Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Содержание
Введение
1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Стратиграфия - Тектоника
1.3 Нефтегазоводооносность
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов
2. Технико-технологическая часть
2.1 Причины возникновения песчаных пробок
2.2 Способы удаления песчаных пробок
2.3 Гидравлический расчет промывки забойных песчаных пробок
2.3.1 Прямая промывка водой
2.3.2 Обратная промывка водой
2.4 «Применение беструбного гидробура 2 ГБ-90 с целью удаления песчаных пробок»
3. Охрана труда и окружающей среды
3.1 Мероприятия по охране труда, технике безопасности и
промышленной санитарии. Противопожарные мероприятия
3.2 Санитарно-гигиеническое мероприятие
3.3 Противопожарные мероприятия
3.4 Охрана недр, природы и окружающей среды
4. Экономическая часть
4.1 Расчет заработной платы
4.2 Расчет суммы затрат
4.3 Доплата по районному коэффициенту
4.4 Доплата за работу в районах Крайнего Севера
4.5 Расчет заработной платы с премиями
4.6 Расчет дополнительной заработной платы
4.7 Общая заработная плата
4.8 Отчисления на социальное страхование
Заключение
Список используемой литературы
Введение
В процессе эксплуатации нефтяных скважин в стволе образуются песчаные пробки, которые в ряде случаев доходят до интервалов перфорации эксплуатационной колонны и приводят к снижению дебита, а в ряде случаев к полному прекращению поступления жидкости из пласта. Особенно интенсивно процесс образования песчаных пробок происходит на месторождениях нефти, продуктивные горизонты которых представлены слабосцементированными песчаниками и глино-песчанистыми горными породами. Необходимость промывки песчаных пробок создает проблемы технического характера, связанные с необходимостью проведения монтажно-демонтажных работ, а также с необходимостью применения специального оборудования для промывки ствола скважины. Кроме этого, процесс образования пробок и последующие работы по их ликвидации приводят к снижению добычи нефти и снижают экономическую эффективность добычи нефти скважинными штанговыми насосами. Один из способов очистки обсаженного ствола скважины от песчаных пробок - с помощью беструбных гидробуров. Этой теме и посвящена данная работа, состоящая из теоретической и практической (расчетной части).
1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о районе месторождения
В географическом положении площадь проектируемой работы расположена на юго-востоке Прикаспийской впадины.
По административному положению она находится на территории Жылойского района Атырауской области Республики Казахстан.
Ближайшими населенными пунктами являются Кульсары, Косчагыл, Каратон. является основной базой технического хозяйственного снабжения. Областной
центр - город Атырау расположен к северо-западу на расстоянии 315 км.
В орографическом отношении район работ представляет собой полупустынную равнину, сплошь покрытую незакрепленными и частично закрепленными барханными песками. Высота барханов иногда достигает трех и более метров. Абсолютные отметки рельефа в районе работ колеблется от -10 до -18 м.
Растительный мир беден и представлен типичной для пустыни полынной и солончиковой разновидностью. В песчаных пустынях господствует кустарники - жузгуны, песчаная акация и травяной покров образует полыни, ковыль, кокпек и другие. По берегам рек и протоков распространены заросли камыша.
Животный мир района представлен сайгаками, волками, лисицами, зайцами. Широко представлены грызуны (тушканчики, суслики) присмыкающие (ужи, степные гадюки).
Здесь широко распространены солонцеватые и солончоковатые род почв. Пустынные почвы используются главным образом как пастбища. Для почв характерна высокая карбонатность.
Дорожная сеть на площади отсутствует. Передвижение на площади будетосуществляться по временным дорогам, которые быстро засыпаются песками.
Перевозка грузов с базы экспедиции к месту работ, обслуживающего персонала и продуктов питания предусматривается осуществить автотранспортом.
Гидрографическая сеть в районе проектируемых работ отсутствует. Грунтовые воды залегают на глубине 1-1,5 м. Снабжение питьевой водой обслуживающего персонала будет осуществляться с п. Косчагил.
