Бурение нефтяных скважин

Содержание Введение

1. Общие сведения о районе

2. Геологическая часть

3. Обоснование и расчет профиля скважины

4. Проектирование конструкции скважины

5. Расчет обсадных колонн

6. Технология и организация процесса цементирования

7. Охрана труда

8. Список литературы

Введение

Газовая и нефтяная отрасли занимают важное место в экономике страны, способствуя решению социальных проблем общества и развитию других отраслей. В состоянии этих отраслей ведущее место принадлежит разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. Их промышленное освоение должно обеспечивать требуемые уровни добычи нефти и газа, возможно более полное использование недр как по месторождениям, разрабатываемым длительное время, так и по вновь вводимым.

Полувековая история «Татнефти» — это история развития и формирования одной из крупнейших нефтяных компаний России. Это путь от первых нефтяных фонтанов Ромашкинского месторождения, давших основание назвать Татарстан «вторым Баку», до создания акционерного предприятия, способного продуктивно работать в сложных условиях перехода к рыночной экономике. За короткий исторический срок республика стала регионом большой нефти. Все эти годы неизменными слагаемыми в работе «Татнефти» оставались высокий профессионализм, смелость и взвешенность, умение мобилизовывать все силы и ресурсы для решения сложнейших проблем.

Сегодня можно с уверенностью сказать: «Татнефть» по-прежнему является одной из ведущих нефтяных компаний России. В отечественном нефтяном комплексе она удерживает четвертую позицию — доля «Татнефти» составляет свыше 8% от всей нефти, добываемой в стране. В мировом нефтяном бизнесе ОАО «Татнефть» по объему добычи занимает 30 место и 18 место — по запасам нефти. Многолетний опыт результативной деятельности на международном нефтяном рынке, репутация надежного делового партнера завоевали нашей компании заслуженный авторитет в мире.

За 60 лет своей истории «Татнефти» добывала из недр республики около 3 млрд.т. нефти.

Сегодня в разработке находится 52 месторождения, главное из которых Ромашкинское — одно из крупнейших в мире. Оно включено в перечень месторождений, подлежащих разработке на условиях Российского Закона «О соглашениях, о разделе продукции».

1. Общие сведения о районе Заподно-лениногорская площадь расположена в центральной части Ромашкинского месторождения и в административном положении входит в состав Лениногорского, Альметьевского, района Татарстана.

Характерный вид поверхности описываемого района — ассиметричные широко волнистые плато, пересекающиеся глубокими и широкими долинами, образовавшимися действием временных потоков рек Степной Зай, Зай-Каратай, Кичуй.

По рельефу этот район отличается от других большой высотой, доходящей до 300−370 м.

Характерной особенностью климата является резко выраженная континентальность — суровая холодная зима с сильными ветрами и буранами, жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от -13 до -14С. Средняя температура июля +19. наибольшее количество осадков выпадает в июле до 44 мм, минимальное в феврале до 12 мм.

По растительному вопросу данная территория относится к зоне лесостепи. В долинах преимущественно степная растительность, на возвышенностях — леса.

Из полезных ископаемых, кроме основного — нефти, в районах месторождения имеется каменный уголь, торф, строительное минеральное сырье (известняки, доломиты, суглинки и т. п.)

2. Геологическая часть Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Осадочный чехол заподно-лениногорская площадь сложен отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем, общей толщиной до 2000 м и является характерным для Ромашкинского месторождения в целом. При этом на три четверти разрез представлен карбонатным образованиями и на 25% - терригенными породами. Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением и опробованными на приток, являются гранитогнейсовые породы архейского возраста кристаллического фундамента.

В пределах площади среднедевонские отложения трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными породами эйфельского и живетского ярусов. Отложения верхнего девона (франский, фаменский ярусы) сложены терригенно-карбонатными породами.

Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта являются наиболее древними палеонтологически охарактеризованными образованиями девона в пределах площади. Литологически в нем выделяются две пачки: нажне-базальная гравийно-песчаная (пласт ДV) и залегающая выше — карбонатно-аргиллитовая. Пласт ДV сложен серыми разнозернистыми кварцевыми песчанками с примесью гравийного материала. Толщина песчаного пласта изменяется от 11 до 17 м на юге площади от 1 до 4 м на север. Для карбонатно-аргиллитовой пачки, мощностью 2−8 м характерно присутствие серых известняков, известных как четкий электрорепер «нижний известняк», с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность эйфельских отложений закономерно уменьшается с юга-запада на север от 16−25 до 0 м.

Пашийский горизонт (Д_3Р) (в промысловой практике — Д1) представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов. Песчаники кварцевые, светло-серые, или темно-коричневые, в зависимости от нефтенасыщенности. Алевролиты серые, слоистые. Для песчано-алевролитовых пород характерна кварцевая цементация с однородным гранулометрическим составом. Средняя мощность горизонта 42 м. полоса повышенных мощностей (45−48 м) отмечается на юго-западе.

