84342

Техника и технология вызова притока заменой бурового раствора (промывки)

Контрольная

География, геология и геодезия

После выхода из турбобура буровой раствор омывает забой скважины и как и при роторном способе бурения выносит продукты бурения на устье скважины. Сложность этой конструкции состоит в том что буровой раствор на забой скважины должен проходить через электродвигатель и редуктор. Недостатками турбобуров являются высокая чувствительность к вязкости бурового раствора и высокая частота вращения которая приводит к повышенной разработке ствола скважины при бурении мягких пород а также ускоренному износу ПРИ и следовательно к увеличению...

Русский

2015-03-18

644 KB

12 чел.

Оглавление

[1]
Вопрос 12.6. Техника и технология вызова притока заменой бурового раствора (промывки)

[2]
Вопрос 12.12. Охрана недр и окружающей среды при заканчивании скважин

[3]
Задача № 1

[4]
Задача № 2

[5]
Литература


Вопрос 1.5 Сущность, схема, преимущества и недостатки, область применения турбинного бурения

Турбинное  бурение скважин (рис. 1) применяется при больших глубинах бурения.

Рисунок 1. Технологическая схема турбинного бурения скважин

Сущность турбинного бурения состоит в использовании забойной машины, называемой турбобуром. Турбобур преобразует поступательное движение очистного агента, подаваемого буровым насосом по колонне бурильных труб, во вращательное движение турбины, передающей вращение на долото или коронку.

Особенностью технологии турбинного бурения  является то, что  буровая колонна в этом случае остается неподвижной, а вращение бурового долота  обеспечивается специальным устройством, которое называется турбобуром.  Турбобур находится в нижней части буровой колонны и с помощью встроенной в его конструкцию системы турбин преобразует давление бурового раствора в момент вращения долота, жестко связанного с этой системой. После выхода из турбобура буровой раствор омывает забой скважины и, как и при роторном способе бурения, выносит продукты бурения на устье скважины. В остальном эта технология мало отличается от роторного бурения.

Разновидностью турбобуров являются электробуры, которые оборудуются  асинхронными электродвигателями специальной конструкции, электроэнергия к которым подается по специальному кабелю, расположенному во внутренней полости труб буровой колонны. Момент от этого двигателя через редуктор передается буровому долоту.  Сложность этой конструкции состоит в том, что буровой раствор на забой скважины должен проходить через электродвигатель и редуктор.

Турбинное бурение чаще всего сочетается с оборудованием и процессами роторного бурения, может использоваться и совмещаться с колонковым бурением и бурением подвижным вращателем.

Турбобуры применяется при бурении скважин различного назначения (группы А, Б, В, Г), разрез которых состоит из твердых, абразивных пород 6 - 12 категорий по буримости в интервалах бурения от 100 до 2000 (3000) м, когда плотность и вязкость бурового раствора может быть не высокой. Турбобуры также часто используются при разбуривании цементных мостов.

Кроме того, турбинное бурение эффективнее роторного при искусственном искривлении скважин, из-за повышенной гибкости секций турбобура.

Недостатками турбобуров являются высокая чувствительность к вязкости бурового раствора и высокая частота вращения, которая приводит к повышенной разработке ствола скважины при бурении мягких пород, а также ускоренному износу ПРИ и, следовательно, к увеличению количества СПО.


Вопрос 12.6. Техника и технология вызова притока заменой бурового раствора (промывки)

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины.

Для вызова притока необходимо выполнение условия Рпл > Рзаб, т.е. создание депрессии давления на пласт:

ДР = Рпл - Рзаб, (1)

где Рпл - пластовое давление;

Рзаб - забойное давление.

Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать:

, (2)

где g - ускорение свободного падения;

h - высота столба жидкости в скважине;

с - плотность жидкости в скважине.

Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо высоту столба жидкости в скважине, либо плотность, поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Замена бурового раствора (промывка)

Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину

(3)

где с1 - плотность глинистого раствора; с2 - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; в - средний угол кривизны скважины.

Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из формулы (3), при смене глинистого раствора (с1 = 1200 кг/м3) на нефть (с2 = 900 кг/м3) максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора. Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.