Климат района характеризуется резкой континентальностью и крайней засушливостью. Максимальная температура летом +400С, зимой до -300С. Количество осадков достигает 160 мм в год и приходится на осенний и весенний периоды. Постоянно дуют ветры с преобладающим юго-западным направлением. Средние годовые скорости ветра изменяются в пределах от 4-7 м/с.
Первые геофизические исследования в южной части междуречья Урал-Волга начаты в 1938-1938 годах проведением маятников гравиметрической съемки. В результате этих работ была выяснена региональная особенность гравитационного поля, т.е. подтверждено повсеместное развитие соляной тектоники.
В 1979 году гравиметрическая партия 46/79 Атырауской геофизической экспедиции управления «Казнефтеразведка» проводила съемку масштаба 1:50000 в районе соляных куполов Косчагыл, Каратон, Камыскуль Южный, Кульсары и другие. В результате этих работ построены гравиметрические карты и карта по кровли соли.
В результате геолого-геофизических исследований построены структурные карты по отражающим горизонтам II,III,V в масштабе 1:100000. Структурные формы благоприятны для нефтегазонакопления с примыкаемым надсолевых отложений к южным склонам соляных массивов Камыскуль, Алтыкуль, Тюлюс и Кульсары и рекомендуют проведение целенаправленных сейсморазведочных работ МОГТ с соответствующей методикой и сетью профилей для детального изучения зон примыкания надсолевых отложений к крутым уступам и выделения малоамплитудных поднятий.
Для соляного купола Кульсары структурная карта построена в масштабе 1:50000 по V отражающему горизонту.
По данным структурных карт, построенных по кровле продуктивных горизонтов I и II альбских, апт-неокомского, I и II пластов II и III неокомских горизонтов, юго-восточное крыло рисуется в виде антиклинальной складки. Залегание горизонтов пологое с углами падения от свода 2-40, причем падения горизонтов сверху вниз увеличивается и во II неокомском горизонте составляет около 60.
I альбский горизонт вскрыт в 9 скважинах (№ 1,2,4,6,7,8,9,10,11), в 5 скважинах (№ 2,6,8,9,10) по каротажу он нефтенасыщен, в остальных он водонасыщен. По данным электрокаротажа в скважинах №6,10 отмечается непосредственный контакт нефти с водой (ВНК) на абсолютных отметках соответственно минус 681 и 680 м.
В скважине № 1 вода начинается с кровли пласта минус 679 м. Нижняя отметка по каротажу в скважинах № 2,8 также составляет минус 679 м. ВНК принято на абсолютной отметке минус 679 м.
Абсолютная глубина залегания горизонта в своде минус 669 м, а на контуре минус 679 м. Высота залежи 10 м. Залежь ограничивается контурными водами, пластовая, сводовая, размеры ее 1,3х2,0 км. Площадь нефтеносности в пределах выделенных границ равна 205 га.
II альбский горизонт вскрыт в 9 скважинах № 1,2,4,6,7,8,9,10,10. Промышленная продуктивность горизонта установлена по каротажу в 3 скважинах № 2,6,10. Литологически по единственному образцу керна горизонт представлен песчаником мелкозернистым и алевролитом.
ВНК принято на абсолютной отметке минус 877 м. Абсолютная глубина залегания кровли II альбского горизонта в своде минус 861 м, а на контуре минус 877 м. Высота залежи 16 м, размеры ее 1,1х1,6 км. Залежь имеет форму антиклинальной складки. Площадь нефтеносности II альбского горизонта составляет 170 га.
Апт-неокомский газовый горизонт залегает в подошве аптского яруса. Горизонт вскрыт бурением в 9 скважинах (№ 1,2,4,6,7,8,9,10,11). По каротажу газоносность установлена в 3 скважинах (№ 2,6,10). Газоводяной контакт отбивается по каротажу в скважине № 2 на глубине 940 м (-949 м). Условный контур газоносности по опробованию в скважине № 10 принят на глубине 938 (-947 м).
