Технология бурения нефтяной и газовой сважины №10582 Федоровского месторождения

Параметры, данные в зависимости  от частоты хода и диаметров поршней  для насоса УНБ-600.                                                                                                         (таблица-6)

Диаметр поршня.	Давление на  выходе	Подача идеальная при  частоте  двойного хода в минуту, м3/ч
		65	60	50	40	20	1
200	10	186,84	172,44	143,64	114,84	57,6	2,87
190	11,5	164,52	151,92	126,72	99,72	50,76	2,53
180	12,5	151,2	139,68	116,28	92,88	46,44	2,32
170	14,5	129,6	119,52	99,72	79,92	39,6	1,99
160	16,5	113,4	104,76	87,12	69,84	34,92	1,74
150	19,0	99,0	91,44	76,32	60,84	30,96	1,54

Конструкция насосного агрегата удовлетворяет требованиям "Правил безопасности в нефтедобывающей  промышленности", утвержденным Госгортехнадзором.

 

2.12.3. Выбор оснастки талевой системы

Учитывая вес наиболее тяжелой колонны, определим тип  оснастки талевой системы:

(70)

гдеТ - число оснастных роликов талевого блока;

k - коэффициент запаса прочности талевого каната, k = 3 ÷ 6;

Р_n - предельное разрывное усилие талевого каната. Для каната диаметром 28 мм Р_n = 58776 кг;

.

Таким образом, оснастка талевой  системы будет 5x6. 

3.Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

Если процесс сооружения скважины, в частности ее бурение, проводить технически грамотно с  минимальными затратами времени  и средств, выполнить все процессы и операции, все это приведет к  тому, что скважина будет буриться без аварий и осложнений.

В ходе строительства скважины возможны осложнения:

Обвалы стенок скважины могут  происходить в результате недостаточного противодавления на стенки скважины, нарушая их прочности и устойчивости фильтратом бурового раствора, а так  же в результате резких колебаний  гидростатического и гидродинамического давлений в скважине.

Обвалы стенок, носящие  катастрофический характер, могут происходить  в результате резкого и значительного  снижения гидростатического давления, вызванного поглощением промывочной  жидкости или её разгазированием, а  так же недоливом скважины во время  подъема.

 

Для предотвращения обвалов  необходимо выполнять следующие  мероприятия:

- Для предотвращения резких  колебаний на стенки скважины  при СПО обязательно производят, долив скважины через каждые 5 – 7 свечей.

- Перед подъемом инструмента  делается промывка скважины, обрабатывается  и производится очистка промывочной  жидкости по циклу. Не допускается  подъем инструмента приповышенных  значений вязкости и СНС. 

- Подъем инструмента с  сальником, в интервале затяжек  производится на пониженной скорости, до 0,4 м/с.

- После подъема с затяжками  на значительном интервале, запрещается  спускать в скважину компоновки  с отклонителями, а также жесткие  компоновки, включающие УБТ, калибраторы  большого диаметра, центраторы и  т.п.

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений (ГНВП) и открытых фонтанов при бурении скважин

- После цементирования  кондуктора на устье скважины  устанавливается противовыбросовое  оборудование (ПВО) ОП5 – 230/80 –  35.

- Перед установкой ПВО  на устье скважины устанавливается  колонная головка ОКО-21-146х245 с  рабочим давлением 21 МПа. 

- Запрещается углубление  скважины и подъем инструмента,  если параметры бурового раствора  не соответствуют параметрам, указанным  в геолого-теехническом наряде.

- Бурение в интервалах  с возможнымигазонефтеводопроявлениями  необходимо осуществлять с установкой  под рабочей трубой шарового  крана или обратного клапана.

- Должен быть обеспечен  объем запаса бурового раствора  равный двум объемам скважины.

- При подъеме бурильной  колонны следует обеспечить непрерывный  долив скважины и контроль  за объемом доливаемой жидкости, пользуясь уровнемером.

- При наличии признаков  сальникообразования запрещается  подъем инструмента из скважины  до полной ликвидации сальника  путем интенсивной промывки и  расхаживания инструмента.

- При простоях скважины  без промывки более 48 часов,  перед подъемом инструмента необходимо  произвести выравнивание раствора  в соответствии с параметрами,  указанными в ГТН. 

- При простоях скважины  более 48 часов, спуск бурильной  колонны должен производится  с промежуточными промывками  через 300 м и замером параметров  бурового раствора, выходящего из  скважины.

- При наличии вскрытых  пластов, склонных к ГНВП, подъем  инструмента следует производить  на пониженных скоростях, до 1,0 м/с.

- Опрессовку обсадных  колонн, цементного камня, противовыбросового  оборудования необходимо производить  в соответствии с требованиями  «Правил безопасности в нефтяной  и газовой промышленности» и  «Инструкцией по монтажу и  эксплуатации противовыбросового  оборудования  на буровой».

- При спуске обсадных  колонн необходимо ограничивать  скорость спуска в целях предотвращения  гидроразрыва пластов.

- Запрещается бурение  скважин при незагерметизированном  устье ранее пробуренных на  кусте скважин.

- К работам на скважинах  с возможными ГНВП не допускаются  специалисты и бурильщики, не  прошедшие обучение в специализированных  учебно-курсовых комбинатах по  курсу «Контроль скважины. Управление  скважиной при ГНВП». 

- С членами буровых  бригад проводится инструктаж  по предупреждению ГНВП и открытых  фонтанов согласно программы,  утвержденной главным инженером  предприятия.

- При появлении признаков  ГНВП первым закрывается универсальныйпревентор.

