с преждевременным схватыванием и загустеванием цементного раствора

В практики этот вид осложнений встречается довольно часто. Однако в большинстве случаев трудно установить, связан ли он с загустеванием или схватыванием цементного раствора, так как в практических условиях невозможно разграничить время начала его загустевания и начала схватывания. Тем не менее во многих случаях вполне очевидно, что начало схватывания раствора не наступило, и повышения давления при прокачивании может быть объяснено его резким загустеванием.

Загустевание цементных растворов объясняется при прочих равных условиях непосредственном химико–минералогического состава цемента. В портландцементе колебания химико–минералогического состава относительно велики, что несущественно в строительной практике, но имеет важное значение при цементировании скважин с температурами, близкими к 100о С и выше. Основная роль при этом играет повышенное содержание трехкальциевого алюмината.

В некоторых случаях загустевания цементного раствора может быть объяснено водоотдачей цементного раствора. Данный вид осложнений наиболее част при установки мостов, проведения повторного цементирования, а также в тех случаях, когда имеются условия для устранения глинистой корки. При наличии глинистой корки водоотдача цементного раствора низка, а при высоких температурах, когда раствор быстро схватывается, глинистая корка может пропустить незначительное количество фильтрата. Во всех случаях следует снижать водоотдачу цементных растворов.

2.6 Заканчивание скважины

Заканчивание скважины – это процесс, включающий в себя первичное вскрытие продуктивного пласта, его крепление и испытание.

2.6.1 Требования к процессам, предшествующим освоению скважин

От качества вскрытия пласта бурением и крепления его во многом зависит успешность и продолжительность освоения скважины. Поэтому уже при осуществлении этих процессов необходимо предусматривать мероприятия, способствующие получению притока из пласта с меньшими материальными затратами.

Наиболее эффективным является сохранение естественной проницаемости околоствольной части пласта, которая часто снижается за счет попадания в нее бурового раствора пли его составляющих, а также за счет физико–химических процессов, происходящих а пласте при взаимодействии пород, пластового флюида и бурового раствора.

Буровой раствор попадает в пласт при поглощении, которое возникает при наличии репрессии на пласт. Для предупреждения поглощения перед вскрытием продуктивного пласта необходимо плотность бурового раствора довести до значений, при которых давление гидростатического столба раствора не более, чем 1,04–1,07 раза превышало бы пластовое. Для вскрытия продуктивного пласта следует использовать буровые растворы малоглинистые, меловые, на углеводородной основе и др.

Фильтрат бурового раствора оказывает сильное влияние на проницаемость пласта, изменяя фазовую проницаемость. Пород, или вступая во взаимодействие с минералами или жидкостями, их насыщающими. Водоотдача бурового раствора должна быть минимальной (5–8 см3/ЗО мин).

Продуктивный пласт после вскрытия может остаться необсаженным (открытый ствол), обсаженным незацементированной колонной (фильтром) и обсаженным зацементированной колонной. Выбор методов крепления его обосновывается в проекте. При вскрытии продуктивных пластов мощностью более 20 м предпочтение следует отдавать зацементированной колонне.

Прочностные характеристики эксплуатационных колонн рассчитывают по действующим методикам для условий опорожнения на 2000 м и наличия избыточного давления на устье 200 кгс/см2. Первый параметр принят, исходя из условий вызова притока и эксплуатации скважин со сниженным пластовым давлением, второй – исходя из необходимости создавать большие репрессии для разрушения непроницаемых перемычек в околоствольной зоне пласта при вызове притока и при борьбе с нефтегазоводопроявлениями.

После ОЗЦ и разбуривания излишнего цемента эксплуатационная колонна подвергается испытанию на герметичность двумя способами – избыточным давлением и снижением уровня в скважине. Избыточное давление 200 кгс/см2 на воде. Величина депрессии не менее 100 кгс/см2 (при снижении уровня до 1000 м). Колонна считается герметичной, если при испытании избыточным давлением оно снизилось в течение 30 минут на величину не более 5 кгс/см2, а при снижении уровня в течение 8 часов уровень поднимается не выше 2 м. В отдельных случаях величина избыточного давления и глубина снижения уровня могут быть изменены по согласованию с авторами проекта.

Верхняя часть эксплуатационной колонны оборудуется устройствами, позволяющими нормально эксплуатировать скважину. Для фонтанных и нагнетательных скважин на устье монтируют фонтанные арматуры. Выбор типа колонной головки и фонтанной арматуры производят по величине ожидаемого устьевого давления и дебита.

Фонтанная арматура монтируется так, чтобы был свободный доступ к любой из ее задвижек. Выкидные линии, идущие от фонтанной арматуры к амбару, не уложенные в траншею, должны быть закреплены с помощью анкеров. На фонтанной арматуре устанавливают два манометра: на буфере фонтанной елки и затрубном пространстве. На выкидных линиях монтируется кран высокого давления для отбора проб.

2.6.2 Организация работ при испытании скважин

Испытание объектов в разведочных и эксплутационных скважинах производится силами буровой бригады, осуществляющей проводку скважины. Вторые и последующие объекты испытывают специализированные бригады, если таковые имеются в структуре буровой организации.

Руководство работами по испытанию скважин осуществляется через технологические группы по испытанию, имеющимися в управлениях буровых работ, или технологом, назначенным ответственным за проведение работ.

Планы работ на испытание и отдельные технологические операции составляют технологический и геологический отделы.

Программы работ по испытанию разведочных и поисковых скважин утверждаются заместителями Генерального директора по бурению и геологии после согласования с "БелНИПИнефть".

Планы работ на испытание объектов в разведочных, добывающих и нагнетательных скважин утверждаются главным инженером и главным геологом организации, ведущей работы по испытанию скважин после согласования с ЦДНГ. Один экземпляр плана передается ’’БелНИПИнефть’’.

В планах работ па испытание должна выдерживаться следующая очередность выполнения операций:

перфорация, замена на воду, соляно–кислотная ванна, определение приемистости. При приемистости свыше 50 м3/сут. – кислотная обработка, вызов притока путем снижения уровня, исследование притока. При приемистости ниже 50 м3/сут. – возбуждение пласта методом переменных давлений, гидроразрыв пласта, соляно–кислотная обработка, вызов притока и исследование притока.

В случае, если после выполнения всех работ, включенных в план, возникает необходимость продолжать работы по испытанию скважины составляется дополнительный план.

2.6.3 Перфорация колонны

Для перфорации может применятся кумулятивная, пулевая или гидроабразивная перфорация. Выбор типа перфоратора обуславливается геолого–техническими особенностями скважины, наличием необходимого оборудования и материалов. [20, с11]

Кумулятивная перфорация может производиться при равновесии, репрессии или депрессии на пласт. Порядок выполнения операций по перфорации, тип перфоратора, плотность, количество одновременно спускаемых зарядов и др. особенности оговариваются в плане работ на испытание скважины (объекта).

Кумулятивную и пулевую перфорацию производят геофизические организации по заявкам буровых или нефтедобывающих предприятий. Ответственность за соблюдение "Правил безопасности" и "Единых правил взрывных работ" несут как заказчик, так и подрядчик.

Выбор перфораторов и режимов перфорации производят, исходя из следующих основных принципов:

– достижение необходимой гидродинамической связи с пластом, обеспечивающей приток жидкости из пласта с минимальными сопротивлениями;

– обеспечение условий, при которых без осложнений возможно проводить работы по испытанию и последующей эксплуатации скважин;

– осуществление процессов вскрытия пластов перфорацией при минимальных затратах труда, средств, материалов, оборудования и времени.

При выборе перфоратора учитывают цель перфорации и следующую информацию о скважине:

– минимальный внутренний диаметр труб, через который должен пройти перфоратор;

– минимально допустимый зазор между перфоратором и обсадной колонной;

– давление и температуру в скважине;

– свойства жидкости в скважине и пласте, наличие и величину перепада давлений между скважиной и пластом;

– глубину залегания объектов, подлежащих испытанию;

– состояние обсадной колонны и качество цементирования в зоне перфорации.

При выборе типа перфоратора учитывают его конструктивный габарит (по диаметру) и пределы температуры, при которых могут использоваться кумулятивные заряды.

Для уменьшения вредного влияния попавшей в пласт при перфорации жидкости на его проницаемость до подъема НКТ под перфорацию нижняя часть колонны заполняется жидкостью, попадание которой в пласт не ухудшит его проницаемость. Такими жидкостями являются нефть и др. углеводородные жидкости, пластовая вода, водные растворы ПАВ, известково–битумные и кальциевые растворы. Выбор тапа раствора зависит от величины пластового давления. В отдельных случаях перед перфорацией можно закачивать раствор соляной кислоты, и уже в процессе перфорации подвергать пласт, а в первую очередь околоствольную зону, обработке.

План работ на проведение перфорационных работ должен содержать в себе информацию о геолого–техническом состоянии скважины, а также количестве одновременно взрываемых зарядов по интервалам.

Работы по перфорации выполняются в присутствии ответственного представителя заказчика.

Перед перфорацией на устье скважины устанавливают перфорационную задвижку или другое устройство, которую опрессовывают на указанное в плане работ давление, обычно на давление опрессовки колонн.

Спуск зарядов в скважину разрешается после проверки скважины с помощью шаблона, спускаемого на кабеле. Диаметр и длина шаблона не может быть меньше диаметра и длины перфоратора, которым будут вскрывать пласт.

Перфорацию колонны производят, вскрывая сначала самую нижнюю часть интервала, и доведя плотность до предусмотренной планом и затем переходят к перфорации интервалов, располагающихся выше.

После каждого выстрела доливают скважину замеренным количеством жидкости для установления факта поглощения ее во время перфорации. Информацию о поглощении заносят в акты о проведенных работах.

Перфорацию скважины при депрессии на пласт, как правило, осуществляют через спущенные в скважину насосно–компрессорные трубы, причем на устье устанавливают фонтанную арматуру и лубрикатор для возможности извлекать перфоратор при избыточном давлении. Уровень в скважине до перфорации снижают с помощью компрессора или сваба. Величину депрессии задают, исходя из величины пластового давления.

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) является наиболее эффективным методом вторичного вскрытия пласта и используется там, где от применения других методов вскрытия получены неудовлетворительные результаты. ГПП планируется как обязательная при необходимости вскрывать пласт через две и более колонны и при вскрытии пластов мощностью менее 5м.

Для проведении процесса ГПП предпочтительнее использовать насосные агрегаты ЦА–400 н 4АН–700 и пескосмесители ЗПА. Потребное количество агрегатов определяется по формуле:

, (2.29)

где, n – потребное количество агрегатов;

Q – расход жидкости, л/с,(м3/с);

Ру – давление на устье, кгс/см2 (МПа);

i – коэффициент, учитывающий техническое состояние агрегатов;

q– производительность одного агрегата, л/с (м3);

P–давление, развиваемое агрегатом при принятой производительности, кгс/см2, (МПа).

Для ГПП используют серийные (АП–6М,АП–5М) перфораторы или перфораторы, изготовленные в мастерских предприятий. Для перфораций колонн диаметром 114 мм число работающих насадок должно быть не более двух.

Место установки перфоратора определяют с помощью геофизических приборов (гамма–метод, магнитный локатор). Для расчетного контроля за удлинением труб за счет перепада давлений в насадках используют формулу:

, (2.30)

где, DL – приращение длины, см;

DP – перепад давления, кгс/.см2;

S– площадь внутреннего сечения труб, см2;

F – площадь поперечного сечения труб, см2;

Е – модуль Юнга, кгс/см2 .

2.6.4 Вызов притока

2.6.4.1 Общие положения

Движение жидкости из пласта к забою скважины возможно только при соблюдении следующего неравенства:

, (2.31)

где Рпл – пластовое давление;

Рэаб – забойное давление;

Рсол – давление, необходимое для преодоления сил сопротивления движению пластовой жидкости к перфорированной части пласта.

В статическом состоянии забойное давление зависит от глубины скважины по вертикали (Н) и плотности жидкости (r), которой заполнена скважина:

, (2.32)

Сопротивления движению жидкости в пласте нередко столь высоки, что при созданной депрессии приток вызвать не удается. Поэтому мероприятия по вызову притока должны предусматривать как создание депрессии, так и возбуждение пласта одним или несколькими описанными ниже методами.

Создание депрессии в зависимости от геолого–технических характеристик пласта и скважины осуществляют:

– уменьшением плотности жидкости в скважине (заменой бурового раствора на воду, воды на нефть, закачкой в скважину пены, аэризацией);

– снижением уровня (с помощью сваба, компрессора, погружной насосной установки, струйных насосов и др.).

2.6.4.2 Методы снижения забойного давления

Замена бурового раствора на воду.

Операции по замене бурового раствора на воду осуществляют с помощью цементировочных агрегатов. Перед началом работ обвязку агрегатов опрессовывают полуторократным ожидаемым давлением. Трубопроводы, предназначенные на сброс, закрепляют анкерами.

Замену бурового раствора на воду осуществляют по схеме обратной ромывки, при которой значительно лучше условия выноса механических взвесей и сокращается время работы агрегатов при повышенных давлениях.

Замена бурового раствора на воду может быть ступенчатой и прямой. Ступенчатая предусматривает замену тяжелого бурового раствора на более легкий, а затем на воду. Ее следует применять при ожидаемом давлении нагнетания выше давления опрессовки колонн. Величину максимального давления нагнетания без учета потерь на сопротивление движению определяют из выражения:

, (2.33)

где r – плотность бурового раствора;

Н – глубина установки башмака НКТ (м).

При замене в скважине на воду утяжеленного бурового раствора, между водой и утяжеленным раствором располагают глинистый раствор без утяжелителя. Это мероприятие направлено на предупреждение выпадения утяжелителя из раствора.

Закачка воды в скважину с целью замещения бурового раствора проводится до появления на устье чистой воды. Объем закачиваемой воды не менее 1,5 объемов колонны.

При отсутствии фонтанного притока после непродолжительной (20–30 мин.) остановки в затрубное пространство закачивают воду в объеме НКТ плюс 1–2 м3 и наблюдают за выходом "забойной" пачки. При наличии большого числа механических взвесей операции следует повторить.

При замене бурового раствора на воду возможно поглощение бурового раствора или интенсивный выход жидкости из скважины. Первое устраняют уменьшением расхода на агрегатах, второе – установкой на выкидных трубопроводах штуцирующих устройств. Диаметр штуцера выбирают, исходя из расхода и давления на агрегатах.

После замены бурового раствора на воду (если это не оговорено планом) наблюдают за поведением скважины в течение 6–8 часов. При этом за счет нагревания воды и выделения из нее газа может быть незначительный перелив, который уменьшается во времени. Перелив за счет работы пласта более интенсивен и стабилен.

Наблюдая за притоком из скважины, периодически замеряют дебит ее, при незначительных переливах с помощью сосуда, объем которого выверен, а при значительных – в емкостях. Результаты замеров заносят в вахтовой журнал.

Снижение уровня в скважине.

Снижение уровня в скважине может осуществляться различными методами: вытеснением жидкости газом, свабированием, откачкой жидкости погружными (в т.ч. струйными) насосами. Глубина снижения или расстояние от поверхности земли до уровня в скваживе задается и указывается в плане работ на испытание скважины.

Вытеснение жидкости газом может осуществляться способом прямого вытеснения, продавкой газа через пусковые отверстия, закачкой в скважину воздушных пачек.

При использовании способа прямого вытеснения компрессор подключают к затрубному пространству или трубкам. Процесс состоит из закачки газа в скважину до максимального давления на компрессоре стравливания. Положение уровня жидкости в скважине может быть рассчитано. По схеме обратной промывке:

, (2.34)

по схеме прямой промывки:

, (2.35)

здесь Р – пусковое давление (кгс/см2); Vз, Vт, Vк – объем п.м. и кольцевого пространства труб и колонны соответственно; r – плотность жидкости. При использовании компрессоров УКП–100 для вызова притока из глубоких скважин предпочтение должно быть отдано подключению к затрубному, т.к. после стравливания сжатого газа уровень в скважине будет снижен значительно ниже, чем при закачке газа в трубки, так как. Vз >> Vт.

, (2.36)

При снижении уровня с помощью пусковых отверстий в процессе вытеснения наблюдается также явление снижения плотности жидкости, которое начинает проявлять себя после того, как уровень будет снижен до пускового отверстия и в трубы начнет поступать газ.

2.6.5 Возбуждение пласта и интенсификация притока

2.6.5.1Общие положения

При первичном и вторичном вскрытии пласта искусственно могут быть созданы условия, при которых между продуктивной частью пласта и скважиной образуется буферная зона. непроницаемая для пластовых флюидов при перепадах, созданных при вызове притока. Эту зону необходимо разрушить одним или комбинацией методов, описанных ниже.

Проницаемые каналы могут появиться как за счет очистки загрязненных зон при повышении перепада давлений; разрушения перемычек знакопеременными нагрузками или химическими средствами, так и за счет создания новых каналов.

Для создания проницаемых каналов для условий белорусских месторождений применяются солянокислотные ванны, совмещенные с операцией повышения перепада давлений (определение приемистости пласта), метод переменных давлений, солянокислотный и гидравлический разрыв пласта, воздействие на пласт с помощью струйных насосов.

2.6.5.2 Кислотные ванны и определение приемистости пласта

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности, в первую очередь фильтра от продуктов разрушения кумулятивных зарядов, обломков породы и цементного камня, а также нерастворимых в воде химических соединений.

Кислотные ванны устанавливают как в скважинах с открытым стволом, так и обсаженных и затем перфорированных. Обязательным условием при установке ванны является установка башмака насосно–компрессорных труб ниже нижних дыр перфорации.

Объем кислотного раствора для ванны определяется как 5–6 объемов обрабатываемой зоны, обеспечивающий выполнение следующей технологической схемы: сначала заполнить обрабатываемый интервал, а затем через 15–20 минут стояния кислотный раствор заменить свежим. Избыток кислотного раствора предусматривается использовать для оценки приемистости скважины.

Концентрация кислотного раствора 12 – 15%. Для удаления глинистой корки или глинистых отложений предпочтительнее использовать глинокислоту, т.е. смесь соляной и плавиковой кислот. Объем плавиковой кислоты в смеси к объему соляной должен составлять 4 – 8%.

Время реагирования кислоты при кислотной ванне устанавливается по данным опыта, но не должно превышать 2 часов.

Продукты реакции при солянокислотной ванне вымываются обратной промывкой, водой двумя объемами НКТ.

2.6.5.3 Метод переменных давлений

В случае, если отсутствует приемистость при проведении кислотной ванны, а снижением давления на забой скважины не удается вызвать приток из скважины, приступают к возбуждению пласта методом переменных давлений (МПД).

Насосным агрегатом создают избыточное давление в затрубном пространстве до величины опрессовки колонны, затем агрегат останавливают и быстро открывают кран на трубках. После прекращения истечения жидкости кран закрывают и операцию повторяют. Закачка жидкости и ее стравливание составляют цикл. При МПД необходимо осуществить не менее 30 циклов, причем при каждом цикле замерять количество закачиваемой в скважину жидкости. Увеличение объема во времени указывает на наличие связи скважины с пластом.

2.6.5.4 Гидрокислотный и гидравлический разрыв пласта

При отсутствии связи скважины с пластом, что определяют, создавая избыточное давление на устье до давления опрессовки колонны, проводят работы по гидравлическому разрыву пласта. Если жидкостью разрыва является соляная или другая кислота, разрыв пласта называют гидрокислотным.

Особенностью гидрокислотного разрыва является то, что закрепление созданных разрывом трещин расклинивающим материалом можно не производить, так как неравномерное воздействие на породу создает "несмыкающиеся" трещины.

Гидроразрыв пласта может быть осуществлен с пакером и без пакера. При проведении разрыва, без пакера давление с колонны снимается столбом утяжеленного глинистого раствора. Поэтому его иногда называют гидроразрывом с противодавлением глинистого раствора(пакерной жидкостью).

При проведении процесса разрыва пласта без пакера выполняют следующую технологическую схему:

– Заполняют скважину утяжеленным глинистым раствором, плотность которого может быть заранее рассчитана. Если исходить из необходимости иметь максимальное давление на пласт, превышающее в «n» раз гидростатическое, то можно использовать формулу:

, (2.37 )

где n – коэффициент превышения гидростатического давления;

Ргр – давление столба глинистого раствора;

Ропр – давление опрессовки колонны.

–Закачивают в скважину по НКТ: разделительную пачку углеводородной жидкости или воды в объеме до 0,2 м3, 2–3–м3 12–15%–ной соляной кислоты, воду в количестве до объема НКТ. При этом давление на устье (на агрегате) составит:

Рагр = (Н rгр – Н·rв) /10 = Н (rгр·rв) / 10, (2.38)

где rгр – плотность жидкости в затрубном пространстве

rв – плотность жидкости в трубах.

На пласт в это время будет давление:

Рпл = Н · rгр , (2.39)

– Закрывают затрубное и начинают задавку кислоты в пласт, доводя давление на затрубном до давления опрессовки колонны.

Если величина "n" будет задана выше, потребуется раствор с большей плотностью.

– При разрыве пласта, факт которого устанавливают по наличию связи сважины с пластом, т.е. поглощению жидкости, продавку кислоты начинают кислотным раствором. В пласт закачивают жидкость в следующей очередности: кислотный раствор, продавочная жидкость (вода), снова кислотный раствор и снова вода.

– После задавки кислоты в пласт продавочной жидкостью, глинистый раствор вымывают из скважины прямой или обратной промывкой.

– Оставляют скважину на реагирование и в зависимости от положения уровня в скважине проводят работы по извлечению продуктов реакции.

– Исследуют приток и определяют фильтрационные параметры пласта.

При работе с пакерами могут быть использованы различные их модификации: с опорой на забой, шлипсовые, гидравлические. Пакер может быть установлен непосредственно над скважинным фильтром, на голове потайной колонны ( хвостовика) и в любом удобном для работы месте, если давление на колонну не будет превышать максимально допустимого для этой части колонны.

Для удержания пакера на месте, если недостаточно веса труб, необходимо использовать гидравлические якори. Размеры пакера и якоря должны соответствовать.

2.6.5.5 Воздействие на пласт с помощью многоциклового испытательного инструмента

Возбуждение пласта при отсутствии притока можно осуществлять с помощью многоциклового испытательного инструмента (комплект МИГ и МИК).

Для этого:

– устанавливают пакер на 1–2 м выше интервала перфорации;

– проводят депрессионное и депрессионно–репрессионное воздействие. Депрессионное воздействие проводят в случае, если скважина заполнена рабочей жидкостью, содержащей твердую фазу (например буровым раствором);

– при депрессионном воздействии после запакеровки необходимо открыть впускной клапан и мгновенно создать депрессию на пласт. Выдержать пласт под депрессией 5–10 мин., закрыть клапан и 10–15 мин. ожидать восстановления давления. Проводят 10–15 циклов депрессионного воздействия;

– при депрессионно–репрессионном воздействии после запакеровки следует открыть впускной клапан и создать на пласт мгновенную депрессию. Выдерживают пласт под депрессией 5–10 мин., закрывают клапан и снимают пакер. В результате на пласт воздействует репрессия, равная разности давлений между гидростатическим и пластовым. Под репрессией пласт выдерживают 4–5 мин, снова запакеровываются и процесс повторяют. В таком режиме проводят 10–15 циклов воздействия.

