1. Геологическая часть

Исследование месторождений и скважин начинается с момента их открытия и вступления в работу и продолжается до полной выработки запасов. Получаемая информация используется для проектирования систем разработки месторождений и мероприятий по их усовершенствованию и регулированию. А также обеспечивает необходимые темпы выработки запасов и более высокую степень их извлечения из недр при минимальных затратах.

Нефть и газ - это энергоносители, ценнейшее универсальное топливо, сырьё для многих отраслей промышленности, в том числе нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической. Нефть и газ влияют на развитие энергетики, металлургии, цементной промышленности. Продукты, получаемые из нефти и газа, используются практически повсеместно в промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве и быту.

Развитие нефтяной и газовой промышленности, на ряду с открытием и ускоренным освоением новых нефтяных и газовых месторождений, связанно с повышением эффективности производства за счёт совершенствования техники и технологии добычи нефти и газа, увеличения степени индустриализации и сокращения сроков строительства объектов, совершенствования методов и средств разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличения степени извлечения из недр запасов нефти и газа. Процессы, связанные со сбором и подготовкой нефти и газа, занимают важное место в комплексе технологических процессов по его добыче.

Чеганская свита представлена глинами зеленовато-серыми, вязкими с прослоями и линзами алевролита. Мощность свиты от 170 до 190 м.

Атлымская свита

В нижней части атлымской свиты развиты пески серые, мелко и средне-зернистые, а в верхней части - глины с прослоями угля. Мощность свиты от 170 до 190 м.

Новомихайловская свита

Свита представлена чередованием глин буровато-серых с песками и алевролитами. Мощность Новомихайловской свиты от 90 до 110 м.

Туртасская свита

Свита сложена глинами зеленовато-серыми, вязкими, с редкими прослоями и линзами алевролитов. Мощность свиты от 45 до 50 м.

На размытой поверхности туртасской свиты залегают пески с прослоями глин. Выше находятся отложения самаровской толщи, сложенной озерно-аллювиальными отложениями, морскими, озерно-ледниковыми отложениями (валунные глины с линзами песка и галечников). Современный аллювий представлен пятнадцатиметровой пачкой песков, супесей, суглинков и торфа. Общая мощность четвертичных отложений 70-80 м.

1.3 Характеристика продуктивных пластов

Пласт БС10

На восточном участке нефтенасыщенность связана только с пластом БС6. Залежь небольшая по размерам 6 х 7 км. На западе от Южно-Балыкское месторождения залежь отделена обширной зоной замещения. На востоке и юго-востоке ограничена зоной замещения.

Пласт маломощный, средняя толщина 4 м. В основном пласт в разбуренной части по толщине выдержан 5-6 м.

В основном пласт представлен переслаиванием песчаников и глинистых прослоев. Толщина песчаных прослоев от 0,5 до 3 м, глинистых прослоев от 0,7 до 2 м.

Средняя расчлененность - 4, изменяется в пределах от 1 до 4.

При подсчете запасов залежь отнесена к чисто нефтяным, однако от нижнего водоносного пласта разделен небольшой 1-4 м, в связи с этим показатели разработки залежи близки к водонефтяным. Мощность нижнего водоносного пласта 3-10 м.

Таблица 1 - Свойства пластовой нефти Южно-Балыкского месторождения. Пласт Б10

2. Технико-технологический раздел

2.1 Конструкция скважин Южно-Балыкское месторождении

Конструкция добывающих скважин на Южно-Балыкское месторождении одноколонная (рисунок 1).

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Направление оборудуется башмаком Б-324. Цементирование направления производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 плотностью 1,83 г/см3 до устья.

Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 700 м, применяются трубы НО РМКБ. Кондуктор оборудуется башмаком БК-245 и пружинными центраторами ЦЦ-245/295-320-I в количестве 3 штук, один из которых устанавливается на башмачной трубе, второй - на 10 м выше и один на верхней трубе. Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину 2590 м. Для добывающих скважин применяются трубы ГОСТ-632-80 с нормальной резьбой. Колонна труб оборудуется башмаком БК-146, обратным клапаном ЦКОД-146/191-216-1, центрирующими фонарями ЦЦ-146/191-216-1 в количестве 11 штук, которые устанавливаются в продуктивной части разреза на расстоянии не более 10 м друг от друга.

