Проектирование бурильной колоны при бурении на скважине №95 Южно-Сосновского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИМЕНИ Н.Г. ЧЕРНЫШЕВСКОГО»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Проектирование бурильной колоны при бурении на скважине № 95 Южно-Сосновского месторождения

Филипчик В.Л.

Саратов, 2015

Оглавление

• Введение
• Раздел 1. Общая пояснительная записка
• 1.1 Общие сведения о районе буровых работ
• 1.2 Геологическая характеристика скважины
• 1.2.1 Литолого-стратиграфический разрез с указанием физико-механических свойств горных пород
• 1.2.2 Нефтегазоносность, гидрогеологическая характеристика
• 1.2.3 Давление (поровое, пластовое, поглощения) и геотемпературные характеристики по стволу скважины
• 1.2.4 Осложнения при бурении, креплении и испытании скважины
• 1.3 Конструкция скважины
• 1.3.1 Количество и глубина спуска обсадных колонн
• 1.3.2 Диаметр обсадных колонн и долот
• 1.4 Буровые растворы
• 1.4.1 Типы, параметры буровых растворов по интервалам бурения
• 1.4.2 Перечень химических реагентов и интервалы обработки
• 1.5 Углубление скважины
• 1.5.1 Расчёт компановки низа бурильнойколонны для бурения под эксплутационную колонну по интервалам бурения
• 1.5.2 Расчёт бурильной колонны для бурения под эксплуатационную колонну
• Раздел 2. Охрана труда при бурении скважины
• Раздел 3. Охрана окружающей среды в процессе строительства скважины
• Заключение
• Список использованных источников

• Введение
• Тема курсовой работы: «Проектирование бурильной колонны при бурении на скважине № 95 Южно-Сосновского месторождения».
• Цель данной курсовой работы - разработка конструкции скважины и проектирование бурильной колонны на скважине № 95 Южно-Сосновского месторождения».
• Задачи работы:
• - изучение геологического строения разреза,
• - разработка технологии проводки и скважины,
• Основной целью строительства скважины, в зависимости от назначения, является установление связи между наземными устройствами и вскрываемыми пластами - обеспечение транспортировки пластового флюида на устье скважины в случае строительства добывающих нефтяных или газовых скважин, наоборот нагнетание в пласт жидкости для поддержания пластового давления или захоронения различных сточных вод; разведочного оборудования для изучения залегаемых структур и т.д.
• В цикл строительства скважины входят: подготовительные работы;монтаж вышки и оборудования; подготовка к бурению; процесс бурения; крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж.

• Раздел 1. Общая пояснительная записка
• 1.1 Общие сведения о районе буровых работ
• Таблица 1 - Общие сведения о районе буровых работ

№№ п/п	Наименование	Значение ( текст, название, величина )
1	2	3
1	Площадь ( месторождение )	Южно-Сосновское
2	Номер скважины	95
3	Административное положение: - республика - область; - район.	РБ Гомельская Светлогорский
4	Год ввода площади в бурение	Не вводилась
5	Год ввода площади ( месторождения ) в эксплуатацию	Не вводилась
6	Температура воздуха, 0С - среднегодовая; - наибольшая летняя; - наименьшая зимняя.	+5 +35 -30
7	Среднегодовое количество осадков, мм	350 - 400
8	Максимальная глубина промерзания грунта, м	1.2
9	Продолжительность отопительного периода в году, сут	168
10	Азимут преобладающего направления ветра	Зимой - северо-западное Летом - юго-восточное
11	Наибольшая скорость ветра, м/сек	25
12	Продолжительность зимнего периода в году, сут.	155
13	Рельеф местности	Равнинный
14	Состояние местности	Пашня
15	Толщина, см - снежного покрова; - почвенного слоя	40 20


• 1.2 Геологическая характеристика скважины
• 1.2.1 Литолого-стратиграфический разрез с указанием физико-механических свойств горных пород
• Таблица 2 - Стратиграфический разрез скважины

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве, градус	Коэффициент кавернозной в интервале
От (верх)	До (низ)	Название	Индекс	угол	азимут
0	120	Кайнозойская группа	KZ	Нет сведений	1.20
120	230	Меловая система	K		1.20
230	325	Юрская система	J		1.03
325	545	Триасова-Пермская система	T-P		1.14
545	1100	Палесский горизонт	C+D3 PL		1.03
1100	3710	Палесский Стрешенский Оресский Лебедянский	C+D3 PL-Ib		1.03
3710	3735	Петриковский	D3 Ptr		1.2
3735	3890	Задонский	D3ZD		1.49
3890	3915	Тонежский	D3 tom		1.10
3915	3930	Домановичский	D3dm		1.10