- После герметизации устья  скважины дальнейшие работы по  ликвидации ГНВП проводятся под  руководством мастера или ответственного  инженерно-технического работника.

Один из наиболее тяжелых  видов аварии – прихват колонны  труб при бурении скважины.

Прихватом колонны бурильных  труб следует считать непредвиденный при бурении скважины процесс, характеризующийся  потерей подвижности колонны  труб или скважинных приборов, которая  не восстанавливается даже при приложении к ним максимально допустимых нагрузок.

Причины прихватов различны.

Для предотвращения прихватов  следует проводить следующие  технологические операции;

- Промывка ствола скважины должна обеспечить скорость восходящего потока бурового раствора в кольцевом пространстве не ниже = 1,8м/с;

- Не допускать длительной (свыше 30 минут) промывки ствола скважины с пониженной подачей;

- При выборе плотности бурового раствора необходимо учитывать пластовое давление. В прихватоопасных интервалах, расположенных на глубине 1200м. и представленных хорошо проницаемых отложениях (песчаниками и трещиноватыми известняками), гидростатическое давление не должно быть больше пластового более чем на 5 – 10 %, в этих же условиях показатель фильтрации должен быть не более 3-4 см3 / 30 мин по прибору ВМ- 6.

- для повышения смазочной способности необходимо в течении всего цикла бурения скважины поддержать в промывочной жидкости определенное содержание смазочных веществ: нефти, СМАД- 1, ОЖК и др. Установлено, что добавка 2- 5 % этих веществ к объему циркулирующего раствора эквивалентна по смазочному действию добавке 10 % нефти.

- для предупреждения прихватов, которые вызваны поглощением бурового раствора, необходимо уменьшить гидродинамическое давление при спуске инструмента, снижением структурно – механических свойств бурового раствора и ограничением скорости спуска труб.

- при временном прекращении циркуляции бурового раствора, колонну бурильных труб поднимают с забоя на длину ведущей трубы, периодически колонну расхаживают и проворачивают ротором.

- нельзя углублять скважину, когда колонна труб движется в ней с затяжками, посадками, подклиниваниямивызванные осыпями, обвалами, пластическими деформациями пород. Эти осложнения ликвидируются тщательной проработкой ствола скважины и регулированием свойств бурового раствора.

 

4. Охрана окружающей среды при бурении нефтяных и газовых скважин

 

4.1 Источники, виды загрязнения и загрязняющие вещества окружающей природной среды при строительстве скважины

Строительство нефтяных и  газовых скважин связано с  накоплением и хранением на территории буровой большого количества (тысячи м3) технологических отходов бурения  – отработанного бурового раствора (ОБР), буровых сточных вод (БСВ) и  выбуренной породы (бурового шлама), содержащих нефть и нефтепродукты, а также  различные по составу, физико-химическим свойствам и токсичности материалы  и химические реагенты, используемые для бурения скважин. Накопление технологических отходов бурения  в земельных отстойниках на буровой  приводит к загрязнению окружающей среды.

Источники загрязнения

Основными источниками загрязнения  окружающей среды при бурении  нефтяных и газовых скважин являются: рабочая площадка буровой вышки (устье скважины и прискважинные  участки); циркуляционная система; блоки  приготовления, очистки, утяжеления и  регенерации бурового раствора; блок химреагентов; склад для хранения сыпучих материалов, блок емкостей для запасного бурового раствора, насосный блок, дизельный привод, обвязка  буровых насосов; обвязка водоснабжения, земельные амбры, предназначенные  для хранения и очистки бурового раствора, БСВ, и шлама.

 

Виды загрязнения

Все виды загрязнения окружающей среды при бурении нефтяных и  газовых скважин подразделяются на следующие:

Эксплуатационные (очистка  сеток, мытье полов и оборудования, отработанная вода гидротормоза лебедки  и системы охлаждения);

Технические (обмыв поднимаемых  труб, явление сифона, дополнительное загрязнение бурового раствора после  цементирования, увеличение объема раствора в результате самопроизвольного  замешивания);

Технологические (утечки при  приготовлении буровых растворов  и химических реагентов для их обработки, потери при отделении  выбуренного шлама на механизмах грубой – вибросита и тонкой –  гидроциклонные пескоотделители и  илоотделители, центрифуги очистки, а  также при засорениях и нарушениях целостности желобной системы);

Аварийные (НГВП, порыв трубопроводов, неисправность запорной арматуры);

Природные (дождевые и талые  воды).

Загрязнители 

Основными загрязнителями природной  среды при бурении нефтяных и  газовых скважин являются химические реагенты и добавки, нефть и нефтепродукты, буровые сточные воды, выбуренная горная порода (шлам) и отработанные буровые растворы.

Наибольший объем отходов  приходится на БСВ. Среднесуточный объем  сточных вод на бурящуюся скважину составляет 25 – 40 м3. физико-химический состав сточных вод колеблется в  широких пределах и зависит, в  основном, от количества попавшего  в воду бурового раствора, химических реагентов и состава разбуриваемых  пород. Вместе с буровыми растворами в БСВ попадают такие химические реагенты, как КССБ, ПФЛХ, ГИПАН, нитролигнин, ВЖС, КМЦ, ПАВ (образуют пену, затрудняют самоочищение водоема) и другие токсичные  вещества.

4.2 Сбор, очистка, утилизация и захоронение отходов строительства скважины

Для сбора БСВ и очистки  их от механических примесей, сбора  ОБР и шлама в большинстве  случаев используют амбары-отстойники, количество и объем которых зависит  от глубины скважины.