Введение Нефтяная промышленность является одной из важнейших в экономике России
 Скачать 0.71 Mb.
|
|
2.2.9 Проектирование режима бурения по карточкам отработки долот по трем пробуренным скважинам, способов бурения и КНБК по интервалам бурения Проектирование режима бурения должно быть направлено на минимальные затраты времени и материальных ресурсов и достижение максимальных показателей бурения. Для этого необходимо изучить геологические условия, в которых будет буриться скважина, т.е. литологический состав пород, тектонические нарушения. Для правильного выбора типа долота необходимо знать физико-механические свойства пород разреза. Обязательно - пластовое давление и возможные осложнения. Изучаются возможности самопроизвольного искривления ствола скважины и профилактические меры. На основании всех этих данных разрез скважины делят на несколько интервалов однородных геологических условий, для которых и определяют свои параметры бурового раствора. Плотность бурового раствора должна быть выбрана с учетом, чтобы дифференциальное давление было небольшим. Вязкость должна быть минимально возможной. В зоне поглощений вязкость несколько повышают. Водоотдача в интервале осыпей должна быть не более 5  /30 мин, а в других интервалах выше. СНС должно быть минимально возможным, чтобы обеспечить удержание частиц шлама во взвешенном состоянии.После установления всех параметров бурового раствора в заданных интервалах, проектируют химобработку раствора, а при необходимости утяжеление. Проект на строительство скважины и режимно-технологическая карта составляют основу для управления процессом бурения. Конкретная обстановка, особенно геологическая, может вносить свои коррективы. Обслуживающий персонал должен быть готов для принятия оперативных решений в зависимости от возникшей ситуации. Правильность и своевременность принятия оперативных решений зависят от достоверности поступающей информации, надежности контролирующих устройств, быстродействия всей системы получения и обработки информации, уровня методического обеспечения. 2.2.10 Выбор способов бурения и КНБК по интервалам бурения В интервале 0-30 м используется роторный способ бурения. С КНБК ДД490; УБТ203-18м; СБТ127х9.19 «S-135» - ост. В интервале 30-350 м используется роторно-турбинный способ бурения. С КНБК долото 393,7; ВЗД(1°30′); Установочный пер-ник(UBHO) 0,8м; НМУБТ (под ТМС)9,3 м; НМУБТ - 9,3 м; УБТ203-18 м; УБТ203-18 м; ТБПК127х9,19 «S-135»-ост. В интервале 350-2370 м используется роторно-турбинный способ бурения. С КНБК в интервале 350 – 2370 м долото 295,3; ВЗД 240(1°30′)+КОБТ-11,69 м; НУБТ 16,91 м; НУБТ – 25,61 м; ТБТ127-179,36 м; ЯС-171; ТБТ127-307,07 м; СБТ-127 х 9,19 «S-135» 2446,85 м. В интервале 2370 – 3020 м долото долото 219,1; ВЗД 178(1°30′); НМУБТ (под ТМС)15,23м; НМУБТ –24,02 м; цирк пер-ик; ТБТ127-494,39 м; ЯС-171; ТБТ127-622,1м; СБТ-127 х 9,2 «S-135» 3320 м. В интервале 3020-3040 м 152,4; ВЗД 172(1°30′)+КОБ-9 м; цирк пер-ик; ТБТ127-135 м; ЯСС-172; ТБТ127-72 м; СБТ-127 х 9,2 «S-135» ост. 2.2.11 Выбор типа буровой установки, её комплектность Исходные данные: L = 3344 м - глубина скважины по профилю. Qбк = 1140,2 кН - вес бурильной колонны. Qок = 1680,8 кН - вес наиболее тяжелой обсадной колонны Для бурения скважин данной глубины могут быть применены буровые установки с условной глубиной бурения 5000 м. Для установок этого класса допустимая нагрузка на крюке в процессе бурения и крепления скважины составляет 3140 кН. Допустимую нагрузку на крюке выбираем по весу наиболее тяжелой колонны труб. В соответствии с 2.5.6 правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-63) от 2013 г. нагрузка на крюке от максимальной массы бурильной колонны не должна превышать 0,6 и 0,9 от массы наиболее