Отложения тиманского (Д_3t) горизонта ограничены в разрезе региональными реперами. В подошве репером — верхний известняк сложенным пачкой глинистых темно-серых известняков и доломитов, выше которого — залегают темно-серые и шоколадно-коричневые аргиллиты. Кровля горизонта установлена по подошве известняков репер «Аяксы». Толщина горизонта 20 м.

В отложениях подьяруса Д₃² выделены отложения: саргаевского и семилуского горизонтов, объединенных в российский надгоризонт.

Слои саргаевского горизонта (Д_3sr), сложенные темно-серыми известняками с размывом залегают на кыновских отложениях. Мощность отложений колеблется от 2 до 12 м.

3. Обоснование и расчет профиля скважины Рассчитаем и построим профиль наклонно-направленной скважины при следующих условиях: скважина должна вскрыть один продуктивный горизонт, естественное искривление ствола незначительное.

Исходные данные:

1. Проектная глубина скважины по вертикали H=1835 м.

2. длина проекции ствола на горизонтальную плоскость A = 350 м

3. Интенсивность набора угла наклона скважины _н=1.5° на 10 м.

4. Интенсивность спада угла наклона скважины б_сп=1,3° на 100 м.

Конструкция скважины

Расчёт:

1. Радиус искривления участка набора угла наклона определяется по формуле:

R₁ = (57.3 /б_н) * 10;

R₁= (57.3 / 1.5) * 10 = 382 м;

2. Радиус искривления участка снижения угла наклона определяется по формуле:

R₂ = (57.3 /б_сп) * 100;

R₂ = (573 /1.3) * 100 = 4408 м Находим угол наклона ствола проектируемой скважины: Cosб= 1- [А/(R₁+ R₂) ]= 1-[350/ (382+4408)] =21.5???

Находим длину участка набора угла проектируемой скважины

L₂= 0.1 745 * R₁* a = 0.1 745 * 382 * 21.5 = 143.3 м

Горизонтальная проекция участка L₂: A₁= R₁* (1- cos б) = 382 * (1- cos 21.5°) = 26.74 м;

Вертикальная проекция участка L₂: h = R₁* (1- sinб) = 382 * (1- sin 21.5°) = 140 м ;

Длина участка спада наклона проектируемой скважины: L₃= 0.1 745 * R₂* a = 0.1 745 * 4408 * 21.5 = 1651.7 м;

Горизонтальная проекция участка L₃: А₂ = R₂* (1- cosб) = 4408 * (1- cos 21.5°) = 323.26 м;

Вертикальная проекция участка L₃: H₁ = R₂* (1- sinб) = 4408 * (1- sin 21.5 °) = 1615 м :

Последнии участок L₃ = H — H_в — h₃ — H₁ = 1875−50−140−1615=30 м;

Вертикальная проекция h_в = L₄ = 30 м;

Длина ствола по профилю L = L₁+ L₂ + L₃ + L₄ = 50+143.3 +1651.7+30 = 1875 м.

Горизонтальная проекция скважины: А= А₁ + А₂ = 26.74 + 323.26 = 350 м;

Вертикальная проекция скважины: Н = Н_в+ h + H₁+ h_B = 50 + 140 + 1615 + 30 = 1835 м

Уклонение ствола скважины за счет кривизны L_укл = L — H = 1875 — 1835 = 40 м.

По данным расчета строим профиль ствола скважины рис.

Для построения профиля скважины на вертикальной линии откладываем отрезки АВ=Н=1835 м АС = Н_В = 50 м — вертикальный участок скважины; CD = h = 140 м; DE = Н₁ = 1615 ми EB = h_B =30 м. Через точки С, D, E, В проводим горизонтальные линии и откладываем отрезки от точки С: отрезок C0₁ = R₁= 382 м; от точки D отрезок DF = A₁= 26.7м; от точки Е отрезок ЕК = А₂ = 350 м; от точки К по направлению линии КЕ отрез K₁E₁O₂ = R₂ = 4408 м; от точки В отрезок BL = A =350 м. Из точки O₁описываем дугу, радиусом R₁=323 м, а из точки 0₂ дугу, радиусом R₂ = 4408. Ломанная линия АСFКL представляет собой профиль ствола наклонной скважины.

Рис. Профиль наклонно — направленной скважины

4. Проектирование конструкции скважины Конструкция скважины выбирается с учетом глубин залегания нефтяного пласта, давления в нем, характера разбуриваемых пород, наличия осложнения при бурении скважин, условий эксплуатации, а также возможности проведения ремонтных работ.

Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем: определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска каждой из них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента. Число колонн определяется на основании анализа геологического разреза на месте заложения скважины, наличия зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями.

Глубину спуска каждой колонны уточняют с таким расчетом, чтобы ее нижний конец находился в интервале устойчивых слабопроницаемых пород. Определив число колонн и глубину их спуска, приступают к согласованию расчетным путем диаметров колонн и породоразрушающего инструмента.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяют по формуле

D_дол.= D + 2

Где D_м — диаметр муфты спускаемой колонны труб (мм); D_дол. — диаметр долота (мм.);

2- величина зазора между муфтой и стенками скважины.