• Таблица 3 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название породы	Глинистость, %	Карбонатность, %	Солёность, %	Сплошность породы	коэффициент Пуассона	Модуль Юнга, кг/мм2	Категория твёрдости породы
KZ	0	120	Суглинок Песок Глина	-	10	1	1.5	-	-	2
J	230	325	Известняк	2-6	85-90	1-3	1.5	0.4	0.1	5
			Песчаник	10	10	1	1.5	0.3	0.15	3
Т-Р	325	545	Глина	75	10	1	4	0.4	0.1	2
			Песок	10	5	1	1.5	0.3	0.15	3
			Песчаник	6-8	5-10	1	1.5	0.3	0.15	3
С+D3pl	545	1100	Глина	75	10	1	4	0.4	0.1	2
			Мергель	10	80-90	1	1.5	0.6	0.5	3
D3pl-рd	1100	3710	Каменная Соль	-	10	90	90	0.3		2
			Глина	80	5-8	1.5-2.5	1.5			5
			Известняк	2-6	85-95	1-3	1.5	0.18	0.2	5\
D3ptr	3710	3735	Мергель доломитовый,глини-стый	-	80-90	5-30	2	0.5		5
D3ZD	3735	3890	Известняк	3.5	80-90	2.5-3	2	0.2		4
D3tom	3890	3915	Известняк	3.5	80-90	2.5-3	2	0.2		4
			Доломит	5-15	80-90	1.5-2.5	2	0.2		3
D3dm	3915	3930	Известняк	3.5	80-90	2.5-3	2	0.2		4

• 1.2.2 Нефтегазоносность, гидрогеологическая характеристика
• Таблица 4 - Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Тип коллектора	Подвижность, ДнаСП	Дебит, м3/сут	Параметры растворённого газа
				Газовый фактор м3/ м3	Содержание H2S, %	Содержание СО2, %	Относительная по воздуху плотность газа	Коэффициент сжимаемости	Давление насыщения в пластовых условиях, кгс/см2
D3tom	Каверно- поровый	0.27	80 (6мм)	114	-	0.42	0.656	0.85	Рнас=Рпл


• Таблица 5 - Газоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Тип коллектора	Состояние (газ, конденсат)	Содержание % по объёму	Относительная по воздуху плотность газа	Коэффициент сжимаемости в пластовых условиях	Фазовая проницаемость, мД	Давление начала конденсации, кгс/см2
			H2S	СО2
D3tom	Каверно- поровый	Газ	-	0.23	0.615	0.85	-	-

• Таблица 6 - Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Дебит, м3/сут	Фазовая проницаемость, мД	Степень минерализации, г/дм3	Тип воды по Сулину
	От (верх)	До (низ)
KZ	0	120	Поровый	1.0	До80	До750	0.2-0.3	ХЛМ
K + J	120	325	Поровый	1.03	До40	До500	1.1	ХЛМ
T-P	325	545	Трещинный	1.06	50	-	46.9	ХЛМ
С+D3pl	545	1100	Трещинный	1.09	100	-	4997.54	ХЛМ

• 1.2.3 Давление (поровое, пластовое, поглощения) и геотемпературные характеристики по стволу скважины
• Таблица 7 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Градиент давления	Температура в конце интервала, 0С
	От (верх)	До (низ)	Пластового	Гидроразрыва пород	Горного давления
			кгс/см2 на 10м	кгс/см2 на 10м	кгс/см2 на 10м
			От (верх)	До (низ)	От (верх)	До (низ)	От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
KZ	0	120	1.0	1.0	2.00	2.00	2.10	2.10	-
K	120	230	1.0	1.0	2.00	2.00	2.10	2.10	-
J	230	325	1.0	1.0	2.00	2.00	2.10	2.10	6
T+P	325	545	1.0	1.0	2.00	2.00	2.10	2.10	13
С+D3pl	545	1100	1.03	1.03	2.02	2.02	2.14	2.14	22
D3pl-рd	1100	3710	1.25	1.25	2.2	2.2	2.34	2.34	60
D3ptr-D3tom	3710	3915	0.9	0.9	2.06	2.06	2.10	2.10	75
D3dm	3915	3930	1.25	1.25	2.02	2.02	2.14	2.14	76