тяжелой обсадной колонны, формула: Qдоп > Qбк ∙ 0,6, Qдоп > Qок ∙ 0,9, где Qдоп - допустимая нагрузка на крюке в процессе бурения, кН; Qбк - вес бурильной колонны, кН; Qок - вес бурильной колонны, кН. 3140 > 684,12 3140 > 1512,72 Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок, оборудования и инструмента. Буровая установка – это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважин. Все буровые установки подразделены на 11 классов, для глубокого разведочного и эксплуатационного бурения. Класс буровой установки подбирается по условной глубине бурения скважин при массе 1 м бурильной колонны 30 кг. На скважине № 3607 на кустовой площадке №6 Западно-Хоседаюского нефтяного месторождения им. Д. Садецкого используется буровая установка типа 3Д-76. Современная буровая установка 3Д-76оснащена цифровой системой управления электрическими приводами основного оборудования с частотным регулированием. Исполнение буровой установки в едином эшелоне позволяет выполнять строительство скважин в условиях кустовых площадок. Характеристики оборудования комплекта буровой установки позволяют выполнять работы на территориях с умеренным климатом, при температуре окружающей среды от -45ºС до +50ºС. Эксплуатация буровой установки допустима на месторождениях с процентным содержанием сероводорода до 6%. Таблица 9 - Технические характеристики:
Основные преимущества. Для повышения производительности разработки месторождений используется буровая установка 3Д-76 из достоинств которой стоит выделить: минимальные временные и трудовые затраты при монтаже – благодаря конструкции в виде блоков и модулей; наличие системы верхнего привода обеспечивает возможность проводки скважин в горизонтальных и наклонно-направленных участках бурения; снижение негативного воздействия на окружающую среду стало возможным благодаря продуманной конструкции, исключающей протечку буровых растворов; максимальный комфорт работы персонала, так как имеется ветровая защита и воздушный обогрев рабочих мест. 2.2.12 Выбор и обоснование противовыбросового оборудования ПВО Противовыбросовое оборудование (ПВО) используется для герметизации устья скважины в процессе сооружения скважины, и при испытании продуктивных пластов. Комплект противовыбросового оборудования включает: – плашечный, универсальный, вращающийся превенторы; – систему ручного и дистанционного управления превенторами, – систему обвязки с задвижками высокого давления, которые имеют дистанционное управление. Универсальный превентор типа 13”-ОП2 350х350 герметизирует устье скважины при нахождении в нем бурильной трубы, замка или ведущей трубы. Он состоит из корпуса, который сверху закрыт крышкой, плунжера с уплотнительными манжетами, резинового уплотнения, верхней запорной камеры и нижней запорной камеры. К запорным камерам от гидропривода по трубкам подводится рабочая жидкость. Управление универсальнымпревентором осуществляется дистанционно, от того же пульта, что и плашечными. Закрытие превентора. Под давлением жидкости, которая подается в нижнюю запорную камеру, плунжер перемещается вверх. При перемещении вверх, плунжер наклонной поверхностью нажимает на уплотнитель. Уплотнитель деформируется к центру превентора, и плотно прижимается к поверхности бурильного инструмента. В случае отсутствия инструмента в превенторе, уплотнитель полностью перекрывает проходное отверстие. Открытие превентора. При подаче жидкости в верхнюю запорную камеру, плунжер опускается вниз. При этом уплотнитель возвращается в исходное положение, и освобождает бурильный инструмент. Преимуществом универсального превентора 13”-ОП2 350х350 перед другими аналогичными конструкциями является надежность работы и долговечность металлоармированного конусного уплотнительного элемента, а также оптимальные габаритные размеры, и небольшая металлоемкость. Таким образом, для дальнейших расчетов выбирается универсальный превентор 13”-ОП2 350х350. Заключение В результате бурения скважины на нефтегазоносных площадях должен быть создан долговечный, прочный изолированный канал, связывающий продуктивный горизонт с дневной поверхностью. Решающее значение при проводке скважины имеют буровые промывочные растворы. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит не только эффективность буровых работ, но и срок службы скважины. Согласно расчётам профиль скважины трёхинтервальный. Для крепления скважины выбран полимерный раствор плотностью 1140 кг/м³, так как полимерный раствор наделяет цементный камень высокой коррозионной стойкостью, благодаря чему он применяется для крепления скважин в присутствии агрессивных пластовых флюидов и надежно защищает обсадную колонну от коррозии и эрозии в течение всего срока службы. В качестве буровой установки была выбрана буровая установка БУ 5000/320 ЭК БМЧ. Буровая установка БУ 5000/320 ЭК БМЧ базируется на передвижном автомобиле, что способствует высокому уровню мобильности. Надёжное оборудование специально рассчитано на работу в пустынных условиях, именно при таких обстоятельствах есть возможность формировать скважины глубиной до 5 километров. Буровое устройство оснащено механической приводной системой. Для противовыбросного оборудования был выбран универсальный превентор ПУГ 230  320. Преимуществом универсального превентора ПУГ-230 320 перед другими аналогичными конструкциями является надежность работы и долговечность металлоармированного конусного уплотнительного элемента, а также оптимальные габаритные размеры, и небольшая металлоемкость.Список использованных источников Вадецкий Ю.В. «Бурение нефтяных и газовый месторождений». – 2003 год Покренин Б.В. «Эксплуатация нефтяных и газовый месторождений» 2010 год Бухаленко Е.И. Справочник «Нефтепромысловое оборудование» 1990 год Абубариков В.Ф., Архангельский В.Л Справочник «Буровое оборудование» том 1, 2000 год Абубариков В.Ф., Архангельский В.Л Справочник «Буровое оборудование» том 2, 2003 год ГТН месторождения Кудинов В.И. «Основы нефтегазодобывающего дела» 2008. -720 с. (рекомендован Методическим советом ГАПОУ «БНК» г. Бугуруслана Оренбургской области. Нифонтов Ю.А., Клященко И.И. «Ремонт нефтяных и газовых скважин» Справочник. 2009. -327 с. (рекомендован Методическим советом ГАПОУ «БНК» г. Бугуруслана Оренбургской области. Середа Н.Г., Соловьев Е.М.. Бурение нефтяных и газовых скважин. –М.: Изд-во Альянс, 2011. -456 с. (рекомендован Методическим советом ГАПОУ «БНК» г. Бугуруслана Оренбургской области. РД 08-254-98. Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. Постановление Госгортехнадзора от 31.12.98 № 80, М., 1999 г. Инструкция по испытанию обсадных колонн совместно с установленным противовыбросовым оборудованием, приустьевой части скважины и межколонного пространства, ООО «ОБСК», «Оренбург» 2002 г. В.Ф. Абубакиров, Ю.Г. Буримов, А.Н. Гноевых, А.О. Межлумов, В.Ю. Близнюков Справочник. «Буровое оборудование. Буровой инструмент» Том 1. Том 2. М. «Недра». 2003 г. Абрамсон М.Г, Байдюк Б.В., Зарецкий В.С., Кирсанова А.Т., Матвеева А.М. Пьянков Н.Я., Урманцев М.М., Шевалдин П.Е. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений, М., «Недра», 1984 г. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. М., «Недра», 1992 г. Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Крылов В.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин, М., «Недра» 1977 г. Приложение А Таблица 1 - Литолого-стратиграфический разрез
Продолжение таблицы 1
Продолжение таблицы 1
Продолжение таблицы 1
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||