Тампонажный цемент за эксплуатационной колонной поднимается на 100 м выше башмака кондуктора.

Продуктивная часть разреза цементируется (в интервале 2370-2590 м) портландцементом ПЦТ-ДО-100, плотностью 1,8 г/см3 . Перед тампонажным раствором в скважину закачивается 15 м3 буферной жидкости (техническая вода обрабатывается 0,6% сульфанола).

Рисунок 1 - Конструкция скважины Южно-Балыкское месторождении.

2.2 Подготовка ствола скважины

Чтобы избежать осложнений при спуске обсадной колонны, предусматривается комплекс работ по подготовке ствола скважины. Виды работ и их объем зависят от состояния ствола скважины, сложности геологического разреза и протяженности открытой части ствола. О состоянии ствола судят по наблюдениям при спуске и подъеме бурильной колонны (посадки, прихваты, затяжки и т. д.), по прохождению геофизических зондов, по данным кавернометрии и инклинометрии.

Заранее выделяют интервалы, где отмечены затруднения при спуске бурильного инструмента, зоны сужения ствола, образования уступов, участки резкого перегиба оси скважины и т. д. В этих интервалах в подготовительный период проводят выборочную проработку ствола. В скважину спускают новое долото (с центральной промывкой) в сочетании с жесткой компоновкой и, удерживая инструмент на весу, прорабатывают выделенные интервалы с промывкой при скорости подачи 40 м/ч. Выдерживание вращающегося инструмента на одном месте не допускается во избежание зарезки нового ствола. Если отмечаются трудности в прохождении инструмента, его приподнимают и спускают несколько раз. В сложных условиях скорость подачи инструмента может быть снижена до 20 - 25 м/ч.

После выборочной проработки ствол скважины шаблонируют. Для этого из обсадных труб собирают секцию длиной около 25 м и на колонне бурильных труб спускают ее в ствол скважины на всю глубину закрепляемого участка. Таким способом проверяют проходимость обсадных труб.

Через спущенный инструмент скважину тщательно промывают до полного выравнивания свойств промывочной жидкости. Общая продолжительность непрерывной промывки не менее двух циклов. В конце промывки в закачиваемую промывочную жидкость добавляют нефть, графит и другие аналогичные добавки для облегчения спуска обсадной колонны. При извлечении из скважины длину инструмента измеряют и по суммарной его длине контролируют протяженность ствола скважины.

Завершив подготовительные работы, приступают к спуску обсадной колонны в скважину.

Последовательность спуска секций в скважину и использование вспомогательных элементов (центраторы, скребки, турбулизаторы и др.) определяются конструкцией обсадной колонны, предусмотренной в индивидуальном плане работ по ее подготовке, спуску и цементированию, который разрабатывается технологическим или производственно-технологическим отделом УБР. Во время спуска осуществляют строгий контроль за соблюдением порядка комплектования колонны в соответствии с планом по группам прочности стали и толщине стенок труб.

Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, включающий башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упорное кольцо. Все элементы низа колонны рекомендуется свинчивать с использованием твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного клапана обязательно, если в скважине имелись газопроявления. Надежность работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности посредством пробной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, который подключают к компоновке. Затем в порядке очередности спуска к устью скважины подают обсадные трубы и перед наращиванием их шаблонируют. Со стороны муфты в трубу вводят жесткий цилиндрический шаблон.

При подъеме трубы шаблон должен свободно пройти через нее и выпасть. Если шаблон задерживается, то трубу отбраковывают. Над устьем скважины с нижнего конца приподнятой трубы свинчивают предохранительное кольцо, промывают и смазывают резьбу.

У кондуктора и промежуточных колонн резьбовые соединения нижних труб обычно проваривают прерывистым сварным швом для предупреждения их отвинчивания при последующих работах в скважине.

Во время спуска обсадной колонны ведут документальный учет каждой наращиваемой трубы, в нем указывают номер трубы, группу прочности стали, толщину стенки, длину трубы, отмечают суммарную длину колонны и общую ее массу. На заметку берут все особые условия и осложнения, возникшие при спуске, записывают сведения об отбраковке отдельных труб и их замене.

