Бурение скважин

Комплекс циркуляционной системы.Комплекс ЦС состоит из модулей повышенной заводской готовности, оснащенных очистным оборудованием фирм Derrick и MiSwaco (вибросита, сито-конвейер, ситогидро-циклонная установка, центрифуги, дегазатор, система шламоудаления)Комплекс ЦС установлен на балки направляющей, что позволяет перемещать его вме-сте с вышечно-лебедочным блоком.Комплекс ЦС включает:- модуль водяной емкости- модуль обслуживания- модуль грубой очистки- модуль тонкой очистки- модуль приготовления- модули бурового раствораТаблица 3.1.3 - Приспособления и механизмы для приготовления и очистки бурового раствора Наименование оборудованияТипоразмер или шифрКоличество, шт.ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.п. на изготовлениеСтупенчатость очисткиИнтервалприменения, мотдо1234567Циркуляционная системаЦС1ТУ 26-02-858-79103938Вибрационное ситоDerrickFLC-2000 Super G2Импортное203938Гидроциклонный пескоотделительГЦ-3601ТУ 3661-016-53434081-2001303938Гидроциклонный илоотделительИГ-Т-1С1ТУ 3661-035-53434081-2008303938Ситогидроциклонный сепаратор СГС-1М21ТУ 3661-016-53434081-20013303938ЦентрифугаAlfa-LavalDMNX 4181Импортное46503938Питающий насосSBR-P-XGZF1Импортное6503938Флокуляционная установкаJL30A1Импортное56503938Гидравлический смеситель эжекторного типаГС-Т-401ТУ 3661-016-53434081-200103938ДегазаторДВС-II1ТУ-14065-74и25503938Сепаратор высокого давленияSWACO1импортный25503938Гидравлический перемешивательПМЛ-7,58ГОСТ 22577-7703938Насос шламовыйВШН-1502ТУ 3631-021-55837096-200703938Насос6Ш-8-24ТУ 3631-021-55837096-200703938Шнековый транспортёрКШ-40Р1ТУ-2602689-76039383.3 Выбор противовыбросового оборудованияТаблица 3.1.4 - Противовыбросовое оборудованиеТипоразмер, шифр илиназвание устанавливаемого устьевого и противовыбросового оборудования. Номер схемы обвязки по ГОСТ 13862-90, ГОСТ 13846-89Характеристика устьевого оборудованияКоличествоДавление, МПана устье при НГВПопресcовкипослеустановкиМаксимально допустимое рабочее123456Циркуляционный патрубокСлужит для обвязки устья скважины с желобной системой1ОКК1-35-178х245 К1ТУ 3665-010-0221801-99Промежуточный элемент колонной головки служит для герметизации межколонного пространства между 245мм и 178мм обсадными колоннами.122,4 26,035,0Подпревенторная крестовинаСлужит для установки превентора и обвязки с блоком дросселирования, блоком глушения и выкидами.122,4совместно с ПВО35,0ОП5-280/80х35К1ГОСТ 13862-90Кольцевой превентор и два плашечных (один с глухими плашками и один с трубными) служит для герметизации устья скважины на случай НГВП.126,035,0КФ 280х35К1Надпревенторная катушка служит для подсоединения дополнительного оборудования при проведении аварийных работ на случай НГВП.126,035,0Разъёмный желобСлужит для обвязки устья скважины с желобной системой.122,4ОКК1-35-178х245 К1ТУ 3665-010-0221801-99Промежуточный элемент колонной головки служит для герметизации межколонного пространства между 245мм и 178мм обсадными колоннами.122,426,035,0Подпревенторная крестовинаСлужит для установки превентора и обвязки с блоком дросселирования, блоком глушения и выкидами.1совместно с ПВО35,0Продолжение таблицы 3.1.4 - Противовыбросовое оборудование123456ОП5-280/80х35К1ГОСТ 13862-90Кольцевой превентор и два плашечных (один с глухими плашками и один с трубными) служит для герметизации устья скважины на случай НГВП.122,426,035,0КФ 280х35К1Надпревенторная катушка служит для подсоединения дополнительного оборудования при проведении аварийных работ на случай НГВП.126,035,0Разъёмный желобСлужит для обвязки устья скважины с желобной системой.122,4ОКК1-35-178х245 К1ТУ 3665-010-0221801-99Промежуточный элемент колонной головки служит для герметизации межколонного пространства между 245 мм и 178 мм обсадными колоннами.122,426,035,0ОП2–180/80х35К1ГОСТ 13862-90Два плашечныхпревентора; один с трубными плашками и один с глухими плашками, служит для герметизации устья скважины на случай НГВП при освоении.126,035,0АФК3-65х35К1Фонтанная арматура126,035,03.4 Охрана трудаПроектом предусматривается на протяжении всего периода проводки и испытания скважины безусловное выполнение требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" ПБ 08-624-03.