Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

• Введение
• 1.1 Общие сведения о предприятии
• 1.2 Общие сведения о виде и месте работ
• 1.3 Геологическая характеристика района работ
• 1.4 Способ бурения
• 1.5 Конструкция скважины
• 2. Общие сведения по скважине
• 2.1 Породоразрушающий инструмент
• 2.2 Режим бурения
• 2.3 Промывка скважины
• 2.4 Испытание скважины на продуктивность
• 3. Глубины спуска, диаметры обсадных колонн и ствола скважины, интервалы цементирования
• 3.1 Технологическая оснастка обсадных колонн
• 3.2 Предполагаемые осложнения при бурении
• 4. Буровая установка (буровое оборудование, вышка, привышечные сооружения)
• 4.1 Специальный вопрос. Система верхнего привода (СВП)
• 5. Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарные мероприятия
• 5.1 Охрана окружающей среды и рекультивация земельного участка
• 5.2 Организация работ
• Заключение
• Список используемых источников
• Приложение 1


Введение

Я, Кузьмин Валентин Владимирович, проходил производственную практику на предприятии ООО «КЦА Дойтаг Дриллинг ГмбХ» на КП 53 ВЧНГКМ,, в качестве помощника бурильщика 6 разряда. За время прохождения преддипломной практики детально изучил весь собранный мною материал, в том числе проект на строительство скважины и геолого-технологический наряд.

Цель работы - детальное изучение производственных процессов бурения нефтяных и газовых скважин в компании ООО «КЦА Дойтаг Дриллинг ГмбХ» на Верхнечонском месторождении.

Главными задачами для меня были:

- ознакомление с работой всех подрядных организаций, обслуживающих месторождение;

- ознакомление с конструкцией и оборудованием буровой установки БУ Т2000;

- контроль процесса строительства скважины;

- обход кустовой площадки для контроля одновременных работ, производимых другими подразделениями предприятия и подрядными организациями;

- изучение проектной документации и дела скважин.

В основу отчета были положены данные фондов ООО «КЦА Дойтаг Дриллинг ГмбХ» за 2016г., а также материал, собранный во время прохождения производственной практики на указанном предприятии:

1. Программа бурения скважины №3039 на КР 53 ВЧНГКМ.

2. Суточный отчет по бурению скважины №3039 ВЧНГКМ.

3. Суточный отчет ГТИ скважины №3039 ВЧНГКМ.

4. Сводная таблица данных по бурению за сутки на скважине №3039 ВЧНГКМ.

5. Геолого-технический наряд на проводку наклонно-направленых эксплуатационных скважин на кустовой площадке №53 ВЧНГКМ.

6. Проект на проводку скважины №3039 ВЧНГКМ.

Данный отчет составлен согласно единому стандарту к оформлению отчетов, курсовых работ, дипломных проектов [2].



1.1 Общие сведения о предприятии

буровой оборудование установка скважина

КЦА ДОЙТАГ - крупнейший международный буровой подрядчик, работает более чем в 20 странах по всему миру, является членом международной ассоциации IADC (International Association of Drilling Contractors) и c 2002 года благополучно работает на территории Российской Федерации (в Тюменской, Оренбургской, Иркутской и Томской областях). Филиал КЦА ДОЙТАГ Дриллинг оказывает услуги по управлению буровыми подразделениями, занятыми бурением эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ, на импортном оборудовании (12 из 15 буровых станков производства Германии) с применением современного зарубежного оборудования итехнологий горизонтального бурения.

Компания успешно исполняет долгосрочные контракты на бурение с ведущими нефтегазовыми компаниями России, внедряет передовые зарубежные технологии, инвестирует сама и привлекает иностранные инвестиции, а также является крупным работодателем. На сегодняшний день в компании трудятся более 1200 человек, из них 95% - это российские сотрудники. Приоритетами компании являются создание условий для безопасной и эффективной работы, повышение профессионального уровня персонала.

1.2 Общие сведения о виде и месте работ

Верхнечонскоегазоконденсатнонефтяное месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области.

Месторождение расположено в 100 км от районного центра п. Ербогачен, в 250 км от г. Киренска и в 420 км от г. Усть-Кута. Ближайший населенный пункт (п. Преображенка) находится в 50 км, ближайшие нефтегазовые месторождения (Дулисьминское, Ярактинское, Марковское) в 190…310 км.

Через месторождение протекает река Чона с ее многочисленными притоками. Наряду с реками важными гидрогеологическими элементами в районе работ являются озера и болота. Болота распространены по долинам рек и ручьев, реже на склонах и водоразделах, относятся они к типу надмерзлотных и в засушливые годы почти полностью осушаются. В орографическом отношении месторождение расположено в пределах Средне - Сибирского плоскогорья и представляет собой слабовсхолмленную равнину с относительными превышениями 120…150 м (абсолютные отметки колеблются от 320 до 470 м).

Район слабо заселен и освоен, местность покрыта труднопроходимой тайгой. Река Чона не судоходна. Река Н. Тунгуска судоходна непродолжительное время - 20…30 дней в паводковый период.

Пути сообщения района весьма ограничены.

Основной объем грузов от г. Усть-Кута до месторождения может перевозиться автотранспортом по зимнику (расстояние 660 км). В летнее время грузы могут доставляться водным транспортом по реке Лене от Усть-Кута до Чечуйска (расстояние 373 км) и от Чечуйска до п. Надеждинск автотранспортом - 27 км. Срочные грузы и доставка вахт могут осуществляться вертолетом.

В качестве источников энергоснабжения при проведении буровых работ на месторождении используются дизельные станции внутреннего сгорания.

Район работ сейсмически не активен, по карте сейсмического районирования СССР (1983 года) сейсмичность на площади месторождения равна 5 баллам.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким летом, с годовыми максимально-экстремальными колебаниями температуры от +36 до -58⁰С, среднегодовая температура -5.0…-5.5⁰С. В зимний период господствует мощный антициклон с солнечной безветренной погодой. В это время происходит сильное выхолаживание приземного воздуха, что обусловливает сезонное промерзание грунтов на 1.5…2.0 м и островное развитие многолетней мерзлоты. Первые заморозки начинаются в конце августа. Толщина снежного покрова колеблется от 40 до 70 см, снег держится с октября по апрель.Техническое водоснабжение месторождения осуществляется из естественных водотоков по трубопроводам и из специальных водозаборных скважин. Для питьевого водоснабжения использованы воды четвертичных и верхоленских отложений.