– после как депрессионного, так и депрессионно–репрессионного воздействия без подъема инструмента испытывают объект в режиме приток – восстановление давления с регистрацией кривой притока и восстановления давления. Испытание проводят в один или два цикла. Общее время периода притока должно составлять 2–5 часов, а восстановление давления – 3– 6 часов.

2.6.6 Методы интенсификации притока

Солянокислотные обработки.

Солянокислотные обработки относятся к методам химического воздействия на пласт с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта и являются методами интенсификации притока.

Для солянокислотных обработок применяется ингибированная соляная кислота. Заводы поставляют кислоту с сильно отличающейся начальной концентрацией (22–27%), поэтому перед каждой операцией следует устанавливать фактическую концентрацию с тем, чтобы использовать для обработки кислотный раствор с заданными параметрами. Концентрацию кислоты определяют по таблицам после замера плотности ее.

Приготовление раствора заданной концентрации может осуществляться как перед началом операции, так и в процессе закачки кислотного раствора в скважину. В этом случае концентрированная кислота и вода подаются по отдельным трубопроводам до тройника (смесителя), где они смешиваются.

Количество воды для приготовления раствора заданной концентрации определяется по формуле:

VВ =Vр·[(rт+rз)/(rт–1)] , (2.40)

где Vр – объем раствора кислоты;

rз – плотность кислотного раствора заданной концентрации, г/см3;

rт – плотность товарной кислоты, г/см3.

Для целей воздействия на пласт при испытании скважин рекомендуется 12–15%–ный раствор соляной кислоты.

Кислотная обработка проводится по плану, образец которого приведен в приложении. План включает в себя основные характеристики процесса: состав, концентрацию и объем кислотного раствора, объем продавочной жидкости, максимальные давления на устье, время ожидания реагирования, объем исследования до и после. Иногда при проведении специальных обработок предусматривают расход при нагнетании раствора и продавочной жидкости или мероприятия по облегчению вызова притока из скважины после обработки.

При проведении кислотной обработки башмак НКТ, как правило, должен быть установлен ниже нижних дыр перфорации (1–7 м).

Кислотный раствор закачивают в скважину по НКТ при открытых на затрубном задвижках. Задвижки закрывают после того, как весь интервал перфорации заполнен кислотным раствором.

Объем кислотного раствора на обработку при испытании скважин определяется, исхода из расхода 0,15 – 0,2 м3 на метр вскрытой мощности пласта. Ориентировочно рекомендуемые для условий белорусских месторождений объемы для первой обработки 6 м3, второй – 12 и третьей – 24 м3 кислотного раствора. Объем продавочной жидкости второй и последующих обработок в 2 раза больше, нежели при предыдущей обработке.

Время реагирования кислотного раствора устанавливают в зависимости от карбонатности пород, концентрации раствора и температуры скважины. Для концентраций 12 ё 15% время реагирования после задавки в плает не должно превышать 4 часов.

При пластовом давлении менее гидростатического необходимо предусматривать принудительную очистку пласта от продуктов реакции при депрессии, создаваемой например свабированием или снижением уровня с помощью компрессора. Эту работу следует проводить сразу по истечении времени реагирования.

Эффективность о6работки определяют по разности в производительности (приемистости) скважин на сопоставимых режимах, замеренных после и до обработки.

Скважина, законченная испытанием, если в ней получен промышленный приток нефти и газа, а также если она предназначена для использования в качестве нагнетания, подлежит освоению.

Объем работ по освоению зависит от способа эксплуатации. Фонтанная скважина подключается к замерно–трапным установкам, оборудуется площадкой для проведения исследовательских работ. Скважина, эксплуатируемая механизированным способом подключается к трубопроводам и обеспечивается наземным и подземным оборудованием, Оборудование выбирают в зависимости от величины ожидаемого дебита.

Регламентировано время, по истечении которого после приема скважины на баланс скважина должна быть введена в действие. Для фонтанных скважин:

Т = 8К1·К2 , (2.41)

Для скважин, оборудованных штанговыми глубинными или погружными электронасосами:

Т=16К1 ·К2 , (2.42)

К1 и К2 – коэффициенты, учитывающие климатические условия и метод строительства (кустовой или индивидуальный), соответственно выдают плановые отделы.

Перед стаскиванием (демонтажом) бурового оборудования в скважину, как правило, закачивают жидкость, давление гидростатического столба которой равно или превышает пластовое. Поэтому при освоении скважины приходится повторно вызывать приток из пласта. В связи с этим при глушении скважины следует использовать жидкости, не ухудшающие проницаемость, имеющуюся после испытания. Это хлоркальциевые растворы, пластовая вода, БИЭР, нефть.

Вытеснение жидкости глушения в фонтанной скважине осуществляется одним из методов снижения забойного давления. В насосных скважинах раствор, содержащий твердые частицы, следует заменять на рассол или пластовую воду до спуска насоса.

С целью сокращения промежутка времени между испытанием и вводом скважины в эксплуатацию, снижения затрат на освоение и получение дополнительной добычи продукции время испытания и освоения скважин следует совмещать.

ОТЗЫВ

На представляемый к защите дипломный проект по теме :

«Восстановление скважины №60 Золотухинского месторождения методом бурения второго ствола»

студента ГГТУ им. П.О.Сухого

Войтова Юрия Викторовича

Кафедра «Разработка, эксплуатация нефтяных месторождений и транспорт нефти»

Руководитель проекта – А.В.Танкевич – Начальник ЦИТС УПНПиРС

Дипломный проект, выполнен в соответствии с заданием кафедры университета. В расчетно-пояснительной записке, достаточно хорошо отражены все разделы проекта.

В геологической части дана краткая характеристика стратиграфии и литологии разреза, тектонической характеристики продуктивных горизонтов, нефтеносности.

Основной раздел проекта «Технология бурения второго ствола»- отражаетобоснование выбора скважины, подлежащей восстановлению. Выполнены необходимые инженерные расчеты, режим бурения, подбор бурового и специального инструмента для проводки ствола; расчет «хвостовика», с учетом горного давления, и другие. Подробно рассмотрен вопрос заканчивания скважины, интенсификации притока.

Приведена экономическая эффективность бурения винтовым забойным двигателем. В достаточной степени приведены данные по охране труда, технике безопасности и промышленной санитарии, охране окружающей среды.

Автор сумел правильно использовать полученные в университете знания, и практический опыт на производстве. А также способность работать со специальной литературой, что позволило выполнить дипломный проект.

Графическая часть проекта дополняет и усиливает разделы: «Геология» и «Технология проводки второго ствола».

В целом дипломный проект выполнен на современном инженерном уровне и заслуживает хорошей оценки.

Руководитель дипломного проекта А.В.Танкевич

ГЛАВА 1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

ЗОЛОТУХИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

Золотухинское нефтяное месторождение расположено на территории Речицкого района Гомельской области Республики Беларусь, в 85 км от г. Гомеля и в 42 км от г. Речица.

В орогидрографическом отношении месторождение находится в восточной части Припятского полесья-заболоченной и залесенной низменности. Абсолютные отметки рельефа варьируют в пределах +125 - +145 м над уровнем моря. Гидрогеологическая сеть района представлена р. Ведричь с мелкими притоками.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +6С, среднегодовое количество осадков 500-650 мм. Преобладающее направление ветров - западное, северо-западное, скорость ветра составляет в среднем 15м/сек.

Сбор и транспорт нефти и газа гериетизированной системе через узел подготовки нефти в нефтепровод “Дружба”, и железнодорожными цистернами на Новополоцкий нефтеперерабатывающий завод. Попутный газ утилизируется на Василевичской ГРЭС.

Впервые в 1971 г. на Золотухинском месторождении в скважине №1, а в 1972 г. в скважине №7 были получены промышленные притоки нефти из межсолевых отложений.

1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного

разреза месторождения

Глубина залегания кристаллического фундамента вскрытого на Золотухинском нефтяном месторождении изменяется от 3980 до 4825 м. Осадочный чехол сложен нижним, средним и верхним протерозоем, средним и верхним палеозоем, мезозойскими и кайнозойскими отложениями.

Отложения кристаллического фундамента представлены гнейсами и розовато-белыми гранитами.

На отложениях кристаллического фундамента залегают отложения подсолевого терригенного комплекса, представленного витебско-пярнусским и наровским, старооскольским горизонтами среднего девона и пашийско-кыновским горизонтом верхнего девона. Отложения комплекса представлены переслаиванием песчаников, глин, алевролитов и доломитов. Общая мощность варьирует в пределах 180-260 м.

Выше залегает карбонатная толща представленная отложениями саргаевского, семилукского, бурегского, воронежского и евлановского горизонтов верхнего девона. Комплекс представлен доломитами, известняками, мергелями. Мощность карбонатной толщи на площади составляет 140-350 м.

Отложения ливенской соленосной толщи представлены каменной солью и несолевыми прослоями. Имеются прослои ангидритов, реже доломитовых мергелей и аргиллитоподобных глин. Мощность горизонта изменяется от 81 м до 1587 м.

Выше залегают отложения фаменского яруса верхнего девона объединяющего три толщи пород: межсолевую, верхнюю соленосную и надсолевую.

С межсолевыми отложениями связана промышленная нефтеносность Золотухинского месторождения, поэтому их литология здесь описывается более детально.

Домановичский горизонт представлен мергелями темно-серыми,глинисто-известковистыми. Мощность горизонта – 18 - 45 м.

Задонский горизонт. По литологическим и промыслово-геофизическим данным выделяется здесь 7 пачек.

9 пачка представлена переслаиванием известняков массивных, в различной степени глинистых, серых, темно серых до черных, коричнево-серых, местами сильно доломитизированных, комковато-сгустковых, слабо ангидритизированных с обломками брахиопод, с трещинами выполненными каменной солью, кальцитом, ангидритом. По наслоению и стенкам трещин примазки темно-коричневой нефти. Встречаются тонкие прослои доломитовых мергелей, карбонатных глин.

Мощность пачки изменяется в пределах 14-46 м.

8 и 7 пачки аналогичны вышеописанной, но количество прослоев органогенных известняков сокращается вверх по разрезу до полного их исчезновения в 7 пачке, а также верхней части 8 пачки в центральной части месторождения. Известняки темно-серые, коричнево-серые, зеленовато-коричнево-серые, слоистые до микрослоистых, в различной степени глинистые, доломитизированные, с фауной брахиопод, остракод, с обуглившимися растительными остатками, с редкими прослоями известняков конгломератовидных, со стилолитовыми швами, с трещинами, выполненными кальцитом, белым ангидритом и каменной солью. Мощность 8 пачки изменяется от 10 м до 29 м, 7 пачки - от 13 м до 32 м

6 и 5 пачки сложены преимущественно известняками темно серыми, коричнево серыми, слоистыми до тонко-слоистых, в различной степени глинистыми, участками переходящими в мергели, доломитизированными, с желваковидными включениями “чистых” серых и светло-серых известняков. Редко встречается фауна брахиопод, с весьма редкими единичными прослоями органогенно-водорослевых известняков, количество которых больше в западной части, а в средней части они отсутствуют;встречаются кавернозные известняки с алевролитовой примесью кварца, с тонкими линзовидными прослоями глин, с трещинами , выполненными кальцитом, ангидритом и солью, редко полыми. Мощность 6 пачки варьирует в пределах 4-25 м, 5 пачки – 19 - 63 м.

4 пачка представлена переслаиванием известняков глинистых, мергелей темно-серых, коричнево-серых, зеленовато-серых, доломитизированных, реже доломитов и глин с желваковидными включениями и линзами светло серых и серых известняков, реже доломитов, с прослоями кавернозных известняков с редкими (в западной части площади) и довольно частыми (в восточной части) прослоями известняков отроматолитовых, комковато-бугристых. В верхней части этой пачки в восточной части месторождения встречаются глинисто-карбонатно-сульфатные и туфогенные породы с многочисленными мелкими трещинами, выполненные кальцитом, ангидритом, каменной солью, реже полыми, с выпотами нефти по наслоению. Встречаются редкие прослои слабо глинистых, скрытозернистых ангидритов. Мощность пачки от 32 м до 127 м, в среднем составляет 61-66 м.

Елецкий горизонт. В составе горизонта выделяется условно 3 пачки.

3 пачка сложена глинистыми известняками и мергелями темно-серыми, коричнево-серыми, доломитизированными до глинистых доломитов и доломитовых мергелей, с желваковидными и линзовидными включениями светло серых и серых известняков и доломитов, в нижней части пачки встречены прослои кавернозных известняков. Встречаются прослои известняков строматолитовых и комковато-бугристых, а также туфогенных пород. Имеются трещины в основном субвертикальные, выполненный кальцитом, солью, ангидритом, реже полые. По наслоениям, кавернам, и стенкам полых трещин-выпоты нефти. Мощность пачки 11-68 м.

2 пачка сложена глинистыми известняками и мергелями слоистыми до микрослоистых, в различной степени доломитизированными до глинистых доломитов и доломитовых мергелей, пиритизированными, редко окремнелыми, с линзовидными включениями “чистых” известняков и доломитов, очень редко

кавернозных, с прослоями известняков и мергелей радиоляриевых, брекгиевидных, с прослоями туфогенных пород в юго-восточной части месторождения. Трещины, в основном, субвертикальные, выполненные кальцитом, солью, ангидритом, реже полые. Редкие выпоты нефти по наслоению и по стенкам трещин. Мощность пачки изменяется от 16 м до 122 м.

1 пачка представлена также глинистыми известняками и мергелями, слоистыми до микрослоистых, доломитизированными до глинистых доломитов и доломитовых мергелей. Линзовидные и желвакообразные включения “чистых” известняков, местами пиритизированных, развиты в верхней части пачки. Мощность пачки колеблется от 18 м до 69 м.

Верхняя соленосная толща, перекрывающаяя межсолевые отложения, представлена лебедянским горизонтом фаменского яруса. Толща сложена каменной солью с прослоями несолевых карбонатных пород. Мощность от 374 до 2064 м.

Выше по разрезу зелегают терригенно-карбонатные породы данковского горизонта верхнего девона, карбона, перми, триаса, юры, мела и кайнозоя. Мощность комплекса составляет 340-2840 м.

1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов

Золотухинское нефтяное месторождение расположено в западной части Малодушинской зоны поднятия. Последняя является структурной формой третьго порядка и входит в состав северной структурной зоны Припятской впадины.

Подсолевой комплекс в пределах Золотухинской площади моноклинально погружается на северо-восток под углом 10 градусов, выполаживаясь в приподнятой части за счет сокращения мощности евлановского горизонта.

По поверхности подсолевых отложений структура ограничена (по данным сейсморазведки) с востока разломои северо-восточного простирания, а с юга дизъюнктивным нарушением северо-западного простирания, таким образом, что образуется клинообразное поднятие. Амплитуда восточного разлома возрастает на юго-запад до 600 м, южного-увеличивается с юго-востока на северо-запад от 300 до 800 м. Размеры поднятия в пределах изученной бурением части составляют 10x5 км.

По поверхности межсолевых продуктивных отложений Золотухинская площадь является антиклиналью с крутыми северным (угол падения составляет 40-50 градусов) и южным (угол падения 30-40 градусов) крыльями и широким пологим сводом (углы падения 5-10 градусов), который, по существу, представляет собой слабо наклоненную к югу площадку. Складка имеет северно-западное простирание, наиболее приподнятая часть свода расположена в районе скважин 46 и 60 (отметки соответственно равны –1800м и 1818 м ) Размер структуры в пределах изогипсы –2400 м составляет 16.8 x 3.25 км

По поверхности верхней соленосной толщи Золотухинское поднятие является западным окончанием Малодушинского соляного вала. В пределах Золотухинской площади выделяются два брахиантиклинальных поднятия, осложняющих вал и ограниченных изогипсой–700 м. Амплитуда этих поднятий равна 200-250 м, простирание – северно-западное. Северное крыло западной брахиантиклинали погружается под углом 20 градусов, южное - под углом – 50 - 60 градусов, выполаживаясь до 20 - 15 градусов с дальнейшим погружением. Свод соляной структуры в плане на 350 м смещен к северу по отношению к своду межсолевой структуры.

1. 4 Нефтеносность Золотухинского месторождения

Золотухинское нефтяное месторождение расположено в пределах северного приподнятого крыла Малодушинской зоны поднятия, где с запада на восток выявлено 4 нефтяных месторождения: Золотухинское, Малодушинское, Барсуковское и Надвинское.

На Золотухинском нефтяном месторождении выделено три эксплуатационных объекта: межсолевая залежь нефти, залежи воронежского и семилукско-саргаевского горизонтов.

Коллекторские свойства межсолевых отложений характеризуются следующими параметрами: открытая пористость, определенная лабораторными исследованиями составляет:

по елецкому горизонту от 1.05 до 11.8%

по задонскому горизонту от 1.75 до 8.74%

Поницаемость пород по керну очень низкая, средние значения по Елецкому горизонту составляют 1.0 мД, по задонскому -0.93-1.04 мД.

Разработка межсолевой залежи ведется на естественном водонапорном режиме. Залежь массивная, сводовая, тип коллектора - трещинный. Литологически коллекторы представлены глинистыми известняками, доломитами и мергелями.

Начальные запасы нефти: геологические – 4265 у.е.

извлекаемые – 2371 у.е.

Остаточные запасы нефти: геологические –2388 у.е.

извлекаемые – 494 у.е.

Воронежский горизонт. Система разработки залежи – с применением приконтурного заводнения и линейной системой размещения скважин. Режим работы залежи – упруго-водонапорный. В целом по горизонту коллекторы представлены доломитами глинистыми, известняками пористо-кавернозными, трещиноватыми.

Начальные запасы нефти: геологические –5443 у.е.

извлекаемые –2177 у.е.

Остаточные запасы нефти: геологические –5245 у.е.

извлекаемые –1979 у.е.

Семилукско-саргаевский горизонт. Режим работы залежи – упруго-водонапорный. Коллекторы представлены чередованием таких пород как доломиты трещиноватые, кавернозные, пористые и известняки в основном пористые с небольшим объемом каверн. Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

Семилукский горизонт:

Начальные запасы нефти: геологические: С1 –6692 у.е.

С2 – 800 у.е.

извлекаемые: С1 –3078 у.е.

С2 – 128 у.е.

Остаточные запасы нефти: геологические: С1 –6124 у.е.

С2 – 800 у.е.

извлекаемые: С1 –2510 у.е.

С2 – 128 у.е.

Саргаевский горизонт:

Начальные запасы нефти: геологические: С1 –1724 у.е.

С2 –737 у.е.

извлекаемые: С1 –552 у.е.

С2 – 236 у.е.

Остаточные запасы нефти: геологические: С1 –1562 у.е.

С2 – 737 у.е.

извлекаемые: С1 –390 у.е.

С2 – 236 у.е.

Введение

В настоящее время нефть, газ и продукты их переработки по своему значению стоят в одном ряду с другими важнейшими средствами производства.

Современная экономическая стратегия развития предприятий предусматривает внедрение наиболее эффективных и технологий производства.

Развитие нефтяной промышленности характеризуется тем, что месторождения находятся на последней стадии разработки. Новые вводимые объекты имеют невысокие дебиты. Повышение эффективности месторождений требует резкого увеличения числа добывающих скважин. Развитие буровых работ продолжается при значительном усложнении условий бурения. Прирост добычи будет обеспечиваться за счет увеличения нефтеотдачи, механизированного способа добычи, дальнейшего совершенствования систем разработки, в том числе оптимизации сетки скважин, а также максимального повышения эффективности использования фонда скважин, вовлечения в разработку малопродуктивных пластов.

По Припятскому прогибу имеется более 700 глубоких скважин, ликвидированных по геологическим и техническим причинам. При современных технологиях, с помощью винтовых забойных двигателей (ВЗД), возможно восстановление и включение в дальнейшую эксплуатацию каждой третьей ликвидированной скважины, путём бурения нового ствола используя значительную часть ствола ликвидированной скважины. Это позволяет увеличить нефтеотдачу пластов за счёт зон, не охваченных ранее выработкой, во многих случаях отказаться от бурения новых скважин, возложив их задачи на восстанавливаемые.

Стоимость восстановленных скважин методом бурения второго ствола составляет примерно 35-50% стоимости новой скважины.

ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

имени П.О.СУХОГО

Факультет МСФ

Кафедра РЭНМиТН

УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой­­­_________________А.Н.Захаров

“ ____ ” ________________ 2005 г.

ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ

Студенту Казачковскому Андрею Васильевичу

1.Тема проекта: «Восстановление скважины №7 Дубровского месторождения методом бурения второго ствола».

(Утверждена приказом по вузу от ________14.03.2005г._____________________

№ ___239-с_____________)

2. Сроки сдачи студентом законченного проекта: 1.06.05г.-предварительная защита, 23-24 июня 2005г.-защита

3. Исходные данные к проекту: cкважина № 7 Дубровского месторождения

4.Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)

Геологическое строение Дубровского нефтяного месторождения.

Технология восстановление бездействующей скважины методом бурения второго ствола.

Эффективность от внедрения долот типа «Удол» российских фирм.

Мероприятия по экологии, охране труда и технике безопасности при бурении второго ствола и заканчивании скважины

Перечень графического материала ( с точным указанием обязательных чертежей и графика )

1. Геологический разрез месторождения в зоне скважины

2. Структурная карта

3. Геолого-технический наряд

4. Клиновой отклонитель

5. Компоновка для зарезки второго ствола

6. Технико-экономические показатели работ долот.

6.Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта)

геологическая часть Бескопыльный В.Н.

техническая часть Лашкин Л.П..

экономическая часть Лебешков М.Е.

охрана труда и техника безопасности Швецов А.Н.

7. Дата выдачи задания -15 марта 2005г.

8. Календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов)

геологическая часть 30.04.05г.

техническая часть 15.05.05г.

экономика и ТБ 30.05.05г.

Руководитель__________________ЛашкинЛ.П..

Задание принял к исполнению (дата) Казачковский А.В.

Подпись студента_____________________________________________

Подпись студента _____________________________________________

Примечание: Это задание прилагается к законченному проекту и вместе с проектом представляется при сдаче проекта.

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

Введение.

Геологическое строение Дубровского месторождения.

1.1 Общие сведения о месторождении.

1.2 Краткая характеристика стратиграфии осадочного разреза месторождения.

1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.

1.4 Нефтеностность месторождения.

Технология восстановления бездействующей скважины методом

бурения второго ствола.

2.1 Данные первого ствола и обоснования выбора скважины для

восстановления методом бурения второго ствола.

2.2 Основные проектные данные.

2.3 Основные показатели при бурении.

2.4 Подготовительные работы.

2.5 Вырезка окна.

2.6 Бурение второго ствола.

2.7 Крепление скважины.

2.8 Освоение скважины.