Скорость спуска колонны поддерживают в пределах 0,3 - 0,8 м/с.

Если колонна оснащена обратным клапаном, после спуска 10 - 20 труб доливают промывочную жидкость внутрь колонны, чтобы не допустить смятия труб избыточным наружным давлением.

По мере необходимости проводят промежуточные промывки с помощью цементировочного агрегата или бурового насоса. Во время промывки необходимо непрерывно расхаживать колонну.

В нашей стране разработан метод секционного спуска обсадных колонн. Длину секций определяют с учетом грузоподъемности буровой установки, состояния скважины и прочности труб. Для спуска обсадных колонн секциями применяют специальные разъединители и стыковочные узлы, обеспечивающие соединение секций в скважине. Все секции, кроме верхней, спускают на колонне бурильных труб, которую после закачки цементного раствора отсоединяют и извлекают на поверхность. Спуск обсадных колонн секциями позволяет значительно снизить нагрузки, возникающие в буровом оборудовании при этих работах, и повысить надежность цементирования. Недостаток этого метода состоит в том, что создается некоторая опасность нарушения герметичности колонны на стыках секций и повышается суммарная продолжительность работ по креплению скважины.

2.3 Общие сведениия о цементировании скважин

Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование».

Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.

Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.

Цементирование включает пять основных видов работ:

· приготовление тампонажного раствора;

· закачку его в скважину;

· подачу тампонажного раствора в затрубное пространство;

· ожидание затвердения закачанного материала;

· проверку качества цементировочных работ.

Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим расчетом.

Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство:

· раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме);

· тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме). месторождение скважина тампонирование колонна

В промышленных масштабах применяют способы цементирования по прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажный раствор, способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ - цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта, тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне, и сам способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку тампонажный раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну.

В мелких скважинах (например, структурных), которые заведомо не вскрывают продуктивных залежей и интервалов с высоким пластовым давлением, затрубное пространство можно изолировать тампонированием нижней части обсадной колонны глиной. Тампонирование выполняется по более простой технологии, чем цементирование, и обеспечивает лишь временную и довольно слабую изоляцию.

Тампонирование обсадной колонны в скважине может осуществляться задавливанием обсадной колонны на глубину до 0,8 - 1,2 м в пласт глины мощностью не менее 2,5 - 3,0 м; по способу с нижней пробкой, когда глину в виде шариков предварительно забрасывают на забой, а затем продавливают в затрубное пространство самой обсадной колонной, нижний конец которой перекрыт пробкой; по способу с верхней пробкой; в этом случае в нижнюю трубу набивают глину, над ней помещают пробку, с помощью которой вблизи забоя глину выпрессовывают под действием нагнетаемой с поверхности жидкости.

Преимущество метода тампонирования глиной состоит в том, что после завершения всех работ в скважине обсадная колонна может быть освобождена и извлечена для последующего использования.

Цементирование скважин является сложной инженерной задачей, требующей пристального внимания на всех этапах строительства скважин.

Обеспечение качественного цементирования скважин позволяет резко увеличить долговечность скважин и срок добычи безводной продукции.

Существующая отечественная цементировочная, техника, технологическая оснастка, тампонажные материалы позволяют обеспечить качественное крепление скважин при выполнении следующих условий:

· неуклонного выполнение требований технологического регламента крепления скважин;

· соблюдения технологической дисциплины тампонажной бригадой;

· высокой квалификации тампонажной бригады;

· использование качественных тампонажных материалов;

·составления паспортов крепления скважин с учетом полного фактора горно-геологических условий крепления.

При существующей технике и технологии крепления скважин повышения качества цементирования возможно за счет:

·получения и использования достоверной геофизической информации по состоянию ствола скважины;

· правильного подбора промывочной жидкости в процессе бурения с целью уменьшения кавернообразования;

· правильного выбора буферной жидкости;

·обеспечения турбулентного режима течения тампонажного раствора в затрубном пространстве при закачке;

· жесткого контроля за параметрами цементного раствора в течении всего периода цементирования;

·использования высокоэффективного селективно-манжетного цементирования при цементировании водоплавающих залежей и малой мощностью непроницаемых глинистых перемычек;

· очистка застойных зон от бурового раствора при проработке ствола скважины струйными кольмататорами.