1.3 Геологическая характеристика района работ

Четвертичные отложения+юрские отложения, пески, песчаники, алевролиты.

Верхоленская свита представлена алевролитами, аргиллитами, мергелями и песчаниками преимущественно красноцветными.

Литвинцевская свита сложена доломитами и известняками различной окраски. Толщина свиты 135-185 м.

Ангарская свита представлена неравномерным чередованием пластов доломитов и каменной соли с прослоями и линзами гипса и ангидрита. Толщина свиты составляет 280 - 351 м (Могдинская площадь), 307 м (скв. 225 Давачинская), 319 м (скв. 200 Ербогаченская).

Траппы -долериты. Ангарская свита представлена неравномерным чередованием пластов доломитов и каменной соли с прослоями и линзами гипса и ангидрита. Толщина свиты составляет 280 - 351 м (Могдинская площадь), 307 м (скв. 225 Давачинская), 319 м (скв. 200 Ербогаченская).

Булайская свита. Залегает согласно на отложениях бельской свиты. Сложена однородной толщей доломитов с редкими включениями ангидрита и прослоями известняков. В объеме свиты, в верхней ее части выделяется биркинский горизонт. Свита характеризуется постоянством состава по площади и выдержанностью толщины. Толщина свиты изменяется незначительно от 127 м до 139 м и только в скв. № 200 Ербогаченской увеличивается до 179 м.

Верхнебельская подсвита представлена равномерным переслаиванием пластов доломитов и каменной соли. Толщина подсвиты 135-146 м.

Общая толщина бельской свиты 386-419 м. Толщина солей в разрезе свиты от 50 м (скв. 200 Ербогачёнская) до 92 м (скв. 1 Могдинская).

Нижнее-среднебельская (объединенная) подсвита сложена доломитами, известковистыми доломитами, известняками с прослоями гипсоангидритов и каменной соли. В кровле подсвиты залегает атовский горизонт, сложенный доломитами и известняками с включениями ангидрита.

К подошве свиты приурочен христофоровский горизонт, сложенный доломитами с прослоями известняков, реже доломитов глинистых и доломито-ангидритов. Толщина подсвиты на Могдинской площади составляет 251 - 269 м, на Давачинской 266 м, на Ербогаченской 273-291 м.

Усольская свита - представлена переслаиванием доломитов, доломито-ангидритов и каменной соли. В нижней части свиты выделен осинский горизонт доломитов и известковистых доломитов толщиной 49-56 м. Общая толщина свиты на Могдинской площади изменяется от 320 м до 333 м, в скважине № 5 достигает 399 м, на Давачинской площади - 314 м и на Ербогаченской площади 293-324 м. Толщина солей в разрезе свиты изменяется от 146 м (скв. 200 Ербогачёнская) до 179 м (скв. 1 Могдинская).

Осинский горизонт- карбонаты, газовая залежь.

Усольская свита - представлена переслаиванием доломитов, доломито-ангидритов и каменной соли. В нижней части свиты выделен осинский горизонт доломитов и известковистых доломитов толщиной 49-56 м. Общая толщина свиты на Могдинской площади изменяется от 320 м до 333 м, в скважине № 5 достигает 399 м, на Давачинской площади - 314 м и на Ербогаченской площади 293-324 м. Толщина солей в разрезе свиты изменяется от 146 м (скв. 200 Ербогачёнская) до 179 м (скв. 1 Могдинская).

Верхнемотская подсвита сложена доломитами,прослоями глинистыми и сульфатизированными.

В верхней части подсвиты выделяется устькутский горизонт. Толщина подсвиты 120-133 м.

Среднемотская подсвита состоит из доломитов, доломито-ангидритов, глинистых доломитов. В нижней части выделяется преображенский горизонт, сложенный кавернозными доломитами. Толщина подсвиты 80-87 м.

Преображенский горизонт - карбонаты,нефтяная залежь.

Нижняя Мотская свита - аргиллиты, песчаники, гравелиты.

Аргиллиты кровля.

Верхнечонский горизонт - песчаники, гравелиты, газонефтяная залежь.

1.4 Способ бурения

Согласно проекту предполагается бурение ротором и винтовым забойным двигателем.

Ротор обеспечивает независимость регулирования параметров режима бурения, возможность срабатывания больших перепадов давления на долоте, значительное увеличение проходки долота, по сравнению с турбинным способом бурения, возможность использования долот со стойкими герметизированными опорами.

Винтовые забойные двигатели относятся к машинам объёмного (гидростатического) действия. По принципу действия ВЗД представляет собой планетарно-роторную гидравлическую машину объёмного типа с внутренним косо-зубым зацеплением.ВЗД предназначены для бурения наклонно-направленных, глубоких, вертикальных, горизонтальных и других скважин. Так же применяется для разбуривания песчанных пробок, цементных мостов, солевых отложений и тд.

На данной скважине использовался способ бурения роторный и турбинно-роторный.

