Бурение нефтяных скважин
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
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».
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.)
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 (Д3Р) (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 (Д3t) 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 (Д3sr), сложенные темно-серыми известняками с размывом залегают на кыновских отложениях. Мощность отложений колеблется от 2 до 12 м.
Рассчитаем и построим профиль наклонно-направленной скважины при следующих условиях: скважина должна вскрыть один продуктивный горизонт, естественное искривление ствола незначительное.
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 ?сп=1,3° на 100 м.
Тип колонныДиаметр колонныДиаметр долота, ммГлубина спуска,м
Эксплуатационная колонна146215,91 875
1. Радиус искривления участка набора угла наклона определяется по формуле:
R1 = (57.3 /?н ) * 10;
R1= (57.3 / 1.5) * 10 = 382 м;
2. Радиус искривления участка снижения угла наклона определяется по формуле:
R2 = (57.3 /?сп ) * 100;
R2 = (573 /1.3) * 100 = 4408 м
Находим длину участка набора угла проектируемой скважины
L2= 0.01745 * R1* a = 0.01745 * 382 * 21.5 = 143.3 м
Горизонтальная проекция участка L2: A1= R1* ( 1- cos ? ) = 382 * ( 1- cos 21.5°) = 26.74 м;
Вертикальная проекция участка L2: h = R1* ( 1- sin?) = 382 * ( 1- sin 21.5°) = 140м ;
Длина участка спада наклона проектируемой скважины: L3= 0.01745 * R2* a = 0.01745 * 4408 * 21.5 = 1651.7 м;
Горизонтальная проекция участка L3: А2 = R2* ( 1- cos?) = 4408 * ( 1- cos 21.5°) = 323.26 м;
Вертикальная проекция участка L3: H1 = R2* ( 1- sin?) = 4408 * ( 1- sin 21.5 ° ) = 1615 м :
Последнии участок L3 = H — Hв — h3 — H1 = 1875-50-140-1615=30 м;
Вертикальная проекция hв = 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 = Нв+ h + H1+ hB = 50 + 140 + 1615 + 30 = 1835 м
Уклонение ствола скважины за счет кривизны Lукл = 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 = НВ = 50 м — вертикальный участок скважины; CD = h = 140 м; DE = Н1 = 1615 ми EB = hB =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
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
Где Dм — диаметр муфты спускаемой колонны труб(мм); Dдол. — диаметр долота (мм.);
2- величина зазора между муфтой и стенками скважины.
Внутренний диаметр последующей колонны равен диаметру долота Dдол. + 6 — 8 мм.
Расчет конструкции скважины
Глубина скважины 1875 м., в интервале 0-305м. имеется зона неустойчивых пород. Диаметр эксплуатационной колонны принимаем равным 146 мм. Диаметр муфты Dм.э.= 166мм. Определяем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну. Dдол..э . = Dм.э.+ 2 Dдол..э = 166+30 = 196мм.
Принимаем ближайший диаметр долота равным 215мм. Dдол..э = 215мм. Определяем внутренний диаметр кондуктора.D вн.к = Dдол..э + (6:8) = 215 + (6:8) = 221: 223 мм.
Принимаем диаметр колонны 245 мм. Определяем диаметр долота для бурения под кондуктор.
Диаметр муфты Dм.к. = 270 мм D дол.к = Dм.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 Dвн.н.= D дол.к+ 8=295 + 8 = 303мм.
Принимаем диаметр направления, равным 324мм. Таким образом, конструкция скважины имеет следующий вид:
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)
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:
Qн= 30 * 79,6 = 2.388 т Запас труб (5% на 1000 метров труб):
Lh = 5/1000 * 30 = 0,15м Общий вес колонны Qобщ.н = 2388 + (0.15 * 79,6) = 2.400 т
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:
Нбез = 10 * Ркр/Yж * Псм где Ркр — критическое давление (сминающее), равное 78*106 Н/м2= 78 МПа
Псм — запас прочности на смятие, равное 1,0; Yж- удельный вес жидкости, равное 1,0 г/ см3;
Hбез = 10 * 78/1.0 * 1.0 = 780м
Таким образом, в случае наличия зон поглощения промывочной жидкости ниже башмака кондуктора, смятие не произойдет. Выбранные трубы из стали марки «Д» с толщиной стенки 8мм вполне удовлетворяют условиям прочности. Вес кондуктора:
QK = 330 * 48,2 = 15.906 т. запас труб для кондуктора:
LK = 5/1000 * 330 = 1.65 м Общий вес колонны: Qобщ.к. = 1 5906 + (1,65 * 48,2) = 15985.5 кг = 15.9 т
Расчет эксплуатационной колонны производится полностью, определяются все сминающие и страгивающие нагрузки Исходные данные:
Диаметр ствола скважин — 215,9мм.