Внутренний диаметр последующей колонны равен диаметру долота D_дол. + 6 — 8 мм.

Расчет конструкции скважины

Исходные данные:

Глубина скважины 1875 м., в интервале 0−305м. имеется зона неустойчивых пород. Диаметр эксплуатационной колонны принимаем равным 146 мм. Диаметр муфты D_м.э.= 166 мм. Определяем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну. D_{дол.э .} = D_м.э.+ 2 D_дол.э = 166+30 = 196 мм.

Принимаем ближайший диаметр долота равным 215 мм. D_дол.э = 215 мм. Определяем внутренний диаметр кондуктора. D _вн.к = D_дол.э + (6:8) = 215 + (6:8) = 221: 223 мм.

Принимаем диаметр колонны 245 мм. Определяем диаметр долота для бурения под кондуктор.

Диаметр муфты D_м.к. = 270 мм D _дол.к = D_м.к. + 2 D _дол.к = 270 + 30 = 300 мм.

Принимаем ближайший диаметр долота, равным 295 мм. D _дол.к = 295 мм.

Определяем внутренний диаметр направления. Определив D_вн.н.= D _дол.к+ 8=295 + 8 = 303 мм.

Принимаем диаметр направления, равным 324 мм. Таким образом, конструкция скважины имеет следующий вид:

5. Расчет обсадных колонн При расчете обсадных колонн на прочность определяются:

• наружные избыточные давления (рассчитывают трубы на сопротивление смятию);

• внутренние избыточные давления (рассчитывают трубы на сопротивление разрыву)

• осевые растягивающие нагрузки (расчет на страгивание резьбовых соединений труб) Направление Проектом предусматривается спуск направления диаметром 324 мм на глубину 30 метров с цементированием его до устья. Принимаем трубы из стали марки «Д» с минимальной толщиной стенки 10 мм. Расчет на смятие и страгивание не производится, так как глубина спуска направления незначительная. Трубы с выбранной толщиной стенки вполне удовлетворяют условиям прочности. Вес направления:

Q_н= 30 * 79,6 = 2.388 т Запас труб (5% на 1000 метров труб):

L_h = 5/1000 * 30 = 0,15 м Общий вес колонны Q_общ.н = 2388 + (0.15 * 79,6) = 2.400 т Кондуктор Проектом предусматривается спуск кондуктора диаметром 245 мм на глубину

330 метров с цементированием его до устья. Принимаем трубы марки «Д» с толщиной стенки 8 мм. Определяем безопасную величину снижения уровня в кондукторе, которое может иметь место в случае наличия зон катастрофического ухода промывочной жидкости ниже башмака кондуктора по формуле:

Н_без = 10 * Р_кр/Y_ж * П_см где Р_кр — критическое давление (сминающее), равное 78*10⁶ Н/м²= 78 МПа

П_см — запас прочности на смятие, равное 1,0; Y_ж— удельный вес жидкости, равное 1,0 г/ см³;

H_без = 10 * 78/1.0 * 1.0 = 780 м Таким образом, в случае наличия зон поглощения промывочной жидкости ниже башмака кондуктора, смятие не произойдет. Выбранные трубы из стали марки «Д» с толщиной стенки 8 мм вполне удовлетворяют условиям прочности. Вес кондуктора:

Q_K = 330 * 48,2 = 15.906 т. запас труб для кондуктора:

L_K = 5/1000 * 330 = 1.65 м Общий вес колонны: Q_общ.к. = 1 5906 + (1,65 * 48,2) = 15 985.5 кг = 15.9 т Эксплуатационная колонна.

Расчет эксплуатационной колонны производится полностью, определяются все сминающие и страгивающие нагрузки Исходные данные:

Диаметр ствола скважин — 215,9 мм.

Наружный диаметр колонны — 146 мм.

Расстояние от устья до башмака колонны, Н = 1875 м.

Расстояние от устья скважины до устья жидкости в колонне (в поздний период эксплуатации). Н₀ = 1200 м.

Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора h = 0 м.

Пластовое давление, Р_пл=21 МПа.

Удельный вес цементного раствора Y_ц.р. =1.73г/см³ .

Удельный вес глинистого раствора Y_r.p. = 1,13 г/см³ .

Удельный вес промывочной жидкости Y_ж = 1,0г/см³

Удельный вес нефти Y_н = 0,86 г/см³

Расчет на смятие.

Величина наружного сминающего давления на нижнюю часть колонны от столба жидкости за колонной определяется по формуле

P_CM = 0.1[ H * Y_r.p — (H — h) * Y_н ]

Где Р_см — гидростатическое давление за колонной, Н/м²;

Н — глубина спуска колонны, м;

Y_r.p — удельный вес глинистого раствора, г/см³;

h — уровень жидкости, м ;

Y_H — удельный вес нефти, г/см³. Р_см = 0.1 [ 1875 * 1.13 — (1875 — 1200) * 0,86 ] = 15.3 МПа Строим эпюру АС

С учетом запаса прочности на смятие в зоне перфорации (А_см = 1,3):

Р_см = 15,3 *10^б * 1.3 = 19,9 Мпа

По таблице прочностных характеристик обсадных труб, изготовленных в соответствии с ГОСТом 632−64 сминающему давлению 19,9 *10 МПа соответствуют трубы диаметром 146 мм из стали марки «Д» с толщиной стенки 7 мм, с допустимой овальностью 0,01, имеющие сминающее усилие 26,5Мпа.