1.5 Конструкция скважины

Таблица 1.1

Конструкция скважины

Наименование	Диаметр, мм	Интервал установки (вертикаль), м	Высота подъема тампонажного раствора (вертикаль), м
Направление	340	0	60	До устья
Кондуктор	245	0	633	До устья
Эксплуатационная	178	0	2976	До устья
Хвостовик	114	2696	3505,56	Нецементируемый хвостовик



2. Общие сведения по скважине

Наименование - WellName	ВЧНГскв.№ 3039
Месторождение - Field	Верхнечонское
Эксплуатационный блок- Sector	1
Куст/слот - Pad / Slot	53/ 2
Буровой подрядчик - DrillingContractor	KCA Deutag
Буровой станок - Drilling Rig	Т-2000
Типскважины - Type of Well	Нагнетательная
Коллектор - Reservoir	ВЧ 2
Координатая ссылка - Coordinate Reference	UTM Zone 49N - WGS1984
Координаты устья- Surface Location	60° 11' 53.9874 N 109° 33' 14.2806 E
Проектнаяглубинаскважины - PlannedwellTD	3673,34 m (1674,57m TVD)
Кровляпласта - Reservoir Top	3074,63 m (1657m TVD)
Подошвапласта - Reservoir Bottom	3643,34 m (1673m TVD)
Целевойгоризонт - Target	Верхнечонский
Поровое давление коллектора - ReservoirPorePressure	155atm
Температура коллектора - Reservoir Temperature	13°C (0.785°C/100m)

2.1 Породоразрушающий инструмент

В качестве породоразрушающего инструмента применяются долота представленные в таблице 1.3

Таблица 1.3

Интервал	Тип долота	Размер долота
0-60	Шарошечное	444,5
60-633	PDC	311,1
633-2976	PDC	215,9
2696-3505,56	PDC	152,4



2.2 Режим бурения

В процессе бурения скважины проектом предусмотрены следующие режимы бурения:

1. Бурение под направление 340 мм.

Таблица 1.4

Долото	444,5шарошечное
Способ бурения	ВЗД-система верхнего привода
Тип забойного двигателя	ВЗД
Осевая нагрузка	0,8 веса БК
Частота вращения СВП	30-40 об/мин.
Подача насоса	36-43 л/с
Давление на стояке	20-50 кгс/см2

2. Бурение под кондуктор 245 мм.

Таблица 1.5

Долото	311,1,PDC
Способ бурения	ВЗД-система верхнего привода
Тип забойного двигателя	ВЗД
Осевая нагрузка	5-20 т
Частота вращения СВП	40-60 об/мин.
Подача насоса	35-43 л/с
Давление на стояке	20-50 кгс/см2

3. Бурение под эксплуатационную колонну 178 мм.

Таблица 1.6

Долото	215,9,PDC
Способ бурения	ВЗД-система верхнего привода
Тип забойного двигателя	ВЗД
Осевая нагрузка	5-20 т
Частота вращения СВП	40-60 об/мин.
Подача насоса	30-35л/с
Давление на стояке	170-235 кгс/см2

4. Бурение под хвостовик 114 мм.

Таблица 1.7

Долото	152,4,PDC
Способ бурения	РУС+ВСП
Тип забойного двигателя	отсутствует
Осевая нагрузка	До 13 т
Частота вращения СВП	40-80 об/мин.
Подача насоса	17-20 л/с
Давление на стояке	отсутствует

2.3 Промывка скважины

Выбор типа и параметров промывочной жидкости осуществляется исходя из того, что вскрываемый геологический разрез разделен на три несовместимые зоны по геолого-технологическим условиям проводки скважины, а также с учетом накопленного опыта строительства скважин на площадях Дулисьминского месторождения газонакоплений.

Основными критериями выбора типа промывочных жидкостей являлись:

• поддержание высокой механической скорости бурения;

• сохранения номинального диаметра ствола скважины;

• предупреждение осложнений, связанных с поглощениями промывочной жидкости, кавернообразованием и обвалообразованием ствола скважины;

• сохранение коллекторных свойств продуктивных горизонтов.



Таблица 1.8

Интервал бурения 0-60метров (бурение под направление)

Долото	444,5
Типбурового раствора	Полимерный глинистый
Плотность, вязкость	р=1,02-1,15 г/см3; Т=80-100 сек
Водоотдача, СНС, рН	СНС=12/15-15/20; pH=8/15-10

Данный интервал бурения представлен отложениями многолетнемерзлых пород, рыхлых песков и песчаников и других неустойчивых пород.При промывке скважины раствором с положительной температурой происходит растепление выбуренной породы и стенок скважины с образованием больших каверн. При этом происходит сильное разбавление раствора с резким падением вязкости и СНС. Для поддержания структурно-механических свойств на заданном уровне расходуется большое количество бентонита и раствора в целом, возникают осложнения, связанные с кавернами. При этом из зоны мерзлоты в раствор намывается большое количество песка, создавая проблемы с очисткой раствора.В связи с этим требуется решить следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, уменьшение растепляющего действия промывочной жидкости, увеличение выносящей способности бурового раствора и минимизации его ухода в проницаемые отложения.

Таблица 1.9

Интервал бурения 60-633 метров по стволу (бурение под кондуктор)

Долото	311,1
Типбурового раствора	Полимерный глинистый
Плотность, вязкость	р=1,08-1,25г/см3, Т=50-100сек
Водоотдача, СНС, рН	СНС=7/25-10/35; pH=8,5-11

Данный интервал бурения представлен отложениями многолетнемерзлых пород, рыхлых песков и песчаников и других неустойчивых пород.При промывке скважины раствором с положительной температурой происходит растепление выбуренной породы и стенок скважины с образованием больших каверн. При этом происходит сильное разбавление раствора с резким падением вязкости и СНС. Для поддержания структурно-механических свойств на заданном уровне расходуется большое количество бентонита и раствора в целом, возникают осложнения, связанные с кавернами. При этом из зоны мерзлоты в раствор намывается большое количество песка, создавая проблемы с очисткой раствора.В связи с этим требуется решить следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, уменьшение растепляющего действия промывочной жидкости, увеличение выносящей способности бурового раствора и минимизации его ухода в проницаемые отложения.

Таблица 2.1

Интервал бурения 933-2976 метра по стволу (эксплуатационная колонна)

Долото	215,9
Типбурового раствора	РУО
Плотность, вязкость	р=1,24-1,27 г/см3
Водоотдача, СНС, рН	СНС=5/10-8/20 ; pH=9-10,5

Данный интервал бурения представлен чередованием доломитов, тонкими прослоями алевролитов с включениями гипса и ангидрита, мергелей, песчаников и соли.