Залежь пластовая, сводовая, газоносная, площадь ограничивается контурными водами. Абсолютная глубина залегания горизонта в своде минус 936 м, а на контуре минус 947 м. Высота залежи 11 м, ее размеры 1,6х0,8 км.
III неокомский горизонт вскрыт в 9 скважинах (№ 1,2,4,6,7,8,9,10,11). По данным промысловой геофизики продуктивность установлена в 3 скважинах № 2,6,10. Горизонт состоит из двух пластов (I и II) между которыми находится глинистый раздел мощностью 11-15 км.
I пласт II неокомского горизонта представлен песком серым с пропластками песчаника и алевролита. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде 1037 м, на контуре 1059 м. Высота залежи 22 м, размер ее 1,7х1,1 км. Газоводяной контакт принят на глубине минус 1059 м. Залежь пластовая, сводовая. Площадь газоносности, ограничивается контурными водами составляет 156 га.
II пласт II неокомского горизонта. По каротажу продуктивность установлена в 3 скважинах № 2,6,10. В скважине № 1с глубины 1081 м (-1090 м) начинается вода, ниже горизонт заглинизирован. Газоводяной контакт проводится на глубине 1081 м. Залежь пластовая, сводовая, Литологически экранированная на севере. Абсолютная глубина залегания горизонта в своде 1068 м, на контуре - 1090 м. Высота залежи 22 м, размеры ее 1,5х0,9 км. Площадь газоносности ограниченная контурными водами и линией выклинивания составляет 115 га.
III неокомский горизонт. По каротажу продуктивность установлена в 2 скважинах № 6,10, подтверждена опробованием. Условный контур нефтеносности принят на глубине 1126 (-1135 м). по нижним дырам получение нефти с водой в скважине № 6. Залежь пластовая, сводовая, ограничивается условным контуром нефтеносности. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 1120 м, а на условном контуре нефтеносности - 1135 м. Высота залежи 15 м, размеры ее 1х0,6 км. Площадь нефтегазоносности составляет 55 га.
1.2 Стратиграфия и литология
Разрез надсолевого комплекса пород Прикаспийской впадины однообразен. Это мелководно-морские, прибрежные и континентальные отложения верхней перми, триаса, юры, мела, палеогена, неогена. Комплекс начинается пачкой темно-серых загипсованных глин с прослоями ангидритов, гипса, доломитизированных мергелей и песчаников уфимского яруса.
Выше ее залегает толща переслаивающейся пестроцветных глин, песчаников и мергелей казанского яруса. Эти породы характеризуют этап завершения соленакопления.
На площади Кульсары участвует комплекс отложений сформировавшейся от палеозоя до четвертичного времени включительно. Проектируемыми поисковыми скважинами при глубине 1400 м предполагается вскрыть отложения мелового возраста.
Пермская система (Р)
Нижний отдел (РI). Наиболее древними отложениями, вскрытыми на проектируемой площади, являются породы кунгурского яруса (РI к) пермской системы. Отложения кунгурского яруса вскрыты под неоген-четвертичными отложениями многими картировочными скважинами в сводовых частях структур Кульсары, Мунайлы, Алтыкуль.
В толще кунгурских отложений выделяются два комплекса осадков - галогенный (нижний) и сульфатно-терригенный (верхний).
Галогенный разрез кунгура представлен солью белой и прозрачной, местами серой, кристаллической, массивной.
Сульфатно-терригенная толща представлена ангидритами серовато-белыми, скрытокристаллическими, массивными, глинами серыми и песчаниками неизвестковистыми.
Толщина кунгурского яруса в сводовыхчастях соляных куполов, по данным сейсморазведки достигает 695 м.