Наружный диаметр колонны — 146мм.
Расстояние от устья до башмака колонны, Н = 1875 м.
Расстояние от устья скважины до устья жидкости в колонне (в поздний период эксплуатации). Н0 = 1200м.
Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора h = 0 м.
Пластовое давление, Рпл=21 МПа.
Удельный вес цементного раствора Yц.р. =1.73г/см3 .
Удельный вес глинистого раствора Yr.p. = 1,13 г/см3 .
Удельный вес промывочной жидкости Yж = 1,0г/см3
Удельный вес нефти Yн = 0,86 г/см3
Расчет на смятие.
Величина наружного сминающего давления на нижнюю часть колонны от столба жидкости за колонной определяется по формуле
Где Рсм — гидростатическое давление за колонной, Н/м2;
Н — глубина спуска колонны, м;
Yr.p — удельный вес глинистого раствора, г/см3;
h — уровень жидкости, м ;
Строим эпюру АС
С учетом запаса прочности на смятие в зоне перфорации (Асм = 1,3):
Рсм = 15,3 *10б * 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 7мм, с допустимой овальностью 0,01, имеющие сминающее усилие 26,5Мпа.
Фактический запас прочности на смятие (Асм) будет равен:
Асм.ф = 26,5/15.3 = 1,34
Определяем допустимую глубину спуска обсадных труб с толщиной стенки 7мм ( Ндоп7 ) по формуле:
Рис 3.Эпюры наружных давлений
АС- под действием жидкости за колонной
АД — критическое наружное давление
АВ- под действием цементного раствора
Эпюры внутренних давлений АВ- в момент ввода скважины в эксплуатацию;
СД- при окончании эксплуатации. Где Н0 — уровень жидкости в скважине;
Значит трубы, изготовленные из стали группы прочности «Д» с толщиной стенки 7мм можно использовать для спуска колонны на глубину 1875 метров.
Определим наружное давление на колонну, которое возникает под действием цементного раствора:
Pн = 0,1 * Yц* L * ( 1 — K )
Где Yц — удельный вес цементного раствора, г/см3;L — интервал цементирования, м;
К — коэффициент разгрузки цементного кольца, равен 0,25.Pн = 0,1 * 1,73 *1875 ( 1 — 0,25 ) = 24.3 МПА.
Строим эпюру АВ
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 водонефте- или 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.
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;
удельный вес цементного раствора — 1,73 г/см»;
удельный вес технической воды — 1,0 г/см .
Определяем потребное количество цементного раствора Vц.р:
Где DCKB — 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.
Dскв = К * Dдол
Определяем потребное количество сухого цемента:
Gц = 1 * Yц.р * Vц.р / ( 1 + m)
Где Yp — удельный вес цементного раствора, г/см3;
m — водоцементное отношение.
Gц = 1 * 1,73 * 3,9/( 1 + 0,5 ) = 4,8 т
Определяем потребное количество воды для затворения цемента:
VB = m * Gц= 0,5 * 4,8 = 2,4 м3
Определяем объем продавочной жидкости:
Vnp = 0,785 * S * d2 вн * ( H-h )
Где S — коэффициент, учитывающий сжатие жидкости
S = 1,03 — 1,05
dвн — внутренний диаметр направляющей, м
Vnp = 0,785 * 1,03 * 0,3042 (30 — 5 ) = 1,87 м3
Определяем давление в цементировочной головке в конце цементирования
Рк = Рr + Рр
Где Рr — давление на преодоление гидравлических сопротивлений в скважине.
Рр — давление, создаваемое разностью удельных весов цементного раствора и технической воды.
