Тема ВКР. ДИПЛОМ (1) (1) (1). Групповой технический проект на строительство разведочных скважин 1440114413 Иктехской площади
 Скачать 2.56 Mb.
|
 =  =  =173 мм7. Время неподвижного состояния инструмента на забое определяется интенсивностью притока и устойчивостью стенок скважины и должно составлять не менее 1 часа при депрессии на пласт (80-100 кгс/см2). 3. Специальная часть 3.1. Управляемаякольматация зон поглощений промывочной жидкости в процессе бурения Загрязнение призабойной зоны (кольматация) существенно влияет на производительность скважин проницаемость пласта, определяемую по результатам гидродинамических исследований. При этом под кольматацией понимают загрязнение призабойной зоны буровым раствором при вскрытии продуктивного пласта, ухудшение свойств призабойной зоны при цементаже, перфорации продуктивного интервала, набухании глин и т.д. В данном реферате представлен анализ лабораторных и промысловых исследований влияния кольматации на продуктивность скважин при вскрытии пластов с различными минералогическими, ёмкостными и фильтрационными свойствами, а также дана аналитическая оценка этого влияния как для вертикальных, так и для горизонтальных скважин. Под «управляемой кольматацией» понимается регулирование воздействие (гидромеханические, физико-механические и др.) на призабойную зону пластов в процессе бурения и заканчивания скважин с целью формирования в этой зоне кольматационного слоя с низкими фильтрационными и повышенными прочностными характеристиками значительно снижающего или исключающего гидравлическую связь пластов и скважины. Создание призабойногокольматационного слоя позволяет: - изолировать друг от друга в процессе бурения и заканчиванияводонефтегазоносные пласты; - производить вскрытие продуктивных отложений на балансе пластового давления; - предохранить прискважинную и удаленные зоны продуктивных пластов от загрязнения твердой фазой и фильтрации буровых и тампонажных растворов при заканчивании скважин; - предупредить поглощение бурового и тампонажного растворов и водонефтегазопроявления; - снизить обвалообразования и прихватоопастность ствола при бурении и креплении скважин; - повысить качество цементирования обсадных колонн и надежность долговременного разобщения пластов при креплении скважин. Обоснование плотности бурового раствора при бурении и заканчивании скважин в осложненных геолого-технических условиях осуществляется по результатам испытаний ствола на приемистость и прочность, а также кольматационной зоны депрессией. [9] 3.2. Кольматация проницаемых пород Разнообразие геолого-технических условий в каждом нефтегазоносном районе обязывать изыскивать приемлемые способы предупреждения поглощений. Все они связаны с регулированием давления, действующего на стенки скважины при выполнении в ней различных операций. Поглощения буровых растворов и иных жидкостей в поглощающие пласты обеспечивается наличием пор, каналов, трещин, пустот в проходимых скважиной породах и (или) недостаточной устойчивостью пород к давлению столба жидкости в скважины, в результате чего возникает гидроразрыв пород и в щели проникает жидкость. Опыт борьбы с поглощениями в нашей стране и за рубежом показывает, что одним изэффективным способом ликвидации поглощений является закупорка поглощающих каналов с помощью наполнителей. Кольматация - это заполнение пор и каналов пород, глинистыми и иными твердыми частицами или затвердевающими частицами жидкости. Она может быть механической и химической. В первом случае она происходит при заполнении пор и каналов под действием сил гравитации, трения и центробежных. Во втором когда заполнение пор и каналов твердыми частицами сопровождается химическими реакциями с породами, или идет процесс закупоривания пор образованием твердого вещества из жидкого. Механическая кольматация сопровождается химической. В каналы могут входить частицы, размер которых меньше 1/3 условного диаметра канала; они является основными кольматантамиприестественнойкольматации (под действием гидростатического давления); частицы, размер которых меньше 0,1 условного диаметра канала, свободно проходят по каналу. Если кольматация продуктивного пласта в период его освоения, то кольматация проходимых непродуктивных пород целесообразна, а в некоторых случаях, бесспорно, необходимо заполнение пор каналов твердыми частицами бурового раствора в пристенной зоне скважины; это снижает интенсивность фильтрации жидкости в пласт и создает сопротивление движению жидкости пласта, т.