Таблица 2.2

Интервал бурения 2696-3505,56 метра (хвостовик)

Долото	152,4
Типбурового раствора	Fli Pro NT
Плотность, вязкость	р=1,05-1?07 г/см3, Т=45-65сек
Водоотдача, СНС, рН	СНС=6-9/8-12; рН=9-10,5

Данный интервал бурения представлен переслаиванием доломитов и солью, известняками с включением ангидрита, ариллитами, песчаником. Градиент пластового давления в данном интервале 1,0. В связи с этим требуется решить следующие проблемы: исключить образование каверн и предупредить разупрочнение горных пород, снизить риск дифференциальных прихватов, выдержать осмотическое равновесие скважина - буровой раствор.

2.4 Испытание скважины на продуктивность

Для изучения нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза в ней проводят специальные исследования. Их объем, задачи и методы проведения зависят от целевого назначения скважины. Исследования, выполняемые в разведочной скважине, должны обеспечить получение достаточно достоверных данных для подсчета запасов и последующего проектирования системы разработки месторождения.

В исследовании скважин применяют ряд методов оценки продуктивности разреза, которые можно подразделить на две группы -- косвенные и прямые. Методы, отнесенные к первой группе, позволяют получить характеристики, косвенным образом освещающие возможность присутствия нефти или газа в исследованном интервале. К косвенным методам относятся оперативный геологический контроль в процессе бурения и геофизические методы исследования в скважине. Прямые методы базируются на непосредственных свидетельствах о присутствии нефти или газа (отбор пробы, получение притока и т. д.). Прямые методы осуществляют вызовом притока нефти или газа из пласта.

Для изучения геологического разреза по скважине широко применяют геофизические методы исследования. Они включают различные виды скважинного каротажа: электрический, радиоактивный, ядерно-магнитный, акустический и др. Геофизические методы применяют для изучения геологического разреза, выделения интервалов пористых и проницаемых пород, определения свойств коллекторов. Эти методы используют для промышленной оценки месторождения.

Наиболее полная информация об исследуемых объектах и о выявленных продуктивных пластах может быть получена при использовании прямых методов, т. е. основанных на вызове притока из пласта. В задачу исследования прямым методом входят такие вопросы, как выявление возможности получения притока нефти или газа из исследуемого объекта, отбор проб пластовой жидкости для изучения ее состава и свойств, установление соотношения компонентов в пластовом флюиде, оценка возможного дебита из исследуемого объекта, измерение пластового давления, получение исходных данных для первоначальной оценки коллек-торских свойств объекта, вскрытого скважиной.

Из экспресс-методов прямых поисков залежей нефти и газа, применяемых при исследованиях в скважине, употребляется метод с использованием испытателя пластов, спускаемого на колонне труб. Его применяют для испытания объектов сразу же после их вскрытия, и поэтому при соблюдении правильной технологии испытания он позволяет получить наиболее достоверную оценку продуктивности разреза.

Испытатель пластов применяют и в обсаженных скважинах, в частности, при освоении пластов с низким пластовым давлением, для очистки призабойной зоны, для испытания обсадных колонн на герметичность и выявления в них участков нарушения герметичности и при других работах, когда в ограниченном объеме ствола скважины надо создать депрессию.

Современный пластоиспытатель представляет собой совокупность инструментов, аппаратов и приборов, скомпонованных воедино для выполнения ряда функций, необходимых при испытании пласта и проведения измерений. Пластоиспытатель существующей конструкции называется комплектом испытательных инструментов (КИИ). Имеется несколько типоразмеров пластоиспытателей, которые охватывают весь диапазон диаметров скважин от 76 до 295,3 мм.

В состав пластоиспытателя входят следующие основные узлы: циркуляционный клапан, переводник с глубинным регистрирующим манометром, запорный поворотный клапан (ЗПК), гидравлический испытатель пластов (ИПГ), ясс, безопасный переводник, пакер, фильтр-хвостовик, опорный башмак.

Гидравлический испытатель пластов -- главное звено пластоиспытателя. Он оснащен уравнительным и приемным клапанами. Уравнительный клапан в открытом состоянии обеспечивает гидравлическую связь между подпакерным и надпакерным пространствами, уравнивая в них гидростатическое давление, а также служит для пропуска жидкости при спуске или подъеме КИИ во избежание эффекта поршневания. По истечении определенного промежутка времени после закрытия уравнительного клапана срабатывает специальное гидравлическое реле времени, управляющее приемным клапаном. Он открывает доступ пластовому флюиду в бурильную колонну над пластоиспытателем. Реле времени срабатывает под воздействием сжимающей нагрузки, возникающей при частичной разгрузке бурильной колонны на забой (на 60 - 120 кН). По окончании испытания под действием растягивающего усилия приемный клапан закрывается.

Запорный поворотный клапан закрывается вращением бурильной колонны с поверхности и служит для перекрытия проходного канала в бурильную колонну. После его закрытия записывается процесс восстановления давления в подпакерном пространстве. Имеются одно- и многоцикловые запорно-поворотные клапаны.

Циркуляционный клапан вводят в комплект над запорным поворотным клапаном для возобновления циркуляции бурового раствора по стволу скважины. Для его срабатывания необходимо, чтобы давление внутри бурильной колонны на 7--10 МПа превышало внешнее гидростатическое давление.

В комплект КИИ входит также несколько глубинных манометров; их помещают в приборном патрубке и устанавливают в различных узлах для записи изменения давления. Одновременное использование нескольких манометров позволяет контролировать достоверность полученной информации об изменении давления и надежность срабатывания систем пластоиспытателя. Проверку осуществляют сопоставлением диаграмм, записанных в разных пунктах. Применяют регистрирующие манометры поршневого типа. Вместе с манометром можно применять регистрирующий термометр.

Во время проведения исследований в скважине системами пластоиспытателя управляют с поверхности. В соответствии с командами пластоиспытатель выполняет следующие функции: изоляцию интервала ствола скважины против исследуемого объекта от остальной его части, вызов притока пластового флюида созданием депрессии на пласт, отбор проб пластового флюида на исследование, наблюдение за восстановлением давления в подпакерной зоне.