Кроме того, должны учитываться положения: "Типовой инструкции по безопасности работ при строительстве нефтяных и газовых скважин"; "Типовой инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных и газовых месторождений", "Типовой инструкции по безопасности геофизических работ в процессе бурения скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений", утвержденных приказом Минтопэнерго РФ № 178 от 12 июля 1996 г.Расследование и учёт несчастных случаев на производстве ведётся согласно "Положению об особенностях расследования несчастных случаев на производстве в отдельных отраслях и организациях" Приложение № 2 к Постановлению Министерства труда и социального развития РФ №73 от 24.10.2002 г.В соответствии с пунктом 1.3.10 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03», рекомендуется осуществлять авторский надзор за строительством скважин организацией, разработавшей проект.Принимаемые на работу рабочие в обязательном порядке получают инструктаж о мерах пожарной безопасности и действиях на случай возникновения пожара, применении первичных средств пожаротушения.Вводный инструктаж проводит инженер по технике безопасности или уполномочен-ное лицо по приказу в стройорганизации (предприятии) по технике безопасности и противо-пожарным мероприятиям3.5 Охрана недр и окружающей среды1. Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется в народном хозяйстве или, в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разработке нефтяные пласты. При этом также должен быть обеспечен сбор конденсата и сопутствующих ценных компонентов и воды.2. На разрабатываемых месторождениях должен проводиться обязательный комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, в том числе исследования по своевременному выявлению скважин - источников подземных утечек и межпластовых перетоков.3. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должны производиться при соответствующем оборудовании устья скважин, которое должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.4. Эксплуатация дефектных добывающих и нагнетательных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и т.д.) не допускается.5. При проведении мероприятий по повышению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть обеспечена сохранность колонны, обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного горизонта. В скважинах, где раздел между нефтеносными и газоносными, нефтеносными и водоносными пластами невелик, мероприятия по интенсификации добычи нефти должны производиться при условии создания допустимого перепада давления на перемычке,6. Если до обработки призабойной зоны вынос породы и разрушение пласта не наблюдались, а после обработки началось интенсивное поступление породы пласта в сква-жину, необходимо прекратить или ограничить отбор нефти из скважины и осуществить технические мероприятия по ограничению доступа породы пласта в ствол скважины.7. Мероприятия по охране окружающей среды при разработке нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами (жидкими и газообразными),промысловыми сточными водами, химическими реагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:- полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные или поглощающие пласты;- при необходимости, обработку закачиваемой в продуктивные пласты воды антисептиками, с целью предотвращения ее заражения сульфатвосстанавливающими бактериями, приводящими к образованию сероводорода в нефти и в воде;- использование герметизированной системы сбора, промыслового