2.9 Вызов притока.

Экономическая эффективность от внедрения долот типа «Удол» российских фирм.

Мероприятия по экологии, охране труда и технике безопасности при бурении второго ствола и заканчивании скважин.

4.1Организация охраны труда в УПНП и РС.

4.2 Характеристика производства, выполняемых работ с точки зрения охраны труда.

4.3 Организация пожарной охраны.

4.4 Мероприятия по охране окружающей среды.

Заключение.

Список использованных источников.

ВВЕДЕНИЕ

Дипломная работа по теме "Восстановление скважин методом бурения второго ствола на Дубровском нефтяном месторождении" основана на результатах бурения второго ствола. За основу взята скважина №7 Дубровского месторождения, которая находилась в контрольном фонде на межсолевые отложения задонско-елецкой залежи.

Дубровское месторождение открыто объединением "Белоруснефть" в 1979 году. Месторождение приурочено к склону Шатилковской ступени Припятского прогиба и расположено в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь. В пробную эксплуатацию введено в 1980 году согласно "Проекту пробной эксплуатации". С 1985 года месторождение находится в промышленной эксплуатации.

В настоящее время в разработке находятся две основные залежи: межсолевая и подсолевая. Скважиной №27 эксплуатируется внутрисолевая залежь.

На сегодняшний день около 600 скважин находятся на балансе РУП “ПО “Белоруснефть”, которые ликвидированы по геологическим, техническим причинам или находятся в контрольном фонде.

Данная дипломная работа посвящена восстановлению скважины №7 Дубровского месторождения методом бурения второго ствола. В работе отражены такие вопросы как: геологическое строение Дубровского нефтяного месторождения, технология восстановления скважины методом бурения второго ствола, результаты проводки и освоения скважины №7s2 Дубровского месторождения, а также показана экономическая эффективность от внедрения долота российской фирмы «Удол» для бурения второго ствола.

В настоящее время фонд скважин Дубровского месторождения насчитывает 45 единиц: 18 ─ эксплуатационных, 4 ─ нагнетательных, 8 ─ кон-трольных, 15 ─ ликвидированных

Силами УПНП и РС в 2004 г. на Дубровском месторождении методом бурения второго ствола восстановлены две скважины: №7 и №41. В 2005 г. на Дубровском месторождении планируется восстановить скважины №31 и №5.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ДУБРОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

Дубровское месторождение открыто РУП “ПО Белоруснефть” в 1979году. Приурочено к склону Шатиловской ступени Припятского прогиба и находится в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь.

В орфографическом отношении территория представляет собой всхолмленную равнину, слегка наклоненную в сторону р. Днепр. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах +120м - +162м.

Гидрографическая сеть развита слабо. Самая крупная ближайшая река – Днепр и её притоки. Широко развита сеть мелиоративных каналов и небольших водоёмов.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +7. Средняя температура января -4, июля +15. Среднегодовое количество осадков 550-650мм.

Национальный состав населения разнообразен: более 85% составляют белорусы, проживают также русские, украинцы, евреи и поляки.

В экономическом отношении район сельскохозяйственный. Развито животноводство, льноводство, садоводство, овощеводство.

Промышленность развита в близлежащих городах, где имеются предприятия пищевой, машиностроительной, металлообрабатывающей, лёгкой, химической и нефтедобывающей промышленности.

Из полезных ископаемых местного значения имеются строительные пески, глины и торф.

Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе через узел подготовки нефти. Попутный газ утилизируется на Белорусском ГПЗ в г. Речица.

1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения.

В геологическом строении Дубровского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя и мезо-кайнозоя. Максимальная вскрытая толщина осадочного чехла составляет 4308 м (скв. 1). Породы кристаллического фундамента встречены в скв. 1 на глубине 4308м. Литологическое описание пород, слагающих разрез Дубровской площади, дается с учетом данных глубокого поисково-разведочного бурения соседних площадей.

Архейско-среднепротерозойская группа (AR+PR).

Породы архейско-среднепротерозойской группы, слагающие кристаллический фундамен представлены кварцевыми диоритами и гранитами темно-серыми, серыми и розовато-серыми, средне- и крупно­кристаллическими. Вскрытая толщина пород фундамента 3 м. Повсеместно архейско-среднепротерозойские образования перекрыты разновозрастной толщей осадочных пород.

Верхнепротерозойская группа (PR3) ─ сложена песчаниками светло-серыми, разнозернистыми, плотными, с прослоями алевролитов, глин, кварцитов. Толщина отложений в скв. 1 составляет 91 м.

Палеозойская группа (PZ).

Палеозойская группа представлена девонской, каменноугольной и пермской системами.

Девонская система (D).

Девонские отложения распространены по всей территории исследований, представлены средним и верхним отделами.

Средний отдел (D2).

Отложения среднего девона в составе эйфельского и живетского ярусов с резким стратиграфическим несогласием лежат непосредственно на верхнепротерозойских образованиях.

Литологические отложения представлены песчаниками серыми, светло-серыми, мелкозернистыми, нередко глинистыми, с прослоями аргиллита бурого. Вскрытая толщина пород составляет 112 м.

Верхний отдел (D3).

Верхнедевонские отложения в составе франского и фаменского ярусов согласно залегают на среднедевонских отложениях.

Франский ярус включает отложения ланского, саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского, евлановского и ливенского горизонтов.

Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяются ряд толщ: подсолевая терригенная; подсолевая карбонатная; нижняя соленосная; межсолевая; верхняя соленосная; надсолевая.

Породы кристаллического фундамента вскрыты скв.1 и представлены гнейсами, гранодиоритами, гранито – гнейсами. Вскрытая толщина 2 метра.

Подсолевая терригенная толща сложена отложениями верхнего протерозоя, среднего девона и ланским горизонтом верхнего отдела девонскй систнмы палеозойской эратемы. Литологически отложения представлены песчаниками, алевролитами, глинами. Вскрытая толщина подсолевых терригенных отложений в скв.1 – 371 метр.

Подсолевая карбонатная толща включает в себя саргаевский, семилукский, речицкий, воронежский и нижнюю часть евлановского (кустовницкие слои) горизонта и представлены доломитами, известняками, маргелями с прослоями ангидритов, глин. Нефтенасыщенными являются породы саргаевского и семилукского горизонтов.

Саргаевский горизонт залегает на поверхности ланских отложений. Толщина горизонта изменяется от 36 метров до 46 метров.

Отложения семилукского горизонта залегают на саргаевских породах. Толщина пород варьирует от 18,5 метров до 27 метров.

Нижнесоленосная толща представлена евланским (анисимовские слои) и ливенским горизонтами. Литологически толща сложена каменной солью с включениями и прослоями глин, маргелей, известняков, ангидритов и доломитов. Толщина нижнесолевой толщи варьирует от 342 метров до 552 метров.

Межсолевая толща включает домановичский, задонский, елецкий и петриковский горизонты фаменского яруса верхнего отдела девонской системы. Разрез сложен преимущественно карбонатными породами: доломитами, известняками и маргелями. Толщина межсолевой толщи 182-579 метров.

С отложениями елецкого и задонского горизонта связана промышленная нефтеносность месторождения. Породы елецкого горизонта несогласно залегают на задонских и вскрыты почти во всех скважинах. Вскрытая толщина изменяется от 45 метров до 265 метров.

Отложения задонского горизонта залегают на домановичских отложениях. Литологический разрез задонского горизонта представлен известняками доломитистыми, серыми, органогенными, плотными, тонкослоистыми с микровыпотами темно-коричневой нефти по микротрещинам. Реже доломитами коричневато-серыми, плотными, кавернозными, средней крепости. Толщина отложений варьирует от 111 метров до 187 метров.

Верхняя соленосная галитовая подтолща в составе лебедянского и найдовских слоев оресского горизонта несогласно перекрывает межсолевые отложения и представлена каменной солью с прослоями маргелей, доломитов, известняков, ангидритов.

Нефтеносность связана с внутресолевым прослоем известняков ангидритизированных светло-серых, плотных, перемятых с трещенами произвольного ориентирования.

Общая толщина верхней соленосной галитовой подтолщи от 607 метров до 808 метров.

Верхнесоленосная глинисто – галитовая подтолща представлена оресским, стрешинским и нижнеполесским горизонтами. Сложена каменной солью, которая переслаивается с маргелями, глинами, реже доломитами, ангидритами. Толщина отложений изменяется от 784 метров до 1257 метров.

Надсолевая толща, включающая верхнюю часть полесского горизонта фамеиского яруса верхнедевонской системы, каменноугольную и пермскую системы палеозойской группы, мезозойскую группу (триасовая, юрская, меловая системы) и кайнозойскую группу (палеогеновая, неогеновая и четвертичная системы), сложена глинами, маргелями с прослоями известняков, доломитов, алевролитов, песков и песчаников.

Общая толщина надсолевых отложений изменяется от 979 метров до 1418 метров. (см.приложение 2)

1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.

Дубровское месторождение приурочено к одноименной структуре и располагается между Речицко-Вишанской и Первомайской зонами поднятий, в свою очередь относящихся к Северной тектонической зоне Припятской впадины.

В осадочном чехле в пределах Дубровской структуры, как и всей Северной структурно-тектонической зоны впадины, по данным структурно-формационных исследований, выделяются три структурных этажа, отражающие основные этапы развития: нижний, средний и верхний.

Нижний структурный этаж представлен подсолевыми отложениями и соответствуют платформенному этапу развития впадины. Поднятие по кровле семилукского горизонта характеризуется моноклинальным залеганием пород с общим падением в северо-восточном направлении, угол падения составляет в среднем 50. В пределах изогипсы ─ 3750 м размеры поднятия составляют 3,3 на 1,5 км.

По кровле саргаевского горизонта поднятие также представляет собой моноклиналь, с углом падения пород 50. В пределах изогипсы ─ 3800 м размеры поднятия составляют 4,4 на 1,9 км.

Средний структурный этаж объединяет нижнесоленосные, межсолевые, верхнесоленосные, надсолевые девонские и каменноугольные отложения и соответствуют авлакогеновому этапу развития впадины.

По поверхности межсолевых отложений Дубровская площадь представляет собой брахиантиклиналь, осложненную с юго-запада и юго-востока разломами, прослеживающимися из подсодевых отложений, со значительно меньшей амплитудой (30─70 метров). Размеры брахиантиклинали в пределах изогипсы ─ 2800 метров составляют 2700х2300 метров. Структурная карта поверхности резервуара задонского горизонта представляет собой антиклинальное поднятие. Размеры структуры в пределах изогипсы ─ 2900 м составляют 3,3 на 1,8 км.

Поверхность елецкого резервуара в целом согласна с поверхностью горизонта, но характеризуется более резко выраженными деталями. Так, юго-восточный склон массива крутой с отчетливой границей отсутствия коллекторов. Северо­западный склон вытянутый и раздвоенный, свод биогерма и поверхность елецких отложений в плане совпадают. Северо-восточный склон, также как юго-восточный, крутой, и в его пределах довольно резко исчезает биогерм и, соответственно, отсутствуют коллекторы. Таким образом, характер развития и строения межсолевых отложений Дубровского поднятия представляет собой практически классический тип органогенной постройки.

Структурный верхний этаж включает пермские и мезокайнозойские отложения, соответствует позднеплатформенному этапу развития Припятской впадины. Он характеризуется уменьшением степени дислоцированности пород, уменьшением амплитуды поднятия и выполаживанием углов падения пород вверх по разрезу. Палеогеновые и антропогеновые отложения залегают почти горизонтально.[1, с82]

1.4 Нефтегазоносность месторождения.

Промышленная нефтеносность Дубровского месторождения связана с карбонатными коллекторами задонско-елецкого и семилукского горизонтов. Также получены притоки нефти из внутрисолевого прослоя лебедянского горизонта и саргаевских отложений.

Задонско-елецкая залежь нефти массивная, сводовая, тектонически ограниченная с юга, запада и востока. Размеры залежи: 2,85км., 2,5км., высота 130м. Запасы нефти составляют: балансовые 3478 у.е., извлекаемые 1656 у.е., категория В, остаточные извлекаемые запасы составляют 351,5 у.е. Стадия разработки – третья.

Нефтенасыщенные толщины выделенные по ГИС, варьируют в пределах от 4,4м (скв.4) до 76,4м (скв.26). Дебиты нефти составляют от 10т/сут до 12т/сут.

Коллекторами нефти залежи являются преимущественно известняки кавернозные, трещиноватые, в меньшей степени доломиты.

Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

По промыслово-геофизическим данным и данным лаборатории подсчета запасов БелНИПинефть утверждены следующие отметки ВНК: для елецкой залежи на абс. отметке – 2873м, для семилукской залежи на абс. отметке – 3735м.

Семилукская залежь нефти пластовая, тектонически экранированная.

Размеры залежи: 1,05км., 2,3км., высота 115м. Запасы нефти составляют: балансовые 746 у.е., извлекаемые 343 у.е., категория В, остаточные извлекаемые запасы составляют 156,9 у.е.. Стадия разработки – третья.

Нефтенасыщенные толщины выделенные по ГИС, составили: в скв. 1-12,4м, 5-14м, 28-8,6м 36-12,8м, 37-13,8м. Дебиты нефти составляют от 20т/сут до 30т/сут.

Коллекторами нефти являются преимущественно известняки кавернозные, трещиноватые, доломиты.

Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

Внутрисолевые отложения испытаны в открытом стволе в скв. 1, 3, 12, 21, 24, 25, 27, 31, 38. Приток получен только в скв.27 из нижнего пласта – глинистый раствор с нефтью дебитом 140,7м3/сут.

При бурении скв. 32 произошло интенсивное нефтепроявление из внутрисолевого прослоя (нефть отбиралась в коллектор).

Внутрисолевая залежь состоит из двух пластов – нижнего и верхнего – сложенных известняками ангидритизированными с трещинами и кавернами. Залежь приурочена к нескольким участкам распространения коллекторов. По нижнему пласту выделено одно поле, верхнему – три. Границы полей проведены на серединах расстояний между скважинами вскрывшими и невскрывшими коллекторы.

Размеры залежей составляют:

верхний пласт I поле 0,4км х 0,7км, высота 100м.

II поле 0,4км х 0,25км, высота 70м.

III поле 0,5км х 0,25км, высота 70м.

нижний пласт 0,75 х 0,35км, высота 170м.

Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

По данным ГИС нефтенасыщенные толщины составили: нижний пласт - в скв. 27-30,2м; 28-3,4м; верхний пласт – в скв. 3-4м; 6-9м; 26-6,6м; 27-25,6м; 34-3м; 8-10,4м; 21-3м; 7-6,4м; 33-7,2м.

2 ТЕХНОЛОГИЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ БЕЗДЕЙСТВУЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ №7 ДУБРОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕТОДОМ БУРЕНИЯ

ВТОРОГО СТВОЛА

2.1 Обоснования выбора скважины для восстановления методом бурения второго ствола

При выборе скважины для бурения второго ствола учитывались следующие основные факторы:

1. Необходимость сгущения сетки эксплуатационных скважин.

2. Конструкция скважины №7 Дубровского месторождения:

- направление 630 мм – 0 ─ 6 м ─ цемент до устья

- кондуктор 426 мм – 0 ─ 201 м – цемент до устья

- первая техническая колона 324 мм ─ 0 ─ 1136 м ─ цемент до устья

- вторая техническая колонна 245 мм – 0 ─ 2891 м ─ цемент до устья

- потайная колонна 194 мм – 2731 ─ 3806 м – цемент в интервале спуска

- эксплуатационная колонна 168х140х127 мм ─ 0─2580 ─ 3681─ 3998 м ─ цемент до устья

Фактическая глубина ─ 3998 м,

фактический горизонт ─саргаевский (см.табл.2.1).

Скважина начата бурением ─ 14.03.1982г.

Скважина закончена бурением ─ 22.03.1983г.

Вскрытый геологический разрез

Таблица 2.1

3.Характеристика работы скважины №7 Дубровского метосторождения.

В марте ─ мае 1983г. произведена перфорация интервала 3920─3938м (семилукский горизонт). При испытании объекта в эксплуатационной колонне получен приток пластовой воды плотностью 1,26 г/см3.

В марте 1984г перевели скважину под нагнетание в семилукском горизонте с приемистостью 110─130м/с. В 1986г. приемистость составляла примерно

100 м3/сут и в декабре 1986г. закачка в скважину прекращается по техническим причинам.

В декабре 1987г. ─ феврале 1988г. произвели изоляцию семилукского горизонта, и перешли на работы в задонский горизонт. Зону перфорации засыпали песком, установли цементный мост в интервале 3060─3150 м.

В задонском горизонте выполнили ПКС интервалов 2956─2965 м, 2968─2982 м и 2990─3006 м. Выполнили солянокислотную обработку в объеме 6м3 24% при начальном давлении 195 атм и конечном 0 ат на технической воде плотностью 1,14 г/см3.

В октябре 1988г произвели ликвидацию заколонного перетока. По термометрии приемистостью обладал только интервал перфорации. Выполнили спецдыры ПКС в интервале 3052─3050 м при забое 3112 м для ликвидации заколонного перетока. При приемистости 0 атм на забой закачали 2 м3 цементного раствора и разбурили мост до 3035 м. При повторных геофизических исследованиях заколонный переток вниз не установлен.

В декабре 1988г. при подъеме ЭЦН оказалось, что НКТ забиты солью. Выполнили солянокислотную обработку в объеме 6 м3 12% при давлениях 120─0атм + 200 м3 0,2% раствора флюоресцина. При отработке ЭН─80 шла вода (параметры не известны).

В марте─мае 1989 г. произвели закачку цементного раствора под давлением до глубины 2952 м с разбуриванием цементного моста до глубины 3022 м. Выполнили перфорацию ПКС в интервале 3017─3020 м. Выполнили солянокислотную ванну в объеме 3 м3 24% без продавки в пласт. Через сутки Рбуф=45 атм, скважина переливала нефтью. Заглушить скважину водой плотностью 1,21 г/см3 не удалось.

В октябре 1989 г. скважина введена фонтаном, на 4-мм штуцере при периодической эксплуатации. Дебит составлял 0,8-1,0 т/с без воды.

В марте 1993 г. спустили в скважину НГ─43. При постоянной эксплуатации дебит жидкости примерно составлял 5 т/с при обводненности до 3%.

C 1994 г. обводненность скважины составила более 40%, плотность воды 1,13─1,17 г/см3.

С 04.1994г. периодическая эксплуатация НГ─44 с дебитом жидкости 1,2─0,5 т/с при обводненности 48 ─ 30%. Плотностью жидкости составляла 1,13 г/см3 (обводнение во времени не стабильное, изменяется от месяца к месяцу в широком диапазоне, в иные месяцы вообще отсутствует).

В октябре ─ ноябре 1998 г. при обводненности 99,1% (плотность воды 1,22 г/см3), перешли на вышележащую часть разреза. Установили мост под давлением в интервале 3942─3020 м с разбуриванием до глубины 2985м. Выполнили ГПП интервалов 2956─2963 м и 2968─2982 м и интенсификацию (солянокислотную ванну в объеме 2м3 24%). На НГ─32 при постоянной эксплуатации дебит жидкости составлял 0,6─0,8 т/с при 20─40% обводненности плотностью 1,19─1,2 г/см3.

В марте 2000г. обводненность составила 99 %.

На 11.04.2000г.: задонский горизонт ─ добыто 3792 тн. нефти и 2100 тн. воды; в семилукский горизонт ─ закачено 42710 м3 технической воды плотностью

1,17 г/см3. В апреле 2000г. скважина переведена в контрольный фонд.

4. Параметры работы соседних скважин:

№38 (Дебит ─ 20 т/сут; обводненность ─ 50 %; способ эксплуатации ─ ЭЦН).

№33 (Дебит ─ 17 т/сут; обводненность ─ 55 %; способ эксплуатации ─ ЭЦН).

№40 (Дебит ─ 10 т/сут; обводненность ─ 60 %; способ эксплуатации ─ ЭЦН).

№42 (Дебит ─ 6 т/сут; обводненность ─ 0 %; способ эксплуатации ─ ШГН).

5. Энергетика залежи.

6. Экономия финансовых затрат при бурении второго ствола по сравнению с бурением новой скважины.

7. Разница во времени затраченном на бурении второго ствола по отношению к времени бурения новой скважины.

Учитывая, вышеизложенное принято решение о бурении второго ствола скважины №7s2 Дубровского месторождения.

2.2 Основные проектные данные

Проектная конструкция второго ствола:

- эксплуатационная колонна диаметром 168 мм ─ 0 ─ 2530 м, цемент до устья;

- «хвостовик» диаметром 114 мм ─ 2430 ─ 2969 м, цемент в интервале спуска;

- открытый ствол диаметром 93 мм ─ 2969 ─ 3045 м.[14, с22]

Основные проектные данные на восстановление скважины

Таблица 2.2

Продолжение таблицы 2.2

Проектный стратиграфический разрез

Таблица 2.3

С целью более широкого охвата разработкой зоны между скважинами № 38,42,,40 и 33 геологической службой ПО «Белоруснефть» и «БелНИПИнефть» задает величину смещения забоя нового (второго) ствола 130 м по азимуту 46. Старый ствол пробурен по азимуту 127 со смещением забоя 110 м.

Профиль второго ствола выбирается плоскостной с двумя интервалами:

- наклонно-криволинейный с набором зенитного угла до 17 в интервале 2580-2690м;

- наклонно-прямолинейный с сохранением угловых параметров в интервале 2690-3045м.

2.2.2 Расчет профиля ствола скважины:

1. Определим радиус искривления ствола скважины:

Для набора кривизны принимаем следующую компоновку:

-Долото диаметром-139,7 мм;

-Винтовой двигатель для бурения наклонных и горизонтально-направленных скважин. Д1-127;

Интенсивность набора угла в скважине принимаем-1,5о.

Тогда радиус кривизны составит:

( 2.1)

где, к - коофициент перевода в радианную меру;

- интенсивность набора угла в скважине принимаем-1,5; [градус];

R - допустимый радиус искривления ствола, [ м];

2. Определим минимально возможный радиус искривления ствола скважины:

Rmin= ( 2.2)

где, - диаметры забойно­го двигателя, [ м];

f - стрела прогиба Г.З.Д;

L.- длина винтового двигателя с долотом;

К- минимальный зазор между корпусом Г.З.Д. и стенкой скважины, [К=5-8 мм];

dз.д.- масса 1 см двигателя, [ кг].

Определим: f= 5 х q х L / 384 х Еi

Q-вес 1м двигателя, [кг];

Q=6,85 [кН/м];

Еi=1400,9

Тогда f= 0,072 м.

(L= 0,3+ 5,80 = 6,10 м.)

Rmin=

Таким образом: R>Rmin ( 382 > 78 )

Определим максимальный угол наклона ствола скважины:

( 2.3)

где, R- возможный радиус искривления ствола скважины, [м];

А – отход ствола скважины, [м];

Н – вертикаль, [м];

что соответствует углу в 17о

4. Определим проекцию участка набора кривизны:

а) на горизонтальную плоскость:

а =R ( 1-cos ), ( 2.4)

a=382 (1- 0,96) =16,7 м.