• 1.2.4 Осложнения при бурении, креплении и испытании скважины
• Таблица 8 - Поглощения бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент пластового давления в зоне поглощения при вскрытии, кгс/(см2*м)
KZ- С+D3pl	До полного	-	Да	1.00
D3ZD- D3dm	До полного	-	Да	0.9-1.25

• Таблица 9 - Обвалы и осыпи стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Буровые растворы, применяемые ранее	Мероприятия по ликвидации последствий
	От (верх)	До (низ)	Тип раствора	Плотность, г/см3	Вязкость, сек	Водоотдача, см3/30мин
J- С+D3pl	325	1100	Пресный на основе ОМС	1.14	30-35	8-10
D3pl-рd	1100	3710	Соленасыщенный	1.31	30 - 40	8 - 10

• 1.3 Конструкция скважины
• 1.3.1 Количество и глубина спуска обсадных колонн
• Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения перечисленных требований, проектируется, исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины. Под несовместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплён обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно.
• Исходя из геологических данных и учитывая опыт бурения эксплуатационных скважин Припятского прогиба, при бурении на межсолевых отложениях принимается следующая конструкция скважины. Для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления Pпл давления гидроразрыва пород Pгри гидростатического давления столба бурового раствора на основании исходных данных в координатах глубина - эквивалент градиента давления
• По графику находят зоны крепления интервалов, которые и определяют число обсадных колонн в данной конструкции скважины и глубины их спуска
• 1. Для обвязки циркуляционной системы и с целью предохранения устья скважины от размыва на глубину 7 м спускается направление диам.630 мм и забутовывается до устья.
• 2. Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения спускается кондуктор диам.324 мм на глубину 250 м цементируется до устья.
• 3. Для крепления и изоляции надсолевых отложений, несовместимых по условиям бурения с отложениями 1-й соли, спускается промежуточная колонна диам.245 мм на глубину 1080 м. Колонна спускается в одну секцию и цементируется до устья.
• 4. Для крепления соленосных и межсолевых отложений, а также для проведения испытания и последующей эксплуатации продуктивных горизонтов спускается эксплуатационная колонна диам.168 мм на глубину 3735м. На глубине 2500 м устанавливается муфта ступенчатого цементирования (МСЦ) для проведения двухступенчатого цементирования колонны до устья.

• 1.3.2 Диаметр обсадных колонн и долот
• Диаметры обсадных колонн и долот рассчитываются снизу вверх, исходя из диаметра эксплуатационной колонны, которая задаётся исходя из ожидаемого дебита и способа эксплуатации.
• 1. Определяем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну по формуле:
• Дд= ( 1.0447 + 0.00022Дк )Дм
• где Дк - наружный диаметр обсадной колонны
• Дм - диаметр муфты.
• Дд= (1.0447 + 0.00022*168.3)*188 = 203.3мм.
• Принимаем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну Ддэ.к= 215.9мм
• 2. Диаметр промежуточной колонны определяем из условия нормального прохождения долота.
• Д _тк = Д_д + 2 + ( 5- 8мм )
• Д _тк= 215.9 + 2*10 + 8 = 243.9мм.
• Принимаем диаметр промежуточной колонны 245мм.
• 3. Определяем диаметр долота для бурения под промежуточную колонну.
• Д_дтк = ( 1.0447 + 0.00022*245 )*269.9 = 291.129мм.
• Принимаем диаметр долота для бурения под техническую колонну
• Д_дтк = 295.3мм.
• 4. Определяем диаметр кондуктора исходя из условия нормального прохождения долотаД _к = 295.3 + 2*10 + 8 = 323.3мм.
• Принимаем диаметр кондуктора 324мм.
• 5. Определяем диаметр долота для бурения под кондуктор.
• Д_{д к} = ( 1.0447 + 0.00022*324 )*351 = 383.89мм.
• Принимаем диаметр долота для бурения под кондуктор
• Д_{д к} = 444.5мм.се
• 1.4 Буровые растворы
• 1.4.1 Типы, параметры буровых растворов по интервалам бурения
• Тип бурового раствора выбирается исходя из геологического разреза, из условия безаварийной проходки скважины, а так же качественного вскрытия продуктивного горизонта.
• Руководящим документом при выборе рецептур и нормирования показателей свойств буровых растворов являются рекомендации лаборатории буровых растворов по площадям со схожими геологическими условиями, с учетом фактических данных по ранее пробуренным скважинам.
• Плотность бурового раствора определяется с учетом эквивалентов пластовых давлений и создания необходимого превышения гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым.
• Геологический разрез проектируемой скважины представлен глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, известняками, доломитами и др.
• Основными видами осложнений ожидаются осыпи и обвалы стенок скважины и поглощения бурового раствора.
• Плотность бурового раствора должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления превышающего пластовое на величину:
• - 10 в интервале 0 - 1200м, но не более 1.5МПа;
• - 5% в интервале 1200м, но не более 3.0МПа;
• Бурение под кондуктор в интервале 0 - 250м.
• Р _бр=К*а_пл (1)