е. формируется экран на пути движения жидкости в пласт или из пласта. Гидродинамическая вихревая кольматация предназначена для предупреждения осложнений, связанных с неустойчивостью стенок скважин, упрощения и облегчения конструкции скважины, существенного улучшения всех показателей бурения, повышения качества крепления скважин, вскрытие продуктивных пластов и облегчения освоения скважины. С целью создания защитного экрана в стенке ствола скважины осуществляется управляемое воздействие на приствольную зону проницаемых пластов с помощью химических, физико-химических и гидромеханических методов кольматации. Требования, предъявляемые к технологическому процессу: - процесс углубления ствола должен совмещаться с технологией управляемой кольматации проницаемых пластов процесс их кольматации должен быть управляемым. - для регулирования фильтрационных и прочностных характеристик призабойных зоны проницаемых пластов процесс их кольматации должен быть управляемым. - параметры режима кольматации в зависимости от свойств пород-коллекторов должны приводить к созданию кольматационного слоя, повышающего градиент фильтрации пластовых флюидов до 4 - 6 МПа и обеспечивать вскрытие продуктивных отложений при репрессиях не более 2,5 -3,5 МПа. - управляемая кольматацияпризабойной зоны продуктивных отложений эффективно сохраняя коллекторские свойства в приближенной и удельной зонах пласта, не должна оказывать отрицательного влияния на устойчивость ствола, усложнять освоение скважин и снижать и потенциальную продуктивность. [9] 3.3. Технология управляемойкольматации проницаемых пород высоконапорными струями бурового раствора Требования к технологическому процессу струйнойкольматации: Технология кольматации проницаемых пород разреза высоконапорными струями буровых растворов (глинистых, полимерных, цементных и их комбинации) должна полностью совмещаться с основными производственными процессами - углублением ствола и подготовкой его к креплению. Для эффективной кольматации ствола скважин необходимы реализация на забое 2/3 гидравлической мощности и применения параметров режиме обработки (U0 — скорости истечения рабочего агента, Рд-динамического давления струи на стенку скважины, Тк - времени контакта струи с обрабатываемой поверхностью) и свойств рабочего агента (С -концентрации и дисперсности твердой фазы, химической активности жидкой фазы), соответствующих физико-механические свойствам пород-коллекторов, слагающих стенки скважин (ш- пористости, К - проницаемости, Д - механической прочности). Рабочее параметры боковой струи при обработке проницаемых отложений, характеристики которых приведен, должны приводить к формированию в призабойной зоне кольматационного радиального слоя глубиной до 30 мм и плотностью глинистной корки на стенках скважин толщиной до 3 мм. Очиститель гидромеханический для бурения скважин типа ОГМБ 1 - долото; 2 - корка фильтрационная; 3 - насадки гидромониторные; 4 - слой кольматационный; 5 - щетки; 6 - переводник с тремя лопастями; 7 - вал турбобура. Очиститель гидромеханический типа ОГМ 1 - долото; 2 - корка фильтрационная; 3 - слой кольматационный; 4 - щетки; 5 - калибраторы; 6 - насадки гидромониторные; 7 - корпус очистителя; 8 - скосы специальные. Устройство для заключительных работ типа УЗР а - в качестве воронки; б - при обработке ствола скважины. 1 - переводник; 2 - корпус; 3 - щетки; 4 - насадки гидромониторные; 5 - отверстие промывочные; 6 - пробка; 7 - седло. 3.4. Технология струйнойкольматации ствола скважин -Струйнаякольматация ствола скважины осуществляется буровыми растворами, применяемыми для вскрытия продуктивных отложений и бурения - плотностью 1120 - 1660 кг/м3, вязкостью 25 - 80 с, фильтратоотделением 4-20 см /30 мин, СНС 30/60 ДПа. -Оптимальные режимные параметры струйнойкольматации проницаемых отложений. -Расчетные параметры струйной обработки для различных сочетаний диаметров и количества насадок в долоте наддолотном переводнике при скорости истечения жидкости 80 м/с. -Основные гидравлические параметры высоконапорных струй в зависимости от скорости истечения жидкости и плотности бурового раствора. [11] 3.5. Технические средства и материалы, необходимые для осуществления технологического процесса Кольматация ствола струями бурового раствора производится через насадку, встроенную в наддолотной переводник, при бурении роторным или турбинном бурении. Узел крепления насадки выполняется в гладкой части переводника (между муфтовымирезьбами). Крепления узла и насадка соответствует применяемых в гидромониторных долотах. Количество, расположение и диаметр боковых насадок определяется расчетом в зависимости от проектируемого режима и технологической схемы обработки. [9] 3.6. Технологические схемы струйной кольматации Технологический процесс струйной кольматации ствола скважины со вмещается с основными производственными операциями бурением и подготовкой ствола и креплении обсадной колонны. Первая основная технологическая схема струной кольматации предполагает осуществление процесс одновременно с углублением забоя скважины. Назначением схемы является регулирование фильтрационных и прочностных характеристиками призабойной зоны проницаемых пластов, слагающих ствол скважин, непосредственно при забое его фильтрации. 