Пермотриас (РТ) нерасчлененные. Отложения пермотриасового возраста Литологически представлены чаще пестрыми красно-коричневыми глинами с прослоями алевролитов, песчаников, реже песков. Предполагаемая мощность составляет 476 м.
Юрская система (J)
Отложения юрской системы представлены тремя отделами нижним, средним и верхним.
Нижний отдел (J1). Отложение нижней юры представлены мелко и среднезернистыми светло-серыми, хорошо отсортированными песчаниками, песками, алевролитами. Глины черные, темно-серые, слабопесчанистые, некарбонатные. Предполагаемая мощность нижнеюрских отложений составляет до 71 м.
Средний отдел (J2). Отложения байосского яруса в нижней части представлены чередующимися пластами глинистых и песчанистых пород, а в верхней преимущественно глинистыми образованиями. Глины серые, темно-серые, реже зеленовато-серые, алевритистые, плотные. Песчаники, пески серые, светло-серые, мелко и среднезернистые, алевритистые. Отложения батского яруса сложены чередованием и маломощных песчано-алевритовых пород. Глины серые, темно-бурые, алевритистые. Пески, песчаники светло-серые, мелкозернистые. Предполагаемая мощность среднеюрских отложений составляет до 566 м.
Верхний отдел (J3). В разрезе верхней юры выделяются отложения келловейского, оксфордского и волжского ярусов. Отложения келловейского яруса литологически сложены глинисто-алевритовыми породами. Глины темно-серые, песчанистые. Пески, песчаники серые, мелкозернистые. Отложения оксфордского и волжского ярусов сложены глинами зеленовато-серыми, алевритистыми, карбонатными, зеленовато-серыми мергелями и известняками. Предполагаемая мощность верхнеюрских отложений составляет 70 м.
Меловая система (К)
Отложения меловой системы представлены двумя отделами нижним и верхним.
Нижний отдел (К1). Готеривский ярус (К1h). Отложения готеривского яруса представлены переслаиванием глинистых и песчано-алевритовых пород. Глины темно-серые с зеленоватым оттенком, алевритистые, карбонатные, слабопесчанистые. Пески серые и с зеленоватым оттенком, мелкозернистые, в отдельных местах зеленовато-коричневые, крупнозернистые. Предполагаемая мощность готеривского яруса 145 м.
Барремский ярус (К1br). Отложения барремского яруса состоит из глин с прослоями песков и песчаников. Глины темно-серые с зеленоватым оттенком, плотные, некарбонатные. В разрезе отложений выявлено три продуктивных горизонтов. Предполагаемая мощность барремского яруса составляет 341 м.
Аптский ярус (К1а). Отложения аптского яруса литологически представлены глинистыми породами и прослоями песков, песчаников, алевролитов. Глины черные, темно-серые, слабопесчанистые, некарбонатные. Пески, песчаники, алевролиты серые, темно-серые, мелкозернистые, местами средне и крупнозернистые. В подошве выделяется горизонт песков мощностью 30 м – газоносный (апт-неокомский). Предполагаемая мощность отложений апта составляет 63 м.
Альбский ярус (К1al). Отложения альбского яруса литологически сложены глинами с прослоями песков, песчаников и алевролитов. Глины темно-серые, черные, песчанистые, некарбонатные. Пески, песчаники серые, темно-серые, мелкозернистые. В разрезе отложений выявлено два продуктивных горизонта (II альбский и I промежуточный). Предполагаемая мощность отложений альбского яруса составляет 222 м.
Верхний отдел (К2). Верхнемеловые отложения в районе проектируемых работ распространены почти повсеместно. Вскрытые отложения представлены всеми ярусами от сеномана до маастрихта включительно.
Сеноманский ярус (К2s). Отложения этого яруса представлены терригенными породами, преимущественно глинистыми с прослоями песков. Глины темно-серые, черные, плотные, слюдистые, слабо-известковистые, алевритистые. Пески серые, зеленовато-серые, мелко и среднезернистые слюдистые, глинистые, с включением фосфоритовых галек. Вскрытая мощность сеномана 35 м.