• где Р _бр-плотность бурового раствора.
• К-коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым.
• Р _бр < (Р_пл+Р)/0,01Н (2)
• где Р_пл-пластовое давление.
• Р-превышение гидростатического давления над пластовым.
• Н-глубина замера.
• Интервал 0-250м.
• По формулам (1) и (2) вычисляем плотность бурового раствора.
• К=1,1 а_пл=1,0
• Р _бр=1,1*1,0=1,1 г/см³
• Р=1,5 Р_пл=2,5 МПа Н=250м
• Р _бр < (Р_пл+Р)/0,01Н =(1,5+2,5)/0,01*250<1,6
• Забуревание скважины осуществляется глинистым раствором приготовленным на пресной воде из бентонитового глинопорошка. Для предотвращения поглощений и обвалов неустойчивых песков и песчаников верхних отложений плотность раствор принимаем Р _бр=1,1 г/см³.
• Интервал 250-1080.
• По формулам (1) и (2) вычисляем плотность бурового раствора.
• К=1,1 а_пл=1,0
• Р _бр=1,1*1,0=1,1 г/см³
• Р=3 Р_пл=11 МПа Н=1080м
• Р _бр < (Р_пл+Р)/0,01Н =(3+11)/0,01*1080<1,29
• Бурение под промежуточную колонну диам. 245 мм в интервале 250-1080 м ведется на пресном на основе ОМС, обработанный лигнополом буровом растворе. В связи с возможным поглащением бурового раствора плотность раствора принимаем Р _бр=1,14 г/см³.
• При бурении данных пород возможны следующие осложнения: осыпи, обвалы, сужение ствола скважины, поглощение бурового раствора, сальникообразование.
• Интервал 1080-3735
• По формулам (1) и (2) вычисляем плотность бурового раствора.
• К=1,1 а_пл=1,0-1,07
• Р _бр=1,1*1,0=1,1 г/см³
• Р=3 Р_пл=47 МПа Н=3735м
• Р _бр < (Р_пл+Р)/0,01Н =(3+46)/0,01*3735<1.31
• Принимаем раствор Р _бр=1,31 г/см³.
• Бурение под эксплуатационную колону производится соленасыщенным раствором, обработанным ОМС и крахмалом. При бурении соленасыщенных пород возможны следующие осложнения: кавернообразование, сужение и естественное искривление ствола скважины, обвалы.
• 1.4.2 Перечень химических реагентов и интервалы обработки
• Таблица 10 - Перечень химических реагентов и интервал обработки

Интервал бурения, м	Название(тип)бурового раствора и и его компонентов	Потребность бурового раствора, в м3 и его компонентов, т
От	До
0	250	Пресный на основе ОМС(готовится из пасты ОМС 30%-ной концентрации разбавлением водой;К=1,3)	120
		ОМС	27,7
		Сода каустическая	1,38
		АКС-20ПГ-2	0,09
250	1080	Пресный на основе ОМС обработанный	273,2
		Лигнопол	8,14
		Сода кальцинированная	0,33
		ОМС	35,93
		Сода каустическая	1,78
		АКС-303	4,04
1080	3735	Соленасыщенный на основе ОМС обработанный	240
		крахмалом	5
		ОМС	60
		Соль техническая	90
		Барит	10
3735	3930	Пресный на основе ОМС(готовится из пасты ОМС 30%-ной концентрации разбавлением водой ;К=1,3)	245.3
		ОМС	20,32
		Сода каустическая	3,91
		АКС-20ПГ-2	1,22