Рr = 0,01 * Н + 8 = 0,01 *30 + 8 = 8,3 МПа
Рр = 0,1 * (Н — h) * ( ?ц.р. — ?в. ) = 0,1 * (30 — 5 ) * ( 1,73 — 1 ) = 21 МПа.
Рк = ( 8,3 + 2,1 ) * 105 = 1,04 МПа
Количество цементных агрегатов ЦА -320 -1шт.
Количество цементных машин СМ — 20 — 1 шт.
Расчет цементирования кондуктора.
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;
Определяем потребное количество цементного раствора:
d н — наружный диаметр кондуктора, м;
HI — 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;
Dскв = K * Dдол
Где К — коэффициент кавернозности, равен 1,25; Dдол — диаметр долота, м.
Dckb= 1,25 * 0,295 = 0,369 м
Gц = 1 * Yц.р * Vц.р / ( 1 + m )
Где Yц.р — удельный вес цементного раствора, г/см3;
Gц = 1 * 1,73 * 20.6 / ( 1+0,5 ) = 25,3 т
Vв = m * Gц = 0,5 * 25,3 = 12,65 м3
Vпр = 0,785 * S * d2вн ( Н — h )
Где S — коэффициент, учитывающий сжатие жидкости.
dвн = внутренний диаметр кондуктора.
Vпр = 0,785 * 1,03 * 0,2292 * ( 330 — 10 ) = 14,6 м3
Определяем давление в цементировочной головке в конце цементирования.
Рг = 0,01 * Н + 8 = 0,01 * 330 + 8 = 11,55 кгс/см = 1,15 МПа
Рр = 0,1 * (Н — h) * ( Yц.р — Yв ) = 0,1 *( 330 — 10 ) * ( 1,73 — 1,0 ) = 2,3 МПа;
Рк = ( 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 — 1075м и цементного раствора в интервале 1075- 1875м (800м).
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 — 800м;
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.
Где Dскв — диаметр скважины в необсаженной части, м;
dн — наружный диаметр эксплуатациооных колонн, м;
dв — внутренний диаметр эксплуатационной колонны;
Dскв = К * DДОЛ.
D скв = 1,3 * 0,2159 = 0,28 М
Gц = 1 * Yц.р * Vц.р / ( 1+m )
Где Yц.р. — удельный вес цементного раствора, г/см3;
Gц = 1*1,73 * 32,6 / ( 1+0,5 ) = 37,5т
VB = m*Gц. = 0,5 * 37,5 = 18,75 м3
Vпр = 0,785 * S * d2вн * ( H — h )
Где S — коэффициент, учитывающий сжатие жидкости, S — 1,03-1,05;
d вн — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
Vпр = 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.
dн — 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 * Dдол
Dдол — диаметр долота.
Dскв = 1,3 * 0,2159 = 0,28 м
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 + mг + mв ) / (1/Yц + mг /Yr + mв / Yв) Где Y г.ц. — удельный вес ГЦР — 1,65 г/см3;
Yц — удельный вес сухого цемента — 3,15 г/см3
Yr — удельный вес глинопорошка — 2,58 г/см3 ;
YB — сдельный вес воды — 1,0 г/см3;
mв — водоцементное отношение.
1,65 *mв = ( 1 + 0,2 + mв ) / (l/3,15 + 0,2/2,58 + mB /1,0 )
получаем mB =0,85.
Расход цемента на приготовление 1 м3 ГЦР определяется по формуле:
где Wc -водосмесевое отношение, по данным лаборатории принимается равным 0,85.
Определим необходимое количество глинопорошка и воды для приготовления 1 м3 ГЦР:
qr = qц mr = 0,7 * 0,2 = 0,14 т/м3
qB = qц mB = 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 = 6,1т
воды — 38,8 * 0,6 = 26,3 м3
Определяем количество воды для прдавки ГЦР:
Vnp=0,785 * S * d 2вн * H
Где S — коэффициент, учитывающий сжатие жидкости, S = 1,03 — 1,05;
dвн — Ввнутренний диаметр эксплуатационной колонны , м.
Vnp = 0,785 * 1,03 * 0,1322 * 1075= 15,5м3
4. Расчет времени цементирования, расчет необходимого количества цементировочных агрегатов и смесительных машин.