Рисунок 1 - Схема освоения скважины - замена скважинной жидкости на более лёгкую

Техника и технология освоения скважины методом замены жидкости

Последовательная замена жидкости осуществляется промывкой скважины по схеме: буровой раствор с большей плотностью на буровой раствор с меньшей, на воду, на нефть. Для этого в скважину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опресовывают нагнетательную линию и закачивают жидкость в НКТ (прямая промывка) или затрубное пространство (обратная промывка). Из скважины жидкость выходит в сборную емкость. Жидкость закачивается либо ЦА - 320 (цементировочный агрегат) либо насосной установкой УН - 1. Из скважины жидкость выходит в сборную емкость.

Жидкости в скважине заменяется прямой или обратной циркуляции в определённоё последовательности - буровой раствор на минерализованную воду, затем на пресную воду, затем на эмульсионный раствор на углеводородной основе и в конце-концов на нефть. Количество нефти для замены должно быть не менее объема эксплуатационной колонны, а воды - в 1,5 раза больше.

Производительность насоса при замене жидкости в скважине закачкой в межтрубное пространство должна ограничиваться в зависимости от диаметра НКТ (при диаметре НКТ 60 мм - не более 3,5 л/с; - при диаметре 73 мм - 6,0 л/с; - при диаметре 89 мм - 9,0 л/с.)

В случае замены жидкости в скважине закачкой в НКТ производительность насоса не ограничивается. Давление закачки при этом не должно превышать 5 МПа.

а       б

Рисунок 2 - Промывка скважины: а-прямая; б-обратная




Вопрос 12.12. Охрана недр и окружающей среды при заканчивании скважин

Первой характерной особенностью нефтегазодобывающего производства является повышенная опасность его продукции, т. е. добываемого флюида - нефти и газа. Эта продукция опасна с точки зрения пожароопасноти, для всех живых организмов опасна по химическому составу, гидрофобности, по возможности газа диффундировать через кожу внутрь организма, по абразивности высоконапорных струй. Газ при смешивании с воздухом в определенных пропорциях образует взрывоопасные смеси.

Второй опасностью нефтегазодобывающего производства является то, что оно способно вызывать глубокие преобразования природных объектов земной коры на больших глубинах. В процессе нефтегазодобычи осуществляются широкомасштабные и весьма существенные воздействия на пласты. При снижении пластового давления происходит перераспределение нагрузки - повышаются напряжения в поровом скелете пласта. Эти процессы могут приводить к землетрясениям. Иными словами, нарушается равновесие литосферы, т. е. нарушается геологическая среда. Закачка воды для поддержания пластового давления, особенно с различными химическими реагентами, может приводить к загрязнению водоносных горизонтов, используемых для питьевого водоснабжения. Загрязнение гидросферы происходит при бурении скважин, при аварийных перетоках между пластами и открытом фонтанировании.

Третьей особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что практически все его объекты, применяемые материалы, оборудование, техника являются источниками повышенной опасности. Опасны трубопроводы с жидкостями и газами под высоким давлением, все электролинии, токсичны многие химреагенты и материалы.

Четвертой особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что для его объектов необходимо изымать из сельскохозяйственного, лесохозяйственного или иного пользования соответствующие участки земли. Нефтегазодобывающее производство требует отвода больших участков земель на строительство объектов добычи нефти, дорог, коммуникаций, трубопроводов, ЛЭП. 

Пятой особенностью нефтегазодобывающего производства является огромное количество транспортных средств, особенно автотракторной техники. Вся эта техника, так или иначе загрязняет окружающую среду.

По уровню отрицательного воздействия на окружающую природную среду нефтегазодобывающее производство занимает одно из первых мест среди различных отраслей промышленности. Оно загрязняет практически все сферы окружающей среды - атмосферу, гидросферу, причем не только поверхностные, но и подземные воды, геологическую среду, т. е. всю мощность вскрываемых скважиной пластов в совокупности с насыщающими их флюидами.
Характер воздействия на окружающую среду обусловлен тем, что все технологические процессы нефтегазодобычи - разведка, бурение, добыча, переработка, транспорт - оказывают отрицательное влияние на окружающую среду.