• 1.5. Углубление скважины
• 1.5.1 Расчёт компановки низа бурильнойколонны для бурения под эксплутационную колонну по интервалам бурения
• Определим необходимую длину УБТ, чтобы создать достаточную осевую нагрузку на долото G и чтобы нейтральное сечение приходилось на УБТ.
• , (3)
• где: q_УБТ - вес 1 м УБТ; q_УБТ = 163,1 кг (Ш 178 мм по ГТН)
• г_р, г_ж - удельный вес бурового раствора и металла, г/см²
• G_гзд - вес турбобура, 4600 кг
• Определяем вес КНБК
• , (4)

• где: Q_дол - вес долота, равный 36 кг,
• Q_кс - вес калибратора, равный 62 кг
• Q_УБТ - вес утяжеленных бурильных труб
• , (5)
• 1.5.2 Расчёт бурильной колонны для бурения под эксплуатационную колонну
• Для расчета бурильной колонны на прочность необходимо знать нагрузки и возникающие в результате их действия напряжения в любом сечении бурильной колонны. Однако определить напряжения точно довольно трудно, так как бурильная колонна не является стержнем постоянного сечения вследствие наличия высаженных концов на трубах, бурильных замков и переводников.
• Поэтому приходиться рассчитывать напряжения приближенно, а неучтенные силы компенсировать коэффициентом запаса прочности, устанавливаемым на основании опыта эксплуатации бурильных труб.
• Расчет первой секции
• Выбираем трубы ПК-127 х 9 Д
• Длина первой секции
• , (6)

• где: ут - предел текучести для бурильных труб группы прочности Д, равный 130000 кгс;
• n - запас прочности, при турбинном способе равный 1,4
• 1,15 - коэффициент, оценивающий величину сил при СПО бурильной колонны;
• Р - перепад давления при турбинном способе равный 120 т/см2
• F - площадь сечения канала трубы, равная 93,3 см2
• q - приведенная масса 1 м трубы, равная 31,4 кг
• Вес первой секции
• , (7)
• Расчет второй секции
• Выбираем трубы ПК-127 х 9 E
• Длина второй секции
• , (8)
• где: ут - предел текучести для бурильных труб группы прочности E, равный 180000 кгс;
• n - запас прочности, при турбинном способе равный 1,4
• 1,15 - коэффициент, оценивающий величину сил при СПО бурильной колонны;
• Р - перепад давления при турбинном способе равный 120 т/см2
• F - площадь сечения канала трубы, равная 93,3 см2
• q - приведенная масса 1 м трубы, равная 31,4 кг
• Вес второй секции
• , (9)
• Расчет третьей секции
• Выбираем трубы ПК-127 х 9 Л
• Длина третьей секции
• , (10)
• где: ут - предел текучести для бурильных труб группы прочности Е, равный 225000 кгс;
• n - запас прочности, при турбинном способе равный 1,4
• 1,15 - коэффициент, оценивающий величину сил при СПО бурильной колонны;
• Р - перепад давления при турбинном способе равный 120 т/см2
• F - площадь сечения канала трубы, равная 93,3 см2
• q - приведенная масса 1 м трубы, равная 31,4 кг
• Так как по ГТН глубина скважины равна 3735, то длина третьей секции составляет 215 м
• Вес третьей секции
• , (11)
• Определим нормальное напряжение растяжения
• , (12)
• где: L1 = L - lкнбк - длина БК
• гр, гж - удельный вес бурового раствора и металла, г/см2
• к = 1,15 - коэффициент учитывающий влияние замков и высадки для стальных труб
• Определяем касательное напряжение
• , (13)
• где: Мкр - наибольший крутящий момент
• (14)

• где: Кд - коэффициент динамичности, равный 1,5 ч 2
• щ - угловая скорость, равная
• N - мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны
• , (15)
• где: Nхв - мощность затрачиваемая на холостое вращение
• , (16)
• где: с - коэффициент, зависящий от искривления ствола, с = 25,7 ·10-5
• гр- удельный вес бурового раствора, г/см2
• d - диаметр бурильной трубы, d = 127 мм
• l - длина колонны
• n - частота вращения колонны, n = 90 об/мин
• Полярный момент сопротивления
• , (17)
• где: dн и dв - наружный и внутренний диаметры бурильных труб, 127 и 109 мм
• Касательное напряжение
• Найдем приведенные напряжения, возникающие в верхней части колонны бурильных труб
• , (18)
• Из предыдущих расчетов следует, что верхняя часть бурильной колонны состоит из труб группы прочности Л
• ут = 650 Мпа
• Отсюда следует, что верхняя часть бурильной колонны выдерживает статические нагрузки, так как к > 1,4.