Фактический запас прочности на смятие (А_см) будет равен:

А_см.ф = 26,5/15.3 = 1,34

Определяем допустимую глубину спуска обсадных труб с толщиной стенки 7 мм (Н_доп⁷) по формуле:

Н_доп⁷ = [ 10Р_см — Н₀ * Y_H * А_см ] / [ А_см * (Y_г. р. — Y_н) ]

Рис 3. Эпюры наружных давлений АСпод действием жидкости за колонной АД — критическое наружное давление АВпод действием цементного раствора Эпюры внутренних давлений АВв момент ввода скважины в эксплуатацию;

СДпри окончании эксплуатации. Где Н₀ — уровень жидкости в скважине;

А_см — запас прочности на смятие в зоне перфорации, равен 1,3:

Н_доп⁷ = [ 10 * 20,5 — 1200 * 0,86 * 1,3 ] / [ 1,3 * (1,13 — 0.86) ] = 1915 м Значит трубы, изготовленные из стали группы прочности «Д» с толщиной стенки 7 мм можно использовать для спуска колонны на глубину 1875 метров.

Определим наружное давление на колонну, которое возникает под действием цементного раствора:

P_н = 0,1 * Y_ц* L * (1 — K)

Где Y_ц — удельный вес цементного раствора, г/см³;L — интервал цементирования, м;

К — коэффициент разгрузки цементного кольца, равен 0,25.P_н = 0,1 * 1,73 *1875 (1 — 0,25) = 24.3 МПА.

Строим эпюру АВ

6. Технология и организация процесса цементирования Одними из основных требований к качественному строительству нефтяных скважин являются охрана недр и предотвращение загрязнения окружающей среды, а также защита обсадных колонн от коррозии. В связи с этим изоляция всех вскрытых скважиной водонефтеили газоносных пластов является обязательным условием строительства скважин. Окончательная изоляция пластов осуществлением цементированием всех колонн до устья и созданием сплошного камня в заколонном пространстве. По данному дипломному проекту цементирование направления, кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется прямым одноступенчатым способом.

Расчет цементирования направления.

Исходные данные:

диаметр долота под направление — 394 мм;

наружный диаметр направления — 324 мм;

толщина стенки направления -10 мм;

глубина спуска направления — 30 м:

высота подъема цементного раствора за колонной — 30 м;

высота цементного стакана — 5 м;

водоцементное отношение — 0,5;

удельный вес цементного раствора — 1,73 г/см" ;

удельный вес технической воды — 1,0 г/см .

Определяем потребное количество цементного раствора V_ц.р:

V_ц.р = 0,785 * [ (D² _скв — d ²_H) * H + d ²_B * h ]

Где D_CKB — диаметр скважины, м;

d _н — наружный диаметр направления, м;

Н — высота подъема раствора за колонной, м;

d _B— внутренний диаметр направления, м;

h — высота цементного стакана, м.

D_скв = К * D_дол

Где К — коэффициент кавернозности, равен 1,25;

В_дол — диаметр долота, м. D_скв= 1,25* 0,394= 0,492мV_ц.р = 0,785 *[ (0,492² — 0,324²) *30 + 0,304 2 * 5] = 3,9 м³

Определяем потребное количество сухого цемента:

G_ц = 1 * Y_ц.р * V_ц.р / (1 + m)

Где Y_p — удельный вес цементного раствора, г/см³;

m — водоцементное отношение.

G_ц = 1 * 1,73 * 3,9/(1 + 0,5) = 4,8 т Определяем потребное количество воды для затворения цемента:

V_B = m * G_ц= 0,5 * 4,8 = 2,4 м³

Определяем объем продавочной жидкости:

V_np = 0,785 * S * d² _вн * (H-h)

Где S — коэффициент, учитывающий сжатие жидкости

S = 1,03 — 1,05

d_вн — внутренний диаметр направляющей, м

V_np = 0,785 * 1,03 * 0,304² (30 — 5) = 1,87 м³

Определяем давление в цементировочной головке в конце цементирования Р_к = Р_r + Р_р

Где Р_r — давление на преодоление гидравлических сопротивлений в скважине.

Р_р — давление, создаваемое разностью удельных весов цементного раствора и технической воды.

Р_r = 0,01 * Н + 8 = 0,01 *30 + 8 = 8,3 МПа

Р_р = 0,1 * (Н — h) * (г_ц.р. — г_в.) = 0,1 * (30 — 5) * (1,73 — 1) = 21 МПа.

Р_к = (8,3 + 2,1) * 10⁵ = 1,04 МПа Количество цементных агрегатов ЦА -320 -1шт.

Количество цементных машин СМ — 20 — 1 шт.