Охрана водных ресурсов

Природные воды являются одним из объектов нефтяного загрязнения и испытывают техногенное воздействие при разведке и добыче углеводородов. При этом, в первую очередь, происходит снижение качества вод в результате загрязнения нефтью, промысловыми стоками, химреагентами, буровыми растворами. Присутствие нефти и нефтепродуктов в природных водах, превышающее ПДК, сокращает или полностью исключает практическое использование вод. Случаи нефтяного загрязнения широко распространены во многих промышленно развитых странах, обычно на этот вид приходится 30-40% общего загрязнения подземных вод. Существенное влияние на загрязнение поверхностных и подземных вод оказывают попутные воды, которые извлекаются из продуктивного пласта вместе с нефтью или газом. Наряду с высоким содержанием солей в этих водах присутствуют токсичные элементы и органические вещества. Серьезную экологическую проблему составляет утилизация отработанных буровых растворов, объемы которых при проходке скважин могут достигать несколько тысяч кубических метров.
Наибольшую опасность для поверхностных и подземных вод представляют растворы, содержащие соединения хрома, нефть и нефтепродукты, электролиты, а также ПАВ.

Охрана земель и растительных ресурсов

Глубина просачивания нефти зависит от механического состава почв. В супесчаных и песчаных почвах она превышает 1 м, а в суглинках и глинистых грунтах не достигает 50-70 см. Реакция почвенно-растительного комплекса на углеводородное загрязнение носит избирательный характер. Ареалы распространения тяжелых фракций нефти приурочены к пониженным элементам рельефа и не образуют сплошных покровов. В почве наблюдается накопление железа, марганца и уменьшается содержание фосфора, калия и магния. Возрастает соотношение между количеством углерода и азота, увеличивается доля нерастворимого осадка в гумусе, что ослабляет стойкость почвенных экосистем к неблагоприятным внешним воздействиям, вызывает существенное изменение их характеристик и снижение плодородия. Кроме того, нефть производит выщелачивание и уменьшает гидролитическую кислотность почв. Особую опасность представляет поступление битуминозных веществ, которые обладают мутагенными и канцерогенными свойствами. Под их влиянием повышается фитотоксичность почвы, приводящая к нарушению физиологических процессов и ухудшению растительной продукции.

Скорость восстановления биопродуктивности нарушенного почвенного комплекса определяется количеством поступившей нефти и объемом рекультивационных работ. Экспериментально доказано, что период восстановления почвенно-растительных ресурсов после загрязнения их нефтью в количестве 12 л/м3 составляет от 10 до 15 лет в зависимости от климатических и ландшафтно-геохимических особенностей территории. Возобновление древесных пород на месте погибшего фитоценоза практически не наблюдается, а формирующиеся растительные сообщества отличаются объединением видового состава. С экологических позиций неприемлема ликвидация розливов нефти на поверхности земли путем их сжигания и захоронения. Сжигание нефти, разлитой на почве, сопровождается образованием канцерогенных веществ. При этом не только увеличивается токсичность почв, но и резко снижается их биологическая продуктивность.

Охрана воздушной среды

Рассмотрим основные загрязняющие вещества, оказывающие негативное воздействие на качественный состав атмосферы в процессе добычи и переработки нефти и газа.

Сероводород. Данный газ является наиболее опасным с точки зрения воздействия на живые организмы. Даже при небольшой концентрации сероводород оказывает отравляющее воздействие. Может поступать в атмосферу при разработке газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих в своем составе сероводород. Сернистый ангидрид SO2 Поступает в атмосферу при сжигании высокосернистых нефтепродуктов. Предприятия нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности на 40 % определяют уровень загрязнения атмосферы этим соединением. Данный компонент оказывает общее токсичное воздействие, нарушает углеводный и белковый обмен. Токсичность сернистого ангидрита возрастает при одновременном воздействие с сероводородом, оксидом углерода, аммиаком и оксидами азота.

Углекислый газ. Может образовываться при бактериальном разложении органического вещества, нефти, бикарбонатов. Диоксид углерода присутствует в нефтяных попутных газах и в газах газовых месторождений.

Диоксид азота NO2. Является одним из главных загрязнителей атмосферы среди азотсодержащих газов. Образование связанного азота происходит в процессе сжигания топлива, причем оксид этого элемента неустойчив в природных условиях и переходит в диоксид при реакции с кислородом воздуха. Диоксид азота оказывает общее токсическое воздействие и поражает при высоких концентрациях центральную нервную систему.