3.7. Схема монтажа и эксплуатации оборудования -Струйная кольматация ствола скважины в процессе бурения (первая технологическая схема) осуществляется следующей компоновкой инструмента: гидромониторная долота, наддолотной переводник с насадкой, УБТ и бурильные трубы. -Струйная обработка ствола в процессе проработки скважины в интервале проницаемых пластов (вторая технологическая схема) производится следующей компоновки инструмента: гидромониторные долото с двумя заглушёнными отверстиями, наддолотной переводник с двумя гидромониторными насадками, УБТ, бурильные трубы. -При использовании турбобура струйный переводник устанавливается между долотом и турбобуром. -Для снижения вероятности забивания боковой насадки крупным шламом, частицами наполнения (барита, сидерита, и т.д.) под ведущую трубу устанавливается фильтр с размерами отверстий, не превышающими диаметр рабочих насадок. - Перед началом работ устанавливается соответствие расхода и давления насосной установки диаметру и количеству рабочих насадок в долоте ипереводнике. 3.8. Наполнители для изоляции зон поглощения Эффективным мероприятием по предотвращению поглощения бурового раствора является введение в циркулирующий буровой раствор наполнителей. Цель их применения состоит в создании тампонов в каналах поглощения. Эти тампоны служат основой для отложения фильтрационной (глинистой) корки и изоляции поглощающих пластов. Наполнители по качественной характеристике подразделяются на волокнистые, пластинчатые и зернистые. Важнейшими свойствами наполнителей являются: наличие оптимального распределения размеров частиц, форма, масса или плотность частиц, их жесткость и инертность. Максимальный размер частиц определяется сечением поглощающих каналов. Материалы, состоящие из однородных по размерам частиц (пластинчатые материалы), не образуют корки, перекрывающей отверстия. Волокнистые материалы, содержащие волокна различных длин и диаметров, образуют непроницаемую корку, но часто волокна не выдерживают перепада давлений и разрываются, и потеря циркуляции возобновляется. Лучшей смесью для ликвидации поглощения при низких давлениях является высококоллоидный глинистый раствор с добавками волокнистых материалов и листочков слюды. Волокнистые материалы, откладываясь на стенке скважины, образуют сетку. Листочки слюды укрепляют эту сетку и закупоривают более крупные каналы в породе, а поверх всего этого образуется тонкая и плотная глинистая корка. [9] Вывод Анализ причин влияющих, на проницаемость геологической породы в призабойных зонах скважин выявил, что засорение фильтрационных каналов породы твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом и т.д., в процессе различных технологических операций снижают относительную проницаемость для нефти. 4. Организационная часть 4.1. Охрана недр, природы и окружающей среды Охрана окружающей среды на этапе поисково-разведочных работ с целью поисков и оценки месторождений углеводородного сырья в сложных природно-климатических условиях Якутии приобретает особое значение. Сложные природно-климатические условия, наличие многолетнемерзлых пород, во многом способствует активному воздействию технологических процессов на природную среду. Производства геологоразведочного направления с соответствующей вспомогательной инфраструктурой, являются экологически опасными предприятиями, поскольку технология производства работ непосредственно связана с природной средой. В частности, с безвозвратным использованием природных ресурсов - земель, лесных и водных ресурсов. Согласно «Положения о водоохранных зонах (полосах) рек, озер и водохранилищ (постановление Совета Министров РСФСР от 17.07.89 г. за № 91) минимальная ширина водоохранных зон при длине реки от истока от 11 до 50 км устанавливается 100 м. Расположение рабочих площадок в охранной зоне запрещается. При проведении подготовительных работ и строительства скважин должны соблюдаться природоохранные требования «Инструкция по охране окружающей среды», «Руководства на ведение подготовительных работ», «Регламента на организацию работ по ликвидации и рекультивации шламовых амбаров». Для охраны атмосферного