Турон-коньякский ярус (К2t+cn). Нерасчлененные турон-коньякские отложения представлены мергелями и морскими карбонатными глинами. Мергели светло-серые, зеленовато-серые, плотные, глинистые с редкими включениями обломков раковин. Глины серовато-зеленые, плотные, известковистые, слабослюдистые с редкими включениями обломков раковин. Вскрытая мощность турон-коньяка 65 м.
Сантонский ярус (К2sn). Литологически отложения сантона представлены глинами, мергелями и мелом. Глины зеленовато-серые, плотные, известковистые с обломками раковин. Мел и мергели белые, светло-серые, плотные или крепкие. Мел встречается рыхлый, писчий. В этих породах отмечаются светло-серые глины, обломки раковин, гнезда пирита. Вскрытая мощность 40 м.
Кампанский ярус (K2cp). Литологически отложения кампана представлены мергелями и мергелистыми глинами. Мергели зеленовато-белые, плотные, иногда крепкие, глинистые, глины зеленые, зеленовато-серые, плотные, известковистые. По всему разрезу встречаются кристаллы пирита. Вскрытая мощность составляет 97 м.
Масстрихитский ярус (K2c). Литологически представлен большей частью мелом с небольшими прослоями мергелей в нижней части. Мел белый, плотный, писчий, глинистый. Мергели зеленовато-белые, серые с зеленоватым оттенком, плотные, глинистые. Встречаются обломки раковин и редкие кристаллы пирита. Вскрытая мощность маастрихта составляет 114 м.
Палеогеновая система (P)
Палеогеновая система представлена нижним и верхним отделами.
Палеоцен. Литологически палеоцен представлен глинами с прослоями и пропластками мергелей и известняков. Глины серые и зеленовато-серые, плотные, алевритистые, неслоистые, неравномерно известковистые. Мергели светло-зеленые, серовато-зеленые, плотные, глинистые. В глинах и мергелях встречаются отдельные кристаллы пирита, зубы и остатки рыб, очень много остатков радиалярий. Местами в нижней части палеоцена встречаются белые известняки датского яруса. Вскрытая мощность составляет 24 м.
Эоцен. Литологически сложен преимущественно глинами. Глины темно-серые, реже зеленовато-серые, плотные, алевритистые с обломками радиалярий с прослоями и гнездами светло-серого алеврита. В глинах встречаются обломки раковин, чешуя рыб, небольшие прослои серых, светло-серых алевролитов и зеленых мергелей. Общая мощность отложений палеогена по данным сейсморазведки, достигает 110 м.
Неогеновая система
Отложения неогена представлены породами акчагылского и апшеронского ярусов. Литологически они сложены песчано-глинистыми образованиями. Глины серые, зеленовато-серые, алевролитистые, карбонатные. Пески, песчаники, алевролиты преимущественно зеленоватого цвета, мелкозернистые, на глинисто- карбонатном цементе. Предполагаемая мощность отложений неогена составляет 300 м.
Четвертичная система
Отложения четвертичной системы на рассматриваемом районе развиты повсеместно и достигает мощностью 33 м. Литологически они сложены желтовато-серыми, сыпучими песками, глины буровато-серые, желтовато-серые, серые, с песчано-алевритовой примесью, песчанистые, сильно известковистые с галькой и обломками фаунов.
1.3 Тектоника
Осадочный чехол Прикаспийской впадины обычно подразделяется на три резко различающихся структурно-литологическому комплексу:
1. нижний – подсолевой, сложенный нижнепермскими и более древними породами;
средний – солевой, представленный хемогенными осадками кунгурского яруса;
верхний – надсолевой, в строении которого принимает участие отложения верхней перми и мезокайнозоя.