б) на вертикальную плоскость :

= R ( 2.5)

5. Определим проекцию прямоугольного наклонного участка на вертикальную плоскость:

Н / =Но –(Нв +h), ( 2.6)

Н / =2995-(2515+111,7) = 368,3 м.

6. Рассчитаем длину участка набора кривизны:

( 2.7)

7. Определим длину прямоугольного наклонного участка:

l3 = ( 2.8)

l3 = = 385,1 м.

8. Определим горизонтальную проекцию прямоугольного наклонного участка:

А/ =Н/ х sin, ( 2.9)

А/ =368,3 х 0,28 = 107,7 м.

9. Суммарная фактическая длина отклонения составит:

Аф = а+А/ , ( 2.10)

Аф =16,7+107,7 = 124,4 м.

10. Находим погрешность в определении угла наклона:

=arc tg =0 о 45 / ( 2.11)

Погрешность находится в пределах точности измерения инклинометром следовательно расчет сделан верно.

11. Определим длину ствола скважины по профилю.(по длине бурового инструмента.)

L=l1 +l2+l3, ( 2.12)

L=2530+113,3+385,1 =3028,4м.

С учётом погрешности аналитического расчёта профиля скважины проектный забой скважины принимаем Lпр=3045 м, который далее будет использоваться в практических расчётах.

2.3 Основные показатели, влияющие на процесс проводки скважины

1) Режим бурения.

Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров режима бурения относятся:

- осевая нагрузка на долото, P д;

- число оборотов долота, n;

- количество прокачиваемой жидкости, Q.

2) Буровой раствор.

- качество бурового раствора (плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига, процент содержания песка, плотность фильтрата и др.).

- низкий удельный вес бурового раствора и низкое содержание твердой фазы (в т.ч. песка) и количественные показатели бурения при данной технической вооруженности буровой.

- основными факторами, определяющими выбор способа бурения, являются: глубина и форма профиля ствола скважин (вертикальные или наклонные); физико-механические свойства пород, подлежащих разбуриванию.

2.3.1 Влияние качества бурового раствора

Наилучшие результаты работы долот достигаются, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя; в противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя скважины а, следовательно, и механическая скорость проходки зависит от качества промывочной жидкости. Очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры.

Крупные куски шлама лучше удаляются при вязких растворах. Увеличение плотности, увеличивает подъемную способность глинистых растворов.

Но из опыта бурения следует, что с уменьшением плотности раствора механическая скорость проходки на долото увеличивается. С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению увеличивается, следовательно, показатели бурения уменьшаются.

Исходя из вышеизложенного, целесообразно применить для бурения данной скважины соленасыщенный сапропелевый раствор плотностью 1,31 г/см3 и по мере приближения к продуктивному пласту постепенно снизить до 1,10 г/см3.

2.3.2 Влияние количества бурового раствора, подаваемой на единицу площади забоя скважины

При постоянной осевой нагрузке и скорости вращения с увеличением количества бурового раствора, подаваемой на единицу площади забоя скважины, механическая скорость проходки увеличивается.

Увеличение количества раствора, подаваемой на забой, независимо от природы и свойств бурового реагента, свойств разбуриваемых пород и модели долота, всегда ведет к увеличению проходки на долото.

Q > (0,057-0,065) Fзаб (1/сек.)/см3, Н = f(Q) растет настолько незначительно, что практического значения в деле увеличения напора это почти не имеет.

Скорость истечения потока раствора из отверстия долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважины способствует увеличению скорости бурения.

С увеличением скорости истечения бурового раствора из долотных насадок, улучшается очистка забоя скважины, а, следовательно, увеличивается механическая скорость бурения.

Расход бурового раствора необходимо поддерживать в пределах 12-13 л/с.

2.3.3 Влияние скорости вращения долота

При бурении шарошечными долотами с увеличением скорости вращения, уменьшается глубина разрушения за один оборот.

В тоже время увеличение скорости вращения ведет к увеличению числа поражений забоя зубцами шарошек, скорости ударов зубцов о породу; эти и некоторые другие факторы увеличивают эффективность работы долота, но резко сокращают его долговечность, износостойкость.

При бурении в хрупких и пластично-хрупких горных породах с небольшим коэффициентом пластичности теоретически возможный максимум скорости бурения достигается при очень высокой скорости вращения (несколько тысяч оборотов в минуту), а для пород высокопластичных и особенно для пород не дающих общего хрупкого разрушения, максимальная механическая скорость достигается при небольших скоростях вращения.

Исходя из вышеизложенного принимаем скорость вращения долота 60 ─ 80 об./ мин., роторным способом бурения.

2.3.4 Влияние осевой нагрузки

При поддержании на долоте осевой нагрузки, соответствующей скорости V=max, реализуются критерии максимума механической скорости; при нагрузке, отвечающей проходке на долото h=max, бурить будут с максимальной проходкой на долото. Оптимальный режим с максимумом рейсовой скорости, очевидно, будет, достигнут при средней величине осевой нагрузки между Рд, соответствующей V=max, и Рд, соответствующей h=max.

При бурении данной скважины осевая нагрузка на долото в зависимости от вида технологической операции составит 3-6 тс, либо бурение необходимо вести «с навеса».

2.3.5 Взаимосвязь между параметрами режима бурения

При турбинном бурении (винтовым забойным двигателем) основным параметром режима бурения является количество прокачиваемого бурового раствора Q.

Осевая нагрузка на долото Pд находится в зависимости от количества бурового раствора Q, т.е. Рд= (Q).

Число оборотов долота в турбинном бурении переменно и зависит от количества прокачиваемого бурового раствора (Q) и осевой нагрузки (Рд), т. е. n=  (Q; Рд).

В соответствии с геологическими условиями бурения следует:

1. Выбрать буровой раствор, задаться ее параметрами для разбуривания отдельных горизонтов;

2. Произвести поинтервальный выбор способа бурения;

3. Выбрать типы долот для разбуривания отдельных горизонтов.

В зависимости от способа бурения, механических свойств пород, качества бурового раствора и выбранных типов долот приступить к определению необходимых значений осевой нагрузки, количества прокачиваемого бурового раствора и числа оборотов долота. При этом следует руководствоваться (не зависимо от способа бурения) следующими положениями:

─ потенциальные возможности буровой установки должны быть максимально использованы;

─ для промывки скважины должнен быть выбран буровой раствор с минимально возможными параметрами (плотностью, вязкостью, статическим напряжением сдвига и др.);

─ количество бурового раствора должно быть достаточным для очистки забоя и выноса частиц выбуренной породы (шлама) на поверхность и др.

2.3.6 Расчёт бурильной колонны

Для расчета бурильной колонны на прочность необходимо знать нагрузки и возникающие в результате их действия напряжения в любом сечении бурильной колонны.

Однако определить напряжения с достаточной точностью довольно трудно, так как бурильная колонна не является стержнем постоянного сечения вследствие наличия высаженных концов на трубах, соединительных муфт, бурильных замков и переводников. Осложняется расчет напряжений и необходимостью учета гидростатических и гидродинамических сил, сил трения, возникающих при осевом перемещении бурильной колонны и при ее вращении в скважине, в других трудно учитываемых сил.

Поэтому рассчитываем напряжения приближенно, а неучтенные силы компенсируем коэффициентом запаса прочности, устанавливаемым на основании опыта эксплуатации бурильных колонн. Допустимо рассчитываем напряжения, принимая, что бурильная колонна работает в воздушной среде.

Для расчета возьмем многоразмерную колонну труб, которая состоит из нескольких многоразмерных секций, диаметры которой уменьшаются в направлении к долоту, и из материала разных групп прочностей.

Величины и их обозначения, требующиеся для расчёта:

Qкнбк – вес КНБК, [тн];

Qсек1, Qсек2 – вес секций, [тн];

Q1, Q2 - нагрузка, соответствующая пределу текучести, [тс];

Qр1, Qр2 – допускаемые растягивающие нагрузки для труб каждой секции, [тс];

[ℓ1], [ℓ2] – допускаемая длина I-й, II-й секций, [м];

ℓ1, ℓ2 – фактическая длина I-й, II-й секций, [м];

q1,q2 - приведённая масса 1 м труб каждой секции, [т];

F – площадь проходимого сечения трубы (минимальное) нижней секции, [смІ];

n – коэффициент запаса прочности на растяжение;

Pn – перепад давления при бурении, [кгс/смІ];

np1, np2, np3 - расчётный коэффициент запаса прочности на растяжение;

Qо1, Qо2 – фактическая растягивающая нагрузки, [тс];

γр – удельный вес бурового раствора, [г/смі];

γс – удельный вес стали, [г/смі];

К – коэффициент, учитывающий Архимедову силу.

2.3.7 Расчет бурильной колонны ПН 73 х 9 на прочность.при бурении винтовым забойным двигателем Д1 – 127

Определяем вес КНБК (компоновка низа бурильной колонны) по формуле.

, ( 2.13)

где, QКНБК – вес КНБК

Qз.д. – вес забойного двигателя, [кг];

Qк – вес калибратора, [кг];

Qубт – вес УБТ, [кг];

Qз.д. = 420 кг

Qк 139,7 = 10 кг

Qд. 139,7 = 30 кг

, ( 2.14)

где, qубт – вес 1 м 108 УБТ, [кг/м];

- длина УБТ, [м];

qубт = 58,8 кг/м;

- 36 м.

Определяем вес УБТ

Определяем вес КНБК

Находим коэффициент учитывающий Архимедову силу по формуле

, ( 2.15)

где, = 1,31 г/см3

= 7,85 г/см3

Определяем допустимую растягивающую нагрузку для труб по формуле

, ( 2.16)

где, Q1 = 70 т. – нагрузка соответствующая пределу текучести материала труб ПН 73 х 9 Д

При бурении винтовым забойным двигателем наклонно-направленной скважины

n = 1,56;

Найдем нагрузку перепада давлений на долоте при бурении винтовым забойным двигателем по формуле

, ( 2.17)

где, Pn = 120 кг при бурении забойным двигателем

F1 = 23,7 см2

Определим длину первой секции по формуле

, ( 2.18)

где, q1 – масса 1 м труб ПН 73 х 9 Д;

q1 = 0,0167 тс/м;

Выбираем длину первой секции исходя из условия

Принимаем = 1800 м.

Определяем массу первой секции по формуле:

, ( 2.19)

Определяем фактическую растягивающую нагрузку по формуле:

, ( 2.20)

Расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение:

, ( 2.21)

;

2,02 > 1,5

Следовательно, колонна удовлетворяет заданному условию

Расчет второй секции.

Вторая секция состоит из труб ПН 89 х 9 Е

Определим допустимую длину секции по формуле:

, ( 2.22)

где, Qp2 – допустимая растягивающая нагрузка для материала труб ПН 89 х 9 Е;

Qp2 = 125 тс;

q2 – масса одного метра трубы ПН 89 х 9 Е;

q2 = 0,0223 тс/м;

Необходимая длина равна:

, ( 2.23)

где, L – глубина скважины по стволу;

L = 3045 м.;

м.

Определим массу второй секции:

, ( 2.24)

Определим фактическую растягивающую нагрузку для второй секции по формуле:

, ( 2.25)

Определим расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение:

, ( 2.26)

2,05 > 1,5

Требуемое условие выполняется.

Полученные данные сводим в таблицу (см.табл. 2.4)

Характеристика бурильной колонны

Таблица 2.4

Определим массу КНБК по формуле:

Найдем нагрузку перепада давлений на долоте при бурении ротором

по формуле.

Pn = 80 – при бурении ротором с ТСД

Определим допустимую растягивающую нагрузку по формуле.

Q1 = 85 тс – нагрузка соответствующая пределу текучести материала труб

n1 = 1,56 – коэффициент запаса прочности при бурении наклонно-направленной скважины ротором.

Определим допустимую длину по формуле:

Для бурильной колонны ПН 89 х 9 Е:

Ротором бурим интервал от 2535 до 2565м.

Условие выполняется.

2.3.10 Расчет бурильных труб при спуске «хвостовика».

Первая секция трубы ПН 89 х 9 Д

Вес колонны т

Определяем допустимую нагрузку по формуле:

т

n = 1,5 коэффициент запаса на растяжение при спуске обсадной колонны

т

Определим допустимую глубину первой секции

, ( 2.27)

м.

Принимаем = 2430 м

Расчетный коэффициент запаса прочности будет равен:

т

1,34 < 1,5

Следовательно, данная секция не подходит

Вторая секция трубы ПН 89 х 9 Е

, ( 2.28)

т

Расчетный коэффициент запаса прочности определим по формуле

, ( 2.29)

1,96 > 1,5

Данная секция удовлетворяет поставленным условиям.

В результате проведённых проверочных расчётов пришли к выводу, что бурильная колонна подходит для бурения данной скважины.

По результатам расчета на скважину необходимо завести БТ – 73мм

Первая секция:

─ типоразмер ПН 73 мм.

─ толщина стенки 9 мм.

─ группа прочности Д ─ 1800 м.

─ предел текучести ─ 380 МПа.

─ масса секции ─ 30060 кг.

Вторая секция:

─ типоразмер ПН 89 мм.

─ толщина стенки 9 мм.

─ группа прочности Е ─ 1245 м.

─ предел текучести ─ 550 МПа.

─ масса секции ─ 27764 кг.

Суммарная масса обоих секций составит ─ 57824 кг.

2.4 Подготовительные работы

Перед началом работ устье скважины должно быть оборудовано фланцем колонной головки, крестовиной, планшайбой. Устье скважины необходимо оборудовать согласно принятой схеме на бурение II ствола (опрессовать ПВО ─ превентор "Упетром" 180/350 и фонтанную арматуру ─ А.Ф.К 3-65-350атм на 150атм., опрессовать межколонное пространство на 50 атм., при открытом устье).

Далее проверить работоспособность бурового оборудования и контрольно ─измерительных приборов (ротор, буровой насос, систему очистки бурового раствора, индикатор веса, моментомер, расходомер бурового раствора).

При сборке бурильной колонны D-89мм необходимо произвести шаблонировку труб шаблоном D-67 мм., а также D-73мм для очистки от окалины.

Далее в скважину спустить следующую КНБК (торцовый фрезер D-142 мм, УБТ D-121 мм, БТ 89 мм) до получения «жесткой» посадки. Прокачать скважину технической водой 1,13 г/см3 в объеме скважины. Поднять КНБК и произвести промыслово-геофизические исследования (ПГИ). Осуществить проверку наличия цементного камня за обсадной колонной при помощи геофизических методов (АКЦ, профилимер, ГК+ЛМ).

Определить местоположение муфтовых соединений обсадных труб с помощью магнитного локатора муфт. Толщина и марка колонны в предполагаемом интервале забуривания 1910─2580─10,59 Р─110.

По результатам проведенных геофизических исследований определяется глубина забуривания нового ствола с учетом следующих условий:

1. За обсадной колонной в месте вырезки «окна» должно быть наличие цементного кольца.

2. Интервал забуривания должен быть представлен горными породами по твердости меньшими, чем твердость цементного камня, и устойчивыми стенками скважины.

3. Максимальная интенсивность искривления ствола скважины выше интервала забуривания должна быть не более 2 ─ 3° на 10 м.

4. Угловые параметры на круг допуска должны не превышать по зенитному углу 30°─35°, по радиусу разворота не больше 15° на 10 м.

Исходя, из вышеуказанных требований и по результатам расчета профиля определена точка забуривания второго ствола 2530 м. В данной точке зенитный угол ─ 8°45' азимут ─ 60°.

Для забуривания второго ствола необходимо иметь в наличии буровой раствор в объеме 90 ─ 100 м3 со следующими параметрами и составными компонентами (см.табл. 2.5).

Параметры бурового раствора

Таблица 2.5

Компонентный состав бурового раствора и характеристика компонентов

Таблица 2.6

С целью изоляции существующих интервалов перфорации необходимо установить изоляционный цементный мост без давления, в интервале 2880─2985 м. Мост испытать разгрузкой бурильного инструмента на 10 тонн и опрессовать совместно с эксплуатационной колонной давлением на 150 ат. Установить опорный цементный мост в интервале 2510 ─ 2580 м. Мост испытать разгрузкой бурильного инструмента на 10 тонн и опрессовать совместно с эксплуатационной колонной давлением на 150 ат.

Установку цементных мостов производить согласно СТП 38─15─99 (стандарт предприятий по установке цементных мостов). [17, с12]

Подбурить цементный мост с таким расчетом, чтобы голова цементного моста находилась на 2 ─ 2,5 м. выше муфты колоны т. е. на глубине 2530 м.

Произвести скрепирование обсадной колонны СК─168 в месте установки клина с целью исключения проворота клина, а также шаблонировку эксплуатационной колоны шаблоном в ─ 141мм. Перевести скважину на выше указанный раствор V ─ 40 м3 (см.табл.2.6).

2.5 Вырезка «окна»

Для забуривания новых стволов из обсаженных колоннами скважин применяются два способа разрушения эксплуатационной колонны, а именно: вырезание ее части с установленного клинового отклонителя (КО) посредством набора фрезеров и полное разрушение обсадной колонны в интервале забуривания при помощи вырезающего устройства (ВУ) фирмы «Baker"DTM».

Для вырезания окон в обсадных колоннах использовались клиновые отклонители и комплекты фрезеров четырех модификаций и трёх фирм:

«Baker Oil Tools» – двухразовая система со стартовым фрезером типа «Е», требующая проведения 2-х СПО;

«Baker Oil Tools» – одноразовая система «TrackMaster», требующая 1 СПО;

«Smith Services» – одноразовая система «WindowMaster»

«Биттехника», (КОП-115С );

Прииспользовании моделей «Window master» и «Track master» ориентирование клинового отклонителя, его установка, вырезание и обработка окна комплектом фрезеров могут быть обеспечены за один рейс, эти операции с использованием модели 1 (фирмы «Baker Hughes») выполняются за два рейса. Следует отметить, что используемые геофизические устройства – типа ГУОБИТ-42М1Г при ориентировании клинового отклонителя не могут эксплуатироваться со значительными осевыми и моментными нагрузками. По этой причине после ориентирования клинового отклонителя, корпус геофизического устройства поднимается и исключается из компоновки, т.е. вырезание «окна» в обсадной колонне для таких условий производится, как правило, за два рейса.

1.Для образования сплошного выреза в обсадной колонне применяют КНБК:

-вырезающее устройство – УВУ-168;

-УБТ 121 мм. 18м;

-бурильные трубы 73мм и 88,9мм.

Вырезку производят сверху вниз:

2.Для вырезке окна с помощью клинового отклонителя применяют КНБК:

- якорь (анкер) с механическим способом посадки;

-клин-отклонитель;

- набор фрезов (оконный в -141мм колонный d-141мм, арбузообразный d-140мм.)

- УБТ – 121мм -100м;

- бурильные трубы 73мм и 89мм.

Техническая характеристика клинового отклонителя и вырезающих фрезов фирмы «Baker Oil Tools» – двухразовая система со стартовым фрезером типа «Е», для вырезания «окна» на скважине №7 Дубровского месторождения:

- диаметр корпуса по ограничителям ─ 141 мм;

- масса ─ 210 кг;

- длина ─ 5832 мм;

- присоединительная резьба ─ 3 ─ 102;

- осевая нагрузка на срезку якоря (в низ) ─ 5 тс;

- осевая нагрузка на срезку транспортного болта (в низ) ─10 тс;

- угол скоса клина 1,5°

Режим фрезерования «окна»:

- нагрузка─5тн;

- скорость вращения ─50─80 об/мин.

- расход промывочной жидкости ─ 10─16 л/с.

- скорость вращения ─50─80 об/мин.

- перепад давления на устройстве ─ 10─20 кгс/см2

Для начала вырезания «окна» произвести сборку клинового-отклонителя со стартовым фрезом с замером всех его параметров (см.табл 2.7; приложение 4)

КНБК для ориентировании и установки клинового отклонителя

Таблица 2.7

Произвести спуск компоновки на БТ73ммБТ89мм со скоростью 1,5 минуты 1 свеча на глубину 5-7м от цементного стакана 2523м порасхаживать несколько раз и разгрузить инструмент на клинья. В ходе спуска избегать резких остановок, соблюдать осторожность. Подобрать БТ с таким расчетом, чтобы заход ведущей трубы в ротор был в пределах 2-3 м, чтобы вырезка «окна» проходила на длину квадратной штанги без отрыва КНБК от текущего забоя.

Произвести ориентирование отклонителя по методике «БелНИПИнефть» с таким расчетом, чтобы произвести установку клина по оси искривления скважины.

Навернуть ведущую трубу, вставить роторные клинья, застопорить ротор и произвести спуск отклонителя до посадки на цементный стакан на глубине 2530 м.

Разгрузкой на 5тн произвести срезку стопорных штифтов удлинителя корпуса якоря отклонителя. После срезки штифтов инструмент должен просесть на 0,2-0,3 м. Поднять на 1м вверх и убедится в выдвижении шлипса стопора якоря.

Убедившись по проседанию инструмента в выдвижении шлипса произвести срезку болта подвески отклонителя к стартовой фрезе движением инструмента вверх на 12-15т выше собственного веса. После срезки болта инструмент должен просесть на длину цилиндрической части пилотного отклонителя стартового фрезера (200-300мм).

Перед началом вырезки выполнить следующее: проверить вес инструмента по индикатору веса, поставить метку на квадратной штанге. Отметить в буровом журнале вес инструмента по индикатору веса при подъеме и спуске, при свободном вращении, момент вращения и вес инструмента, а также давление на стояке и производительность насоса во время промывки.

Произвести вырезку окна в эксплуатационной колонне при следующих параметрах режима фрезерования:

─ осевая нагрузка с навеса с увеличением до 5тн;

─ число оборотов ротора 60─80 об/мин;

─ производительность насоса 14-16 л/с;

Для качественной зарезки «окна» стартовым фрезером необходимо профрезеровать 0,55 м., для создания полки (уступа) в э/колонне.

Промыть скважину для очистки от металлической стружки до выравнивания параметров промывочной жидкости не менее одного цикла и поднять инструмент. Определить состояние и сработку стартового фрезера. Произвести сборку следующей компоновки. (см.приложение 3)

КНБК для вырезки «окна»

Таблица 2.8

Произвести вырезку «окна» в эксплуатационной колонне при следующих параметрах режима фрезерования:

─ осевая нагрузка до 5 тн.;

─ число оборотов ротора 80─120об/мин;

─ производительность насоса 10─14 л/с;

─ интервал фрезерования – конечная глубина остановки фрезов + 3-4м (вырезка в э/колонне 168мм).

При вырезке «окна» постоянно контролировать параметры промывочной жидкости, в случае снижения проходки произвести прокачку высоковязкой пасты для обеспечения выноса мелкой фракции продуктов вырезки «окна».

Поднять компоновку с целью замены оконного фрезера 141мм. и продолжить фрезерование тех.колонны 245мм для выхода в открытую породу на 3-4 м.