Углеводороды. Поступают в атмосферу под влиянием антропогенной деятельности при испарении и неполном сгорании нефти и нефтепродуктов. Наиболее токсичными из углеводородных газов являются бутан и пентан. При сжигании жидких и твердых топлив выделяются ароматические углеводороды, которые обладают ярко выраженными канцерогенными и мутагенными свойствами. Пары жидких углеводородов тяжелее воздуха и при соединении с ним образуются взрывоопасные смеси, нижний предел воспламенения которых составляет около 1 %. Синтезированные вторичные продукты горения выпадают на поверхность земли в виде кислотных дождей и представляют реальную опасность для биосферы. Существенный вклад в загрязнение воздушного бассейна вносит нефтяной газ, который сжигается в факелах. Следует учитывать высокую миграционную активность газообразных веществ, которые фиксируются не только у источника загрязнения, но и на значительном удалении от него. Максимальный ареал рассеивания (до 15 км) характерен для углеводородов, аммиака и оксидов углерода; сероводород мигрирует на расстояние 5-10 км, а оксиды азота и серный ангидрит отмечаются в пределах 1-3 км от очага загрязнения. Помимо химического воздействия при сжигании газа происходит и тепловое загрязнение угнетения растительности, а в радиусе 50-100 м - нарушение фонового растительного покрова.

Охрана недр

Выполнение требований охраны и рационального использования недр при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ достигается применением совершенных методик проектирования и проведения всех видов работ на всех стадиях поисково-разведочного процесса.

На стадии поискового бурения полнота и рациональное изучение недр достигается вскрытием разреза осадочных пород на полную мощность или технически доступную глубину и изучением всех перспективных нефтегазоносных комплексов. С тем, чтобы избежать пропуска залежей в изучаемом разрезе, главным принципом проведения поисковых работ должен быть «принцип негативной оценки перспектив нефтегазоносности» — т.е. всякий объект должен считаться перспективным, если отсутствуют доказательства его непродуктивности.

В процессе разведочных работ некомплексное проведение исследований и низкое качество интерпретации приводит к пропуску нефтегазоносных горизонтов, неправильному определению фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов и положения ВНК, ГВК, ГНК. Это является причиной неправильной оценки народнохозяйственного значения залежи и больших потерь углеводородов в недрах. Поэтому разведка должна обеспечивать полноту изучения параметров, необходимых для подсчета запасов и составления технологической схемы или проекта опытно-промышленной эксплуатации.

Одной из проблем охраны недр является освоение не только сырья (нефти и природного горючего газа), но и попутных и рассеянных компонентов (этан, пропан, бутан, гелий, сера — в газах, тяжелые металлы — в нефти), и особенно в водах нефтяных месторождений. Общее количество минерализованных вод и рассолов, добываемых попутно с нефтью, составляет по Российской Федерации около 60 млн м3/год. Эти воды содержат литий, цезий, рубидий, стронций, магний, калийные соли, щелочи и др. По величине запасов промышленно-ценных компонентов попутные воды могут конкурировать с традиционными рудными источниками их добычи (например для лития). Утилизация полезной продукции из попутных вод месторождений наряду с очисткой менее минерализованных вод до уровня ПДК (предельно допустимых концентраций) будут способствовать сохранению окружающей среды.

Основным видом работ при поисках и разведке месторождений нефти и газа является бурение глубоких скважин, которое оказывает мощное технологическое воздействие как на недра, так и на окружающую природу и приводит к возникновению целого комплекса геоэкологических проблем.

Не допускается строительство скважин вблизи населенных пунктов, школ, детских учреждений, необходимо применять все меры по охране водоемов, лесных насаждений, сельскохозяйственных угодий, культурных ценностей. В зависимости от типа бурящейся скважины на период ее бурения производится отвод земельного участка, согласно техническим нормам, размером от 0,016 до 0,035 км2.

Загрязнителями окружающей среды при бурении скважин являются многочисленные химические реагенты, применяемые для приготовления буровых растворов. Разработаны и внедряются буровые растворы с менее токсичными компонентами, нефть и нефтепродукты, используемые в качестве реагентов для обработки растворов, заменяются кремнийорганическими соединениями.

При бурении поисковых и разведочных скважин происходит нарушение целостности массива горных пород, которое влечет за собой нарушение естественной разобщенности нефтегазоносных и водоносных горизонтов и пластов, а также возможность связи их с атмосферой. В результате такого взаимодействия в водоносные пласты могут попасть углеводороды, а нефтегазоносные пласты могут подвергнуться нежелательному и неконтролируемому обводнению. Межпластовые перетоки могут привести к загрязнению и нанести вред залежам других полезных ископаемых, присутствующих в разрезе месторождения нефти и газа (например калийных солей, пресных или целебных минеральных вод и др.).