Регистрацию эволюции давления производят автоматически в течение всего периода нахождения пластоиспытателя в скважине в пределах ресурса рабочего времени манометра.

Пластоиспытатели серии КИИ-ГрозУфНИИ имеют ряд существенных недостатков: они относятся к испытателям одноциклового действия и повторное испытание возможно только после подъема и спуска инструмента; ряд узлов недостаточно надежны; область надежной работы пластоиспытателя ограничивается давлениями не свыше 40 МПа.

Повышение достоверности испытания связано с возможностью проведения повторных циклов и сопоставления их результатов.



3. Глубины спуска, диаметры обсадных колонн и ствола скважины, интервалы цементирования

Диаметр эксплуатационной колонны выбирается исходя из ожидаемого суммарного дебита жидкости на разных стадиях эксплуатации. Для данной скважины при ориентировочном дебите 300 м³/сут. диаметр колонны принимается равным 168 мм. Этот диаметр является исходным для расчета последующих обсадных колонн.

Основным критерием при разработке конструкции скважины выбран: сохранность и безопасность скважины как инженерного сооружения на максимально возможный период эксплуатации объекта.

Оптимальный диаметр эксплуатационной колонны, исходя из решаемых задач в процессе строительства скважин, выбирается 168 мм, поэтому бурение под эксплуатационную колонну осуществляется долотами диаметром 215,9 мм. Способ бурения - ВЗД. Учитывая сложные горно-геологические условия проводки бурение осуществляется с использованием существующих регламентов (опрессовка ствола скважины на максимально ожидаемое давление, возникающее в процессе дальнейшего строительства; подготовка объекта к вскрытию продуктивного горизонта; проведение изоляционных работ при вскрытии зон поглощения).

В случае негерметичности ствола скважины, а также при вскрытии зон поглощения в продуктивной части разреза, изоляционные работы выполняются с использованием методов и материалов, позволяющих сохранять или в дальнейшем восстанавливать коллекторские свойства горных пород.

Спуск эксплуатационной колонны диаметром 168 мм осуществляется до забоя с целью перекрытия возможных интервалов осложнений и продуктивных горизонтов, а также для качественного проведения работ по испытанию скважины в эксплуатационной колонне.

Окончательное решение о спуске эксплуатационной колонны и глубина установки башмака принимается по результатам промыслово-геофизических исследований. На обсадные трубы в интервалах, где должна быть обеспечена высокая надежность и равномерность цементного кольца, устанавливаются центраторы и турболизаторы. В связи с большим интервалом цементирование производят прямым ступенчатым способом с использованием муфты ступенчатого цементирования.

Глубина спуска технической промежуточной колонны определяется из условия предотвращения гидроразрыва горных пород под башмаком этой колонны в случае ликвидации флюидопроявления при бурении под эксплуатационную колонну.

Промежуточная колонна диаметром 245 мм устанавливается с целью перекрытия всей толщи соленосных отложений и зон осложнений и поглощений.

Бурение под промежуточную колонну осуществляют долотами диаметром 295,3 мм роторным способом.

Перед спуском колонны проводят опрессовку ствола скважины на максимально возможное давление, возникающие в процессе цементирования. В случае негерметичности ствола скважины проводят изоляционные работы.

Цементирование промежуточной колонны производится до устья с применением технологической оснастки (обратные клапана, направляющие пробки, центраторы), позволяющей повысить качество крепления скважины. Цементирование осуществляют прямым, ступенчатым способом с использованием муфты ступенчатого цементирования. В качестве тампонажного раствора должны использоваться солестойкие цементные растворы.

Предусматривается установка противовыбросового оборудования.

Бурение под кондуктор осуществляют ВЗД с долотом 393.7 мм.

Кондуктор 324 мм спускается в верхнюю часть верхнеленской свиты с установкой башмака колонны на глубине 300 м. Цементирование производится до устья с применением технологической оснастки (обратные клапана, направляющие пробки, центраторы) прямым способом.

В связи с низким градиентом пластового давления, в случае недоподъема цемента до устья скважины допускается применение комбинированного способа цементирования. Интервал от башмака до зоны поглощения цементируется прямым способом, от устья до зоны поглощения - обратным.

Кондуктор оборудуется противовыбросовым оборудованием.

Направление диаметром 426 мм спускают до глубины 40 м с целью перекрытия слабоустойчивых, рыхлых четвертичных отложений и пород ордовика, а также для предотвращения размыва устья скважины. Цементирование производится до устья прямым способом. Проводка ствола скважины под направление осуществляется роторным способом долотом 490 мм.

3.1 Технологическая оснастка обсадных колонн

Обсадную колонну собирают из обсадных труб либо одного номинального размера (одноразмерная колонна), либо двух номинальных размеров (комбинированная колонна). Трубы подбирают в секции в соответствии с запроектированной конструкцией обсадной колонны.

Для облегчения спуска обсадной колонны и качественного ее цементирования по выбранной технологии в состав колонны вводят дополнительные элементы: башмак, обратный клапан, заливочный патрубок, упорное кольцо, заливочную муфту, трубные пакеры, центраторы (фонари), скребки.

Башмак обсадной колонны навинчивают на нижний конец первой (снизу) обсадной трубы и закрепляют сваркой. Он служит для предохранения нижнего торца обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу скважины в процессе спуска. Используются башмаки различной конструкции: простейшая представляет собой короткий отрезок стальной толстостенной трубы с фасками (наружной и внутренней) на нижнем торце. Такие башмаки устанавливают на обсадных колоннах большого диаметра, начиная с 351 мм.

Обычно же в башмачное кольцо снизу вводят направляющую пробку. Она имеет конусообразную или сферическую форму и изготовляется из легко разбуриваемого материала: бетона, алюминия, дерева. Имеются пробки чугунные и стальные. Благодаря своей форме, пробка облегчает прохождение обсадной колонны на участках искривления ствола. В самом кольце башмака или в направляющей пробке делают боковые отверстия, через которые цементный раствор закачивается в затрубное пространство.