По окончании вырезки окна произвести его проработку. Проработку интервала зарезки производить до свободного прохождения компоновки 5─10 раз (вращение с промывкой на циркуляцию, без вращения с промывкой на циркуляцию, без вращения и без промывки).

2.6 Бурение второго ствола

Для бурения вторых стволов используются трёхшарошечные долота американских и российской фирм:

«Рид Тул»

«Хьюз Кристенсен»

«Хьюз Кристенсен» (долота типа PDC)

«Смит»

«Удол» ( номинального и бицентричного диаметра )

Все шарошечные долота имеют герметизированную опору и предназначены для низкооборотного бурения с частотой вращения от 40 до 180 об/мин, т.е применимы как для роторного, так и для турбинного бурения. Средняя стойкость трёхшарошечных долот американских фирм составляет от 60 до 100 часов при турбинном бурении в зависимости от диаметра долота. Стойкость долот PDC «Хьюз Кристенсен» от 500 до 1000 часов, стойкость долот, российской фирмы «Удол» до 600 часов.

Для формирования естественных центраторов под колонны-“хвостовики” применяются бицентричные долота фирмы “УДОЛ”.

На основе анализа пробуренных скважин определено, что наилучшими показателями по проходке и по механической скорости имеют долота:

5 Ѕ SL53 AKPR ( фирмы Рид Тул» ) ─ Трехшарошечное долото с герметизирующей опорой, гидро-мониторное. Применяется для бурения пород средней крепости.

5 Ѕ STR-30 ( фирмы «Хьюз Кристенсен» ) ─ Трехшарошечное долото с герметизирующей опорой, гидро-мониторное. Применяется для бурения крепких пород.

5 Ѕ EHP-53АК ( фирмы «Рид Тул» ) ─ Трехшарошечное долото с герметизирующей опорой, гидро-мониторное. Применяется для бурения крепких пород.

5 Ѕ STR-445 ХD ( фирмы PDC «Хьюз Кристенсен» ) ─ Долото (алмазное) с резцами PDС стирающего типа. Применяется для бурения крепких пород.

5 Ѕ STR-094 и МF-15 ( фирмы «Смит» ) ─ Трехшарошечное долото с герметизирующей опорой, гидромониторное. Применяется для бурения пород слабой крепости.

У 139,7 ST-45 ( фирмы «Удол» ) ─ Долото с резцами PDС режущего и скалывающего типа.

Существенных изменений показателей отработки долот в зависимости от режимов бурения не наблюдается. Нагрузка на долото, давление на стояке практически одинаковы.

Что касается способов бурения, то их нужно выбирать исходя из условий проводки нового ствола скважины (сложности профиля, геологического разреза, плотности бурового раствора и др.).

2.6.1 Обоснования выбора установки для бурения второго ствола.

При обосновании выбора установки для бурения главным критерием служит её грузоподъёмность и техническое оснащение, необходимое для выполнения всех технических и технологических операций, связанных с процессом бурения и освоения скважины. Следовательно, требуется знать вес всех используемых компоновок и бурильных и обсадных колонн, которые могут быть при бурении скважины.

Вес бурильной колонны при вырезке окна с клинового отклонителя в эксплуатационной колонне Шн=168 мм на глубине 2530м.

Вес бурильных труб БН73х9Д (приведенная масса 1п.м. равна 16,7 кг).

Qсек1=ℓсек1٠q1, (2.30)

Qсек1=1300٠16,7=25183 кг=21,7 т

б) вес бурильных труб ПН89х9Е (приведенная масса 1 п.м. равна 22,1 кг)

Qсек2=ℓ сек2٠q2, (2.31)

Qсек2= 1130٠22,1=17459 кг=25 т

в) вес утяжелённых бурильных труб УБТ - 108/51 (приведенная масса 1 п.м. равна 58,8 кг), длина секции УБТ ℓ УБТ =36 м.

Qубт=ℓУБТ ٠q, (2.32)

Qубт=36٠58,8=21168 кг=2,1 т

Итого, вес инструмента в воздухе составит:

Q= Qубт +Qсек1+ Qсек2, (2.33)

Q =5,5+25,2+17,5=48 т

(с учётом комплекта райберов и переводников Q=48,7т)

Вес бурильной колонны при бурении второго ствола до проектной

глубины LПР=3045 кг.

а) вес КНБК

Qкнбк=Qдол+Qклс+Qгзд+ Qубт, (2.34)

Qкнбк=8+25+275+7550=7858 кг=7,8 т

б) вес бурильных труб БН73х9 и ПН89х9

Lбк= ℓ кнбк+ℓ1 + ℓ2, (2.35)

Lбк= 42+1300+1130=2472 м

Qсек1=ℓ1٠q1, (2.36)

Qсек1=1300٠16,7=21710 кг=21,7 т

Qсек2= ℓ1٠q2, (2.37)

Qсек2=1130٠22,1=24973 кг=25 т

Итого, вес бурового инструмента в воздухе составит:

Q= Qкнбк+ Qсек+ Qсек2, (2.38)

Q=7,8+21,7+25=54,5 т

Вес бурильной и обсадной колонн труб при спуске «хвостовика» Шн=114 мм δ=5,74 мм (SТ-L) (приведенная масса 1 п.м. обсадной трубы 22,5 кг)

L= ℓхв+ ℓ1 + ℓ2, (2.39)

ℓхв=539 м;

Qхв= ℓхв٠qхв, (2.40)

Qхв=539٠22,5=12127 кг=12,1 т;

ℓ1=1300 м

Qсек1= ℓ1٠q1, (2.41)

Qсек1=1300٠16,7=21710 кг=21,7 т;

ℓ2=1130 м

Qсек2= ℓ2٠q2, (2.42)

Qсек2=1130٠22,1=24973 кг=25 т;

Итого, вес бурильной и обсадной колонны в воздухе составит

Q=Qхв+ Qсек1+Qсек2=12,1+21,7+25=58,8 т; (2.43)

( с учётом башмака и переводников Q=60 т)

Из приведенного расчёта следует, что наиболее тяжёлой колонной труб является бурильный инструмент с долотом, ГЗД и УБТ-89/38 (36-37 м) при бурении скважины до проектной глубины LПР=3045 м.

Следовательно, грузоподъёмность буровой установки должна быть не менее:

G=К1٠К2 ٠ Q(2)=1,25٠1,3٠54,5=88,56 т, (2.44)

где К1=1,25 – коэффициент запаса грузоподъёмности установки при перегрузках (аварийные работы)

К2=1,2- 1,3 – коэффициент, учитывающий возникающие сопротивление при подъёме инструмента из искривленной скважины.

Для нормальной эксплуатации грузоподъёмного агрегата рекомендовано, чтобы максимальный вес инструмента с учётом коэффициентов составлял 70-75 % от грузоподъёмности установки.

Следовательно, всем необходимым требованиям согласно приведённому расчёту удовлетворяет установка HRI-500.

С учётом опыта эксплуатации имеющегося парка мобильных установок в объединении «Белоруснефть» установка HRI-500 хорошо подходит для практического выполнения разрабатываемого проекта, так как она самая мощная по грузоподъёмности и техническому оснащению, а также адаптирована к нашим климатическим условиям.

2.6.2 Краткая характеристика буровой установки HRI-500

1. Буровая лебедка HRI-500.

2. Мачта HRI-500М-34Т длина 34 м.

3. Двигатель-2 шт. катерпиллер 3306. Мощность 242 кВт (325 л.с.) при 2100 об/мин 4. Общая мощность 484 кВт.

5. Грузоподъемность 125,2 тонн.

6. Грузоподъемность максимальная 156 тонн.

7. Кронблок 125 м (3-х шкивный,762 мм.)

8. Талевый блок 4300 ТU-160 тонн (4 шкива,762 мм)

9. Вертлюг 15 МВ статическая нагрузка 150 тонн при Р=344 кг/см2

10. Ротор 20 Ѕ|| -521 мм, статическая грузоподъемность ротора 226,8 тонн.

11. Воздушный компрессор-2 шт.

12. Насос буровой W-600 HRI-EW CO (поршень и длинна входа (152х178 мм). Гидравлическая мощность 600 л.с. (410 кВт.). Максимальное давление Р=500 кПа.

13. Талевый канат –диаметр 28,2 мм.

14. Максимальная грузоподъемность подсвечника 125,25 тонн.

15. Оснастка талевой системы-4 х5.

Емкость подсвечника:

Таблица 2.9

16. Подвышечное основание в рабочем положении 5290 мм, ширина 4978 мм, длина 11898 мм. Вес 40610 кг.

17. Ключ гидравлический для труб 27/8 -75/8,момент 40680 нм (4068 кг м), при Р=172 кг/см2. Максимальная скорость вращения 90 об/мин. При 65 л/мин расхода.

Лебедка HRI-500

Диаметр подъемного барабана-457 мм.

Скорость намотки каната 5+1.

Натяжения ходового конца каната 17576 кг.

Входная цепь: двухрядная роликовая с шагом 13/4 .

Цепь гидродинамического тормоза, трехрядная роликовая с шагом 11/3 .

Гидродинамический тормоз однороторный, диаметр 558,8 мм

Насос W-600 HRI-EW CO

Насос триплекс, одностороннего действия.

Ход поршня 177,8 мм.

Число ходов-145.

Мощность-600 л.с.

Техническая характеристика винтового двигателя Д1-127 Таблица 2.10

2.6.3 Технология управления траекторией нового ствола

Технология управления искривлением нового ствола (траекторией) является составной частью общей технологии бурения нового стола. Управление производится по проектному профилю скважины. При бурении новых стволов по новой траектории скважины требуют изменения азимута и зенитного угла. В процессе реализации проектной траектории может происходить ее изменение за счет воздействия геологических условий залегания горных пород и компоновок низа бурильной колонны.

Однако, тип КНБК выбирается в зависимости от функционального назначения отдельного интервала ствола, геологической характеристике разреза, и особенно от угла и направления падения горных пород. В этом случае необходимо учитывать следующие факторы:

─ при бурении по восстанию горных пород наблюдается тенденция к увеличению зенитного угла.

─ при бурении по падению горных пород ─ уменьшение зенитного угла.

─ при бурении пологозалегающих пород основное влияние на изменение искривления ствола оказывает тип КНБК.

Для управления искривлением новых стволов скважин используются следующие виды компоновок:

1) КНБК для интенсивного изменения зенитного угла и азимута:

- долото;

- калибратор;

- винтовой забойный двигатель-отклонитель с ПО 1,5─2°;

- телесистема;

-бурильные трубы диаметром 89 или 73мм.

Тип долота выбирается в зависимости от характеристики разбуриваемой породы. При работе винтовыми забойными двигателями рекомендуется использовать шарошечные низкооборотные долота с герметизированной опорой, а также алмазные долота типа ИСМ.

В компоновке над долотом, необходимо применять КЛС, диаметр которых должен соответствовать диаметру долота. Допускается износ наддолотного калибратора не более 2мм от номинального размера.

2) КНБК для малоинтенсивного увеличения зенитного угла и стабилизации азимута скважины.

Роторный способ бурения

-долото;

-УБТ длиной 0,5─0,6 м;

-КЛС по диаметру долота;

-УБТ ─ 14─16 м;

-ЦС с диаметром меньше диаметра долота на 1-2 мм;

-УБТ длиной по расчету;

-бурильные трубы диаметром 89 или 73мм.

Турбинный способ бурения

-долото;

-УБТ длиной 0,5─0,6 м;

-КЛС;

-винтовой забойный двигатель;

-УБТ─8 или 11 м;

-бурильные трубы/

Если в КНБК используется ДВЗ Д─105 или Д─127,то в КНБК включается УБТ длиной 11 или 8 м соответственно, и после этого ставится центратор.

3) КНБК для малоинтенсивного уменьшения зенитного угла и стабилизации азимута скважины.

Роторный способ бурения

-долото;

-УБТ ─14─16 м;

-КЛС;

-УБТ длиной по расчету;

-бурильные трубы.

Турбинный способ бурения

- долото;

-винтовой забойный двигатель;

-УБТ 8 или 11 м;

-КЛС;

-бурильные трубы;

При ДВЗ Д─105 УБТ ставится 11 м.

Для уменьшения зенитного угла ствола бурение необходимо вести с пониженной осевой нагрузкой на долото.

4) КНБК для стабилизации зенитного угла и азимута скважины.

Роторный способ бурения

-долото;

-КЛС;

-УБТ длиной 80-100 м;

-бурильные трубы.

Турбинный способ бурения

-долото;

-КЛС;

-винтовой забойный двигатель;

-УБТ 36─38 м;

-бурильные трубы.

Все перечисленые выше компоновки для ВЗД могут использоваться на практике без включения УБТ за исключением «маятника».[26, с23]

Каждая перечисленая компоновка имеет свои специфические особенности работы, в основном это заключается в осевой нагрузке на долото.

КНБК:

- от средней до максимальной нагрузки

КНБК:

- нагрузка до 1 тонны

КНБК:

- максимальная в зависимости от диаметра долота (из расчета 800кг на 1 дюйм диаметра долота )

Каждая компоновка активно влияет на стойкость:

стойкость долот максимальная при роторном способе, но ниже механическая скорость проходки чем при турбином способе;

стойкость долот минимальная при турбином способе, но ниже механическая скорость проходки чем при роторном способе;

при работе шарошечным долотом стойкость минимальная.

Если ствол скважины бурится по падению пластов, то для стабилизации зенитного угла следует использовать КНБК для малоинтенсивного набора зенитного угла и стабилизации азимута, и наоборот.

При работе КНБК необходим постоянный контроль за траекторией ствола, замер инклинометром в открытом стволе согласно геолого-технического наряда необходимо производить через 50 м проходки с шагом 5 метров.

На практике используются инклинометры:

аналоговые ( КИТ, КИТА )

цифровые ( ИММН с диаметрами 36 и 60мм )

Применение цифровых инклинометров диаметром 36мм позволяет производить замер параметров ствола скважины без подъема компоновки внутри инструмента, если КНБК имеет немагнитное УБТ. По результатам замеров необходимо принимать соответствующие решения о дальнейшем применении типов КНБК.

При бурении нового ствола необходимо принимать меры к минимальному износу обсадной колонны, из которой бурится новый ствол. В этом случае необходимо отдавать предпочтение бурению забойными двигателями.

Интервал 2535-2585м. (всего 50м.) бурится КНБК (см.табл 2.11; 2.12) для того чтобы в дальнейшем исключить влияние старого ствола на показание системы телеметрического тестирования забойных параметров (СТТЗП), которое будет применяться при наборе угловых и азимутальных данных.

Режим бурения нового ствола

Таблица 2.11

КНБК на бурения нового ствола

Таблица 2.12

Параметры бурового раствора.

Y- 1.30г/см3; T- 35cек.; В- 7см3/30мин.; СНС – 7/16.

По достижению глубины 2585м. производим подъем КНБК под геофизические работы ( инклинометр) на H – 2580м. угол - 9°45' азимут - 74° нам необходимо на центр круга по углу - 17° по азимуту - 246° *(см.табл. 2.13; 2.14)

Режим бурения с набором параметров

Таблица 2.13

КНБК для бурения с набором параметров

Таблица 2.14

Параметры бурового раствора.

Y- 1.30г/см3; T- 45cек.; В- 6см3/30мин.; СНС – 9/22.

По достижению необходимых данных по CТТЗП угол- 17° и азимут -249°.

Интенсивность составило по углу-1,15°/10м. по азимуту- 15°/10м. Произвести подъем КНБК с последующим замером зенитного угла и азимута инклинометром через каждые 5 м, начиная от забоя, в дальнейшем замер инклинометром ствола скважины производить из условия поведения скважины.

После набора параметров необходимо проработать КНБК с включением в него калибратор (Таблица 2.15; 2.16)

Режим проработки ствола скважины

Таблица 2.15

КНБК для проработки ствола скважины

Таблица 2.16

Компоновка низа бурильной колонны при бурении в интервале 2808-2977м

Таблица 2.17

Продолжение таблицы 2.17

Режимы бурения ствола скважины и применяемые КНБК

Таблица 2.18

2.7 Крепление второго ствола

Для крепления новых стволов, забуренных из обсаженных скважин диаметром 194, 168, 146 мм, рекомендуется использовать «хвостовики» из обсадных труб диаметром 114, 102мм.

Обсадные трубы диаметром от 140 до 89 мм могут быть использованы для крепления участков скважины с интенсивностью искривления до 5─6° на 10 м проходки.

Перед отправкой на буровую необходимо произвести ревизию труб 114─Н-80─8,56 ST─L. Завоз труб осуществлять в порядке, обратном спуску колонны с учётом 5% запаса. При спуске иметь в наличии лево-правый разъединитель, который необходимо опрессовать на250 атм.[21, с21]

2.7.1 Подготовка буровой и скважины к спуску колоны

После выполнения заключительных геофизических работ перед спуском секции колонны спустить опресс.переводник с шаблонировкой бур.труб до глубины 2430 м., зафиксировать вес по ГИВ и на индикаторной диаграмме. Допускной бурильный инструмент опрессовать на 200 атм. Поднять опресс.переводник. При подъеме провести дефектоскопию инструмента. Составить ведомость-меру труб с указанием количества и длины свечей, толщины стенки и марки стали. На все выполненные работы составить акты.

Рассмотреть состояние ствола скважины по данным каверномера, профилемера, инклинометра. Собрать компоновку:

- долото 139,7+КЛС-139,7+Д-106+УБТ-108мм-36м+БТ-73мм+БТ-89мм. Спуск в интервале 2520-2969м производить со скоростью не более 0,5 м/с. Места посадок проработать в режиме:

- нагрузка - с/н до 3 тн.

- расход жидкости - 10-12 л/сек

В случае необходимости обработать буровой раствор согласно анализа лаборатории буровых растворов.

При достижении забоя промыть скважину не менее 2 циклов. Поднять КНБК в «башмак» на глубину 2430м. В случае посадок КНБК оставить скважину на исследовании 16 час. Спустить КНБК для шаблонировки ствола скважины до забоя…2969м. При достижении забоя промыть скважину в объеме 1 цикла.

Время от конца подьёма КНБК после проработки ствола скважины до начала спуска колонны не должно превышать 2 часа.

Необходимо уложить обсадные трубы на мостки в порядке их спуска в скважину.

Проверить техническое состояние вышки, фундаментов и блоков, бурового и противовыбросового оборудования, машинных ключей, КИП, освещения и др. агрегатов. Завезти на скважину спусковой инструмент, шаблоны, калибры, элементы конструкции низа колонны, переходные переводники, переводники для промывки, и др. материалы с паспортами и актами.

Исходные данные для расчета наружных и внутренних давлений:

1. Глубина скважины, L=3045 м.

2. Расстояние от устья скважины до верхнего конца «Хвостовика»-L=2430 м.

3. Удельный вес бурового раствора в колонне-1,31 г/см3.

4. Средний удельный вес горной породы-г=2,3 г/см3.

5. Плотность флюида в пластовых условиях-ф= 0,781 г/см3.

6. «Хвостовик» цементируется на всю длину 539 м.

7. Коэффициент разгрузки К=0,25

8. Интервалы отложения соли, где действует горное давление: 2555-2880 м. С учетом перекрытия соленосных отложений на 25 м «сверху» и «снизу», для расчета принимаем интервалы действия горного давления: 2530-2905 м.

9. Запасы прочности для обсадных труб по ГОСТ-632-80.

N1=1,0 ( на наружное избыточное давление для всех интервалов, кроме соленосных отложений)

N1=1,3 ( на наружное избыточное давление в интервалах отложения соли).

N2=1,15(на внутреннее избыточное давление).

N3=1,3 (на растяжение в наклонно-направленной скважине).

2.7.2 Расчет избыточных наружных давлений.

1 Определим наружное избыточное давление на обсадную колонну, от столба бурового раствора, =1,31 г/см3. (При заполнении колонны флюидом =0,781 г/см3).

Z=o=0 м. Рн.и.=0,1((ц.р.* Z -ф)( Z-L)), ( 2.45)

Z=0м. Рн.и.=0 кгс/см2.

Z=2430 м. Рн.и=0,1х(1,31х2430-0,781)х(2430-2000)]=285 кгс/см2.

Z=2530 м. Рн.и.= 0,1х(1,31х2530-0,781)х(2530-2000)]=290 кгс/см2.

Z=2905 м. Рн.и. =0,1х(1,31х2905-0,781)х(2905-2000)]=310 кгс/см2.

Z=2969 м. Рн.и. =0,1х(1,31х2969-0,781)х(2969-2000)]=313 кгс/см2.

Определим избыточное давление в интервалах действия горного давления ( в отложениях соли).

Z=2530 м. Рн.и=0,1х(2,3х2530-0,781)х(2530-2000)]=540,5 кгс/см2.

Z=2905 м. Рн.и.= 0,1х(2,3х2905-0,781)х(2905-2000)]=597,5 кгс/см2.

2.7.3 Расчет избыточных внутренних давлений.

1 Определим внутренее избыточное давление. Давление опрессовки колонны -150атм. Рн.и.=0,1((ц.р-б.р)х Z+Ропр.к. , ( 2.46)

Z=0 Рв.и=150 кгс/см2.

Z=2430 м. Рв.и=0,1х[1,65-1,31]х2430+150=233 кгс/см2.

Z=2530 м. Рв.и.= 0,1х[1,65-1,31]х2530+150=236 кгс/см2.

Z=2905 м. Рв.и. =0,1х[1,65-1,31]х2905+150=249кгс/см2.

Z=2969 м. Рв.и. =0,1х[1,65-1,31]х2969+150=251кгс/см2.

По этим значениям строим эпюру

2.7.4 Расчет «Хвостовика».

При строительстве боковых стволов в УПНП и РС применяются колонны импортного производства, которые спускаются одной секцией.[18, с54]

Устанавливаем трубы 114 х 8,56 SТ-L Н-80

Коэффициент запаса прочности на смятие:

, ( 2.47)

где,

- допустимое давление на смятие для материала

труб 114 х 8,56

= 779 кгс/см2

Проверяем условие , где ; 2,50 > 1. Условие выполняется

Коэффициент запаса прочности на внутренне давление:

, ( 2.48)

где,

- допустимое внутреннее избыточное давление

Проверяем условие , где ;

Условие выполняется

Находим коэффициент запаса прочности на страгивание

Определяем длину труб.

По вертикали 2421 – 2960 = 539 м.

По стволу

где

- средний зенитный угол

= 170

м

Принимаем L = 1959 м

Находим вес данной секции по формуле:

, ( 2.49)

где,

q – масса одного метра

q = 22,47 кг/м

т.

коэффициент запаса прочности на страгивание равен:

, ( 2.50)

где,

[P] – допустимая страгивающая нагрузка

[P] = 77 т

Проверяем условие , где

Данная секция удовлетворяет поставленным условиям.

Технологическая оснастка обсадной колонны

Таблица 2.19

2.7.5 Спуск колонны

Спуск колонны производить на хомутах и клиньях. Перед свинчиванием необходимо прошаблонировать каждую трубу шаблоном  93мм.