• Раздел 2. Охрана труда при бурении скважины
• 1. К производству работ допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие специальное обучение и инструктаж по технике безопасности на рабочем месте.
• 2. Все рабочие, в соответствии с утвержденными нормами, а также в зависимости от характера работы, обязаны пользоваться спецодеждой и индивидуальными средствами защиты: предохранительными верхолазными поясами, касками, диэлектрическими перчатками и другими средствами.
• 3. Спецодежда на бурильщике должна быть хорошо заправлена, застегнута, не иметь обвисающих к развевающихся концов и не стеснять движений.
• 4. Все движущиеся части механизмов: шестерни, шкивы, шпонки, приводные ремни, цепи и выступающие концы валов должны быть надежно ограждены соответствующими кожухами.
• 5. Распределительные щиты, рубильники, электромоторы и генераторы до пуска их в работу должны быть обязательно заземлены и укрыты от возможного проникновения внутрь снега, дождя.
• 6. У распределительных щитков и пусковой электроаппаратуры должны находиться исправные испытанные защитные диэлектрические подмостья, коврики, перчатки.
• 7. Ручной и механический инструменты, используемые в работе, должны отвечать требованиям данного производства, быть исправными, всегда находиться в надлежащей чистоте и в определенном месте.
• 8. Бурильщик должен знать, что управление буровыми станками, подъемными механизмами, а также обслуживание двигателей, компрессоров, передвижных электростанций и другого оборудования может производиться лицами, имеющими на это право, подтвержденное соответствующим документом.
• 9. Передавать управление и обслуживание механизмов неаттестованным лицам, а также оставлять работающие механизмы без присмотр азапрещается.
• 10. Буровая площадка до монтажа оборудования должна быть выровнена, очищена от грязи и посторонних предметов и иметь удобные подъезды, а рабочие места и буровая вышка должны быть достаточно освещены.
• 11. Одновременная работа наверху и внизу мачт буровых станков или вышек запрещается.
• 12. Запрещается подъем вышки или мачты, а также производство каких-либо работ на их поверхностях при скорости ветра 10--12 м/с и более, в дождь, снег, гололедицу или при недостаточном освещении.
• 13. Стальные грузоподъемные и монтажные канаты, применяемые на буровых работах, должны иметь не менее 3-кратного запаса прочности по отношению к максимально возможной нагрузке и должны выбраковываться, если число оборванных проволок на шаге их свивки достигло до 5% от их общего числа в канате, если имеется порванная прядь, а также при коррозийном износе или уменьшении первоначального диаметра на 10%.
• 14. Запрещается допускать к работе лиц в болезненном или нетрезвом состоянии, а также лиц, которые не соблюдают и грубо нарушают установленные правила техники безопасности.
• 15. Работа на высоте более 1,5 м от земли должна производиться на прочных и хорошо огражденных настилах, а при их отсутствии необходимо страховать себя специальным испытанным предохранительным поясом.
• 16. Бурильщик, заметивший опасность, угрожающую людям, сооружениям или могущую повлечь за собой аварию в скважине, обязан наряду с принятием мер по ее устранению немедленно заявить об этом руководителю смены.

• Раздел 3. Охрана окружающей среды в процессе строительства скважины
• Производственная деятельность буровых предприятий неизбежно связана с техногенным воздействием на объекты природной среды. В силу специфических особенностей ведения горных работ процессы сооружения скважин отрицательно влияют на лито-, гидро- и биосферу. Техногенез при бурении скважин носит химико-токсический и физико-механический характер и проявляется в нарушении естественного экологического равновесия экосистем, снижения народнохозяйственной ценности гидросферы, падения ресурсо- и биогенетического потенциала биосферы и деградации отдельных компонентов природной среды. Для предупреждения загрязнения окружающей среды в процессе строительства скважин должен разрабатываться комплекс природоохранных мероприятий.
• Охрана окружающей среды при строительстве скважин включает:
• - защиту недр от загрязнения и рациональное использование природных минеральных ресурсов;
• - защиту земной поверхности и воздушного бассейна от негативного влияния техногенных факторов при бурении и разработке нефтегазовых месторождений.
• Охрана недр - это совокупность мероприятий по наиболее полному извлечению полезного ископаемого или максимально возможному сокращению его потерь, наиболее рациональному использованию минеральных ресурсов в народном хозяйстве, исключающих неоправданные потери минерального сырья и топлива, а также отрицательные воздействия на природу.
• Охрана земной поверхности и воздушного бассейна - это совокупность правовых, организационных, экономических и инженерных мероприятий по исключению загрязнения объектов гидро-, лито- и биосферы материалами, химреагентами, технологическими жидкостями, используемыми при ведении буровых работ, образующимися отходами, а также физико-механического воздействия на компоненты природной среды, приводящего к нарушению нормального функционирования экосистем.
• Сохранение окружающей среды в нефтегазодобывающей промышленности на экологически безопасном (нормативном) уровне имеет свои особенности, которые необходимо учитывать при строительстве скважин, разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа. К основным из них относятся следующие:

· предупреждение разрушения покрова Земли и растительности при строительстве скважин;

· предупреждение проникновения бурового раствора (или его фильтрата) в поры и трещины пластов с полезными ископаемыми. Особенно опасны гидроразрывы пластов с последующим поглощением бурового раствора;

· предупреждение открытых нерегулируемых газонефтеводопроявлений с целью сбережения полезных ископаемых;

· надёжное, долговечное крепление буровых скважин с совершенным разобщением пластов и предупреждением поглощения тампонажного раствора или его фильтрата на глубину, большую, чем предусмотрено технологическими соображениями;

· предупреждение движения флюидов между пластами по любым причинам;

· надёжное тампонирование скважин, оказавшихся «сухими», истощившимися или аварийными, с целью предупреждения движения флюидов из пласта в пласт;

· выполнение мероприятий, использование устройств и технологических процессов, предусматривающих разобщение всех пластов, а не их части, в разрезе или герметизацию только устья с целью предупреждения продвижения флюидов к дневной поверхности;

· закачка значительных объёмов различных растворов и материалов в пласты при бурении в условиях поглощений;

· воздействие на пласты различными методами (тепловыми, химическими, силовыми и др.) с целью увеличения и ускорения поступления флюидов к скважине;

· форсированные отборы флюидов из пластов;

· закачка больших объёмов воды в пласты для восстановления или поддержания пластовых давлений;

· наличие значительного количества скважин даже в пределах одного и того же месторождения, что затрудняет контроль за всеми объектами;

· сжигание попутного газа;

· транспортирование нефти и газа в танкерах морем (утечки нефти и газа при этом, а также при бурении, добыче и авариях способствуют загрязнению окружающей среды).

Перечисленные и многие другие причины обязывают работников нефтегазовых предприятий принимать все установленные меры и предъявлять узаконенные требования для предупреждения нарушения охраны недр и загрязнения окружающей среды.



Заключение

В данном курсовом проекте освещён комплекс работ связанный с цементированием эксплуатационной колонны на поисковой скважине №95 Южно-Сосновская

В проекте произведён выбор конструкции скважины, типов и параметров бурового раствора.

Произведен расчёт необходимого количества материалов для цементирования эксплуатационной колонны и необходимого количества тампонажной техники, и гидравлический расчёт цементирования эксплуатационной колонны.

В проекте рассмотрены вопросы охраны труда при бурении скважины.

В проекте рассмотрены вопросы охраны окружающей среды в процессе строительства скважины

Все разделы задания освещены в полном объёме.

скважина геологический бурение давление



Список использованных источников

Однотомные издания

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.М. Заканчивание скважин: учеб. пособие для вузов М. ООО Недра-Бизнесцентр, 2000.

2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.М., Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для вузов М. ООО Недра-Бизнесцентр, 2000.

3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для вузов М. ООО Недра-Бизнесцентр, 2001.

4. Булатов А.И., Макаренко П.П., Просёлков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: учеб. пособие для вузов М. Недра, 1999.

5. Булатов А.И., Пеньков А.И.,Просёлков Ю.М. Справочник по промывке скважин, М.Недра, 1984.

6. Вадецкий Ю.В Бурение нефтяных и газовых скважин: уч. для нач. проф. образования, М. Академия, 2010.

7. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: уч. для нач. проф. образования, М. Недра, 1993.

8. Грей Дж. Р., Дарли Г.С. Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М. Недра, 1985.

9. Иогансен К.В.Спутник буровика, М. Недра, 1986.

10. Середа Н.Г., Соловьёв Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: уч. для нач. проф. образования, М. Недра, 1988.

Размещено на Allbest.ru

...