транспорта и под-готовки продукции скважин;- полную утилизацию попутного газа, использование замкнутых систем газоснабже-ния при газлифтной эксплуатации скважин; быструю ликвидацию розливов нефти, строи-тельство нефтеловушек на реках, в местах ливневых стоков;- создание сети контрольных пунктов для наблюдения за составами поверхностных и подземных вод;- исключение при нормальном ведении технологического процесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевою водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных растворов и других химических реагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей.Для обеспечения эффективной защиты окружающей среды и надежной охраны недр необходимо иметь следующие данные:Описание комплексного геологического строения, обоснование выбора необходимого оборудования и материалов, предполагаемые объемы буровых растворов и образующихся отходов бурения, выбор и обеспечение прогрессивных систем вскрытия продуктивных пластов, снижение потерь материалов в процессе разведки, расшифровка экономических и эко-логических показателей буровых работ. Особое внимание должно быть удалено принятию мер по возможным осложнениям и авариям при бурении скважин, сохранению участков земель от загрязнения, их обезвреживанию и полному восстановлению в первоначальное со-стояние, пригодное для дальнейшего использования. Размер отводимых участков при проведении буровых работ зависит от назначения и глубины скважин, применяемого оборудования и привышечных сооружений. До завоза на строящуюся буровую площадку материалов и оборудования необходимо провести работы по снятию плодородного поверхностного слоя земли. Для сбора жидких отходов бурения и шлама строятся шламовые амбары, объем которых зависит от глубины и диаметра скважин. Для обеспечения буровой чистой водой в количестве 400 м3сут и более необходимо бурение дополнительной скважины на воду, которая потом в виде сточных буровых вод попадает в амбар. Сюда же могут поступать и притока нефти, отработанные отходы и шлам. Рассолы имеют минерализацию до 250 г/л а их сливают в амбар. Таким образом, в амбарах скапливаются жидкие и твердые отходы бурения сложного состава, имеющие агрессивные компоненты, представляющие большую опасность для окружающей среды.В процессе бурения скважин необходимо прогнозировать и предусматривать реализацию комплексных технологических мер по предотвращению возможных осложнений и аварий, особое внимание уделяя межпластовой изоляции, ликвидации скважин и амбаров после окончания буровых работ, а также организации систематических наблюдений за состоянием окружающей среды после рекультивации нарушенных земель.ЗАКЛЮЧЕНИЕВ данном курсовом проекте было спроектировано строительство скважины на Кыртаельском месторождении. В ходе проектирования были получены навыки проектирования, обоснований и расчётов по технологии бурения, анализа промыслового материала и использования справочной и научно-технической литературы.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫВадещаш, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин [Текст] - М: Издательский центр «Академия», 2004. 352 сВоздвиженский,Б.И., Голубцев,О.Н., Новожилов, А.А.Разведочное бурение.Бурение геологоразведочных скважин.[Текст] – М.: Ганджумян, Р.А, Калинин, А.Г., Никитин, Б.А.Инженерные расчеты прибурении глубоких скважин. Справочное пособие. [Текст]– М.: Недра 2000. 487 с.Иогансен, К.В. Спутник буровика. [Текст] – М.: Недра, 1990.Иогаисен, К.В. Спутник буровика. Справочник. [Текст]–М: Недра.1990 .303 с.Калинин, А.Г., Ганджумян, Р.А., Мессер, А.Г. Справочник инженера–технолога по бурению глубоких скважин.[Текст] –М.:Недра . 2006. 807 -809 с.Элияшевский,И.В., Сторонский,М.Н., Типовые задачи и расчеты в бурении.[Текст] – М.: Недра, 1982.Мищевича,В.И., Справочник инженера по бурению в 2-х томах..