Обратный клапан устанавливают в нижней части обсадной колонны на одну-две трубы выше башмака. Имеются конструкции колонных башмаков, включающие обратный клапан. Обратный клапан служит для перекрытия пути поступления жидкости внутрь обсадной колонны,

В зависимости от конструктивных особенностей обратные клапаны могут выполнять дополнительные функции: дифференциальный клапан при спуске колонны допускает регулируемое частичное заполнение обсадной колонны жидкостью, обратные клапаны типа ЦКОД допускают постоянное заполнение колонны и срабатывают после введения дополнительного запорного элемента (шарика) и т. п.

Выбор конструкции клапана зависит от конкретных условий в скважине, и прежде всего от опасности проявлений и наличия зон поглощения.

Заливочный патрубок устанавливают непосредственно над башмаком (ниже обратного клапана).Он представляет собой отрезок трубы длиной около 1,5 м с отверстиями, расположенными по винтовой линии. Они соединяют затрубное пространство с внутренним объемом обсадной колонны. Заливочный патрубок применяют для подачи цементного раствора в затрубное пространство при цементировании обсадной колонны.

Упорное кольцо (кольцо «стоп») устанавливают в обсадной колонне на 20--30 м выше башмака. Оно имеет суженный внутренний диаметр и служит для задерживания цементировочных пробок. Кольцо изготовляют из серого чугуна, иногда применяют упорные кольца, изготовленные из цемента.

Заливочной муфтой обсадная колонна оснащается в том случае, если предусматривается ступенчатое цементирование. Она позволяет открыть в нужный момент каналы для подачи цементного раствора в затрубное пространство, а затем вновь их перекрыть. Место установки муфты определяется заранее по протяженности интервалов цементирования.

Трубный пакер вводят в оснащение обсадной колонны для создания надежной изоляции отдельных интервалов в затрубном пространстве. Пакер устанавливают в местах залегания устойчивых непроницаемых горных пород. В большинстве конструкций пакеров надежная изоляция достигается деформированием эластичного элемента, надетого на корпус, и плотным его смыканием со стенками ствола скважины. По способу перевода в рабочее состояние трубные пакеры подразделяются на гидравлические (пакеры ППГ, ПДМ и ПГБ-250 конструкции ВНИИБТ) и механические (конструкции, разработанные в объединениях «Краснодар-нефтегаз», «Куйбышевнефтегаз» и др.).В гидравлическом пакере под уплотнительный элемент поступает жидкость, вызывая его деформацию в поперечном размере. В механическом пакере эластичный элемент деформируется за счет разгрузки на него части веса самой обсадной колонны.

Центраторы («фонари») устанавливают на обсадной колонне для поддержания соосности ствола скважины и спущенной обсадной колонны и создания благоприятных условий для равномерного распределения цементного раствора по кольцевому зазору. Как считают некоторые исследователи, центраторы также способствуют снижению сил трения при спуске колонны и более полному замещению цементным раствором жидкости, находившейся в затрубном пространстве. Как правило, применяют пружинные центраторы, при использовании которых центрирование колонны и стволе скважины осуществляют с помощью пружинных арочных планок, концы которыхзакреплены на кольцах-обоймах. По конструкцииколец центраторы подразделяют на разъемные и неразъемные.

Кольцо-обойма состоит из двух шарнирно соединенных половинок. Такой центратор легко надевается на обсадную трубу над устьем скважины при спуске колонны. У неразъемных центраторов кольца-обоймы целые, они должны быть предварительно надеты на трубу. Продольное перемещение центраторов по трубе ограничивается стопорным кольцом, которое располагается между кольцами-обоймами.

Тип противовыбросового оборудования, устанавливаемого на устье, в процессе строительства скважины выбирается на основе требований отраслевых нормативных документов, в зависимости от максимально ожидаемых устьевых давлений, которые могут возникнуть при вскрытии и испытании продуктивных горизонтов.

Монтаж противовыбросового оборудования (ПВО) производится по типовым схемам, утвержденным геологическим управлением и согласованными с территориальными органами Госгортехнадзора России и военизированной частью по предупреждению, возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, согласно ГОСТ 13862.

3.2 Предполагаемые осложнения при бурении

Таблица 2.3

Интервал бурения	Предполагаемые осложнения
0 - 60	поглощение промывочной жидкости; обвалы стенок, осыпания
60-633	поглощение промывочной жидкости; обвалы стенок, осыпания
633-2976	поглощение промывочной жидкости; обвалы стенок, осыпания; прихватоопасные зоны; нефтепроявления; газопроявления
2696-3505,56	поглощение промывочной жидкости; прихватоопасные зоны; газопроявления; нефтепроявления



4. Буровая установка (буровое оборудование, вышка, привышечные сооружения)

Буровая установка БУ «Т-2000»

Таблица 2.4

Характеристики	БУ2000
Буровая установка	Т-2000
Техническое описание:
Крюк	454т
Теоретическая глубина бурения	6096м
Стол ротора:
Тип	National C-375
Диаметр отверстия в столе ротора	952.2мм
Оснастка	5х6
Буровая лебедка: Тип	Wirth GH 2000
Мощность	1491кВт
Максимальное тяговое усилие	47,6т
Диаметр каната	38,1мм
Вспомогательный тормоз	Baylor7838
Мачта:
Тип	Пирамида DA-M742-95-1
Высота	48,8м
База	9,1м
Номинальная нагрузка на крюке	454т
Циркуляционная система:
Количество ступеней очистки	3
Буровой насос	National Oilwell
Гидравлическая мощность	1192кВт

Лебедка WirthGH 2000

Назначение

Данный тип буровых лебедок совмещает в себе модульную конструкцию с небольшим количеством механических частей, малую площадь основания и небольшой вес. Дополнительное преимущество - сниженная до минимума необходимость технического обслуживания. Комплект буровой лебедки с зубчатым приводом Wirth состоит из следующих компонентов: основная рама, подъемный барабан с системой Lebus для канатов любого размера, суммирующий редуктор, приводные электродвигатели, дисковый тормоз, индукционный тормоз типа eddy current brake. Лебедка полностью оборудована всеми необходимыми системами гидравлики, смазки, охлаждения, аппаратурой и системой управления. Управление буровой лебедкой производится полностью в дистанционном режиме. Технические характеристики:1) Высокая степень эффективности 2)Компактная конструкция 3) Минимальные требования к техническому обслуживанию 4)Независимые тормозные системы для максимальной безопасности 5) Управление джойстиком с 4-х квадрантным режимом привода n Сниженный уровень шума и вибрации

