Главная страница
Навигация по странице:

  • 3.5 Расчет количества продавочной жидкости.

  • 3.6.Залючительные работы после цементирования скважины для каждой обсадной колонны

  • 4. Техника безопасности и охрана окружающей среды

  • 5. Заключение

  • 6. Список использованной литературы

    		•

    вот второй курсач по нефтянкке. курсач2. Министерство образования Республики Башкортостан гапоу Уфимский топливноэнергетический колледж


    Скачать 84.09 Kb.
    НазваниеМинистерство образования Республики Башкортостан гапоу Уфимский топливноэнергетический колледж
    Анкорвот второй курсач по нефтянкке
    Дата26.11.2021
    Размер84.09 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлакурсач2.docx
    ТипРеферат
    #282818
    страница3 из 3
    1   2   3

    3.4 Выбор плотности буферной жидкости. Расчет количества буферной жидкости.
    Буферная жидкость необходима для того, чтобы разделить между собой цементный раствор и буровой раствор при движении вверх, а также для уменьшения плотности, вязкости и снс, что будет способствовать лучшему вытеснению бурового раствора цементным.

    По результатам исследований объем буферной жидкости должен быть не менее 2
    Кондуктор

    Плотность бурового раствора 1071 кг/м3, беру плотность буферной жидкости 1000кг/м3. Расчеты высоты буферной жидкости (см.приложение 2) Согласно расчетам беру высоту буферной жидкости 100м.

    Vбж= ( - ) * Hбж= ( – ) * 100м = 5,2м3

    Эксплуатационная колонна.

    Плотность бурового раствора 1071 кг/м3, беру плотность буферной жидкости 1000кг/м3.

    Расчеты высоты буферной жидкости (см.приложение 2). Cогласно расчетам беру высоту буферной жидкости 900м.

    Vбж= ( - ) * Hбж= ( – ) * 900м = 12,9м3


    3.5 Расчет количества продавочной жидкости.
    Кондуктор

    Vпж= * H = * 570 = 13,1м3
    Эксплуатационная колонна

    Vпж= * H = * 3130 = 23,8м3
    3.6.Залючительные работы после цементирования скважины для каждой обсадной колонны.
    Продолжительность твердения цементных растворов для кондукторов - 16 ч, а для промежуточных и эксплуатационных колонн - 24 ч.

    По истечении срока схватывания и твердения цементного раствора в скважину спускают электротермометр для определения фактической высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Верхнюю границу цемента определяют по резкому изменению температурной кривой.

    При схватывании и твердении цементного раствора наибольшее количество тепла выделяется в течение 5 - 10 ч после его затвердения, поэтому для получения четкой отбивки высоты подъема цементного раствора необходимо, чтобы электротермометр был спущен в течение 24 ч после окончания цементирования скважины.

    Применение метода гамма-каротажа (ГГК) основано на измерении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора. Сущность метода ГГК заключается в измерении рассеянного гамма-излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от индикаторов.

    После определения высоты подъема цементного раствора и качества цементирования скважины приступают к обвязке устья скважины.

    Благодаря конструктивным особенностям обвязок можно:

    а) подвешивать промежуточные и эксплуатационные колонны на клиньях; б) спрессовывать отдельные элементы обвязки в буровой; в) контролировать давление в межтрубных пространствах.

    После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают желонку или пикообразное долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок, остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны.

    Разбуривание должно вестись пикообразным неармированным долотом диаметром на 7 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, считая по самой толстостенной трубе. Обратный клапан может разбуриваться торцовым цилиндрическим фрезером, обеспечивающим сохранность колонны от повреждения.

    Если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное кольцо «стоп» и цементный стакан до обратного клапана, то можно не оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. Если же будет разбурен и обратный клапан, вскрыт фильтр или башмак зацементированной колонны, то устье необходимо оборудовать соответствующим образом.

    Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.

    Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением менее 7 МПа. Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления.

    В разведочных скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146- и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194- и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны).

    Для испытания обсадных колонн опрессовкой обычно пользуются цементировочным агрегатом. Для испытания обсадных колонн на герметичность путем понижения уровня пользуются компрессором или желонкой, опускаемой в скважину на канате.