воздуха от загрязнения в процессе строительства должны учитываться требования СанПин № 4946 от 16.05.89 г. М., Минздрав СССР, 1989 г. (Санитарная охрана атмосферы воздуха населенных мест). Согласно раздела 8 СН-245-71 санитарно-защитная зона принимается равной 300 м, как у предприятий, относящегося к III классу. При подготовительных работах буровая площадка очищается от леса, кустарника. В болотах и грунтах с наличием линз вечной мерзлоты и вечномерзлых грунтах в соответствии с рекомендациями по снятию плодородного слоя почвы нецелесообразно снимать плодородный слой. Планирование территории площадки должно вестись подсыпкой грунта до проектной отметки. Сохранение почвенного слоя или мохово-торфяного покрова за пределами подсыпаемой буровой площадки или дорог является обязательным. Для исключения попадания отходов бурения на территорию буровой площадки и миграции токсичных веществ, предусматривается система гидроизоляции амбаров и технологических площадок и система сбора, хранения использования и утилизации этих отходов. Исходя из технологии геологоразведочного производства, влияние на природную среду можно разделить по основным природоохранным направлениям: 1. Охрана атмосферного воздуха. 2. Охрана растительного и животного мира. 3. Охрана водных объектов от загрязнения и истощения. 4. Охрана геологической среды от техногенного воздействия и развития экзогенных процессов. В данном разделе изложены предложения и рекомендации по комплексу природоохранных мероприятий, выполняемых при проведении геологоразведочных работ. [7] 4.2. Контроль за состоянием и охраной окружающей среды Для осуществления контроля за состоянием окружающей среды в районах ведения буровых работ должны быть созданы пункты наблюдения за поверхностными водами, атмосферным воздухом, а также временные пункты для оценки степени загрязнения почв. Сроки и частота отбора проб согласовываются с местными органами надзора. Контроль за состоянием подземных вод осуществляется по наблюдательной сети родников и скважин. С помощью расходомеров, уровнемеров и манометров. Контроль за состоянием земель осуществляется согласно регламентам: - определение направления движения потока возможного ареала загрязнения; - установление степени загрязнения и глубины проникновения загрязнений в почву; - установление степени загрязнения и характера трансформации почв; - определение возможности самоочищения почв и выбор технологических мероприятий по ликвидации последствий загрязнения. Основной метод контроля - изучение морфологии почвенного профиля, определение содержания нефти и нефтепродуктов в образцах почв, определение остаточной растительности. При строительстве скважин должен также осуществляться контроль за объектом и рациональным использованием природных вод, степенью очистки сточных вод и утилизации отходов бурения. 4.3. Организационно-правовая форма и структура управления буровым предприятием Предприятие ООО «Ленанефтегаз» выполняло подрядные работы по бурению нефтяных и газовых скважин на территории юго-западной Якутии. Внутри предприятия выделяются три структурных подразделения: -ЛУБР (Ленское управление буровых работ) - занимался непосредственно бурением скважин; -УПТОК (Управление производственно-технической обслуживания и комплектации) - в ведомстве этой конторы находился весь автотранспорт предприятия; -ЛУКОМ (Ленское управление комплексного освоения месторождения) - под контролем этого подразделения находились все геофизические исследования скважин, и связанные с ними работы. Непосредственно Ленское управление буровых работ разделено на три цеха: -РММ (Ремонтно-механическая мастерская) - занимался ремонтом и подготовкой буровых установок к эксплуатации; -Вышко-монтажный цех осуществляет монтаж и демонтаж буровых установок; -Тампонажный цех - занимается подготовкой и непосредственным выполнением всех работ, связанных с цементированием и тампонажем скважины. 4.4. Организация работы вспомогательных подразделений и служб. Цикл строительства скважины (ЦСС) включает следующие виды работ: 1. Подготовительные работы к строительству (строительство подъездных путей, линий электропередач, линий связи, трубопроводов, кустового основания, бурение скважины на воду и т.д.). 2. Строительно-монтажные работы (сборка буровой установки и привышечных сооружений) 3. Подготовительные работы к бурению (осмотр и наладка оборудования, оснастка талевой системы, бурение и крепление шурфа, установка направления и др.). 4. Бурение ствола скважины и его крепление. 5. Оборудование устья, испытание скважины на приток, сдача скважины в эксплуатацию. 