К загрязнению поверхности и большим потерям приводит открытое фонтанирование скважин. Особую опасность оно представляет в случае наличия в нефти или газах сероводорода. Весьма опасными являются грифоны, образующиеся в результате прорыва газа по трещинам. Ликвидация последствий открытого фонтанирования — весьма сложная техническая задача. Необходимо не только прекратить фонтанирование воды и газа через усгье, но и исключить возможные перетоки флюидов в открытом стволе или за колонной. Переливающие водой скважины приводят не только к потерям пластовых вод, которые как правило содержат целый комплекс полезных компонентов и часто являются целебными, но и к порче почв и угодий.

При разведке залежей с аномально низкими пластовыми давлениями (как естественными, так и искусственно созданными в результате интенсивной эксплуатации) необходимо применение облегченных растворов с тем, чтобы избежать поглощений бурового раствора. Залежи с аномально высокими пластовыми давлениями должны вскрываться с применением утяжеленных растворов, а устье должно быть оборудовано противовыбросовым устройством, а репрессия на пласт должна быть минимально возможной. Геофизические исследования в перспективных интервалах необходимо проводить в минимальные сроки (не позже, чем через 5 суток после вскрытия), интервал исследования при этом не должен превышать 200 м. Не допускается разрыв во времени между вскрытием продуктивного пласта в колонне и его испытанием, так как это приводит к кольматации (загрязнению) интервала опробования и искажению представлений об истинной продуктивности пласта. 

Значительный ущерб может нанести интенсивная эксплуатация поисковых и разведочных скважин на газонефтяных и газоконденсатных месторождениях. На газонефтяных месторождениях снижение давления газовой шапки приводит к потерям при разработке нефтяной оторочки. На газоконденсатных залежах снижение давления ниже давления насыщения (давление конденсации) приводит к выпадению в жидкую фазу и потере тяжелых углеводородов.

Поисково-разведочное бурение должно производиться в строгом соответствии с геолого-техническим нарядом (ГТН), который составляется для каждой скважины до начала ее бурения и является основным документом, которым руководствуются во время работы. В ГТН приводятся интервалы глубин, в которых возможны осложнения в процессе бурения (обвалы ствола скважины, нефтегазопроявления, открытое фонтанирование, грифонообразование и др.) и меры по их предотвращению. Геолого-техническим нарядом определяется конструкция скважины, которая позволила бы надежно изолировать друг от друга нефте-, газо- и водонасыщенные горизонты, обеспечила бы' герметичность колонны и высокое качество их цементирования. Поисковые и разведочные скважины, если необходимо приостановить работы по их строительству или исследованию, могут временно консервироваться. К консервации скважин прибегают в том случае, когда из-за невозможности подъехать к буровой или из-за нарушения устья скважины невозможно продолжать бурение, или при получении промышленного притока для ожидания обустройства и ввода в опытную эксплуатацию. Во избежание аварий и осложнений после расконсервации такие скважины необходимо надлежащим образом обработать и оборудовать. Ствол скважины, которую собираются вводить в эксплуатацию после расконсервации, заливают глинистым раствором, который может быть обработан поверхностно-активными веществами, а верхняя часть ствола (до 30 м) заполняется нефтью.

По завершении работ скважины ликвидируются. Ликвидации подлежат следующие категории скважин. Первая — опорные, поисковые, параметрические, разведочные, выполнившие свое назначение и оказавшиеся после бурения непродуктивными. Вторая группа — эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные, пробуренные в неблагоприятных геологических условиях. В третью группу входят скважины, которые не могут использоваться по техническим причинам из-за низкого качества проводки или аварий в процессе бурения. К четвертой группе относятся эксплуатационные скважины, дальнейшее использование которых невозможно или нецелесообразно вследствие полного обводнения или падения дебита ниже предельно рентабельного.

Ликвидация скважин проводится с соблюдением всех норм и требований по охране недр. При ликвидации скважин в интервалах со слабопродуктивными или непродуктивными пластами устанавливают цементные мосты. Высота цементного моста должна быть равна мощности пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливается на высоту не менее 50 м.

