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 (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 (Д3
t
) 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 Д3
2
выделены отложения: саргаевского и семилуского горизонтов, объединенных в российский надгоризонт.
Слои саргаевского горизонта (Д3
sr
), 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 αсп
=1,3° на 100 м.
Конструкция скважины
| Тип колонны |
Диаметр колонны |
Диаметр долота, мм |
Глубина спуска,м |
| 1 |
2 |
3 |
4 |
| Направление |
324 |
394 |
30 |
| Кондуктор |
245 |
295,3 |
330 |
| Эксплуатационная колонна |
146 |
215,9 |
1 875 |
Расчёт:
1. Радиус искривления участка набора угла наклона определяется по формуле:
R1
= (57.3 /αн
) * 10;
R1
= (57.3 / 1.5) * 10 = 382 м;
2. Радиус искривления участка снижения угла наклона определяется по формуле:
R2
= (57.3 /αсп
) * 100;
R2
= (573 /1.3) * 100 = 4408 м
Находим угол наклона ствола проектируемой скважины: Cosα= 1- [А/( R1
+ R2
) ]= 1-[350/ (382+4408)] =21.5̊̊̊̊̊
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 α ) = 382 * ( 1- cos 21.5°) = 26.74 м;
Вертикальная проекция участка L2
: h = R1
* ( 1- sinα) = 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- cosα) = 4408 * ( 1- cos 21.5°) = 323.26 м;
Вертикальная проекция участка L3
: H1
= R2
* ( 1- sinα) = 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 K1
E1
O2
= R2
= 4408 м; от точки В отрезок BL = A =350 м. Из точки O1
описываем 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
Dдол.
= D + 2
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
Исходные данные:
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:
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:
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
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:
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
Эксплуатационная колонна.
Расчет эксплуатационной колонны производится полностью, определяются все сминающие и страгивающие нагрузки Исходные данные:
1. Диаметр ствола скважин - 215,9мм.
2. Наружный диаметр колонны - 146мм.
3. Расстояние от устья до башмака колонны, Н = 1875 м.
4. Расстояние от устья скважины до устья жидкости в колонне (в поздний период эксплуатации). Н0
= 1200м.
5. Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора h = 0 м.
6. Пластовое давление, Рпл
=21 МПа.
7. Удельный вес цементного раствора Yц.р.
=1.73г/см3
.
8. Удельный вес глинистого раствора Yr
.
p
.
= 1,13 г/см3
.
9. Удельный вес промывочной жидкости Yж
= 1,0г/см3
10.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
PCM
= 0.1[ H * Yr
.
p
- ( H – h ) * Yн
]
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 ;
YH
- удельный вес нефти, г/см3
. Рсм
= 0.1 [ 1875 * 1.13 - ( 1875 – 1200 ) * 0,86 ] = 15.3 МПа
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 ( Ндоп
7
) по формуле:
Ндоп
7
= [ 10Рсм
- Н0
* YH
* Асм
] / [ Асм
* ( Yг.р.
- Yн
) ]
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;
Асм
- запас прочности на смятие в зоне перфорации, равен 1,3:
Ндоп
7
= [ 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 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
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 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.
Исходные данные:
1. диаметр долота под направление - 394 мм;
2. наружный диаметр направления - 324 мм;
3. толщина стенки направления -10 мм;
4. глубина спуска направления - 30 м:
5. высота подъема цементного раствора за колонной - 30 м;
6. высота цементного стакана - 5 м;
7. водоцементное отношение - 0,5;
8. удельный вес цементного раствора - 1,73 г/см";
9. удельный вес технической воды - 1,0 г/см .
Определяем потребное количество цементного раствора Vц.р
:
Vц.р
= 0,785 * [ ( D2
скв
- d 2
H
) * H + d 2
B
* h ]
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
Где К - коэффициент кавернозности, равен 1,25;
Вдол
- диаметр долота, м. Dскв
= 1,25* 0,394= 0,492мVц.р
= 0,785 *[ (0,4922
- 0,3242
) *30 + 0,304 2 * 5] = 3,9 м3
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) * ( γц.р.