Определяем давление в цементировочной головке в конце цементирования:
Где Рг — давление на преодоление гидравлических сопротивлений в скважине;
Рr = 0,02Н + 16 = 0,02 * 1875 + 16 = 5,35 МПа
Где Н — глубина спуска эксплуатационной колонны
Где Yг.ц. — удельный вес ГЦР — 1,65 г/см3;
Yц.р — удельный вес цементного раствора — 1,73 г/см3;
Н1 — высота подъема гельцементного раствора за колонной 1075м;
Н2- высота подъема цементного раствора за колонной -800 м;
h — высота цементного стакана-10м.
Режим работыскоростьПодача, диаметр втулки 100 мм
Сравнивая Рr с давлением, развиваемым насосом агрегата, видим, что Рг < Р5 значит закачку цементного раствора в колонну произведем на 5 скорости.
Определяем высоту цементного раствора в скважине перед продавкой:
Где V пр — общий объем цементного раствора — 76,5 м3;
D скв — диаметр необсаженного ствола скважины — 0,28 м;
dн — наружный диаметр эксплуатационной колонны — 0,146 м;
dвн — внутренний диаметр эксплуатационной колонны — 0,132 м.
Следовательно высота воды над цементным раствором равна:
L0 = 1875 — 1260 = 615 м
а = ( Н0 — h )/ Рр = ( 1260 — 10 )/127,5 * 105 = 9,8 * 10-5 мп3/Н
L5пр = L0 + а ( Р5 — Рr ) = 615 + 9,8 * ( 8 — 5,35 )= 874,7 м
L4пр = а ( Р4 — Р5 ) = 9,8 * ( 10,3 — 8 ) = 225,4 м
L3пр = а ( Рк — Р4 ) = 9,8 * ( 18,1 — 10,3 ) = 764,4 м
Количество продавочной жидкости, закачиваемой на различных скоростях:
V5пр = 0,785 * d2вн * L5пр = 0,785 * 0,1322 * 874,7 = 13,3 м3
V4пр = 0,785 * d2вн * L4пр = 0,785 * 0,1322 * 225,4 = 3,08 м3
V3пр = 0,785 * d2вн * L3пр = 0,785 * 0,1322 * 764,4 = 10,45 м3
Итого Vпр = 26,8 м3 . С учетом коэффициента сжимаемости Vпр = 27,6 м3
Определяем продолжительность цементирования при условиях работы одного агрегата.
Время работы одного агрегата на 5 скорости:
Т5 = ( V5цр + V5пр ) * 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:
Тц = 106 + 4,9 + 25,1 + 9,4 = 145,4 мин.
С учетом подготовительно — заключительных работ:
Тобщ = Тц + 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:
Где Тсхв — время начала схватывания, мин;
N = 160/( 0,75 * 105 ) + 1 = 3
N = 0,785 ( D2crd — d2н ) * 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:
Тф =Tц/N + 1 5 = 145.4/7 + 15==35.7 мин
Потребное количество цементосмесительных машин СМ-20:
Для сухого цемента:
Nсм = Gц/Gб = 73/20 = 4
Где Gб = емкость бункера СМ-20.
Nсм = 5,1/20 = 1.
Данные по цементированию сведем в таблицу.
Количество материала для цементирования
Тип колонныЦемент, тГлинопорошок, тВода дляДавление в конце цем-ния, МПаВремя на цем-ние, едЦемент агрегатов едСмес. Машин ед
Затворения, м3Продавки, м3
Всего для эксплуат. колонны68,26,145,0526,618,915,175
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 лито- гидросфере.
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.
Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавернозныеи макрокавернозные.
К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым — с рассеянными в породе более крупными кавернами — вплоть до нескольких сантиметров.
Микрокавернозныекарбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с терригенными поровыми, поскольку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними имеются существенные различия.
Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13-15%, но может быть и больше.
Макрокавернозныеколлекторы в чистом виде встречаются редко, их пустотность достигает не более 1-2%. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными.
Коэффициент кавернозности Кк равен отношению объема каверн VK к видимому объему образца Vобр.