Расчет цементирования кондуктора.

Исходные данные:

диаметр долота под кондуктор — 295,3 мм;

наружный диаметр кондуктора -245 мм;

толщина стенки кондуктора — 8 мм;

внутренний диаметр кондуктора — 229 мм;

высота подъема цементного раствора за кондуктором -330м;

высота цементного стакана -10м;

коэффициент кавернозности — 1,25;

Определяем потребное количество цементного раствора:

V_ц.р = 0,785 * [ (D²_скв — d²_H) * H₁ + (D²_BH — d²_H) * Н₂ + d²_B * h ]

Где D_CKB — диаметр скважины, м;

d _н — наружный диаметр кондуктора, м;

H_I — высота подъема раствора за колонной в необсаженной части" м;

Н₂ — высота подъема раствора за колонной в обсаженной части, м;

d _в — внутренний диаметр кондуктора, м;

h — высота цементного стакана, м.

D_скв = K * D_дол

Где К — коэффициент кавернозности, равен 1,25; D_дол — диаметр долота, м.

D_ckb= 1,25 * 0,295 = 0,369 м

_Vц.р = 0,785 * [ (0.369² — 0,245²) * 330 + (0,304² — 0,245²) * 30 + 0,229² * 10 ] = 20.6 м³

Определяем потребное количество сухого цемента:

G_ц = 1 * Y_ц.р * V_ц.р / (1 + m)

Где Y_ц.р — удельный вес цементного раствора, г/см³;

m — водоцементное отношение.

G_ц = 1 * 1,73 * 20.6 / (1+0,5) = 25,3 т Определяем потребное количество воды для затворения цемента:

V_в = m * G_ц = 0,5 * 25,3 = 12,65 м³

Определяем объем продавочной жидкости:

V_пр = 0,785 * S * d²_вн (Н — h)

Где S — коэффициент, учитывающий сжатие жидкости.

S = 1,03 — 1,05

d_вн = внутренний диаметр кондуктора.

V_пр = 0,785 * 1,03 * 0,229² * (330 — 10) = 14,6 м³

Определяем давление в цементировочной головке в конце цементирования.

Р_к = Р_r + Р_р

Где Р_r — давление на преодоление гидравлических сопротивлений в скважине.

Р_р — давление, создаваемое разностью удельных весов цементного раствора и технической воды.

Р_г = 0,01 * Н + 8 = 0,01 * 330 + 8 = 11,55 кгс/см = 1,15 МПа Р_р = 0,1 * (Н — h) * (Y_ц.р — Y_в) = 0,1 *(330 — 10) * (1,73 — 1,0) = 2,3 МПа;

Р_к = (11,3 + 23) * 10⁵ = 3,4 мпА Количество цементировочных агрегатов ЦА-320 — 2 шт.

Количество цементосмесительных машин СМ — 20 — 1 шт.

Расчет цементирования эксплуатационной колонны:

Во избежание гидроразрыва пластов или нарушения их изоляции при цементировании скважин, для разобщения верхних водоносных пластов применяют облегченные тампонажные растворы и, в частности, гельцементный раствор (ГЦР). Проектом предлагается применение гельцементного раствора в интервале 0 — 1075 м и цементного раствора в интервале 1075- 1875 м (800м).

Исходные данные:

1. диаметр долота под эксплуатационную колонну — 215,9 мм;

2. наружный диаметр эксплуатационной колонны -146 мм:

3. толщина стенки эксплуатационной колонны — 7 мм;

4. внутренний диаметр эксплуатационной колонны — 132 мм;

5. высота подъема цементного раствора за колонной — 800 м;

6. высота подъема гельцементного раствора за колонной —1075м;

7. высота цементного стакана -10м;

8. коэффициент кавернозности- 1.3

1. Расчет для цементирования интервала 1075−1875 м цементным раствором:

Определяем потребное количество цементного раствора для интервала 1075- 1875 м.

V_ц.р. = 0,785 * [ (D²_скв — d²_н) * Н₁ + d²_в * h ]

Где D_скв — диаметр скважины в необсаженной части, м;

d_н — наружный диаметр эксплуатациооных колонн, м;

d_в — внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

h — высота цементного стакана

D_скв = К * D_ДОЛ.

Где К — коэффициент каверзности, равен 1,3.

D_дол — диаметр долота, м.

D _скв = 1,3 * 0,2159 = 0,28 М

V_ц.р.= 0,785 * [ (0,28² — 0.146²) * 800 + 0, 132² * 10 ] = 32,6 м³

Определяем потребное количество сухого цемента:

G_ц = 1 * Y_ц._р * V_ц._р / (1+m)

Где Y_ц._р. — удельный вес цементного раствора, г/см³;

m — водоцементное отношение.