Свинчивание труб производить с использованием ключа «Везерфорд»

Произвести сборку головы «хвостовика» (секции). Сборку левого переводника с муфтой разъединителя и крепление необходимо производить цепным ключом № 14 усилием 1-го человека. Зафиксировать количество сделанных оборотов. После сборки ЛПР необходимо восстановить циркуляцию. Спуск бурового инструмента производить свечами, резьбовые соединения докреплять машинными ключами. Талевый блок должен быть растопорен. Последнюю свечу спускать отдельными трубами. При спуске колонны использовать смазку Р – 402.

Допуск колонны до забоя произвести на квадратной штанге.

Долив колонны производить через 200 м спуска. Скорость спуска «хвостовика» до глубины 2530 м не должна превышать 0,7 м/с и 0,4 м/с в интервале 2530-2969 м.

В случае посадок колонны свыше 5 делений по ГИВ производят промывку с рассхаживанием в пределах 3─4 м через каждые 10─15 мин.

В процессе спуска необходимо постоянно следить за выходом циркуляции из скважины, количеством и качеством выходящего раствора.

2.7.6 Расчет цементирования.

Тампонажные материалы для цементирования обсадной колонны выбираются в зависимости от температуры среды, плотности бурового раствора, пластового давления, давления гидроразрыва пород, наличия солевых отложений, вида флюида и необходимости обеспечения высоты подъема тампонажного раствора. Плотность тампонажного раствора не должна превышать плотности бурового раствора более чем 0,2 г/см3.

Перед цементированием необходимо провести анализ цементного раствора (см.табл. 2.20; 2.21; 2.22). Проверить наличие необходимых добавок согласно рецепту и технологию приготовления цементного раствора. Линии обвязки должны быть опрессованы на 200 атм.

Данные по жидкостям для цементирования “хвостовика” D-114-мм

Таблица 2.20

Компонентный состав жидкостей для цементирования

Таблица 2.21

Потребное количество компонентов для цементирования “хвостовика” Ш 114 мм.

Таблица 2.22

1.Определяем потребное количество цементного раствора по формуле

, ( 2.51)

где,

k1 – коэффициент учитывающий увеличение объема цементного раствора, расходуемого на заполнение каверн, трещин, k1 в межсолевых отложениях принимаем равным 1,2

в – диаметр долота, [м];

d1 – наружный диаметр обсадных труб, [м];

d2 – внутренний диаметр обсадных труб, [м];

h – высота цементного стакана.

Нц – интервал цементирования

h = 20 м

d1 = 114 мм = 0,114 м

d2 = мм =0,0992 м

в = 139 мм = 0,139 м

Нц = 539 м

2. Количество сухого цемента для приготовления 50 % раствора вычисляем по формуле

, ( 2.52) где,

- удельный вес цементного раствора

= 1,95 г/см3 = 1950 кг/м3

Количество сухого цемента, которое нужно заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора будет равен:

, ( 2.53)

где,

k2 – коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора

Принимаем

4. Необходимое количество для приготовления 5,2 м3 цементного раствора 50 % консистенции.

5. Потребное количество продавочной жидкости определим по формуле

, ( 2.54)

где,

- внутренний средний диаметр;

, ( 2.55)

- длина секции труб данной толщины

- диаметр данной секции

где,

- коэффициент, учитывающий сжатие глинистого раствора

Принимаем

Подставив цифровые значения, получим

6. Давление, развиваемое насосом в последний момент закачки, определим по формуле

, ( 2.56)

где,

рр – давление, необходимое для преодоления разности плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве.

рГ – давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений

, ( 2.57)

где,

Нц.р.- высота подъема цементного раствора

h – высота подъема стакана

Н – глубина скважины

= 2430

Н = 2969

удельный вес продавочной жидкости

г/см3 удельный вес глинистого раствора

тогда

По величине конечного давления выбираем цементировочный агрегат ЦА 320 М с диаметром втулки в = 100 мм

Сравнивая рГ с давлением развиваемым насосом агрегата

Характеристика ЦА 320 М

Таблица 2.23

Видим, что рV > pГ следовательно закачку начинаем на V скорости.

Весь объем цемента закачиваем на V скорости.

Определяем постоянные элементы для заданной скважины:

, ( 2.58)

где, FЗАТ – площадь затрубного пространства в м2

FВН – площадь внутреннего сечения

, ( 2.59)

, ( 2.60)

Сопоставим значение рк с давлениях в насосах агрегатного и видим, что

и т.е. 182 > 166 > 103

Таким образом, продавку можно закончить на III скорости

Определяем высоту столбов продавочной жидкости заканчиваемой на различных скоростях агрегата

( 2.61)

Количество продавочной жидкости закачиваемой на различных скоростях агрегата

Итого

С учетом коэффициента сжимаемости

Определяем продолжительность цементирования при условии работы одного агрегата

Время работы одного агрегата на V скорости:

, ( 2.62)

qV – производительность агрегата на V скорости в л/с

1,5 м3 раствора прокачиваем на второй скорости с целью предупреждения гидравлического удара

Общее время цементирования:

, ( 2.63)

С учетом подготовительно-заключительных работ

, ( 2.64)

Температура на забое скважины

если скважину следует считать горячей

Определяем количество агрегатов:

- по времени схватывания:

, ( 2.65)

где, ТСХВ – время начала схватывания

- по скорости цементирования:

, ( 2.66)

где: v – необходимая скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве в м/с

v = 2 м/с для эксплуатационных колонн

Фактическое время цементирования:

, ( 2.67)

Потребное количество цементосмесительных машин:

, ( 2.68)

где: Gб – емкость бункера цементосмесительной машины

Для цементирования данной скважины необходимо два цементировочных агрегата ЦА 320М и одна цементосмесительная машина.

Расчёт цементирования произвели согласно методике.

2.7.7 Цементирование колонны

При бурении скважины, особенно наклонно направленной, в результате взаимодействия со стенками ствола элементов бурильной колонны при продольном и поперечном перемещениях, вибрации, а также упругой деформации бурильного инструмента от сжимающих нагрузок и крутящих моментов в необсаженной части ствола скважины образуется выработки в виде желобов и каверн. Особенно это сказывается в соляных толщах лебедянского горизонта. Если ширина образовавшейся выработки менее 1,3 d3 (где d3 ─ диаметр УБТ или бурильного замка), то ее считает желобом, а если более 1,3 d3 ─ каверной. Для качественного выполнения ряда процессов при креплении скважин требуется точное значение конфигурации и размеров поперечного сечения ствола. Площадь поперечного сечения и объем ствола с желобам и кавернами определяется по формулам:

F= ПDІ/4 + a/4(2b─D─d3) ─1/4(С1D─C2d3), ( 2.69)

где

С2=√ аІ + 4/3(2b─D─√DІ─aІ)І , ( 2.70)

Площадь поперечного сечения ствола скважины для возможных случаев образования желобов и каверн с достаточной для практических целей точностью может быть также определена по обобщенной упрощенной формуле.

F= пDІ/4 + a(b─D), ( 2.71)

Необходимо произвести закачку буферной жидкости.

В процессе затворения цементного раствора постоянно надо замерять его удельный вес, отобрать пробы. Колебания удельного веса не должны превышать 0,02 г/см3. Во время прокачки цементного раствора и его продавки необходимо следить за выходом циркуляции, замеряя параметры промывочной жидкости.

После окончания продавки обязательно проверить работу обратных клапанов, при этом стравить давление до0 атм.Далее разгрузить талевую систему до веса, равного весу бурильных труб. Под растягивающим усилием 2─3 тн. вращением вправо на первой скорости ротора отсоединиться от хвостовика, промыть скважину цементировочными агрегатами до полного вымывания цемента иззатрубного пространства вколичестве 2 объема скважины или 88м3и поднять буровые трубы с постоянным доливом из скважины.

Время на ОЗЦ дается 48 часов.

После окончания ОЗЦ необходимо провести контроль качества цементирования геофизическими методами (АКЦ, профилемер).

2.8 Освоение скважины

От качества вскрытия пласта бурением и крепления его во многом зависит успешность и продолжительность испытания скважины. Поэтому уже при осуществлении этих процессов необходимо предусматривать мероприятия, способствующие получению притока из пласта с меньшими материальными затратами.

Наиболее эффективным является сохранение естественной проницаемости околоствольной части пласта, которая часто снижается за счет попадания в нее бурового раствора или его составляющих, а также за счет физико-химическихпроцессов, происходящих в пласте при взаимодействии пород, пластовогофлюида и бурового раствора.

Буровой раствор попадает в пласт при поглощении, которое возникает при наличии репрессии на пласт. Для вскрытия продуктивного пласта следует использовать буровые растворы малоглинистые, меловые, на углеводородной основе и др.

Фильтрат бурового раствора оказывает сильное влияние на пласт, изменяя фазовую проницаемость пород. Водоотдача бурового раствора должна быть минимальной (5─8 см3/30 мин).

Продуктивный пласт после вскрытия может остаться необсаженным (открытый ствол), обсаженным не зацементированной колонной (фильтром) и обсаженным зацементированной колонной. В данной скважине забой, обсажен и зацементирован обсадной колонной.

После ОЗЦ и разбуривания излишнего цемента эксплуатационная колонна подвергается испытанию на герметичность двумя способами ─ избыточным давлением и снижением уровня в скважине. Колонна считается герметичной, если при испытании избыточным давлением оно снизилось в течение 30 минут на величину не более 5 кгс/смІ а при снижении уровня в течение 8 часов уровень поднимается не выше 2 м. Давление 150 кгс/см3 является минимально необходимым для колонны D-114 мм. Учитывая, что пластовое давление в данной скважине ниже гидростатического, то принимаем эту величину, как давление опрессовки эксплуатационной колонны 150 кгс/см3.

2.8.1 Перфорация колонны

Для перфорации может применятся кумулятивная, пулевая или гидроабразивная перфорация. Выбор типа перфоратора обуславливается геолого-техническими особенностями скважины, наличием необходимого оборудования и материалов.[22, с11]

Кумулятивная перфорация может производиться при равновесии, репрессии или депрессии на пласт. Порядок выполнения операций по перфорации, тип перфоратора, плотность, количество одновременно спускаемых зарядов и др. особенности оговариваются в плане работ на испытание скважины (объекта).

Кумулятивную и пулевую перфорацию производят геофизические организации по заявкам буровых или нефтедобывающих предприятий. Ответственность за соблюдение "Правил безопасности" и "Единых правил взрывных работ" несут как заказчик, так и подрядчик.

Выбор перфораторов и режимов перфорации производят, исходя из следующих основных принципов:

- достижение необходимой гидродинамической связи с пластом, обеспечивающей приток жидкости из пласта с минимальными сопротивлениями;

- обеспечение условий, при которых без осложнений возможно проводить работы по испытанию и последующей эксплуатации скважин;

- осуществление процессов вскрытия пластов перфорацией при минимальных затратах труда, средств, материалов, оборудования и времени.

При выборе перфоратора учитывают цель перфорации и следующую информацию о скважине:

минимальный внутренний диаметр труб, через который должен пройти перфоратор;

минимально допустимый зазор между перфоратором и обсадной колонной;

давление и температуру в скважине;

свойства жидкости в скважине и пласте, наличие и величину перепада давлений между скважиной и пластом;

глубину залегания объектов, подлежащих испыганию;

состояние обсадной колонны и качество цементирования в зоне перфорации.

При выборе типа перфоратора учитывают его конструктивный габарит (по диаметру) и пределы температуры, при которых могут использоваться кумулятивные заряды.

Для уменьшения вредного влияния попавшей в пласт при перфорации жидкости на его проницаемость до подъема НКТ под перфорацию нижняя часть колонны заполняется жидкостью, попадание которой в пласт не ухудшит его проницаемость. Такими жидкостями являются нефть и др. углеводородные жидкости, пластовая вода, водные растворы ПАВ, известково-битумные и кальциевые растворы. Выбор тапа раствора зависит от величины пластового давления. В отдельных случаях перед перфорацией можно закачивать раствор соляной кислоты, и уже в процессе перфорации подвергать пласт, а в первую очередь околоствольную зону, обработке.

План работ на проведение перфорационных работ должен содержать в себе информацию о геолого-техническом состоянии скважины, а также количестве одновременно взрываемых зарядов по интервалам.

Работы по перфораций выполняются в присутствии ответственного представителя заказчика.

Перед перфорацией на устье скважины устанавливают перфорационную задвижку или другое устройство, которую опресовывают на указанное в плане работ давление, обычно на давление опрессовки колонн.

Спуск зарядов в скважину разрешается после проверки скважины с помощью шаблона, спускаемого на кабеле. Диаметр и длина шаблона не может быть меньше диаметра и длины перфоратора, которым будут вскрывать пласт.

Перфорацию колонны производят, вскрывая сначала самую нижнюю часть интервала, и доведя плотность до предусмотренной планом и затем переходят к перфорации интервалов, располагающихся выше.

После каждого выстрела доливают скважину замеренным количеством жидкости для установления факта поглощения ее во время перфорации. Информацию о поглощении заносят в акты о проведенных работах.

Перфорацию скважины при депрессии на пласт, как правило, осуществляют через спущенные в скважину насосно-компрессорные трубы, причем на устье устанавливают фонтанную арматуру и лубрикатор для возможности извлекать перфоратор при избыточном давлении. Уровень в скважине до перфорации снижают с помощью компрессора или сваба. Величину депрессии задают, исходя из величины пластового давления.

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) является наиболее эффективным методом вторичного вскрытия пласта и используется там, где от применения других методов вскрытия получены неудовлетворительные результаты. ГПП планируется как обязательная при необходимости вскрывать пласт через две и более колонны и при вскрытии пластов мощностью менее 5м.

Для проведении процесса ГПП предпочтительнее использовать насосные агрегаты ЦА-400 н 4АН-700 и пескосмесители ЗПА. Потребное количество агрегатов определяется по формуле:

, ( 2.72)

где, n - потребное количество агрегатов;

Q - расход жидкости, л/с,(м3/с);

Ру - давление на устье, кгс/см2 (МПа);

i - коэффициент, учитывающий техническое состояние агрегатов;

q- производительность одного агрегата, л/с (м3);

P- давление, развиваемое агрегатом при принятой производительности, кгс/см2, (МПа).

Для ГПП используют серийные (АП-6М,АП-5М) перфораторы или перфораторы изготовленные в мастерских предприятий. Для перфораций колонн диаметром 114 мм число работающих насадок должно быть не более трех.

Место установки перфоратора определяют с помощью геофизических приборов (гамма-метод, магнитный локатор). Для расчетного контроля за удлинением труб за счет перепада давлений в насадках используют формулу:

, ( 2.73)

где, DL - приращение длины, см;

DP - перепад давления, кгс/.см2;

S- площадь внутреннего сечения труб, см2;

F - площадь поперечного сечения труб, см2;

Е - модуль Юнга, кгс/см2.

2.8.2 Порядок выполнения работ

Обвязывают устье скважины с агрегатами АН-700 (АЧФ-1000), ЦА-320, пескосмесителем. На НКТ наворачивают кран секторный ТУ 25 ПУ-700, опрессовывают нагнетательные линии на 450 атм. Восстанавливают циркуляцию жидкости по стволу скважины, определив, потери давления при прокачке песконосителя с расходом жидкости не менее 9,45 л/сек.

Бросают в НКТ рабочий шар, производят пробную резку без ввода песка в песконоситель в режиме:

 расход жидкости должен составлять не менее 9,45 л/сек;

 устьевое давление резки – 300 атм;

 время резки – 30-45 мин.

Вводят в рабочую жидкость песок из расчета 75 г/литр, размер зерен песка не более 2 мм. Проделывают резку эксплуатационной колонны, время первой резки составляет около 45 мин., последующих около 30 мин. Приподнимая НКТ, вскрывают интервал указанный выше по 4 отв./п.м. ГПП проделывают с использованием превентора. Перестановку перфоратора производят при круговой циркуляции при давлении на агрегате не более 80 атм. При резком падении давления, поднимают перфоратор и проверяют его состояние.

При непредвиденных остановках производят круговую циркуляцию жидкости в скважине при давлении на устье 100-120 атм. По окончании ГПП отмывают рабочий шар, промывают скважину обратной промывкой в объеме не менее 71 м3. При подъеме производят, долив скважины.

Поднимают перфоратор, перед подъемом открывают превентор.

Агрегаты АН-700 (СИН-31 или АЧФ-1000) – 2 шт.

Агрегаты ЦА-320 – 2 шт.

Пескосмеситель 4АП – 1 шт.

БМ – 700 – 1 шт.

Песок кварцевый – 3,8 тн.

( 2.74)

где,

Vскв.- объем скважины = 47м3;

К – минимально необходимая концентрация песка = 75 г/л;

n – количество насадок = 3 шт.;

q – расход жидкости через одну насадку = 3,15 л/сек;

T – суммарное время вскрытия , сек;

Кд – концентрация песка, добавляемого в выходящую пульпу, (принимаем 20% г/л).

Тогда потребное количество песка при работе по закольцованной схеме составит:

2.9 Вызов притока

Движение жидкости из пласта к забою скважины возможно только при соблюдении следующего неравенства:

,( 2.75)

где, Рпл ─ пластовое давление;

Рэаб ─ забойное давление;

Рсол ─ давление, необходимое для преодоления сил сопротивления движению пластовой жидкости к перфорированной части пласта.

В статическом состоянии забойное давление зависит от глубины скважины по вертикали (Н) и плотности жидкости () которой заполнена скважина:

, ( 2.76)

Сопротивления движению жидкости в пласте нередко столь высоки, что при созданной депрессии приток вызвать не удается. Поэтому мероприятия по вызову притока должны предусматривать как создание депрессии, так и возбуждение пласта одним или несколькими описанными ниже методами.

Создание депрессии в зависимости от геолого-технических характеристик пласта и скважины осуществляют:

─ уменьшением плотности жидкости в скважине (заменой бурового раствора на воду, воды на нефть, закачкой в скважину пены, аэрацией);

─ снижением уровня (с помощью сваба, компрессора, погружной насосной установки, струйных насосов и др.).

2.9.1 Методы снижения забойного давления

а) Замена бурового раствора на воду.

Операции по замене бурового раствора на воду осуществляют с помощью цементировочных агрегатов. Перед началом работ обвязку агрегатов опрессовывают полуторократным ожидаемым давлением. Трубопроводы, предназначенные на сброс, закрепляют анкерами. Замену бурового раствора на воду осуществляют по схеме обратной промывки, при которой значительно лучше условия выноса механических взвесей и сокращается время работы агрегатов при повышенных давлениях. Замена бурового раствора на воду может быть ступенчатой и прямой. Если ступенчатая, то предусматривает замену тяжелого бурового раствора на более легкий, а затем на воду. Ее следует применять при ожидаемом давлении нагнетания выше давления опрессовки колонн. Величину максимального давления нагнетания без учета потерь на сопротивление движению определяют из выражения:

( 2.77)

где, бр – плотность бурового раствора г/см3;

Н – глубина установки башмака НКТ (м).

При замене в скважине на воду утяжеленного бурового раствора, между водой и утяжеленным раствором располагают глинистый раствор без утяжелителя. Это мероприятие направлено на предупреждение выпадения утяжелителя из раствора. Закачка воды в скважину с целью замещения бурового раствора проводится до появления на устье чистой воды. Объем закачиваемой воды не менее 1,5 объемов колонны.

При отсутствии фонтанного притока после непродолжительной (20─30 мин.) остановки в затрубное пространство закачивают воду в объеме НКТ плюс 1─2 м3 и наблюдают за выходом "забойной" пачки. При наличии большого числа механических взвесей операции следует повторить.

При замене бурового раствора на воду возможно поглощение бурового раствора или интенсивный выход жидкости из скважины. Первое устраняют уменьшением расхода на агрегатах, второе ─ установкой на выкидных трубопроводах штуцирующих устройств. Диаметр штуцера выбирают, исходя из расхода и давления на агрегатах.

После замены бурового раствора на воду (если это не оговорено планом) наблюдают за поведением скважины в течение 6─8 часов. При этом за счет нагревания воды и выделения из нее газа может быть незначительный перелив, который уменьшается во времени. Перелив за счет работы пласта более интенсивен и стабилен.

Наблюдая за притоком из скважины, периодически замеряют дебит ее, при незначительных переливах с помощью сосуда, объем которого вымерен, а при значительных с помощью емкостей. Результаты замеров заносят в вахтовый журнал.

б) Снижение уровня в скважине.

Снижение уровня в скважине может осуществляться различными методами: вытеснением жидкости газом, свабированием, откачкой жидкости погружными (в т.ч. струйными) насосами. Глубина снижения или расстояние от поверхности земли до уровня в скважине задается и указывается в плане работ на испытание скважины.

Вытеснение жидкости газом может осуществляться способом прямого вытеснения, продавкой газа через пусковые отверстия, закачкой в скважину воздушных пачек.

При использовании способа прямого вытеснения компрессор подключают к затрубному пространству или трубкам. Процесс состоит из закачки газа в скважину до максимального давления на компрессоре стравливания. Положение уровня жидкости в скважине может быть рассчитано по схеме обратной промывки:

, ( 2.78)

по схеме прямой промывки:

, ( 2.79)

где, Р ─ пусковое давление, [кгс/см2];

Vз, VТ, Vк ─ объем п.м. кольцевого пространства, труб и колонны соответственно;

 - плотность жидкости.

При использовании компрессоров УКП-100 для вызова притока из глубоких скважин предпочтение должно быть отдано подключению к затрубному, т.к. после стравливания сжатого газа уровень в скважине будет снижен значительно ниже, чем при закачке газа в трубки, так как. Vз  VТ.

, ( 2.80)

При снижении уровня с помощью пусковых отверстий в процессе вытеснения наблюдается также явление снижения плотности жидкости, которое начинает проявлять себя после того, как уровень будет снижен до пускового отверстия и в трубы начнет поступать газ.

2.9.2 Возбуждение пласта и интенсификация притока

При первичном и вторичном вскрытии пласта искусственно могут быть созданы условия, при которых между продуктивной частью пласта и скважиной образуется буферная зона, непроницаемая для пластовых флюидов при перепадах, созданных при вызове притока. Эту зону необходимо разрушить одним или комбинацией методов, описанных ниже.

Проницаемые каналы могут появиться как за счет очистки загрязненных зон при повышении перепада давлений; разрушения перемычек знакопеременными нагрузками или химическими средствами, так и за счет создания новых каналов.

Для создания проницаемых каналов для условий белорусских месторождений применяются солянокислотные ванны, совмещенные с операцией повышения перепада давлений (определение приемистости пласта), метод переменных давлений, солянокислотный и гидравлический разрыв пласта, воздействие на пласт с помощью струйных насосов.

2.9.3 Кислотные ванны и определение приемистости пласта

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности, в первую очередь фильтра от продуктов разрушения кумулятивных зарядов, обломков породы и цементного камня, а также нерастворимых в воде химических соединений.