Ствол скважины заливается качественным глинистым раствором, плотность которого позволяет создать на забое давление, превышающее пластовое. При отсутствии в разрезе газовых и газоконденсатных залежей и горизонтов с высоконапорными минерализованными водами разрешается извлечение обсадных колонн. Для предотвращения загрязнения земель в районе бурящейся скважины нефтью, мазутом, буровым раствором и шламом сооружаются отстойники и амбары и проводится обваловка территории буровой скважины. После завершения строительства скважины все земли, занятые под буровую, и подъездные пути к ней должны быть восстановлены. Накопленные при опробовании нефть и воду закачивают обратно в скважину, грязевые приемники и земляные амбары засыпают, территорию буровой очищают от металлических, бетонных и деревянных предметов и выравнивают, а затем по акту передают соответствующим местным организациям.


Задача № 1

Определить необходимое количество, плотность бурового раствора для бурения интервала под эксплуатационную колонну, определить количество материалов (глины, воды) для его приготовления. Цель бурения - добыча нефти. Необходимые данные к расчету взять из таблицы 1.

Таблица 1 - Исходные данные к решению задач №1 и №2

Наименование

5

1 Диаметр долота для бурения  под эксплуатационную колонну, Дд,мм

190,5

2 Внутренний диаметр предыдущей обсадной КОЛОННЫ, Дпр,ММ

201

3 Глубина спуска предыдущей колонны Нпр,м

650

4 Глубина залегания продуктивного горизонта, Н,м

2550

5 Величина пластового давления, Рпл, МПа

30

6 Плотность глинопорошка, ргл г/см3

2,55

7 Влажность глинопорошка, п, %

10

8 Коэффициент расширения ствола, К

1,25

9 Высота цементного стакана hст,м

20

10 Водоцементное соотношение, m

0,5

11 Плотность сухого цемента, рц., г/см

3,15

12 Тампонажный портландцемент

Для холодных скважин

13 Высота подъема тампонажного раствора за эксплуатационной колонной эксплуатационно

й колонной

эксплуатационной колонной

До устья

14 Плотность тампонажного раствора, Pцp, г/с м3

1,85

Решение

1) Определим необходимую плотность бурового раствора ρб.Р, г/см3 для вскрытия продуктивного горизонта [Л4],с.178, которую можно представить в виде:

pб.р= 100Рпл*К/Н,

где К - коэффициент превышения давления столба бурового раствора над пластовым, выбирается от глубины скважины (интервала)

При глубине залегания продуктивного пласта Н> 1200м, К принимают равным К= 1,1

Рпл - пластовое давление, МПа

Н - глубина залегания продуктивного горизонта, м

Тогда:  ρб.р=(100*30*1,1)/ 2550= 1,29 г/см3

2) Определим необходимый объем бурового раствора по формуле:

Vб.p = Vn.e+ Vж+ Vбуp+а* Vскв,

где Vn.e- Объем приёмных ёмкостей буровых насосов (10-40 м3), Vж – объем желобной системы (4-7 м3), Vбуp – объём бурового раствора, необходимого для механического бурения скважины, а=1,5 –числовой коэффициент, учитывающий запас бурового раствора; Vскв- объем скважины, Vбуp =nj*Lj, где n2= 0,19 – норма расхода бурового раствора на 1 метр бурения проходки для эксплуатационной скважины; n1= 0,28- для промежуточной колонны; L - интервалы бурения долотами одного диаметра, м.

L2=H-Hпр

L2= 2550-650=1900(м).

L1=Нпр=650м

Vбуp=0,28*650+0,19*1900=543(м3).

Vскв=D2*L,

где  D=Дпр- внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны:

Vскв=((3,14*0,2012)/4)*1900=60,3 (м3).

Принимая Vn.e = 20 (м3), Vж=5 (м3), а = 1,5 находим:

Vб.p = 20+5+543+1,5*60,2 = 658 (м3).

3) Определим необходимое количество глинопорошка и воды для приготовления бурового раствора заданной плотности б.р определяемой по формуле:

,

Где ,- плотность глинопорошка, воды и бурового раствора соответственно, n-влажность глинопорошка

Количество глинопорошка для бурения всей скважины

Q гл= Vб.р.*q гл=658*0,530=349(m)/

Количество воды, необходимое для приготовления 1м3 бурового раствора заданной плотности , найдем по формуле:

Тогда общее количество воды, необходимое для приготовления 658 м3 раствора, составит:

Vв=Vб.р.*qв=658*0,813=535 м3.