3. Охрана окружающей среды и недр

Мероприятия по охране недр и окружающей среды при разработке Южно-Балыкское и других нефтяных месторождений являются важным элементом и составной частью деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз», хотя при существующей системе материально-технического снабжения не обеспечивается в полной мере высокая эффективность и безаварийность производства, а следовательно и сохранение окружающей природной среды.

Ежегодно разрабатываемые программы природоохранных мероприятий согласовываются с природоохранными организациями района и Ханты-Мансийского автономного округа, службой санитарно-эпидемиологического надзора, службой ООС ООО «РН-Юганскнефтегаз». Указанные программы предусматривают организационные и технико-технологические мероприятия, направленные на повышение надежности оборудования и трубопроводов, охране атмосферного воздуха, недр, водных и земельных ресурсов. Так, программы природоохранных мероприятий на 2006-2008 гг. включают:

- организационные мероприятия (разработка и контроль выполнения природоохранных планов; поиск, заключение договоров и контроль за деятельностью подрядных организаций, производящих рекультивацию замазученных участков; создание бригад и обеспечение их техникой для тушения возможных лесных пожаров; обучение персонала принципам охраны окружающей среды и т.д.);

- технико-технологические мероприятия (полное использование сточных вод в системе ППД; дефектоскопия и реконструкция нефтесборных сетей и водоводов; обработка пластовых жидкостей и закачиваемых вод ингибиторами коррозии и бактерицидами; восстановление обваловок кустов скважин, отсыпка амбаров и дамб; контроль за состоянием загрязненности водоемов, почв и воздуха; утилизация и захоронение нефтешламов и других отходов; перевод скважин на другие горизонты и ликвидация; борьба с аварийными порывами и их последствиями; техническое оснащение средствами контроля и т.д.).

На Южно-Балыкское месторождении возможными источниками загрязнения окружающей природной среды являются:

Выбросы в атмосферу

При бурении скважин станками с электроприводом источниками выбросов загрязняющих веществ являются: паровые котлы, резервуары для хранения дизтоплива, тракторная техника.

При добыче нефти основными источниками выбросов загрязняющих веществ являются факелы сжигания попутного газа, резервуары хранения нефти, насосы транспорта нефти.

Основные загрязняющие вещества: окись азота, окись углерода, углеводороды, сажа.

Непосредственное воздействие на поверхностные воды оказано при: проведении строительных работ, обустройстве кустовых площадок, строительстве водозаборов поверхностных вод для бурения, аварийных выбросах и сбросов загрязняющих веществ в реки и понижение рельефа, сносе дождевых и талых вод за пределами обваловки.

В аварийных ситуациях наиболее опасны залповые выбросы нефти при фонтанировании скважин и равные им по величине выбросы при порыве выкидных линий. Фонтанные разливы локализуются, в основном, в пределах обваловки кустов. Размеры кустовой площадки и высота обваловки позволяют задержать распространение загрязнения за ее пределы.

Отходы производства

В конкретных условиях участка нефтедобычи в процессе производственной деятельности образуются отходы производства и потребления.

Основные отходы производства: - водонефтяные эмульсии (жидкие отходы), - парафины, асфальтосмолистые вещества и мехпримеси, извлекаемые при ремонте скважин и резервуаров, а также замазученные грунты (твердые отходы) и донные остатки из резервуаров. Кроме того, к отходам производства следует отнести металлолом, образующийся в процессе работы на производственных площадках, отработанные машинные масла. Металлолом автотранспортом подвозится на временный открытый склад и периодически сдается на переработку. Основные отходы потребления: - бытовые отходы, - использованные люминесцентные лампы.

Охрана воздушной среды

Осуществляется полная герметизация всей системы сбора и транспортировки нефти и газа; соблюдение технологических регламентов и правил технической эксплуатации всех частей системы нефтедобычи. Установлены перепускные газовые клапаны в устьевой арматуре скважин. Внедряются методы освоения скважин с минимальным выбросом веществ в атмосферу. Проводится 100-процентный контроль сварных соединений при строительстве трубопроводов.