Докунгурские палеозойские отложения описываемого района изучены бурением слабо. Характер их строения в настоящее время изучается на основании проведения отражающих сейсмических горизонтов и другие приуроченных к различным частям палеозойского комплекса.
В результате структурного бурения выяснилось, что Кульсары представляет собой солянокупольную структуру, свод которой четко вырисовывается по VI отражающему горизонту. Сводовая часть купола осложнена уступом амплитудой в 400 м.
Минимальная отметка кровли соли в сводовой части по данным сейсморазведки составляет -1900 м, по данным бурения -1715 м, в скважине №1 северо-западный склон испытывает максимальное погружение в западном направлении до глубины -1600 м.
По надсолевым отложениям структура Кульсары сбросом амплитудой 300 м разбита на два крыла: северо-западное - приподнятое и юго-восточное - опущенное, соответствующие одноименным склонам соли.
Северо-западное крыло представляется полузамкнутым поднятием, оконтуренным по II отражающему горизонту изогипсой -900 м, по III отражающему горизонту изогипсой -1250 м, а по V отражающему горизонту изогипсой -1900 м. В пределах северо-западного крыла продуктивные горизонты не вскрыты.
Юго-восточное крыло осложнено тектоническим нарушением F2 субширотного простирания, которое протягивается субпараллельно сбросу F1, разбито на северное и южное поля, что обусловило образование в пределах этого крыла двух тектонически-экранированных ловушек по меловым отложениям.
Северное поле по II и III отражающим горизонтам оконтуривается изогипсами -950 м, и -1450 м.Размеры соответственно 0,25х0,75 км и 0,3х1,5 км, амплитуды 10 и 50 м.
В результате комплексной интерпретации данных бурения и сейсмики выделен радиальный малоамплитудный сброс с падением на юго-запад, который делит южное поле по II и III отражающим горизонтам на западный и восточный блоки.
Западный блок южного поля II отражающему горизонту оконтуривается изогипсой -975 м, размеры соответственно 0,3х0,7 км, амплитуда 20 м, III отражающий горизонт замыкается изогипсой -1450 м и имеет размеры 0,6х1,2 км амплитудой 40 м.
Восточный блок южного поля по II и III отражающим горизонтам оконтуривается изогипсами -975 и 1450 м. Размеры соответственно 0,4х1,3 км, 0,8х1,0 км, амплитуды 30 и 40 м.
Южное поле по V горизонту образует полузамкнутую структуру, оконтуривается изогипсой - 2000 м, имеет размеры 0,6х2,2 км, амплитуда
50 м.
В пределах юго-восточного крыла пробурены поисково-разведочные скважины, которые вскрыли продуктивные горизонты в альбских, аптских и неокомских отложениях.
В периферийной части юго-восточного крыла выделяется погребенное малоамплитудное тектоническое нарушение, которое экранирует антиклинальное поднятие по V горизонту.
Кульсары выполнен в основном четвертичными и пермотриасовыми отложениями и залегает моноклиналью, примыкает к южному склону соляного массива Тюлюс, Мунайлы. В данном соляном куполе Кульсары триасовые отложения имеют незначительную толщу, возможно несколько сот метров.
1.4 Нефтегазоводоносность
Многолетняя практика ведения в пределах Прикаспийской впадины показывает, что открытий крупных месторождений нефти можно ожидать в отложениях подсолевого палеозоя. Тем не менее, перспективы надсолевого комплекса Прикаспия по мнению большинства исследователей, считаются также высоким.
Выявленные в нем месторождения, как правило, невелики по размерам, что объясняется ограниченностью солянокупольных структур по площади, но промышленное значение этих месторождений оценивается высоким качеством добываемой нефти.
На структуре Кульсары в скважинах № 1,3,5,6,7,8,9,10,11 на анализ отобрано и изучено 36 образцов керна длиной от 0,06 до 0,20 м каждый. В основном, это алевролиты, глины и песчаники, реже мергели и аргиллиты, характеризующиеся сравнительно низкими коллекторскими свойствами.