Результаты расчета сведем в таблицу 2.

Таблица 2 - Результаты

Наименование показателей

Значения показателя

1 Плотность бурового раствора, г/см3 

1,29

2.Объем бурового раствора, м3

658

3. Необходимое количество глинопорошка , тонн

349

4 Необходимое количество воды, м3

535


Задача № 2

По исходным данным таблицы 1, рассчитать одноступенчатое цементирование эксплуатационной колонны.

Дополнительные данные:

насыпная объемная масса цемента рн.ц. ,г/см                                                      1,21

средняя толщина стенки эксплуатационной колонны, бэк, мм                   8

коэффициент, учитывающий потери цемента Кпц                                       1,05

коэффициент сжимаемости продувочной жидкости Кс                                   1,02;

угол наклона ствола скважины a                                                                     3°;

толщина фильтрационной корки  /\ , мм;                                                       3

плотность буферной жидкости рбуф. г/см .                                                                  1,02

Плотность бурового раствора взять из решения предыдущей задачи. 1,29 г/см3

Принять плотность продавочной жидкости равной плотности бурового раствора 1,29 г/см3

Решение

пользуясь рекомендациями [4, с . 208],  определим величину зазора б между колонной и стенкой скважины: б=20 мм

Зная диаметр долота, определим диаметр Дэк эксплуатационной колонны:

Дэк = Дд - 2σ

Дэк  = 190,5-2*20=150,5 мм.

Расчетная схема приведена на рисунке 1.

, а водоцементное отношение равно 0,5.

Плотность тампонажного раствора

2) Вычислим минимальный объем буферной жидкости для обеспечения качества цементирования по формуле:

где К- коэффициент расширения ствола;

- и -  диаметр долота и диаметр колоны соответственно;

Нц.р. –высота подъема тампонажного  раствора за колонной, равная Н= 2550 м (по условию)

Для цементирования используем тампонажный портланд-цемент для холодных скважин плотностью  для которого объемная масса составляет:

3) Рассчитаем критический объем буферной жидкости:

,

Где =Н=2550м,

- максимальное пластовое давление, ;

Количество цементного раствора V цр, м3. определяют по формуле:

Vцр =0,785[(Д2пр2эк) Н1 + (Д2скв-Д2экс)Н2 + Д2ВН.ЭКСh] (1)

где   Дпр - внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны, м;

Дэк   - наружный диаметр эксплуатационной колонны, м;

Дскв - диаметр скважины, м.

Двн.экс - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

Н1- глубина спуска предыдущей обсадной колонны, м;

Н2 - высота подъема тампонажного цементного раствора за эксплуатационной колонной до башмака предыдущей, м; h- высота цементного стакана, м.

Двн.экс=d= Дэк-2эк=150,5-16=134,5 мм

h =20 м.

Объем буферной жидкости принимаем из соотношения:

,

Примем =10 м3

Состав буферной жидкости : воды -  10 м3, КМЦ-500-0,15m

5) Определим высоту столба буферной жидкости

hбуф= ,

hбуф=

6) определим требуемое количество тампонажного цементного раствора по формуле (1):

Vцр =0,785[(0,2012-0,15052)650+(0,2412-0,1505)21900 + 0,13452*20]= 62,2 м3

7) Рассчитаем массу тампонажного цемента по формуле:

,

где  1,05=Кп.ц. – коэффициент учитывающий потери цемента.

8) Определим объём воды для затворения тампонажного цемента:

Vв=1.1*m*G, м3

Где 1,1- коэффициент резерва жидкости затворения.

Vв=1.1*0,5*80,5=44,3 м3

9 Находим объем продавочного раствора по формуле:

, где l=Н-Нпр=2550-650=1900 м, а d=0,1345 м

-внутренний диаметр эксплуатационной колонны

Кс- коэффициент сжимаемости.

Vпр = 0,785*0,13452*1900*1,02=27,5 м3

10) Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока тампонажного цементного раствора в затрубном пространстве 1,8 м/с и определяем подачу насосов ЦА для обеспечения данной скорости по формуле:

где   =Н,  - объем стакана

,

.

11)Определим максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования  по формуле

Где -максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и в затрубном пространстве в конце цементирования.