– γв.
) = 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.
Исходные данные:
1. диаметр долота под кондуктор - 295,3 мм;
2. наружный диаметр кондуктора -245 мм;
3. толщина стенки кондуктора - 8 мм;
4. внутренний диаметр кондуктора - 229 мм;
5. высота подъема цементного раствора за кондуктором -330м;
6. высота цементного стакана -10м;
7. коэффициент кавернозности - 1,25;
Определяем потребное количество цементного раствора:
Vц.р
= 0,785 * [ ( D2
скв
- d2
H
) * H1
+ (D2
BH
- d2
H
) * Н2
+ d2
B
* h ]
Где DCKB
- диаметр скважины, м;
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;
h - высота цементного стакана, м.
Dскв
= K * Dдол
Где К - коэффициент кавернозности, равен 1,25; Dдол
- диаметр долота, м.
Dckb
= 1,25 * 0,295 = 0,369 м
V
ц.р
= 0,785 * [ ( 0.3692
- 0,2452
) * 330 + ( 0,3042
- 0,2452
) * 30 + 0,2292
* 10 ] = 20.6 м3
Определяем потребное количество сухого цемента:
Gц
= 1 * Yц.р
* Vц.р
/ ( 1 + m )
Где Yц
- удельный вес цементного раствора, г/см3
;
m - водоцементное отношение.
Gц
= 1 * 1,73 * 20.6 / ( 1+0,5 ) = 25,3 т
Определяем потребное количество воды для затворения цемента:
Vв
= m * Gц
= 0,5 * 25,3 = 12,65 м3
Определяем объем продавочной жидкости:
Vпр
= 0,785 * S * d2
вн
( Н – h )
Где S – коэффициент, учитывающий сжатие жидкости.
S = 1,03 – 1,05
dвн
= внутренний диаметр кондуктора.
Vпр
= 0,785 * 1,03 * 0,2292
* ( 330 – 10 ) = 14,6 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.
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).
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 - 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.
Vц.р.
= 0,785 * [ ( D2
скв
– d2
н
) * Н1
+ d2
в
* h ]
Где Dскв
– диаметр скважины в необсаженной части, м;
dн
– наружный диаметр эксплуатациооных колонн, м;
dв
– внутренний диаметр эксплуатационной колонны;
h – высота цементного стакана
Dскв
= К * DДОЛ.
Где К – коэффициент каверзности, равен 1,3.
Dдол
- диаметр долота, м.
D скв
= 1,3 * 0,2159 = 0,28 М
Vц.р.
= 0,785 * [ ( 0,282
- 0.1462
) * 800 + 0, 1322
* 10 ] = 32,6 м3
Определяем потребное количество сухого цемента:
Gц
= 1 * Yц
.р
* Vц
.р
/ ( 1+m )
Где Yц
.р.
- удельный вес цементного раствора, г/см3
;
m - водоцементное отношение.
Gц
= 1*1,73 * 32,6 / ( 1+0,5 ) = 37,5т
Определяем потребное количество воды для затворения цемента:
VB
= m*Gц.
= 0,5 * 37,5 = 18,75 м3
Определяем объем продавочной жидкости:
Vпр
= 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;
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.
Vцр
= 0,785 * [ ( D2
скв
- d2
н
) * Н1
+ ( D2
в.н.
- d2
н
) * Н2
]
Где Dскв
- диаметр скважины в необсаженной части, 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
Где К – коэффициент каверзности, равен 1,3;
Dдол
– диаметр долота.