Кислотные ванны устанавливают как в скважинах с открытым стволом, так и обсаженных и затем перфорированных. Обязательным условием при установке ванны является установка башмака насосно-компрессорных труб ниже нижних дыр перфорации.

Объем кислотного раствора для ванны определяется как 5─6 объемов обрабатываемой зоны, обеспечивающий выполнение следующей технологической схемы: сначала заполнить обрабатываемый интервал, а затем через 15-20 минут стояния кислотный раствор заменить свежим. Избыток кислотного раствора предусматривается использовать для оценки приемистости скважины.

Концентрация кислотного раствора 12─18%. Для удаления глинистой корки или глинистых отложений предпочтительнее использовать глинокислоту, т.е. смесь соляной и плавиковой кислот. Объем плавиковой кислоты в смеси к объему соляной должен составлять 4─8%.

Время реагирования кислоты при кислотной ванне устанавливается по данным опыта, но не должно превышать 2 часов. Продукты реакции при солянокислотной ванне вымываются обратной промывкой, водой двумя объемами НКТ. С учетом вышеизложенных требований в данной скважине необходимо установить солянокислотную ванну.

2.9.4 Метод переменных давлении

В случае если отсутствует приемистость при проведении кислотной ванны, а снижением давления на забой скважины не удается вызвать приток из скважины, приступают к возбуждению пласта методом переменных давлений (МПД).

Насосным агрегатом создают избыточное давление в затрубном пространстве до величины опрессовки колонны, затем агрегат останавливают и быстро открывают кран на трубках. После прекращения истечения жидкости кран закрывают и операцию повторяют. Закачка жидкости и ее стравливание составляют цикл. При МПД необходимо осуществить не менее 30 циклов, причем при каждом цикле замерять количество закачиваемой в скважину жидкости. Увеличение объема во времени указывает на наличие связи скважины с пластом.

2.9.5 Гидрокислотный и гидравлический разрыв пласта

При отсутствии связи скважины с пластом, что определяют, создавая избыточное давление на устье до давления опрессовки колонны, проводят работы по гидравлическому разрыву пласта. Если жидкостью разрыва является соляная или другая кислота, разрыв пласта называют гидрокислотным.

Особенностью гидрокислотного разрыва является то, что закрепление созданных разрывом трещин расклинивающим материалом можно не производить, так как неравномерное воздействие на породу создает "несмыкающиеся" трещины.

Гидроразрыв пласта может быть осуществлен с пакером и без пакера. При проведении разрыва, без пакера давление с колонны снимается столбом утяжеленного глинистого раствора. Поэтому его иногда называют гидроразрывом с противодавлением глинистого раствора(пакерной жидкостью).

При проведении процесса разрыва пласта без пакера выполняют следующую технологическую схему:

- Заполняют скважину утяжеленным глинистым раствором, плотность которого может быть заранее рассчитана. Если исходить из необходимости иметь максимальное давление на пласт, превышающее в «n» раз гидростатическое, то можно использовать формулу:

, ( 2.81)

где, n - коэффициент превышения гидростатического давления;

Ргр - давление столба глинистого раствора;

Ропр - давление опрессовки колонны.

n·rв·Н / 10 = rгр·Н / 10 + Ропр

при Ропр = 150 кгс/см2,

n = 2 и rв = 1 г/см3

rгр = 2 · 2000 / H

Откуда, для Н = 2970 м, rгр = 2 · 2000 / 2970 = 1,35 г/см3.

- Закачивают в скважину по НКТ: разделительную пачку нэ углеводородной жидкости или воды в объеме до 0,2 м3, 2-3-м3 12-15%-ной соляной кислоты, воду в количестве до объема НКТ. При этом давление на устье (на агрегате) составит:

Рагр = (Н rгр - Н·rв) /10 = Н (rгр·rв) / 10 (2.82)

где, rгр - плотность жидкости в затрубном пространстве

rв - плотность жидкости в трубах.

При средней плотности в трубах rв=1 для

Н=2970 м

rгр = 1,35 г/м3

Рагр = 2970(1,35 - 1,00) / 10 = 104 кгс/см2

На пласт в это время будет давление:

Рпл = Н · rгр =2970 · 1,35 = 401 кгс/см2.

- Закрывают затрубное и начинают задавку кислоты в пласт, доводя давление на затрубном до давления опрессовки колонны. Например, при Ропр = 150 кгс/см2 давление на устье будет 107 кгс/см2, а на пласт составит:

401 + 150 = 551 кгс/см2

т.е. в 2 раза превысит гидростатическое. Если величина «n» будет задана выше, потребуется раствор с большей плотностью.

Приведенные выше расчеты показывают возможность при Рэатр = 200 кгс/см2 иметь на устье давление превышающее 500 кгс/см2, т.е. такие же условия, которые задают обычно для работы с пакером.

- При разрыве пласта, факт которого устанавливают по наличию связи сважины с пластом, т.е. поглощению жидкости, продавку кислоты начинают кислотным раствором. В пласт закачивают жидкость в следующей очередности: кислотный раствор, продавочная жидкость (вода), снова кислотный раствор и снова вода.

- После задавки кислоты в пласт продавочной жидкостью, глинистый раствор вымывают из скважины прямой или обратной промывкой.

- Оставляют скважину на реагирование и в зависимости от положения уровня в скважине проводят работы по извлечению продуктов реакции.

- Исследуют приток и определяют фильтрационные параметры пласта.

При работе с пакерами могут быть использованы различные их модификации: с опорой на забой, шлипсовые, гидравлические. Пакер может быть установлен непосредственно над скважинным фильтром, на голове потайной колонны

( хвостовика) и в любом удобном для работы месте, если давление на колонну не будет превышать максимально допустимого для этой части колонны.

Для удержания пакера на месте, если недостаточно веса труб, необходимо использовать гидравлические якори. Размеры пакера и якоря должны соответствовать.

2.9.6 Методы интенсификации притока

Солянокислотные обработки относятся к методам химического воздействия на пласт с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта и являются методами интенсификации притока.

Для соляно─кислотных обработок применяется ингибированная соляная кислота. Заводы поставляют кислоту с сильно отличающейся начальной концентрацией (22─27%), поэтому перед каждой операцией следует устанавливать фактическую концентрацию с тем, чтобы использовать для обработки кислотный раствор с заданными параметрами. Концентрацию кислоты определяют по таблицам после замера плотности ее.

Приготовление раствора заданной концентрации может осуществляться как перед началом операции, так и в процессе закачки кислотного раствора в скважину. В этом случае концентрированная кислота и вода подаются по отдельным трубопроводам до тройника (смесителя), где они смешиваются.

Количество воды для приготовления раствора заданной концентрации определяется по формуле:

, ( 2.83)

где, Vр – объем раствора кислоты;

з ─плотность кислотного раствора заданной концентрации, [г/см3];

т ─ плотность товарной кислоты, [г/см3].

Для целей воздействия на пласт при испытании скважин рекомендуется 12-15%-ный раствор соляной кислоты.

Кислотная обработка проводится по плану. План включает в себя основные характеристики процесса: состав, концентрацию и объем кислотного раствора, объем продавочной жидкости, максимальные давления на устье, время ожидания реагирования, объем исследования до и после. Иногда при проведении специальных обработок предусматривают расход при нагнетании раствора и продавочной жидкости или мероприятия по облегчению вызова притока из скважины после обработки.

При проведении кислотной обработки башмак НКТ, как правило, должен быть установлен ниже нижних дыр перфорации (1─7 м).

Кислотный раствор закачивают в скважину по НКТ при открытых на затрубном задвижках. Задвижки закрывают после того, как весь интервал перфорации заполнен кислотным раствором.

Объем кислотного раствора на обработку при испытании скважин определяется, исхода из расхода 0,15 ─ 0,2 м3 на метр вскрытой мощности пласта. Ориентировочно рекомендуемые для условий белорусских месторождений объемы для первой обработки 6 м3, второй ─ 12 и третьей ─ 24 м3 кислотного раствора. Объем продавочной жидкости второй и последующих обработок в 2 раза больше, нежели при предыдущей обработке.

Время реагирования кислотного раствора устанавливают в зависимости от карбонатности пород, концентрации раствора и температуры скважины. Для концентраций 12  15% время реагирования после задавки в пласт не должно превышать 4 часов.

При значении пластового давления менее гидростатического необходимо предусматривать принудительную очистку пласта от продуктов реакции при депрессии, создаваемой, например, свабированием или снижением уровня с помощью компрессора. Эту работу следует проводить сразу по истечении времени реагирования.

Эффективность о6работки определяют по разности в производительности (приемистости) скважин на сопоставимых режимах, замеренных после и до обработки.

Перед демонтажем бурового оборудования в скважину, как правило, закачивают жидкость, давление гидростатического столба которой равно или превышает пластовое. Поэтому при освоении скважины приходится повторно вызывать приток из пласта. В связи с этим при глушении скважины следует использовать жидкости, не ухудшающие проницаемость, имеющуюся после испытания. Это хлоркальциевые растворы, пластовая вода, БИЭР, нефть.

Вытеснение жидкости глушения в фонтанной скважине осуществляется одним из методов снижения забойного давления. В насосных скважинах раствор, содержащий твердые частицы, следует заменить на рассол или пластовую воду до спуска насоса.

С целью сокращения промежутка времени между испытанием и вводом скважины в эксплуатацию, снижения затрат на освоение и получение дополнительной добычи продукции время испытания и освоения скважин следует совмещать.

Законченная испытанием (освоением) нефтяная и нагнетательная скважина подлежит передаче нефтегазодобывающему управлению для эксплуатации .

Воздействие на пласт с помощью многоциклового испытательного инструмента.

Возбуждение пласта при отсутствии притока можно осуществлять с помощью многоциклового испытательного инструмента (комплект МИГ и МИК).

Для этого:

- устанавливают пакер на 1-2 м выше интервала перфорации;

- проводят депрессионное и депрессионно-репрессионное воздействие. Депрессионное воздействие проводят в случае, если скважина заполнена рабочей жидкостью, содержащей твердую фазу (например буровым раствором);

- при депрессионном воздействии после запакеровки необходимо открыть впускной клапан и мгновенно создать депрессию на пласт. Выдержать пласт под депрессией 5-10 мин., закрыть клапан и 10-15 мин. ожидать восстановления давления. Проводят 10-15 циклов депрессионного воздействия;

- при депрессионно-репрессионном воздействии после запакеровки следует открыть впускной клапан и создать на пласт мгновенную депрессию. Выдерживают пласт под депрессией 5-10 мин., закрывают клапан и снимают пакер. В результате на пласт воздействует репрессия, равная разности давлений между гидростатическим и пластовым. Под репрессией пласт выдерживают 4-5 мин, снова запакеровываются и процесс повторяют. В таком режиме проводят 10-15 циклов воздействия.

после как депрессионного, так и депрессионно-репрессионного воздействия без подъема инструмента испытывают объект в режиме приток - восстановление давления с регистрацией кривой притока и восстановления давления. Испытание проводят в один или два цикла.

Общее время периода притока должно составлять 2-5 часов, а восстановление давления - 3- 6 часов.

3 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОТ ВНЕДРЕНИЯ ДОЛОТ У-139,7 ST ѕ 7 ПРОИЗВОДСТВА ФИРМЫ «УДОЛ» РОССИЯ.

Снижение стоимости строительства скважин и повышение эффективности бурения при использовании новых типов породоразрушающего инструмента неразрывно связано с их испытаниями и инженерно-технологическим сопровождением буровых работ.

На базе литературной проработки, информации, получаемой на международных конференциях и выставках, применительно к условиям Беларуси, выбираются, закупаются и реализуются испытания новых типов долот, производимых различными зарубежными фирмами и заводами России. В условиях нестабильных цен на долота, выпускаемые заводами России, Украины и известными зарубежными фирмами, необходимо быстрое реагирование технических служб и служб обеспечения основного производства на меняющую «ценовую политику» основных поставщиков бурового инструмента и оборудования. Поэтому выявление, в результате промысловых испытаний, наиболее производительных типов породоразрушающего инструмента, экономическая оценка их работы, своевременная информация и рекомендации по их приобретению весьма актуальна в снижении стоимости буровых работ.

В целом можно отметить, что вышеприведенный научно обоснованный и планомерный подход к испытаниям и более широкое внедрения новых типов долот ежегодно давали положительный эффект.

Экономический эффект от внедрения долот российской фирмы «Удол» обусловлен:

- увеличением проходки на долото;

- ростом механической скорости проходки.

Показателями для экономической оценки сравниваемых конструкций долот являются:

- проходка на долото, [м];

- стойкость долота, [час];

- механическая скорость проходки, [м/час];

- цена долота, [долл. США].

Для расчета экономического эффекта от внедрения долот американских и российских фирм, возьмем:

- Дубровскую площадь;

- 1 соль, галитовая подтолща.

Сравниваемые долота:

У 139,7 ST-3/4 7 – алмазное долото фирмы «Удол» с поликристаллическими алмазами.

5 Ѕ STХ-50 – трехшарошечное долото фирмы «Хьюз Кристенсен» США.

Стоимость долот:

фирмы «Удол» - 8100 $

фирмы «Хьюз Кристенсен» - 7909 $

С целью соблюдения условий сопоставимости, показатели базовых долот взвешиваются по объему использования новых долот.

Проходку на базовое долото определяем:

, (3.1)

Проходку на новое долото определяем:

, (3.2)

где, Н- интервал бурения, [м];

, - количество отработанных базовых и новых долот в интервале соответственно, шткук.

Затраты времени на механическое бурение принимаем по фактическим данным:

, ( 3.3)

Рассчитаем стоимость 1метра проходки долл. США:

$

$

Общее время на спуско-подъемные операции, подготовительно-заключетельные и вспомогательные работы, механического бурения:

час

час

Экономия времени:

T=245,34-206,72=38,62 час

Расчет скорости календарного время бурения:

час

час

Расчет скорости станко-месяцев бурения:

ст.мес.

ст.мес.

Расчет скорости бурения:

Превышение скорости бурения после использования новой техники:

V=793-669=124 м/ст.мес.

Определяем общие затраты на интервал бурения:

, ( 3.4)

$

$

где , - стоимость одного метра проходки базового и нового долота соответственно, долл. США.

Экономия на интервале бурения составило, долл. США:

, ( 3.5)

Для удобства результаты сводим в таблицу:

Технико-экономические показатели работ долот.

Таблица 3.1

Продолжение таблицы 3.1

Как видно по результатам расчета, после применения долот российских фирм, экономия времени на данный интервал бурения составляет 38,62 часа.

Превышение скорости бурения после использования новой техники составляет 124,0 м/ст.-мес. Экономия на интервале бурения составляет 7068,0 долл. США, что составляет 0,8% от общих затрат.

На основе государственной системы законодательных актов по охране труда, ее положений и с учетом особенностей той или иной отрасли народного хозяйства в каждой из них действует "Единая отраслевая система управления охраной труда". Структура такой системы предусматривает единые требования к организации работ по охране труда в аппарате министерства, промышленных и производственных объединениях, на предприятиях и в организациях отрасли. Главные управления, управления и отделы министерства в пределах своих функций организуют внедрение новой техники и технологии, направленных на оздоровление условий труда, контролируют включение в проекты всех требований охраны труда и осуществляют руководство приемкой в эксплуатацию законченных строительством объектов, обеспечивают финансирование и контроль за расходованием средств, отпущенных на выполнение мероприятий по охране труда.

В УПНП и РС обязанность и персональная ответственность за создание безопасных и здоровых условий труда возлагается в первую очередь на первого руководителя (начальника), который подбирает управленческие кадры и распределяет их функции в области управления предприятием.

Начальник является единоличным распорядителем людских, денежных и материальных ресурсов. За состояние охраны труда в УПНП и РС отвечает главный инженер. Он не допускает ввод в эксплуатацию объектов, если на них не обеспечены безопасные и здоровые условия труда, контролирует выполнение комплексного плана улучшения условий труда и санитарно оздоровительных мероприятий. Главный инженер совместно с главными специалистами (главным геологом, главным механиком, главным энергетиком) обеспечивает безопасные и здоровые условия труда при проведении технологических процессов и строгое соблюдение ГОСТов, правил, инструкций. Он организует внедрение последних достижений науки и техники, улучшает условия труда, разрабатывает СТП ССБТ, организует кабинеты по охране труда, участвует в расследовании несчастных случаев и аварий, намечает мероприятия по предупреждению и устранению их причин.

Помощник главного инженера - служба охраны труда (заместитель главного инженера по технике безопасности, он же и начальник отдела охраны труда) контролирует выполнение требований охраны труда.

Непосредственную ответственность за безопасность при проведении работ и использовании оборудования, инструментов, защитных средств и за поведение рабочих на местах несет мастер бригады ПКРС. Он ежедневно проверяет состояние оборудования, механизмов, предохранительных и сигнализирующих устройств и, при обнаружении неисправностей, немедленно устраняет их. Мастер бригады - непосредственный руководитель работ повышенной опасности. В случаях отклонения процессов от нормальных режимов он немедленно ставит в известность начальника цеха и принимает необходимые меры по восстановлению режима. При несчастных случаях мастер организует оказание первой до врачебной помощи, немедленный вызов медицинской помощи, газоспасательной службы и пожарной охраны.

Обеспечивается своевременное и качественное проведение инструктажа работающих безопасным приемам и методам работы по программе, утвержденной совместно с профсоюзным комитетом предприятия.

Являясь одним из видов обучения, инструктаж по своему характеру и времени проведения подразделяются на:

вводный инструктаж при поступлении на работу;

первичный инструктаж на рабочем месте;

повторный инструктаж на рабочем месте;

внеплановый инструктаж;

целевой инструктаж.

Вводный инструктаж проводится со всеми принимаемыми на постоянную или временную работу, независимо от образования, стажа работы, а также с командированными, учащимися, студентами, прибывшими на производственную практику или обучение проводят специалисты по охране труда.

Первичный инструктаж на рабочем месте проводят со всеми вновь принятыми на предприятие, переводимыми из одного подразделения в другое, командированными, учащимися, студентами, прибывшими на производственное обучение или на практику, с работниками выполняющими новую для них работу, а также со строителями при выполнении строительно-монтажных работ на территории действующего предприятия.

Повторный инструктаж проходят все работающие, независимо от их квалификации, образовании и стажа работы, не реже одного раза в шесть месяцев.

Повторный инструктаж проводится индивидуально или с группой работников, обслуживающих однотипное оборудование, в целях закрепления знаний безопасных методов и приемов труда по программе первичного инструктажа на рабочем месте.

Внеплановый инструктаж проводится после введения новых правил по ОТ, при изменении технических правил, введения новой техники, обнаружения нарушений правил ОТ работниками, после НС на производстве, при поступлении информации об аварии или НС на аналогичных производствах, а также по требованию инспектора госнадзора или уполномоченных органов.

Целевой инструктаж проводится при выполнении разовых работ, а также перед ликвидацией последствий аварий, перед выполнением работ, на которые оформляется наряд-допуск.

Ежегодно рабочие и служащие проходят периодическую проверку знаний по охране труда. Комиссия состоит из ИТР цеха или специальной технологической группы, инженера отдела охраны труда.

Один раз в 3-5 лет рабочие и служащие проходят целевое обучение в учебно-курсовом комбинате, где они имеют возможность подтвердить или повысить свою квалификацию при сдаче экзаменов. [24, с22]

4.2 Характеристика производства, выполняемых работ с точки зрения

охраны труда.

Организация (УПНПиРС) обслуживающая технологические процессы по всему циклу изоляционных работ, обязаны выполнять требования по подготовке, принятию и реализации комплекса мероприятий (организационных, технических, правовых, санитарно-гигиенических, лечебно-профилактических, социально-экономических), направленных на сохранение здоровья и работоспособности персонала в процессе труда в соответствии с "Системой управления охраны труда на предприятиях концерна «Белнефтепродукт»", утвержденной концерном «Белнефтепродукт» 26.01.96г., по согласованию с Государственной инспекцией труда, Проматомнадзором МЧС, отраслевым профсоюзом и « Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности ».

К работе допускаются лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие медицинский осмотр и специальный инструктаж по безопасному ведению работ. Обработки скважин производятся специальными бригадами.

Допуск к работе разрешается после обучения, дополнительного инструктажа и проверки знаний правил и требований настоящего инструктажа по обращению с химреагентами под председательством главного инженера предприятия с отметкой в карточке по технике безопасности и в журнале за подписью прошедшего инструктаж и инструктируемого.

Обработка скважин должна производиться в дневное время под руководством ответственного инженерно-технического работника по специальному плану, утвержденному главным инженером УПНП и РС. При отсутствии утвержденного плана работ проведение обработки запрещается.

Ответственный за проведение обработки перед началом работ должен ознакомить рабочих, принимающих участие в обработке скважин, с планом и последовательностью проведения процессов, четко определить их обязанности и провести инструктаж по правилам техники безопасности и охране природы с записью в журнале инструктажей на рабочем месте.

Закачка цементного раствора при наличии менее 2-х цементировочных агрегатов запрещается.

Цементировочные агрегаты, участвующие в процессе, обвязываются так, чтобы только переключением кранов можно было изменить направление циркуляции.

При закачке цементного раствора на скважинах, оборудованных

А-50, а также дизельными буровыми установками, затворение цемента, закачка его в заливочные трубы, продавка и другие операции осуществляются только при работающих дизелях, приводящих лебедку.

В плане работ по закачке цементного раствора указываются сроки начала и конца загустевания и схватывания цементного раствора и делается запись: «Со сроками начала и конца загустевания и схватывания цементного раствора ознакомлен». Под этой записью расписываются ответственные за проведение работ со стороны УПНП и РС и тампонажной конторы.

Ответственные за проведение операций со стороны УПНП и РС назначаются при утверждении плана работ, со стороны Тампонажной конторы - при его согласовании.

Для контроля за качеством поднятых из скважины труб на нижнюю трубу навинчивается специальный патрубок или другое устройство, обычно воронка, вид которого указывается в вахтовом журнале и в рапорте бурового мастера.

Закачка цементного раствора в трубы ведётся с противодавлением на затрубном 0,5-10 МПа. Регулирование давления ведется с помощью штуцера, предпочтительнее регулируемого.

Процесс закачки цементного раствора должен проводиться с повышенной интенсивностью труда без длительных остановок. Не допускается остановка цементного раствора без движения более 15 минут.

Закачку в скважину цементного раствора и продавочной жидкости планируют на максимально возможных расходах.

При производстве отдельных видов работ следует руководствоваться нормативными документами, а также выполнять следующие мероприятия:

- подготовительные работы;

- расстановка техники и обвязка оборудования для изоляционных
работ;

- опрессовка (испытание) оборудования и трубопроводов производятся
по планам работ и в соответствии с требованиями ПБ НГДП и ЕТП;

пуско-наладочные работы;

изоляционные работы.

На химические вещества, применяемые в технологических операциях, должны иметься паспорта безопасности вещества, предоставляемые заводом-изготовителем, либо документ, где указываются характеристики химического вещества, степень его опасности, основные меры безопасности при работе с ними.