6. Демонтаж буровой установки и привышечных сооружений, транспортировка их на новую точку, нейтрализация отходов, рекультивация земель. Организация цикла строительства скважин в своей основе содержит взаимоотношения между производственными бригадами, основными Ъ производственными фондами (буровыми установками) и конечной продукцией (скважинами). Наиболее распространены специализированная и комплексная формы организации ЦСС. При специализированной организации процесса все работы на буровой ведутся 5-7 бригадами, которые специализируются на выполнении технологически однородных работ. После окончания работ бригады переходят на следующие объекты. При комплексной организации ЦСС все работы возлагаются на производственные бригады, насчитывающие 30-40 человек. В эти бригады включаются рабочие разных специальностей, которые ведут все работы, начиная с вышкомонтажных и кончая опробованием скважин Строительство нефтяных и газовых скважин осуществляется буровыми предприятиями, имеющими различную организационно-правовую форму и разную степень автономности в структуре нефтегазодобывающих компаний. Примем традиционное наименование бурового предприятия: «Управление буровых работ» (УБР). УБР представляет собой сложную технико-экономическую систему и состоит из большого числа элементов (техники, оборудования, технологических процессов и приемов, коллективов людей, зданий, сооружений и др.), функционирующих в тесном взаимодействии для достижения общей цели при наличии внешних и внутренних случайных возмущений. Характерными особенностями УБР являются: -наличие целей функционирования, определяющих ее назначение; -наличие управления, представляющего собой целенаправленное воздействие на систему; -наличие иерархической структуры, состоящей из нескольких уровней подсистем в соответствии с их взаимоотношением; -наличие процесса функционирования, заключающегося в обмене материалами и информационными потоками в подсистемах. Основной целью функционирования УБР является создание новых основных производственных фондов - скважин. Организационная структура УБР (рис.4.1) включает производственные подразделения, участвующие в изготовлении основной продукции - скважин, и органы управления предприятием. Рис. 4.1 Организационная структура ООО «Ленанефтегаз»
РИТ С ЛУКОМ УПТОК ЦИТС г Геол. отдел Бухгалтерия Юрид. отдел Цех испытания БПО .клады Расчетный отдел Отдел контроля за мат. ценностями ПТО План.-экон. отдел Отдел кадров ТБи ОТ Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС) - фиксирует в основном результаты выполнения запланированных заданий по проходке и работам, обеспечивающим выполнение заданий буровых бригад, а также по аварийным заявкам. Районные инженерно-технологические службы (РИТС) - включает в себя 4 буровых бригад с укомплектованным инженерно-техническим персоналом. Там входит цех испытания. Ленское управление комплексного освоения месторождения (ЛУКОМ) -под контролем этого подразделения находятся все геофизические исследования скважин, и связанные с ними работы. Управление производственно-технического обслуживания и комплектации (УПТОК) - осуществляет обслуживающие и комплектующие процессы. К структурным подразделениям вспомогательного производства относятся: база производственного обслуживания (БПО), состоящая из складов. Управление всеми работами по бурению осуществляет аппарат УБР. 4.5. Основные документы, учет и контроль строительства скважин. Основными документами, на основании которых осуществляется строительство скважин, являются технический проект и смета. Технический проект включает разделы: -сводные технико-экономические данные; -основание для проектирования; -общие сведения; -геологическая часть; - конструкция скважины; -профиль ствола скважины; -буровые растворы; -углубление скважины; -крепление скважины; -испытание скважины; дефектоскопия, - опрессовка оборудования и инструмента; -сводные данные об использовании спецмашин и агрегатов при проводке скважины; - сведения о транспортировке грузов и вахт; -мероприятия и технические средства для охраны окружающей среды; -механизация, средства контроля и диспетчеризация на буровой; техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная техника; -строительно-монтажная часть; -список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, используемых при принятии проектных решений; - приложения. Смету на строительство скважины составляют к каждому техническому проекту. Она определяет общую стоимость скважины и служит основой для расчета бурового предприятия с заказчиком. Смета состоит из четырех разделов, соответствующих основным этапам строительства скважины: | ||||||||||||||