Рр = 0,01(Нц.р.h)(ρц.р- ρпр)= 0,01(2550-20)(1,85-1,29) = 14,2 МПа.

- давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах

, где

=0,02 –коэффициент гидравлического сопротивления в трубах,

- давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве

то =

Где - коэффициент гидравлического сопротивления для тампонажного раствора , =0,035

=

12) Допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование:

Рд=Рпл/1,5=30/1,5=20 МПа

Рк=17,73<20=Рд

13) В соответствии с G и Рк выбираем тип ЦА ([Л4], стр 254-285) в нашем случае  G=43,2 дм3/с, Рк = 17,73 МПа.

Принимаем ЦА-320 М. Определяем число ЦА из условия их подачи, рассчитанной при Рк. По табл. 128 ([Л4], стр255) находим при диаметре втулки 100 мм и давление насоса ЦА 18 МПа,

Необходимое число ЦА равно:

,

Принимаем 10 агрегатов ЦА- 320 М

14) Рассчитаем необходимое число цементосмесительных машин в зависимости от массы цемента его насыпной объемной массы и вместимости бункера

=14,5 м3- объем бункера 2СМН – 20

Принимаем m=5.

В каждую цементосмесительную машину будет загружено

т. цемента.

16) Определяем число работающих ЦА при закачке буферной жидкости

Т.к.  V буф = 10 м 3, а емкость мерного бака Ца Равна 6,4 м 3, то для закачки буферной жидкости принимаем 2ЦА:n1=2

Так как давление на преодоление гидравлических сопротивлений даже в конце цементирования небольшое (менее 4 МПа), то можно закачивать воду при

17) Число работающих ЦА при закачке тампонажного раствора рассчитаем по формуле

, т.к. Vцр> Vпр (62,2>27,5), то надо сделать запас на увеличение гидравлического сопротивления. Поэтому для получения подачи  выберем режим ,и, увеличим n2 с 10 до 11. Суммарная подача смесительных машин обеспечивает суммарную подачу ЦА.

19) Определим продолжительность цементирования обсадной колоны по формуле:

Для цементирования обсадной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания

Таблица 3 Результаты расчета

Количество

Значение показателей

1 Тамопнажного  раствора, м3

62,2

2 Буферной жидкости, м3 

10,0

3 Сухого тампонажного цемента, m

80.5

4 Воды затворения м3

44,3

5 Продавочного раствора, м3

27,5

6 Число агрегатов ЦА-320 М

11

7 Число машин 2СМН-20

5

8 Продолжительность цементирования tц, мин

53,3


Литература

Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин М., Недра, 1985.

Мавлютов М.Р. и др. Технология бурения глубоких скважин.    М, Недра, 1982

Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М, Недра, 1983.

Элияшевский И.В. и др. Типовые задачи и расчеты в бурении. М., Недра, 1982.

Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. М.,Недра, 1985.

6 Пустовойтенко  И.П.   Предупреждение   и   ликвидация   аварий   в бурении. М., Недра, 1988.


Н=200м

Н=2

1=Нn.k,м

Дскв

20 м


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

62597. Особенности построения уроков в технологиях развивающего и традиционного обучения 6.88 MB
  Текстовые задачи являются тем богатейшим материалом на котором решается важнейшая задача преподавания математики развитие математического мышления и творческой активности учащихся. В четвертых усиливает желание детей учиться то есть само отношение учащихся к учебному предмету...
62598. Трагическая любовь в рассказе А. И. Куприна «Гранатовый браслет» 183.41 KB
  Цель урока: показать мастерство Куприна в изображении мира человеческих чувств; роль детали в рассказе; Расширить и углубить представления учащихся о Куприне – мастере художественного слова; Вызвать чувство восхищения чистой возвышенной любовью...
62600. Налог на имущество организаций 290.92 KB
  Цель занятия: ознакомление с нормативными документами исчисления налога изучение объекта налогообложения и особенностей определения налогооблагаемой базы учет налога на счетах предприятия приобретение навыков расчета налога заполнения соответствующих налоговых документов.
62602. Права дитини 115.98 KB
  Мета: сформувати в учнів уявлення про Декларація прав дитини з’ясувати обов’язки та права дітей; розвивати вміння висловлювати свою думку; виховувати почуття відповідальності за себе та за свої вчинки. Що ви очікуєте від сьогоднішнього уроку...