G_ц = 1*1,73 * 32,6 / (1+0,5) = 37,5т

Определяем потребное количество воды для затворения цемента:

V_B = m*G_ц. = 0,5 * 37,5 = 18,75 м³

Определяем объем продавочной жидкости:

V_пр = 0,785 * S * d²_вн * (H — h)

Где S — коэффициент, учитывающий сжатие жидкости, S — 1,03−1,05;

d _вн — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

V_пр = 0,785 * 1,03 * 0,132² * (800 — 10) = 11,1 м³

2. Расчет для цементирования интервала 0−1075м гельцементным раствором:

Определяем потребное количество гельцементного раствора для интервала 0 — 1075 м.

V_цр = 0,785 * [ (D² _скв — d² _н) * Н₁ + (D² _в.н. — d² _н) * Н₂ ]

Где D_скв — диаметр скважины в необсаженной части, м;

d_н — наружный диаметр эксплуатационной колонны, м;

Н₁ — высота подъема гельцементного раствора за колонной в данном интервале в необсаженной част ствола скважины, м;

D _в.н. = К * D_дол

Где К — коэффициент каверзности, равен 1,3;

D_дол — диаметр долота.

D_скв = 1,3 * 0,2159 = 0,28 м

V_цр = 0,785 * [ (0,28² — 0,146²) * 745 = (0,229² — 0,146²) * 330 ] = 41,4 м³

Определяем Для определения весового соотношения компонентов и расхода материалов на приготовление 1 м³ ГЦР и выход ГЦР, плотностью 1,65 г/см³ пользуемая следующим расчетом.

3. Расчет компонентов гельцементного раствора:

Водоцементное отношение ГЦР рассчитываем по формуле:

Y _г. ц. = (1 + m_г + m_в) / (1/Y_ц + m_г /Y_r + m_в / Y_в) Где Y _г. ц. — удельный вес ГЦР — 1,65 г/см³;

Y_ц — удельный вес сухого цемента — 3,15 г/см³

Y_r — удельный вес глинопорошка — 2,58 г/см³ ;

Y_B — сдельный вес воды — 1,0 г/см³;

m_г — глиноцементное отношение, принимаем равным 0,2;

m_в — водоцементное отношение.

1,65 *m_в = (1 + 0,2 + m_в) / (l/3,15 + 0,2/2,58 + m_B /1,0)

получаем m_B =0,85.

Расход цемента на приготовление 1 м³ ГЦР определяется по формуле:

q_ц ⁼ Y_ц Y_rY_в / [ Y_rY_в + m_rY_цY_в + W_cY_ц Y_r (l + m_r)]

где W_c -водосмесевое отношение, по данным лаборатории принимается равным 0,85.

q_ц = 3,15 * 2,58 * 1,0 / [2,58 + 0,2 * 3,15 * 1,0 + 0,85 * З, 15 * 2,58 * (1 + 0,2)] = 0,7 т/м³

Определим необходимое количество глинопорошка и воды для приготовления 1 м³ ГЦР:

q_r = q_ц m_r = 0,7 * 0,2 = 0,14 т/м³

q_B = q_ц m_B = 0,7 * 0,85= 0,6 t/m³

Определим необходимое количество комопнентов для приготовления необходимого количества ГЦР:

цемента- 43,9 * 0,7 = 30,7 т глинопорошка — 38,8 * 0,14 = 6,1 т воды — 38,8 * 0,6 = 26,3 м³

Определяем количество воды для прдавки ГЦР:

V_np=0,785 * S * d ²_вн * H

Где S — коэффициент, учитывающий сжатие жидкости, S = 1,03 — 1,05;

d_вн — Ввнутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

V_np = 0,785 * 1,03 * 0,132² * 1075= 15,5 м³

4. Расчет времени цементирования, расчет необходимого количества цементировочных агрегатов и смесительных машин.

Определяем давление в цементировочной головке в конце цементирования:

Р_к = Р_r + Р_р

Где Р_г — давление на преодоление гидравлических сопротивлений в скважине;

Р_р — давление, создаваемое разностью удельных весов цементного раствора и технической воды.

Р_r = 0,02Н + 16 = 0,02 * 1875 + 16 = 5,35 МПа Где Н — глубина спуска эксплуатационной колонны Р_р = 0,1 * [ (Y_г. ц. — Y_в.) Н₁ + (Y_ц.р. — Y_в.) * (Н₂ — h) ]

Где Y_г. ц. — удельный вес ГЦР — 1,65 г/см³;

Y_ц.р — удельный вес цементного раствора — 1,73 г/см³;

Н₁ — высота подъема гельцементного раствора за колонной 1075 м;

Н₂— высота подъема цементного раствора за колонной -800 м;

h — высота цементного стакана-10м.

Р_р = 0,1 * [ (1,65 — 1,0) * 1075 + (1,73 — 1,0) * (800 — 10) ] = 127,5 * 10 ⁵Н/м = 12,7 МПа Р_к = (53,54 + 127,5) * 10⁵ = 18.1 * 10 ^б Н/м² = 18,1 МПа По величине Р_к выбираем цементировочный агрегат ЦА — 320.

Техническая характеристика ЦА-320

Сравнивая Рr с давлением, развиваемым насосом агрегата, видим, что Р_г < Р₅ значит закачку цементного раствора в колонну произведем на 5 скорости.