При производстве работ с привлечением субподрядных и специализированных организаций, других подразделений (цехов) РУПНП и PC и ВМУ следует руководствоваться положениями о взаимоотношениях между предприятиями (структурными единицами), утвержденными руководителями этих подразделений.

4.2.1 Производственные вредности и меры борьбы с ними.

Для обеспечения безопасных условий труда при буровых работах на скважине и выполнения основных требований по промышленной санитарии и гигиене труда (санитарных норм СН 245-71, «Санитарных правил для нефтяной промышленности», утвержденных Минздравом СССР 15.10.86 г.), персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты: спецодеждой, спецобувью, средствами защиты органов дыхания в соответствии с нормами.

В УПНПиРС при производстве работ основными вредными факторами являются: шум ,вибрация ,влияние окружающей среды.

С целью снижения шума и вибрации на рабочих местах следует выполнять следующие мероприятия:

соблюдать требования инструкций по монтажу оборудования и
технических условий на монтаж-демонтаж агрегатов для буровых
работ;

своевременно и качественно устранять неисправности и поломки
оборудования и металлоконструкций, своевременно проводить все виды
ремонтов, соблюдать рекомендации, приведенные в технических описаниях и
инструкциях по эксплуатации;

- оснастить агрегаты для буровых работ коллективными
средствами снижения уровня шума и вибрации.

4.2.2 Расчет резиновых виброизоляторов.

Виброизоляция насосной установки достигается установкой их на специальные резиновые виброизоляторы.

Основными параметрами для расчета виброизоляции являются:

- частота вынужденных колебаний, f=10, [Гц];

- масса насосной установки, m=500, [кг];

- динамический модуль упругости резины, Е=3,3х 106,[МПа] ( см.рис.2);

- расчетное статическое напряжение для резины с большей твердостью, =5х106, [ Н/м2].

Суммарную жесткость виброизоляторов определяем по формуле:

, (4.1)

Площадь поперечного сечения рассчитаем по формуле:

, (4.2)

где, Р-рабочая нагрузка, с которой давит насосная установка на резиновый виброизолятор;

Рабочая высота резиновых виброизоляторов:

, (4.3)

Площадь поперечного сечения одного виброизолятора определяем по формуле:

, (4.4)

Размер одного виброизолятора для прямоугольного сечения определяем по формуле:

, (4.5)

Для соблюдения условий устойчивости необходимо, чтобы:

Полную высоту виброизолятора принимаем:

, (4.6)

Проверяем требуемую эффективность виброизоляции:

, (4.7)

4.2.3 Требования к естественному и искусственному освещению.

Освещение производственных объектов может быть естественным и искусственным. Естественное освещение бывает боковым, верхним и комбинированным. К первому относится освещение через окна в наружных стенах, ко второму - освещение через световые фонари и проемы в перекрытиях, к третьему - освещение через световые фонари и окна. Естественное освещение в помещениях регламентируется нормами, предусмотренными СПБ 2.04.05-98 « Естественное и искусственное освещение».

Искусственное освещение производственных объектов также регламентируется СНБ 2.04.05-98 «Естественное и искусственное освещение». В них задаются как количественные (величина минимальной освещенности, допустимая яркость в поле зрения), так и качественные характеристики (показатель ослепленности, глубина пульсации освещенности), которые важны для создания нормальных условий труда.

В нефтяной и газовой промышленности для освещения широко применяются лампы накаливания. Это связано с тем, что светильники во взрывобезопасном исполнении выпускаются только для ламп накаливания.

На объектах нефтяной и газовой промышленности, особенно на групповых установках, в резервуарных парках, на территории буровой установки, на открытых площадках для оборудования, на скважинах при проведении текущего ремонта и других работ широко применяется прожекторное освещение.

Применяемое на производственных объектах аварийное освещение должно быть рассчитано на напряжение электрического тока 12В.

Нормы освещенности рабочих мест

Таблица 4.1

Продолжение таблицы 4.1

4.3 Организация пожарной охраны в УПНП иРС.

УПНП и РС - предприятие нефтяной промышленности, для которого характерна повышенная опасность по сравнению с предприятиями других отраслей народного хозяйства.

Буровые работы связаны с использованием на скважинах легковоспламеняющихся горюче-смазочных материалов и возможных нефтегазопроявлений.

Строгое соблюдение правил пожарной безопасности членами бригады является одним из главных условии ритмичной и безаварийной работы.

Большое значение при буровых работах имеет правильный выбор средств пожаротушения, а так же содержание их в постоянной готовности к использованию при возникновении пожара.

За нарушение требований настоящей инструкции рабочие отряда несут персональную ответственность в порядке, установленном Правилами внутреннего распорядка и Уголовным кодексом Р.Б.

Все вновь поступающие, на предприятие рабочие и инженерно-технические работники должны пройти инструктаж о мерах пожарной безопасности на всех рабочих местах и предприятию в целом.

Помимо первичного первоначального инструктажа со всеми рабочими и ИТР ежегодно должен проводиться повторный противопожарный инструктаж.

Ответственным лицом за пожарную безопасность изоляционных работ и подсобных помещений является мастер КРС, на которого возлагается:

контроль за соблюдением пожарной безопасности на скважине и
прилегающей к ней территории;

обеспечение рабочей площади и подсобных помещений первичными
средствами пожаротушения согласно перечня и содержание их в чистоте и
исправном состоянии;

- выполнение предложенных представителями пожарной охраны
мероприятий;

- организация повторного противопожарного инструктажа на рабочем месте для членов отряда;

руководство отряда по тушению пожаров в случае его возникновения
до прибытия пожарной команды;

- не допускать замазученность территории, загромождение дорог,
подъездов к сооружениям скважины, средствами пожаротушения и
водоисточникам. Ширина проезда на скважине должна быть не менее 10м.

ЗАПРЕЩАЕТСЯ

производить самовольное переоборудование электросетей, устраивать
временную электропроводку, устанавливать кустарные предохранители и
пользоваться кустарными электронагревательными приборами;

курение на скважине, разведение костров, отогревание механизмов и
трубопроводов с помощью источников открытого огня. Для курения должно
быть определено специальное место;

использование первичных средств пожаротушения (пожарные рукава,
канаты, топоры, песок и т.д.) для целей не связанных с тушением пожара.

Производство огневых работ разрешается по наряду-допуску, выданному начальником подразделения.

Члены вахты должны быть обеспечены телефонной или радиосвязью с постоянным вызовом.

Требования безопасности перед началом работы.

Перед заступленном на работу, вахта обязана проверить:

наличие и исправность пожарного оборудования и первичных средств
пожаротушения;

наличие воды в водяной емкости, песка в пожарных ящиках;

состояние рабочих мест, где перед этим проводились огневые работы,
ГСМ;

- для безопасного и безаварийного выполнения работ, мастер КРС должен получить и изучить геолого-техническое задание на работу, ознакомиться с содержанием задания.

Первичные средства пожаротушения

Таблица 4.2.

Продолжение таблицы 4.2

4.4 Мероприятия по охране окружающей среды.

Утилизация буровых растворов, утилизация, сброс или захоронение сточных вод, бурового шлама и других отходов.

Перед началом строительства буровой всю зону отведенного участка необходимо обозначить хорошо видимыми знаками. Никаких работ за пределами отведенного участка проводить нельзя.

Объемы бурового раствора, шлама и буровых сточных вод определены в соответствии с РД 39-022-90.

Объем бурового раствора, подлежащий вывозу, а также объем бурового раствора, образуемого при испытании (освоении) скважины, временно хранят в накопительных емкостях, а затем вывозят на растворный узел или скважину, находящуюся в бурении для повторного использования. В случае невозможности повторного использования, буровой раствор необходимо подвергнуть очистке и обезвреживанию на территории скважины, находящейся в бурении.

Обезвреживание шлама, отработанного бурового раствора, а также осадка, образуемого при очистке БСВ, необходимо осуществить путем обработки отверждающим составом. В качестве последнего используется состав на основе цемента по ГОСТ 10178-76 с добавкой доломита до 50 %.

Для очистки буровых сточных вод следует применить технологические схемы с использованием цементировочного агрегата. После обработки, сточные воды следует сбросить на рельеф местности в пределах территории буровой через специальную дренажную фильтрующую площадку, площадью 24 м3.

При этом сбрасываемая вода должна удовлетворять следующим требованиям:

Качественный состав сбрасываемых вод

Таблица 4.3

Сброс следует производить в промывочном режиме и в соответствии с нормами залпового сброса очищенных БСВ на рельеф местности территории буровой.

4.4.1 Нормы залпового сброса очищенных БСВ

Таблица 4.4

Все технологические операции по очистке, утилизации и обезвреживанию отходов бурения необходимо производить в соответствии с СТП 00-087-89 “Белоруснефть”.

4.4.2 Работы по охране почв и рекультивации земель.

Объем работ по рекультивации земель:

- снятие плодородного слоя с перемещением грунта до 90 м;

- планировка верха и откосов отвалов плодородного грунта;

- укрепление поверхности отвалов плодородного грунта посевом трав; - обваловка площадки по периметру минеральным грунтом с перемещением грунта до 30 м; планировка площадки со срезкой поверхностей до 30 см; строительство технологического амбара, противофильтрационное цементное покрытие под насосные блоки и ЦС;

- разборка бетонной площадки;

- засыпка амбаров и котлованов с перемещением грунта до 20 м; разравнивание обваловки с перемещением грунта до 30 м;

- разравнивание отсыпного основания под буровую;

- планировка площадки перед нанесением плодородного слоя;

- уплотнение грунта без поливки водой;

- обратное перемещение плодородного слоя почвы из мест хранения на 90 м.

Объем работ по биологической рекультивации земель включает в себя комплекс работ по известкованию кислых почв, боронование в 2 следа, вспашка, культивация земель в 2 следа, предпосевное боронование в 2 следа, предпосевное прикатывание в 1 след, посев трав, послепосевное прикатывание в 1 след, прикатывание сидеритов, запашка сидеритов, дискование почв в 2 следа, посев ( подсев ) многолетних трав, вспашка, дискование почв в 2 следа, внесение минеральных удобрений.

Период рекультивации рассчитан на 5 лет.

4.4.3 Работы по утилизации отходов бурения или их захоронению.

Вывоз отработанного бурового раствора плотностью 1,05-2,3 г/см3 на растворный узел или другую буровую (для повторного использования ) на расстояние 50 км и вывоз раствора, образуемого при испытании ( освоении ) скважины в эксплуатационной колонне плотностью 1,5 г/см3 на растворный узел на расстояние 50 км.[25, с25]

Материалы и технические средства, используемые при выполнении работ по утилизации, сбросу или захоронению сточных вод, бурового шлама, остатков цементного раствора и других отходов:

- семена трав для укрепления откосов земляных сооружений;

- пленка полиэтилентерефланатная марки А, общего назначения;

- глинопорошки 1 и 2 сорта;

- бетон М-200;

- пленка ПЭТФ.

4.4.4 Работы по охране от загрязнений воздушной среды на объектах УПНП и РС.

Обвязка выхлопов дизелей с общим коллектором и искрогасителем; копание приямка для выхлопов ДВС объемом 2 м3 с покрытием днища и откосов приямка пленкой ПЭТФ.

4.4.5 Мероприятия по охране недр.

Конструкцией скважины предусмотрено перекрытие пресных водоносных горизонтов четвертичных, палеогеновых и меловых отложений кондуктором диаметром D324 мм с цементацией затрубного пространства до устья скважины. Герметичность кондуктора проверяется опрессовкой давлением Роп.у = 1 МПа и снижением уровня на 100 м.

Качество цементирования кондуктора, технической и эксплуатационной колонн предусмотрено контролировать акустическим методом (АКЦ ) и с помощью термометрии.

Бурение под кондуктор осуществляется на пресном глинистом буровом растворе без введения химических реагентов и смазывающих добавок.

Все обсадные колонны, спуск которых предусмотрен до устья, цементируются в интервале их спуска. Применяемые тампонажные портландцементы ПТЦ-50 и ПТЦ-100 относятся к IV классу опасности.

Углубление скважины после спуска кондуктора предусмотрено на растворах IV класса опасности.

Для исключения проникновения отходов бурения в пресные воды четвертичных отложений предусмотрено изолирование дна и стенок амбаров противофильтрационными экранами из глинистой пасты и водонепроницаемых пленочных материалов.

Система водоснабжения буровой установки оборудована счетчиком расхода воды, а также автоматическим отсекателем подачи воздуха в скважину при заполнении напорной емкости.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Разработан дипломный проект по восстановлению скважины № 7 Дубровского месторождения методом бурения второго ствола.

Подробно описано геологическое строение месторождения, условия строительства скважины, выбор оборудования и инструмента, по интервально режимы бурения, способ вызова притока, экономические расчеты, мероприятия по технике безопасности и охране окружающей среды и т.д.

При анализе технико-экономических показателей работы долот американских и российских фирм на скважине № 7s2 Дубровского месторождения видно, что при бурении галитовых отложений 1 соли наибольшая экономия на один метр проходки получена от долот фирмы «Удол», что связано с большей механической скоростью бурения и меньших затрат времени на механическое бурение.

Что позволило нам сэкономить 38,62 часа и 7068,0 долл. США на интервал бурения, что составляет 0,8% от общих затрат.

Следовательно, восстановление скважины бурением вторых стволов в 1 соли галитовых подтолщах, целесообразнее и экономически эффективнее, применять долота российских фирм «Удол».

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Опубликованные

1 Тектоника Припятского прогиба. Под ред. Академика АН БССР Р.Г. Гарецкого.

-Мн.: Наука и техника, 1979. ─ 179 с.

2 Геология Беларуси. А.С. Махнач, Р.Г. Гарецкий, А.В. Матвеев и др. ─ Мн.:

Институт геологических наук НАН Беларуси, 2001. ─ 815 с.

3 Геологический словарь. Коллектив авторов Т.1. Мн.:”Недра”, 1973 г.─485 с.

4 Горная энциклопедия. Под редакцией Козловского Е.А. Т.З.М.:”Советская

энциклопедия”, 1987 г.–592 с.

5 Жданов М.А., Гординский Е.В., Авонесов М.Г. Основы промысловой геологии

нефти и газа. М.:”Недра”, 1975 г.–295 с.

6 Вопросы нефтяной геологии и геофизики БССР. Научные труды. Под редакцией

Микуцкого С.П. Мн.: Издательство БелНИГРИ, 1973 г.–378 с.

7 Сухарев Г.М. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М.:”Недра”,

1979 г.–349 с.

8 Златопольский С.С., Лысенко С.В. Пути повышения эффективности промыслово

─геофизических исследований в бурящихся скважинах на площадях /ПО”Бело─

русьнефть”/. Материалы научно-практической конференции. Гомель,

1999 г.– 448 с.

9 Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.,”Недра”,

1977 г.─287 с.

10 Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Справочник мастера.

11 Блажевич А.И., Уметбаев В.Г., Справочник мастера.

Фондовые

12 Проект разработки Дубровского месторождения. Гомель, БелНИПИнефть

─1994г

13 Дополнение к проекту разработки Дубровского месторождения. Гомель,

БелНИПИнефть.–2001 г.

14 Проект на ремонтно-восстановительные работы по скважине №7s2

Дубровского месторождении–Гомель, БелНИПИнефть.–2004 г.

15 Стандарт предприятия – Технология бурения новых стволов при восстановл.

скважин–Гомель, БелНИПИнефть–2001 г.

16 Стандарт предприятия 39─17─99 “Технология восстановления ликвиди-

рованных скважин методом бурения новых стволов” – Гомель, 1999 г.

17 Стандарт предприятия 38─15─99 “Установка цементных мостов”─Гомель,

1999г.

18 Стандарт предприятия 00─087─89 “Белоруснефть”. “Расчет обсадных колонн

для нефтяных и газовых скважин”. ВНИИТнефть, Москва, 1997 г.

19 Рабочий проект №25-04 на ремонтно-восстановительные работы по скважине

№7 Дубровской площади (Бурение ствола №7 S2).─ БелНИПИнефть, г.Гомель

2004 г. ─48 с.

20 Стандарт предприятия 39─45─2004 г. “Инструкция по эксплуатации

оборудования для спуска и цементирования потайных колонн Ш-114 мм”.

21 Стандарт предприятия 39─20─00 ”Крепление нефтяных скважин”.

─Гомель, 2000 г.

22 Стандарт предприятия 39─22─2002 “Проведение гидропескоструйной

перфорации”.

23 Шматов В.Ф., Малышев Ю.М., Тищенко В.Е., “Экономика, организация и

планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой

промышленности”.

24 Система управления охраны труда на предприятиях концерна

“Белнефтепродукт”, утвержденной 26.01.96 г., по согласованию с

Государственной инспекцией труда, Проматомнадзором МЧС, отраслевым

Профсоюзом и “Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промыш-

ленности”.

25 Стандарт предприятия 00─087─89 “Белоруснефть”. Утилизация и

обезвреживания отходов бурения.

26 СТП 00-066-96 «Технология и техника управления искривлением при
бурении глубоких скважин» взамен СТП-00-066-86 Введ.21.11.96 -
Гомель,БелНИПИнефть 1996.-36с.

УТВЕРЖДАЮ

И.о. зав. кафедрой

_________А.В. Захаров

14 марта 2005 г.

ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ

1.Тема проекта: ПРОЕКТ ВОССТАНОВЛЕНИЯ БЕЗДЕЙСТВУЮЩЕЙ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ № 66 ОСТАШКОВИЧСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕТОДОМ ЗАБУРИВАНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА ПО СРЕДНЕМУ РАДИУСУ

( утверждена приказом по вузу от 14. 03.2005 г. № 239-с)

2.Сроки сдачи студентом законченного проекта: 01.06.05 – предварительная защита; _ __23-24.06.2005 г._-_защита.

3.Исходные данные к проекту:

Скважина № 66 (S2) Осташковичского месторождения

4.Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):

1. Геологическое строение Осташковичского месторождения.

2. Обоснование ликвидации эксплуатационной скважины № 66 Осташковичского нефтяного месторождения.

3. Обоснования месторасположения забоя второго ствола скважины и его профиля.

4. Режимно-технологическая карта бурения второго ствола.

5. Технология проводки нового ствола.

6. Технология крепления скважины.

7. Заканчивание скважины.

8. Экономическая оценка восстановления скважины.

9. Охрана труда и экологии.

5.Перечень графического материала:

1. Геологический разрез месторождения в зоне скважины.

2. Структурная карта Осташковичского нефтяного месторождения по поверхности петриковского горизонта.

3. Профиль нового ствола.

4. Клиновой отклонитель фирмы «Бейкер».

5. Система для фрезерования окна за один рейс Window Master.

6.Узел соединения клинового отклонителя и системы для фрезерования окна за один рейс.

7. ГТН на восстановление бездействующей нефтяной скважины № 66 Осташковичского нефтяного месторождения методом забуривания второго ствола по среднему радиусу.

8. Технико-экономическая оценка восстановления скважины.

6.Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта )

Лебешков М.Е. - экономическая часть

Швецов А.Н. - охрана труда и ТБ

7. Дата выдачи задания – 15 марта 2005 г.

8. Календарный график работы над проектом на весь период проектирования

( с указанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов)

Технологическая часть - 15.05.2005 г.

Экономическая часть - до 30.05.2005 г

Охрана труда и ТБ - до 30.05. 2005 г.

РУКОВОДИТЕЛЬ_____________________________Л.П.Лашкин

Задание принял к исполнению (дата)_________________________

Подпись студента____________________________________________С.А.Дейкун

Отзыв

На дипломный проект, студента машиностроительного факультета, Гомельского государственного технического университета им. П.О.Сухого, Дейкуна Сергея Ануфриевича, на тему: «».

Дипломный проект, выполнен в соответствии с заданием кафедры университета. В расчетно-пояснительной записке, достаточно четко отражены все разделы проекта.

В геологической части дана краткая характеристика стратиграфии и литологии разреза.

Основной раздел проекта «Технология бурения второго ствола»- отражает историю ликвидации скважины, подлежащую восстановлению. Грамотно выполнены необходимые инженерные расчеты, обоснования профиля второго ствола, режим бурения, подбор бурового и специального инструмента для проводки ствола; расчет «хвостовика», с учетом горного давления в соленосных отложениях, и другие. Подробно рассмотрен вопрос заканчивания скважины, интенсификации притока при вводе скважины в эксплуатацию.

Приведен анализ экономического обоснования восстановления скважины. В достаточной степени приведены данные по охране труда, технике безопасности и промышленной санитарии, охране окружающей среды.

Автор сумел правильно использовать полученные в университете знания, и практический опыт на производстве. А также способность работать со специальной литературой, что позволило на достаточно высоком уровне выполнить дипломный проект.

К недостаткам проекта можно отнести: излишние, иногда повторяющие подробности в геологической и технологической частях проекта, что привело к увеличению количества страниц, не полностью обоснована промывка скважины.

Графическая часть проекта подтверждает и усиливает разделы: «Геология» и «Технология проводки второго ствола».

В целом дипломный проект выполнен на современном инженерном уровне и заслуживает отличной оценки, а автор Дейкун Сергей Ануфриевич, присвоения квалификации «Горного инженера».

Руководитель дипломного проекта Л.П.Лашкин

УТВЕРЖДАЮ

И.о. зав. кафедрой

_________А.В. Захаров

14 марта 2005 г.

ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ

1.Тема проекта: ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ №60 ЗОЛОТУХИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕТОДОМ БУРЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА ( утверждена приказом по вузу от 14. 03.2005 г. № 239-с)

2.Сроки сдачи студентом законченного проекта: 01.06.05 – предварительная защита; _ __23-24.06.2005 г._-_защита.

3.Исходные данные к проекту: Скважина № 60 (S2) Золотухинского месторождения

4.Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов): 1. Геологическое строение Золотухинского месторождения. 2. Обоснование выбора скважины для восстановления методом бурения второго ствола. 3. Обоснования месторасположения забоя второго ствола скважины и его профиля. 4. Режимно-технологическая карта бурения второго ствола. 5. Технология бурения нового ствола. 6. Технология крепления скважины. 7. Заканчивание скважины. 8. Экономическая оценка восстановления скважины. 9. Охрана труда и экология.

5.Перечень графического материала: 1. Структурная карта Золотухинского нефтяного месторождения. 2. Геологический разрез месторождения в зоне скважины. 3. ГТН скважины №60 золотухинского месторождения 4. Клиновой отклонитель фирмы «Бейкер». 5. Компоновка для вырезки окна тип Е. 6. Технико-экономическая оценка восстановления скважины.

6.Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта )

Лебешков М.Е. - экономическая часть

Швецов А.Н. - охрана труда и ТБ

7. Дата выдачи задания – 15 марта 2005 г.

8. Календарный график работы над проектом на весь период проектирования ( с указанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов)

Технологическая часть - 15.05.2005 г.

Экономическая часть - до 30.05.2005 г

Охрана труда и ТБ - до 30.05. 2005 г.

РУКОВОДИТЕЛЬ_____________________________А.В.Танкевич

Задание принял к исполнению (дата)_________________________

Подпись студента____________________________________________Ю.В.Войтов