Рис 2 Лебедка WirthGH 2000

Таблица 2.5

Технические характеристики

Буровые лебедки с 4-х квадрантным приводом	GH 2000
Номинальная мощность, около л.с.	2000
Макс. нагрузка на крюке,кН; первый слой, фунтов x 1000.	3942 886
Макс. скорость крюка футов/мин; м/сек.	246 1,25
Габариты: длина мм; ширина мм; высота мм.	5450 2950 2350
Вес, т	31

Ротор National C-375

Ротор буровой предназначен для вращения бурильного инструмента и поддержания колонны бурильных или обсадных труб при их свинчивании и развинчивании в процессе спуско-подъемных операций.

Рис 4 Ротор National C-375

Ротор NationalC-375, с независимым приводом, используется электродвигатель постоянного тока GE 752 с2-ступенчатой передачей.

Насос буровой National Oilwell 12-P-160

Буровой трехпоршневой насос National Oilwell 12-P-160 предназначен для нагнетания промывочной жидкости под давлением в скважину при геологоразведочном и эксплуатационном бурении, а также для перекачки бурового и других растворов для хозяйственных нужд и других целей. В качестве промывочной жидкости применяется вода или глинистый раствор с наличием нефти, щелочи, соды и других компонентов.

Буровой насос National Oilwell 12-P-160 рассчитан на входную мощность 1600 лошадиных сил (1193 кВт) при 120 ударах в минуту.

Различные размеры аппарата позволяют справиться с широким диапазоном давлений и объемов исходя из требований глубоких буровых работ.

Рис 5 Буровой насос National Oilwell 12-P-160

4.1 Специальный вопрос

Система верхнего привода (СВП).

Система верхнего привода (СВП) -- важный элемент буровой установки, который представляет собой подвижный вращающий элемент, совмещающий функции вертлюга и ротора, оснащенный комплексом средств для работы с бурильными трубами при выполнении спуско-подъемных операций. СВП предназначена для быстрой и безаварийной проводки вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин при бурении.



Рис 6 СВП Varco TDS-4H Характеристики СВП Varco TDS-4H: * 750 тонн грузоподъемность (API 8C) * 1x 1110 л.с. Двигатель постоянного тока * Рабочее давление 7500 PSI * Макс Периодические Крутящий момент 67,000+ фут-фунтов * Макс RPM: 260

Устройство СВП

Подвижная часть системы верхнего привода состоит из вертлюга-редуктора, подвешенного на штропах на траверсе талевого блока.

На верхней крышке вертлюга-редуктора предусмотрен взрывозащищенный электродвигатель постоянного тока. Один конец вала электродвигателя посредством эластичной муфты присоединен к быстроходному валу редуктора. На противоположном конце - диско-колодочный тормоз. К корпусу вертлюга-редуктора крепится рама, через неё блоком роликов передается крутящий момент на направляющие и с них - на вышку. Между талевым блоком и вертлюгом-редуктором установлена система разгрузки резьбы, она обеспечивает автоматический вывод резьбовой части ниппеля замка бурильной трубы из муфты при развинчивании и ход ниппеля при свинчивании замка. Повреждение резьбы при этом исключается.

Трубный манипулятор под действием зубчатой пары с приводом от гидромотора может поворачивать элеватор в любую необходимую сторону: на мостки, на шурф для наращивания и т. д.

Трубный зажим нужен для захвата и удержания от вращения верхней муфты трубы во время свинчивания/развинчивания с ней ствола вертлюга.

Между ниппелем и стволом вертлюга навернут ручной шаровой кран для неоперативного перекрытия внутреннего отверстия ствола вертлюга. Для оперативного перекрытия отверстия ствола вертлюга перед отводом установлен внутренний превентор (двойной шаровой кран), который также служит для удержания остатков промывочной жидкости после отвинчивания бурильной колонны.

Вертлюжная головка служит для передачи рабочей жидкости с невращающейся части СВП на вращающуюся часть и позволяет не отсоединять гидравлические линии, когда трубный манипулятор вращается с бурильной колонной при бурении, при проработке скважины или позиционировании механизма отклонения штропов элеватора.

Система отклонения штропов предназначена для отвода/подвода элеватора к центру скважины. Система отклонения штропов представляет собой штропы, подвешенные на боковых рогах траверсы. К штропам крепятся гидроцилиндры отклонения штропов.

Конструктивные особенности:

· электродвигатели переменного тока с частотным регулированием;

· электродвигатели с дисковым гидравлическим тормозом и вентиляторной установкой для охлаждения;

· высокий момент при бурении в сравнении с аналогами;

· сборка секции направляющих происходит без применения болтовых соединении;

· может применяться в условиях умеренного климата категории У1 по ГОСТ 15150-69 (-45°C… +40°С).

Функции СВП

· Вращение бурильной колонны с регулированием частоты при бурении, проработке и расширении ствола скважины, при подъеме/спуске бурильной колонны.

· Торможение бурильной колонны и её удержание в заданном положении.

· Обеспечение проведения спуско-подъемных операций в том числе:

· наращивание/разборка бурильной колонны свечами и одиночными трубами;

· свинчивание/развинчивание бурильных труб, докрепление/раскрепление резьбовых соединений переводников и шаровых кранов;

· подача бурильных труб к стволу/удаление от ствола вертлюга.

· Проведение операций по спуску обсадных колонн в скважину.

· Промывка скважины и одновременное проворачивание бурильной колонны.

· Задание и обеспечение величин крутящего момента и частоты вращения, их измерение и вывод показаний на дисплей шкафа управления, выносной дисплей, пульт управления и на станцию геолого-технических исследований.