Dскв
= 1,3 * 0,2159 = 0,28 м
Vцр
= 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 + 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
;
mг
- глиноцементное отношение, принимаем равным 0,2;
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:
qц
=
Yц
Yr
Yв
/ [ Yr
Yв
+ mr
Yц
Yв
+ Wc
Yц
Yr
( l + mr
)]
где Wc
–водосмесевое отношение, по данным лаборатории принимается равным 0,85.
qц
= 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:
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:
1. цемента- 43,9 * 0,7 = 30,7 т
2. глинопорошка - 38,8 * 0,14 = 6,1т
3. воды - 38,8 * 0,6 = 26,3 м3
Определяем количество воды для прдавки ГЦР:
Vnp
=0,785 * S * d 2
вн
* 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:
Рк
= Рr
+ Рр
Где Рг
- давление на преодоление гидравлических сопротивлений в скважине;
Рр
- давление, создаваемое разностью удельных весов цементного раствора и технической воды.
Рr
= 0,02Н + 16 = 0,02 * 1875 + 16 = 5,35 МПа
Где Н – глубина спуска эксплуатационной колонны
Рр
= 0,1 * [ ( Yг.ц.
– Yв.
) Н1
+ ( Yц.р.
– Yв.
) * ( Н2
- h) ]
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.
Рр
= 0,1 * [ ( 1,65 - 1,0 ) * 1075 + ( 1,73 - 1,0 ) * ( 800 – 10 ) ] = 127,5 * 10 5
Н/м = 12,7 МПа Рк
= ( 53,54 + 127,5 ) * 105
= 18.1 * 10 б
Н/м2
= 18,1 МПа
По величине Рк
выбираем цементировочный агрегат ЦА – 320.
Техническая характеристика ЦА-320
| Режим работы |
скорость |
Подача, диаметр втулки 100 мм |
||
| м3
|
л/с |
Давление, МПа |
||
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
| Максимальная производительность |
2 |
0,182 |
3,0 |
30,5 |
| 3 4 |
0,350 |
5,8 |
15,9 |
|
| 0,627 |
10,4 |
8,8 |
||
| 5 |
0,811 |
13,5 |
6,9 |
|
| Максимальное давление |
2 |
0,175 |
2,9 |
32,0 |
| 3 |
0,266 |
4,4 |
19,2 |
|
| 4 |
0,472 |
7,8 |
10,3 |
|
| 5 |
0,610 |
10,1 |
8,0 |
|
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:
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;
dн
– наружный диаметр эксплуатационной колонны – 0,146 м;
dвн
– 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 )/ Рр
= ( 1260 – 10 )/127,5 * 105
= 9,8 * 10-5
мп3
/Н
Сопоставляя Рк
с давлением в насосах агрегата, видим, что Рк
> Р4
и Рк
< Р3
. Определяем высоту столбов (продавочной жидкости, закачиваемой на различных скоростях агрегата:
L5
пр
= L0
+ а ( Р5
– Рr
) = 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 ( Рк
– 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 * d2
вн
* L3
пр
= 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
= ( 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:
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:
N = Тц
/( 0,75 * Тсхв
) = 1
Где Тсхв
- 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:
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.
Для глинопорошка:
Nсм
= 5,1/20 = 1.
Данные по цементированию сведем в таблицу.
Количество материала для цементирования
| Тип колонны |
Цемент, т |
Глинопорошок, т |
Вода для |
Давление в конце цем-ния, МПа |
Время на цем-ние, ед |
Цемент агрегатов ед |
Смес. Машин ед |
|
| Затворения, м3
|
Продавки, м3
|
|||||||
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
| Направление |
4,8 |
- |
2,4 |
1,87 |
1,04 |
- |
1 |
1 |
| Кондуктор |
25,3 |
- |
12,65 |
14,6 |
4 |
- |
2 |
1 |
| Эксплуатационная колонна |
30,7 37,5 |
6,1 - |
26,3 18,75 |
15,5 11,1 |
18,1 |
15,7 |
7 |
5 |
| Всего для эксплуат. колонны |
68,2 |
6,1 |
45,05 |
26,6 |
18,9 |
15,1 |
7 |
5 |
| Итого: |
98,3 |
6,1 |
60,1 |
43,07 |
- |
- |
- |
- |
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 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.
Список литературы
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.