Охрана пресных вод

Размещение буровых площадок за пределами водоохранных зон, ширина которых определяется Постановлением Правительства Российской Федерации №1404 от 23.11.96 г. "Об утверждении Положения о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах". В соответствии с этим документом размеры водоохранных зон для озер на территории месторождения принимаются при площади акватории до 2 км2- 300 метров, свыше 2 км2 - 500 м, реки до 10 км имеют ширину водоохранной зоны 50 метров, от 10 до 50 км - 100 метров, от 50 до 100 км - 200 метров.

В связи с хорошей проницаемостью зоны аэрации в качестве водонакопителя используются конструкции, обеспечивающие "сохранность" объема воды (металлические емкости и так далее).

При бурении скважин и добыче нефти выполняются следующие рекомендации по охране пресных подземных вод:

- подъем цемента до устья скважин;

- проверка качества крепления скважин АКЦ в целях предотвращения вертикальных заколонных перетоков;

- глубина спуска кондуктора, его качественный цементаж должны обеспечивать перекрытие зоны пресных вод на полную мощность и исключить попадание глубинных флюидов в приповерхностную гидросферу;

- обеспечить регулярные (не реже одного раза в полгода) проверки герметичности колонны нагнетательных скважин и исследование с помощью термометрии заколонных перетоков скважин;

- для герметизации резьбовых соединений использовать соответствующие смазки.

Предусмотрены обваловки площадок на нефтепромысловых объектах (кустах скважин, ДНС). Установлены временные ловушки на ручьях и мелких реках. Предусмотрена усиленная изоляция труб с защитой двухслойной оберткой или футеровкой, при переходах трубопроводов через ручьи и реки.

При возможных аварийных ситуациях предусмотрено обваловывание участка с разлившимися загрязняющими веществами и присыпку его песчано-цементной смесью, уменьшающей фильтрацию компонентов, локализация нефтяного загрязнения на реках с помощью боновых заграждений, откачка жидкости из обвалованного участка и удаление нефти с поверхности воды передвижными средствами и утилизацию ее в поглощающую скважину.

Защита почв и рекультивация земель

Район месторождения представляет собой сильно заболоченную местность. Распространены болотные почвы. Единственно относительно плодородная почва распространена в поймах рек. Для ликвидации последствий техногенного влияния на земельные ресурсы предусматривается рекультивация земель после окончания работ в соответствии с РД-39-0147103-365-86. "Инструкция по рекультивации земель, загрязненных нефтью". При этом предварительное, перед началом буровых работ, снятие и складирование гумусового слоя не производится.

Охрана биомы

Отрицательное воздействие нефтепромысла происходит на все компоненты окружающей среды. Необходимо предупреждение последствий любого негативного влияния на природу.

Каждое месторождение, включающее все виды источников техногенного загрязнения, должно иметь экологический паспорт, который содержит такие параметры как: установка фоновых уровней экологического состояния, составление матрицы техногенного воздействия для каждого вида объекта-загрязнителя, суммарные показатели воздействия вредных компонентов.

Вывод:

В процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений следует разрабатывать программу по охране каждого компонента окружающей среды. Контроль организуется в соответствии с “Положением о санитарной лаборатории на промышленном предприятии”, РД 39-0147098-015-90, РД 39-6147098-017-90, РД 390147098-025-91.

4. Специальная часть

В скважину диаметром dс=225мм, заполенной тиксотропной вязко-пластичной жидкостью с шотностью q и статическим напряжением cдвига O спускаеrся обсадная колонна диаметром Dн= 178 мм на rлубину L. На этой же глубине находится проницаемый пласт, содержащий флюид с давлением Рn, и имеющий давление гидроразрыва (поглощения) Рr.

Определить величину возникающх в процессе спуска колонны Давлений при скорости движения труб. Ускоренне в период разгона и торможения принять du/dt =2 м/с2.

В общем случае давление в скважине на глубине L при движении колонны будет складываться из гидростатического давления столба бурового раствора Рс, давления разрушения структуры тиксотропной жидкости Р,ь инерционного давления Ри и давления,

Рс=рgH

Рp=4?H/(dc-dH)

Рu=qH[dH/(dc-dH) -K ] du/dt

Pф = л l qV2/2(dc-dH)

Значения слагаемых правой части уравнения (1) определяются по следующим известным формулам гидравлики вязко-пластичных жидкостей:

где К - эмпирический коэффициент, в расчетах следует принимать равным 0,5;

л- коэффициент местных гидравлических сопротивлений;

V - скорость движения вытесняемой из кольцевого пространства жидкости, м/с.