[Текст] - М.: Недра, 1973.128-131Сборник сметных норм на геологоразведочные работы (ССН), выпуск 5, разведочное бурение.[Текст] - М: ВИЭМС.1993 .87 с.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.[Текст] - М.2013. ПРИЛОЖЕНИЕ АНефтеносностьКыртаельское месторождение расположено в Центральной зоне Печорской гряды и является звеном в длинной цепочке локальных структур, осложняющих эту зону. Складка высокоамлитудная (амлидуда до 200-300м), антиклинальная, ассиметричная, северо-восточного направления. Западное крыло структуры крутое и осложнено нарушением типа взброса.Промышленная нефтеносность выявлена в старооскольском горизонте живетского яруса среднего девога на глубинах 2500-2600м. Коллекторами служат песчаники.Свойства пластовой нефти определяли по пробам из одной скважины. Залежи нефти старооскольского горизонта находятся в условиях повышенного давления и средних температур. Нефть легкая и маловязкая, имеет высокое газосодержание и большую усадку.Таблица А1Pпл.tпл.pнасGG1bpнµα27,65627,2215,4251,91,580,6790,77,9Растворенный в нефти старооскольского горизонта газ- жирный, содержит 28% гомологов метана, незначительное количество углекислого газа и небольшого количества азотаТаблица А2CH4C2H6C3H8C4H10C5H12C6H14+ высшиеCO2N2+ редкиеpr69,612,28,04,52,31,00,32,11,022Дегазированная нефть старооскольского горизонта легкая, малосернистая (классI), малосмолянистая, высокопарафиновая (вид П3), имеет низкую температуру начала кипения и значительный выход светлых фракций, выкипающих до 3000С.Плотность, г/см3………………………………………………..….0,845Содержание, вес. %парафинов……………………………………………………16,6серы……………………………………………………….……0,4асфальтенов………………………………………………….……0,9смол силикогелевых……………………………………….……..6,5Вязкость, мПа·спри 200С……………………………………………………..…..19,5при 35 0С…………………………………………………………11,1Температура начала кипения, 0С……………………………………….63Фракционный состав, %до 1500С…………………………………………………………..12,0до 2000С…………………………………………………………..23,5до 3000С…………………………………………………………..44,5Таблица А3ПараметрыЗначенияD2 stD3dzrD2ef21234Тип коллекторатерригенный, поровыйпоровыйпоровыйКоэффициент пористости, ед.0,1Коэффициент нефтенасыщенности пласта, ед.0,90,82-0,850,8-1,3Средняя насыщенность газом газовой шапки, ед.0,85--Проницаемость, 10-3мкм20,3…650,004-0,0390,002-0,112Коэффициент песчанности,ед.0,680,512-0,6920,205-0,218Расчлененность12…155-65-8Начальная пластовая температура,0С555562Продолжение таблицы А31234Начальное пластовое давление, Мпа-зщд27,427,17-27,4728,81-29,4Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с1,07--Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа с28,2Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3651-Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м38358410,822-0,830Объемный коэффициент нефти, ед.1,5411,5411,236Содержание серы в нефти, %0,29…0,59Содержание парафинов в нефти, %14Давление насыщения нефти газом, МПа27,411,65Газовый фактор, м3 /т231231,487,1Содержание стабильного конденсата, г/м3225,8Вязкость воды в пластовых условиях, мПа с0,7-Вязкость воды в поверхностных условиях, МПа с1,22-Плотность воды в пластовых условиях, кг/м31095,0-Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м31135,0-Коэффициент вытеснения, ед.0,54-ПРИЛОЖЕНИЕ БХарактеристика давлений и температур по стволу скважиныТаблица Б1Индекс стратегрподраз-деленияИнтервал, мГрадиентТемпература, 0СотдоПластового давленияГидроразрыва породГорного давленияВеличина, кгс/см2 на мВеличина, кгс/см2 на мВеличина, кгс/см2 на мВеличина град. С на 100 мС1t 402800,1000,20,219D3fm2(ik)2804100,1000,180,220D3fm1(kg)4105400,1000,180,222D3fm1(lg)5406700,1000,190,227D3fm1(kr)67015700,1000,180,2230D3f3(sp)157015900,1000,190,2233D3f2dm159016100,1000,190,2340D3f2-1 sr+tm161016700,1000,160,2345D3f1dzr (ssp)167017400,1000,160,2355D3f1jr (rn)174018200,1000,160,2352D2zv (dz)182025600,1000,160,2355D2 st256025750,1000,160,23