Кк = K/Vo6p. (3)
Если порода целиком кавернозна, то
Кк = (Vобр. — Vмин/Vобр./, (4)
где Vмин — объем минеральной части породы.
Выразив объемы Vмин. и Vобр. через плотности соответственно минеральной части породы ρмин и всего образца робр., получим
Кк = 1 — ρобр/ρмин./ (5)
Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процессе дренирования залежи в основном могут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, изучение макрокавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости.
Расчет необходимого количества жидкости для ванн;
Для эффективного действия ванны необходимо, чтобы жидкость перекрывала зону прихвата на 50-100 м. Причем, необходимо учитывать кавернозность стенок скважины. При прихвате турбобура и УБТ на забое количество жидкости для ванны определится по формуле (110):
где Dскв – диаметр скважины
k – коэффициент кавернозности
Dтр – наружный диаметр труб
H – высота подъема жидкости от забоя до верхней части прихвата, м
h–высота подъема жидкости выше зоны прихвата, м
h1–высота столба жидкости в бурильных трубах, м
dвн – внутренний диаметр труб
Если бурильная колонна спущена до забоя, но прихвачена значительно выше, то активная жидкость должна перекрывать зону прихвата не менее, чем на 50 м и ее количество определится по формуле (111):
Q = 0,785(D2скв*k – D2тр)(H1+2h), (111)
где H1 – высота прихваченного участка колонны, м
Объем продавочной жидкости определится по формуле:
а) при ликвидации прихвата у забоя
Vп= 0,785d2вн (L-h1) + Vн.п., (112)
где L – длина бурильной колонны, м
Vн.п. –объем жидкости для заполнения нагнетательной линии и подвода к прихваченной колонне, м3
б) при ликвидации прихвата над забоем
где h3 – высота столба продавочной жидкости в затрубном пространстве от забоя до рабочего агента, м.
Задача. Рассчитать нефтяную ванну для освобождения прихваченных 140-мм бурильных труб с толщиной стенки δ = 8 мм, если глубина скважины Н = 2300 м, диаметр долота Dд = 295,3 мм, длина неприхваченной части колонны Lн.п = 2000м , плотность бурового раствора ρб.р = 1,25 г/см3, плотность нефти ρн = 0,8 г/см3.
Решение. Определим необходимое количество нефти для ванны
Vн = 0,785 (D2скв – D2) H1 + 0,785d2H2, (114)
где Dскв – диаметр скважины, м.
Dскв = κDд = 1,2*295,3 = 354 мм = 0,354 м,
где κ – коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины за счет образования коверн, трещин и пр. (величина его колеблется в пределах 1,05 – 1,3);
D = 0,140 м – наружный диаметр бурильных труб, м;
Н1 – высота подъема нефти в затрубном пространстве. Нефть поднимают на 50 -100 м выше места прихвата
Н1 = Н – Lн.п + (50÷100);
Н1 = 2300 – 2000 + 100 = 400 м;
d – Внутренний диаметр бурильных труб, м
d = D — 2δ = 140 – 2*8 = 124 мм = 0,124 м;
δ = 8 мм – толщина стенки бурильных труб; Н2 – высота столба нефти в трубах, необходимая для периодического (через 1–2 ч) подкачивания нефти в затрубное пространство. Принимая Н2 = 200 м, находим
Vн = 0,785 (0,3542 – 0,1402) 400 + 0,785*0,1242*200 = 35,8 м3.
Количество бурового раствора для продавки нефти
Определим максимальное давление при закачке нефти, когда за бурильными трубами находится буровой раствор, а сами трубы заполнены нефтью
Р = Р1 + Р2, (115)
где Р1 – давление, возникающее при разности плотностей столбов жидкости в скважине (в трубах и за трубами)
Р2 – давление, идущие на преодоление гидравлических потерь. С достаточной для практических расчетов точностью
Р2 = 0,001Н + 8 = 0,001*2300 + 8 = 3,1 МПа. (117)
Р = 10,3 + 3,1 = 13,4 МПа
Считая, что нефтяная ванна будет проводиться при помощи агрегата ЦА-300, мощность двигателя которого N = 120 кВт, можем определить возможную подачу насоса
где η – кпд насоса агрегата ЦА-300, η= 0,635.