Определяем высоту цементного раствора в скважине перед продавкой:

Н₀ = V _пр / 0,785 * [ (D² _скв — d²_н) + d²_вн ]

Где V _пр — общий объем цементного раствора — 76,5 м³;

D _скв — диаметр необсаженного ствола скважины — 0,28 м;

d_н — наружный диаметр эксплуатационной колонны — 0,146 м;

d_вн — внутренний диаметр эксплуатационной колонны — 0,132 м.

Н₀ = 76,5/0,785 * [ (0,28² — 0,146²) + 0,132² ] = 1260 м.

Следовательно высота воды над цементным раствором равна:

L₀ = 1875 — 1260 = 615 м

а = (Н₀ — h)/ Р_р = (1260 — 10)/127,5 * 10⁵ = 9,8 * 10^-5 мп³/Н Сопоставляя Р_к с давлением в насосах агрегата, видим, что Р_к > Р₄ и Р_к < Р₃. Определяем высоту столбов (продавочной жидкости, закачиваемой на различных скоростях агрегата:

L⁵_пр = L₀ + а (Р₅ — Р_r) = 615 + 9,8 * (8 — 5,35)= 874,7 м

L⁴_пр = а (Р₄ — Р₅) = 9,8 * (10,3 — 8) = 225,4 м

L³_пр = а (Р_к — Р₄) = 9,8 * (18,1 — 10,3) = 764,4 м

Количество продавочной жидкости, закачиваемой на различных скоростях:

V⁵_пр = 0,785 * d²_вн * L⁵_пр = 0,785 * 0,132² * 874,7 = 13,3 м³

V⁴_пр = 0,785 * d²_вн * L⁴_пр = 0,785 * 0,132² * 225,4 = 3,08 м³

V³_пр = 0,785 * d²в_н * L³_пр = 0,785 * 0,132² * 764,4 = 10,45 м³

Итого V_пр = 26,8 м³. С учетом коэффициента сжимаемости V_пр = 27,6 м³

Определяем продолжительность цементирования при условиях работы одного агрегата.

Время работы одного агрегата на 5 скорости:

Т₅ = (V⁵_цр + V⁵_пр) * 1000/q⁵ * 60

Где q⁵ — производительность агрегата на 5 скорости, л с.

Т₅ = (73,1 + 13,3) * 1000 / 13,5 * 60 = 106 мин.

Время работы одного агрегата на остальных скоростях:

Т₄ = (3.08 *1000 / 10.4 * 60 = 4.9 мин.

Т₃ = (10.45 — 1,7) * 1000/5,8 * 60 = 25,1 мин.

1,7 м³ воды прдавливаем на 2 скорости с целью избегания гидравлического удара.

Т₂ = 1,7 * 1000 / 3,0 * 60 = 9,4 мин

Общее время цементирования:

Т_ц = 106 + 4,9 + 25,1 + 9,4 = 145,4 мин.

С учетом подготовительно — заключительных работ:

Т_общ = Т_ц + 15 = 145,4 + 15 = 160 мин.

Определяем температуру на забое скважины:

Т ?_заб = Т°_ср + 0,025 Н

Где Т°_ср — среднегодовая температура воздуха, °С:

Н — глубина скважин, м.

Т ?_заб = 10? + 0,025 * 1875 = 56,8 ?С.

Определяем количество агрегатов:

По времени схватывания:

N = Т_ц/(0,75 * Т_схв) = 1

Где Т_схв — время начала схватывания, мин;

N = 160/(0,75 * 105) + 1 = 3

По скорости:

N = 0,785 (D²_crd — d²_н) * V * 1000/q₅ + 1

Где V — необходимая скорость подъема раствора — 2,0 м/с.

N = 0,785 (0,28² — 0,146²) * 2 * 1000/13,5 + 1 = 7.

Принимаем 7 агрегатов ЦА — 320.

Фактическое время цементирования:

Т_ф =T_ц/N + 1 5 = 145.4/7 + 15==35.7 мин Потребное количество цементосмесительных машин СМ-20:

Для сухого цемента:

N_см = G_ц/G_б = 73/20 = 4

Где G_б = емкость бункера СМ-20.

Для глинопорошка:

N_см = 5,1/20 = 1.

Данные по цементированию сведем в таблицу.

Количество материала для цементирования

7. Охрана труда Процесс строительства скважин охватывает несколько этапов:

— подготовительные работы, бурение, крепление, освоение, заключительные работы, включающие ликвидацию шламовых амбаров и рекультивацию земель, нарушенных при бурении. Свести к минимуму загрязнение окружающей среды при бурении можно только путем комплексного решения этой проблемы. В настоящее время обеспечение нормативного качества природной среды при бурении скважины возможно по двум основным направлениям:

— совершенствование основных технологических процессов по резкому повышению уровня их экологической безопасности;

— создание специальных технологий по утилизации отходов бурения и нейтрализации их вредного воздействия при сбросе в объекты окружающей среды с оптимальным рассеиванием остаточного загрязнения в литогидросфере.