Значение V определяется по формуле:

V = Uф dH 2 /dc2 - dH2

Коэффициент гидравлического сопротивления в расчетах принимается равным 0,025.

При решении поставленной задачи следует определить величину возникающих при спуске колонны давлений для характерных точек “а”, “в”, “с”, отмеченных на графике (рис.1).

Рис.1. График изменения скорости спуска колонн

to - t1 - разгон; t1 -t2 - движение с постоянной скоростью;

t2 - t3 - торможение колонны

В точке “а” (начало спуска) скорость движения колонны близка к нулю, поэтому величиной Рт можно пренебречь. Давление определяется суммой давлений : Рс + Ри + Рр.

В точке "в”, находящейся в конце участка разгона, тиксотропные свойства раствора интенсивно уменьшаются за счет разрушения структуры раствора, поэтому Рр = 0. Давление складывается из трех величин: Pc + Pu + Рт.

Точка “с” находится в конце участка торможения. Здесь скорость движения колонны очень мала, следовательно Рт ? 0. Также мало или практически отсутствует Рр. Действующими остаются два слагаемых Рс и Ри, причем последнее со знаком минус (замедление).

Рассчитав величины давлений, возникающих при спуске колонны, необходимо сравнить их со значениями Рг и Рп и сделать вывод о возможности спуска колонны с заданной скоростью UT. Предложить мероприятия, обеспечивающие безопасные условия спуска данной обсадной колонны.

Дано:

?=10 Па

Uф=1,62 м/с

Н= 1400 м

Р=1200 кг/м3

Рг = 16,8 МПа

Рп = 2.5 МПа

Рс=рgH = 1200*9,81*1400=16,5 МПа

Рp=4?H/(dc-dH) = 4*10*1400/(0.225-0.178)=1.19 МПа

Рu=qH[dH/(dc-dH) -K ] du/dt = 1200*1400[ 0.03/(0.05-0.03) ] -0.5=3.36 МПа

V = Uф dH 2 /dc2 - dH2 = 1.62*0.03/0.05-0.03=2.43 МПа

Pф=лlqV2/2(dc-dH)=0.025*1400*1200*2.43/2(0.225-0.178)=1.08 МПа

Давление в точке “а” Рс +Ри+Рр=16.5+1.19+3.36=21.05 МПа

Давление в точке “в” Рс +Ри+Рр=16.5+1.19+1.08=20.94 МПа

Давление в точке “с” Рс-Ри=16.5-3. 36=13.14 МПа

Заключение

Исходя из найденных величин из заданных параметров давлений гидроразрыва можно сделать вывод : Pг = 16.8 МПа , а Рп = 14.5 МПа.

Давление в начале спуска и в окончание разгона 20.94 МПа болоьше чем давление гидравлическое , значит будет происходить поглощение бурового раствора пластом .

Давление в точке «с» в конце участка торможения давление меньше пластового, значит будет поступать пластовый флюид , то есть газо-водо проявление.

14.5 МПа > 13.4Мпа.

Предложение:

- снизить скорость спуска для изменение инерционных скачков давления;

- утяжелить буровой раствор для предотвращения ГНВП;

- предложить меры для закупоривании каналов;

- если эти меры не дали результата то цементируем скважину.

Список литературы

1.В.И. Кудинов., Основы нефтегазопромыслового дела, М-И., 2008 г.

2.Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А., Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ. - Учебник для вузов. - М.: Недра, 1998

3.Милютин А.Г., Экология недропользования. -Курс лекций. - МГОУ, М.: 2000 г.

4.Спичак Ю.Н., Ткачев В.А., Кипко А.Э., Охрана окружающей среды и рациональное использование месторождений полезных ископаемых. - Учебник для горных техникумов - М.:Недра, 1993 г.

5.Колесников Т.И., Агеев Ю.Н., Буровые растворы и крепление скважин. - М.: Недра,1990 г.

6. Советов Г.А. Основы бурения и горного дела / Г.А. Советов, Н.И. Жабин. - М.: Недра, 1991 г.

Размещено на Allbest.ru