· Дистанционное управление.

· Герметизация внутритрубного пространства шаровыми кранами.



5. Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарные мероприятия

Деятельность службы охраны труда и техники безопасности направлена на создание здоровых и безопасных условий труда, предупреждение и профилактику профессиональных заболеваний, снижение травматизма и аварийности на производстве.

По своему характеру буровые работы имеют немало специфических особенностей. Среди них в первую очередь можно выделить следующие:

буровые работы производятся непрерывно на протяжении суток в различных погодных условиях;

находящийся на посту буровой персонал лишь частично защищен от воздействия погодных факторов и внешней среды;

отдельные процессы и операции цикла строительства скважины отличаются высокой интенсивностью и создают повышенную напряженность в работе членов буровой бригады;

определенное нервно-психическое напряжение вызывает бурение скважин в осложненных условиях, сопровождающееся повышением нагрузок на буровое оборудование до предельных величин;

возможность возникновения опасных ситуаций при бурении скважин в мало изученных районах, особенно при вскрытии нефтегазоносных интервалов с высоким пластовым давлением.

Обязанности бурового предприятия по охране труда регламентированы рядом основополагающих документов: «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», утвержденными Госгортехнадзором России, «Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях».

В нефтяной промышленности функционирует трехзвенная система охраны труда и техники безопасности. Она возглавляется Управлением охраны труда и военизированных спецчастей, которое является структурным звеном Министерства нефтяной промышленности России. Оно методически направляет и контролирует деятельность отделов охраны труда и техники безопасности нефтегазодобывающих объединений, а им в свою очередь подчинены отделы охраны труда и техники безопасности УБР.

В функции Управления охраны труда и военизированных спецчастей входит также предотвращение аварий, взрывов, отравлений, газонефтяных выбросов и открытых фонтанов, обеспечение пожарной безопасности и охраны государственной социалистической собственности на предприятиях и в организациях Министерства нефтяной промышленности России.

Служба охраны труда и техники безопасности объединения подчиняется непосредственно главному инженеру и возглавляется его заместителем. В УБР отдел охраны труда и техники безопасности также находится в подчинении главного инженера. Главная задача отдела -- организация работ по устранению причин несчастных случаев на производстве, разработка организационно-технических и санитарно-гигиенических мероприятий по предупреждению травматизма и повышению культуры производства с учетом достижений науки и техники. Отдел несет ответственность за состояние охраны труда и техники безопасности во всех подразделениях УБР, персональная ответственность возложена на главного инженера УБР.

Среди мероприятий, направленных на повышение безопасности буровых работ, наибольшее значение имеют следующие:

1) рост квалификации бурового персонала, накопление практического опыта работниками производства;

2) систематический инструктаж по правилам безопасного ведения буровых работ и проверка их знания;

3) укрепление дисциплины труда;

4) систематический контроль технического состояния оборудования и применяемого инструмента, своевременное проведение планово-предупредительных ремонтов с целью предупреждения отказов;

5) освоение новой более совершенной техники, а также средств механизации ручного труда и автоматизации производственных процессов, облегчающих труд буровой бригады;

6) оснащение производства новыми видами контрольно-измерительной аппаратуры, средствами блокировки и противоаварийной защиты и системами автоматической сигнализации о возникновении опасных ситуаций.

Производственный травматизм в значительной степени связан с недостаточной профессиональной подготовленностью членов буровой бригады, незнанием ими правильных приемов работы и порядка выполнения операций, грубыми нарушениями трудовой дисциплины, несоблюдением правил техники безопасности, а также с конструктивными недостатками и некачественным изготовлением применяемых механизмов и инструмента.

Основа безопасности буровых работ -- строгое неукоснительное соблюдение требований, изложенных в «Правилах безопасности в нефтегазодобывающей промышленности» и «Единых технических правилах ведения работ при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях». По характеру требований все правила можно подразделить на предписывающие, запрещающие и разрешающие. В предписывающих правилах определена номенклатура необходимых мероприятий, обеспечивающих безопасность последующих действий. Запрещающие правила налагают категорический запрет на действия в оговоренных ситуациях. Разрешающие правила предусматривают определенный диапазон или пределы, в которых действия являются безопасными.

В соответствии с действующими правилами после завершения монтажных работ все оборудование опробуется на холостом ходу и буровая установка принимается специальной комиссией, в которой участвует представитель Госгортехнадзора. Комиссии предъявляются акт о заложении скважины, техническая документация на буровое оборудование, геолого-технический наряд на строительство скважины, акты об испытании нагнетательной линии буровых насосов и ограничителя подъема талевого блока, акт проверки состояния и соответствия нормам сопротивления заземления электрооборудования и пусковых устройств. Комиссия оформляет «Акт о вводе в эксплуатацию буровой установки». В нем отражаются результаты проверки готовности бурового оборудования к эксплуатации, комплектность буровой установки, техническое состояние оборудования, состояние талевого каната и ограждений, укомплектованность контрольно-измерительной аппаратурой, наличие средств малой механизации, автоматизации и приспособлений по охране труда и др. Проверяется наличие прав на ведение буровых работ у мастера и бурильщиков и знание членами буровой бригады правил техники безопасности. Представитель Госгортехнадзора делает в акте заключение о готовности буровой установки к пуску. К руководству буровыми работами и их производству не допускаются работники, не имеющие специального образования или прав ответственного ведения буровыхработ.

Подготовленная к работе буровая установка должна быть оснащена приспособлениями, устройствами и приборами, предусмотренными «Нормативами оснащения объектов промышленности механизмами, приспособлениями и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации», утвержденными министерствами и Госгортехнадзором по согласованию с ЦК отраслевого профсоюза. Рабочие места на буровой оформляются плакатами или знаками по технике безопасности. На буровой необходимо иметь средства пожаротушения по перечню, согласованному с органами пожарного надзора.

Буровая бригада должна быть обеспечена телефонной или радиосвязью с постоянным вызовом,

Во время выполнения работ периодически проверяется техническое состояние оборудования и буровой вышки. Не реже 1 раза в два месяца буровая вышка о...