При бурении скважины необходимо проводить следующий комплекс мероприятии по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов:

— внедрение кустового способа бурения скважин с целью сокращения занятия сельскохозяйственных земель;

— сохранение плодородного слоя почвы, рекультивация временно отведенных земель после окончания бурения;

— очистка и повторное использование буровых растворов;

— изоляция поглощающих и пресноводных горизонтов для исключения их загрязнения;

— применение нетоксичных реагентов для приготовления промывочных жидкостей;

— цементирование скважин до устья для исключения загрязнения пресноводных горизонтов;

— ликвидация буровых отходов и ГСМ без нанесения ущерба природе;

— осуществление инструктажа водителей всех транспортных средств и специальной техники о маршрутах проезда к объектам и недопустимости заезда на сельскохозяйственные угодья.

На защиту и восстановление земельных участков предоставленных геологоразведочным организациям во временное пользование, должны быть составлены и утверждены проекты и сметы, предусматривающие следующие мероприятия:

— подготовительные (до процесса бурения);

— по охране (в процессе бурения);

— по восстановлению земельных участков.

Подготовительными мероприятиями предусматривается:

— установление мест складирования растительного и почвенного слоя или шунтов, подлежащие выемке;

— удаление плодородного слоя почвы в местах загрязнения нефтепродуктами и другими жидкостями, химическими реагентами, глиной, цементом и прочими веществами, ухудшающими состояние почвы и его складирование.

Охранные мероприятия в процессе бурения скважины заключаются в следующем:

— при наличии подземных грунтовых вод, водоносные горизонты обязательно должны перекрываться обсадными трубами в целях предохранения от загрязнения и заражения;

— попутные воды очищаются на фильтровальной установке от взвешенных частиц и примесей нефти и в зависимости от концентрации растворенных в ней солей и других примесей: при допускаемых концентрациях сбрасываются в различные источники или по рельефу; при повышенных — разбавляются в пределах норм и сбрасываются. Самоизливающие скважины должны быть оборудованы регулирующими устройствами.

— слив использованного промывочного раствора и химических реагентов в открытые водные бассейны и непосредственно на почву запрещается.

Мероприятия по восстановлению земельных участков.

По окончании бурения на скважине должна быть проведена техническая и биологическая рекультивация.

Горнотехническая рекультивация включает в себя подготовку освобождающейся от буровых работ территории для дальнейшего землепользования:

— сырая нефть вывозится для дальнейшего использования или сжигания, остатки дизельного топлива и моторного масла сжигаются;

— отработанный глинистый раствор вывозится для дальнейшего использования на других скважинах и регенерируется;

— оборудование и железобетонные покрытия демонтируются и вывозятся;

— перекрытия амбаров для сброса шлама и нефти засыпаются слоем грунта не менее 0,6 метров;

— земельные отводы, нарушенные производственной деятельностью, покрываются почвенным слоем и дерном;

— откосы в горных местностях укрепляются битумными эмульсиями, силикатными слоями и засыпаются привозным грунтом слоем не менее 0,1 метра.

Биологическая рекультивация предполагает мероприятия по восстановлению нарушенных земель, их озеленение и возвращению в сельскохозяйственное и лесное пользование.

Проектирование и проведение работ по рекультивации осуществляется в соответствии с инструкциями или техническими условиями, согласованными с местными сельско-, лесо-, водохозяйственными органами.

1. Белоусов М. В., Буровые установки — М.: Недра, 1973 г.

2. Гришин Ф. А., Промышленная оценка месторождений нефти и газа. — М.: Недра, 1985 г.

3. Емельянов И. В., Коновалова А. Ш., Элияшевский И. В., Дипломное и курсовое проектирование. Бурение нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1972 г.

4. Инструкция по составлению проектно-сметной документации на строительство нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1964 г.

5. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. — Куйбышев, 1976 г.

6. Калинин А. Г., Левицкий А. З., Никитин Б. А., Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ. — Учебник для вузов. — М.: Недра, 1998

7. Колесников Т. И., Агеев Ю. Н., Буровые растворы и крепление скважин. — М.: Недра, 1990 г.

8. Милютин А. Г., Геология и разведка месторождений полезных ископаемых. — Учебник для студентов вузов. — М.: Недра, 1989 г.

9. Милютин А. Г., Экология недропользования. -Курс лекций. — МГОУ, М.: 2000 г.

10. Муравьев В. М., Середа Н. Г., Спутник нефтяника. — М.: Недра, 1971 г.

11. Мищевич В. И., Справочник инженера по бурению. -М.: Недра, 1973 г.

12. Середа Н. Г., Соловьев Е. М., Бурение нефтяных и газовых скважин. — Учебник для вузов. — М.: Недра, 1964 г.

13. Элияшевский И. В., Сторомский М. Н., Ореуляк Я. М., Типовые задачи и расчеты в бурении. — М.: Недра, 1982 г.

14. Спичак Ю. Н., Ткачев В. А., Кипко А. Э., Охрана окружающей среды и рациональное использование месторождений полезных ископаемых. — Учебник для горных техникумов — М.:Недра, 1993 г.