    При испытании на герметичность может оказаться, что колонна негерметична. Одно из первоначальных мероприятий по устранению негерметичности - определение места утечки в колонне. Для этого проводят исследования резистивиметром, который служит для измерения удельного сопротивления жидкости. После замера электросопротивляемости однородной жидкости внутри колонны получают диаграмму равного сопротивления, выраженную прямой линией по оси ординат. Вызывая снижением уровня в колонне приток воды и вновь замеряя сопротивление, получают другую диаграмму, точки отклонения которой от первой диаграммы связаны с местом течи в колонне.

    После установления места течи в колонне производят дополнительное цементирование по способу Н. К. Байбакова, опуская трубы, через которые будет прокачиваться цементный раствор, на 1 - 2 м ниже места течи.

    4. Техника безопасности и охрана окружающей среды

    Техника безопасности

    Буровая лебёдка комплектуется прочными металлическими ограждениями, надёжно закрывающими доступ к движущимся частям со всех сторон. Ограждения, устанавливаемые на расстоянии более 35 см от движущихся частей механизмов, выполняются в виде перил. Кроме того, лебёдка снабжается ограничителем допустимой грузоподъёмности, а также надёжным тормозным устройством.

    Зубчатые и цепные передачи ограждаются сплошными металлическими кожухами, имеющими приспособления для удобной сборки и разборки.

    Выступающие детали движущихся частей насосов и лебёдки (в том числе шпонки валов) и вращающиеся соединения закрываются кожухами по всей окружности вращения.

    На грузоподъёмных машинах и механизмах (кронблок, крюкоблок и лебёдка) обозначаются их предельная грузоподъёмность и сроки следующего технического освидетельствования.

    Запорная арматура, устанавливаемая на выкидной линии, снабжается указателями положения затворов. Нагнетательные трубопроводы, их детали и арматура опрессовываются пробным давлением.

    В целях защиты от поражения рабочих электрическим током осветительная проводка на вышке делается из изолированного провода с влагостойкой изоляцией. Рабочие, постоянно работающие с электрооборудованием, обеспечиваются диэлектрическими перчатками.

    При производстве буровых работ инженерно-технические работники и буровые рабочие обеспечиваются специальной одеждой и специальной обувью. В связи с тем, что при бурении применяются глинистые растворы, а также промывочные растворы, приготавливаемые на основе поверхностно-активных веществ, буровые бригады обеспечиваются мылом. В целях защиты от падения тяжёлых предметов всему персоналу буровой выдаются каски. Для защиты от шума дизелистам выдаются шумозащитные наушники.

    Перед началом бурения буровой мастер обеспечивается следующими документами:

    1. Технический проект на строительство скважины.

    2. Геолого – технический наряд.

    3. Режимно – технологическая карта.

    4. Карта по интервальной обработки бурового раствора.

    5. Утвержденная схема бурового и силового оборудования.

    6. Карта крепления скважины.

    7. График ППР.

    8. Паспорта на буровую вышку, буровое и силовое оборудование , талевый канат, бурильные трубы, КИП, на сосуды работающие под давлением.

    9. Акт опрессовкиманифольда.

    10. Акт проверки состояния и соответствия нормам сопротивления заземления оборудования и пусковых устройств.

    11. Акт крепление вышки.

    12. Акт на испытание вышки.

    13. Акт на испытание ограничителя подъема талевого блока.



    Охрана окружающей среды

    С целью предотвращения загрязнения водоемов, пресных подпочвенных вод буровым раствором, нефтью, химическими реактивами, перетоков и открытых выбросов необходимо соблюдение требований действующих законодательств о земле, воде, лесах, недрах.

    Охрану окружающей среды намечается обеспечить при соблюдении следующих мероприятий:

    1. С целью охраны животного мира ставится ограждение шламового и водяного амбаров. При бурении скважины используется высококачественный глинистый раствор, обработанный химическими реагентами, позволяющими исключить применение нефти для обработки раствора. Очистка бурового раствора от шлама производится с использованием трёх ступенчатой системы очистки.

    2. Сыпучие материалы и химические реагенты должны храниться в закрытых помещениях, возвышающихся над уровнем земли, с гидроизолированным настилом и снабжённых навесом.

    3. Дозировку химреагентов производится только в специально оборудованных местах, исключающих попадание их в почву и водные объекты.

    4. Нефтегазоводопроявления предупреждаются путём установки противовыбросового оборудования и применения буровых растворов с параметрами, удовлетворяющими требованиям проводки скважин в конкретных геологических условиях.

    5. Крепление ствола скважины производится в соответствии с действующими руководящими документами, при этом обеспечивается надёжная изоляция нефтеносных, газоносных и водоносных горизонтов друг от друга и герметичность обсадных колонн.

    6. В процессе бурения производится постоянный контроль за герметичностью циркуляционной системы буровой установки, обвязки ёмкостей для хранения ГСМ.

    7. Сбор бытовых отходов производится в мусоросборники (металлические контейнеры – 3 шт.), которые устанавливаются рядом с кухней-столовой и вывозятся по мере их наполнения. Жидкие отходы от кухни-столовой, вагон-душевой и туалета накапливаются в выгребных ямах, которые после окончания строительства скважин куста засыпаются грунтом

    8. Перетаскивание бурового оборудования при монтаже и демонтаже производить на специальных тележках по трассам шириной не более 15 м. В случае нарушения почвенного слоя трассы перетаскивания произвести их планировку;

    9. С целью нанесения минимума ущерба прилегающим сельскохозяйственным угодьям использовать подъездные пути, только согласно утвержденной схемы;

    10. Перед началом монтажа буровой установки необходимо снять почвенный слой глубиной до 20 см на всей площади строительства, перевезти его на расстояние 75 м, уложить в виде вала для хранения до окончания работ;

    11. Произвести планировку территории строительства буровой с уклоном, направленным в сторожу, противоположную береговой линии водоема, оврага;

    12. С целью недопущения порчи и загрязнения прилегающей территории сельскохозяйственных угодий производить обваловку земельного отвода;

    13. Все буровое оборудование, шламовые амбары, ГСМ и дополнительное оборудование располагать только на территории земельного отвода;

    14. Котлованы для сброса шлама и воды цементировать слоем 10-15 см;

    15. Запасной глинистый раствор и химические реагенты хранить только в закрытых емкостях на специальной площадке;

    16. Категорически запрещается слив использованного бурового раствора, химических реагентов, промышленных сточных вод в открытые водные бассейны;

    17. Для сохранения запасов поверхностных вод внедрить оборотное водоснабжение при бурении скважин по замкнутому циклу скважина-отстойник;

    18. Буровые сточные воды по водоотводным канавам собираются в котлованах-ловушках, вырытых на площадке буровой. Дно и стенки котлована покрываются уплотненным недренирующим грунтом. Котлован разделяется земляным валом на две половины. В первой отстаиваются взвешенные частицы и примеси нефти. Отстоявшуюся нефть собирают специальными скребками и сжигают в местах, согласованных с Госпожнадзором. Отстоявшийся раствор по трубе поступает во вторую половину котлована, где происходит дальнейшее осаждение взвешенных частиц и испарение части жидкости;

    19. Процесс бурения скважины будет проводиться в строгом соответствии с "Инструкциями Госгортехнадзора РФ по ведению буровых работ и предупреждению нефтегазопроявлений".

    5. Заключение
    В курсовой работе была выбрана конструкция скважины по графику совмещенных плотностей с учетом возможных осложнений, обоснован выбор рациональной конструкции бурильной колонны для заданных условий бурения, определен расход промывочной жидкости, расчет осевой нагрузки на долото, расчет частоты оборотов долота, расчет цементирования, указан метод вскрытия продуктивного горизонта, указана техническая и экологическая безопасность проведения работ.


    6. Список использованной литературы
    1. Абызбаев И.И. Нефтегеологическое районирование перспектив нефтегазоносности Башкирии. 1982.

    2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. –М, ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2000.-670 с.

    3. Галлямов М.Н. Геологическое строение многопластовых объектов месторождений Башкирии. Выпуск №71. БашНИПИнефть- Уфа 1985.

    4. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважины на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. -М.: ВНИИБТ, 1992.-67 с.

    5. Калинин А.Г. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. – М.: Недра, 2001. – 450 с.

    6. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра, 1999.

    7. Строительство разведочных скважин на Туймазинской площади республики Башкортостан: Групповой технический проект / БашНИПИнефть- Уфа, 1983.-119с.

    8. Строительство эксплуатационных нефтяных скважин на Туймазинской площади республики Башкортостан: Групповой технический проект / БашНИПИнефть-Уфа, 1983.-119с.

    9. Юсупов Б.М. Структура и нефтеносность стратиграфического комплекса Западной Башкирии. 1974.

    10. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник - М.: Недра, 1990

    11. Бурение нефтяных и газовых скважин. Ю.В. Вадецкий , «Академия», 2003

    12. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. М.Я. Беркович, М.Р. Мавлютов и др., М: Недра, 1969.
    1   2   3

    написать администратору сайта