В пределах границ нефтеносности I альбского горизонта изучено 12 образцов в интервале глубин 665-672 м (скважина №8), 660-670 м (скважина №10), из которых только 4 оказались представительными. Они представлены песками, песчаниками и алевролитами, глинистыми, слабокарбонатными.
Открытая пористость колеблется от 23,2 до 29,3%, проницаемость от 686,6 до 2055,2 мд., карбонатность от 3,26 до 16,24%. Содержание пластовой фракции составляет от 6052 до 39,65%, алевритовый фракции от 3,2 до 43,18% и мелкозернистой фракции от 14,78 до 73,04%. Нефтенасыщенность составляет от 37,3 до 74,4%, водонасыщенность - от 21,6 до 38,0%.
В законтурной зоне II альбского нефтяного горизонта изучено 5 образцов керна в интервалах глубин 865-877 (скважина №10) и 870-880 м (скважина №11), из которых два образца оказались представительными (скважина №11).
Коллектор представлен песчаниками и алевролитами глинистыми, плотными сцементированными, слабокарбонатными, слюдистыми, с запахом углеводорода, признаками нефти, водонасыщенными. Карбонатность составила 4,4-4,9%, открытая пористость - 26,7-27,9%. Содержание пелитовой фракции составляет 33,73-34,88%, алевритовой - 26,4-31,79%, песчанистой фракции - 29,58-34,27%.
Проницаемость изменяется от 20,7 до 771 мД., нефтенасыщенность от 1,7 до 10,65%, водонасыщенность 84,07-86,49%. В пределах апт-неокомского горизонта изучено два образца керна, отобранных из интервалов 930-960 м (скважина №6). Они оказались не представительными. Литологически они представлены глинами и песчаниками.
По данным, промысловой геофизики значения пористости варьируют в пределах от 27 до 33%, а газонасыщенность составляет 68-85%.
В пределах II неокомского горизонта I пласта отобрано и изучено 9 образцов керна, из которых только 3 оказались представительными.
Коллектор литологически охарактеризован песками и алевритами не карбонатными, глинистыми, с включением ОРО, запахом углеводорода и признаками нефти, водонасыщенными.
Карбонатность изменяется от 3,8 до 5,6%, открытая пористость от 24,8 до 31,9%, проницаемость 4,9-48,1 мД., нефтенасыщенность от 9,8 до 11,5%, водонасыщенность от 30 до 75,6%. Содержание пелитовой фракции в керне составило от 18,63 до 29,41%, алевритовой от 32,04 до 66,77% и песчанистой от 12,84 до 47,63%.
II пласт II неокомского горизонта изучен по 6 образцам керна, из них представительными оказались 4 образца (скважина № 6,7,10).
Коллектор литологически представлен алевритами и алевролитами глинистыми, слабокарбонатными с незначительным запахом углеводорода, водонасыщенным. Карбонатность изменяется от 0 до 12,65%, открытая пористость от 24,6 до 30,9%, проницаемость от 23,3 до 151,9 мД, нефтенасыщенность - от 3 до 7,1%, водонасыщенность - от 22,7 до 68,5%.
Коллектор III неокомского горизонта керном не охарактеризован. По данным промысловой геофизики пористость составляет 29-32%, нефтенасыщенность - 52-78%, а газонасыщенность - 86%. Проницаемость по данным опробования скважины № 6 составляет 91,0 мД.
Настоящим проектом на структуре Кульсары предполагается вскрыть нефтеносный горизонт триасового отложения.
Перспективные запасы нефти по категории С1 по предполагаемому горизонту составляет на Кульсары 1832 тыс,т, извлекаемые 183,3 тыс.т.
1.5 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов
Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется в пределах 0.73-1.03г/см3(при t=200с). Вязкость нефтей (свойство их подвижности), измеряемая в паскалях на секунду(1Па*с=10П), изменяется в широком диапазоне 0.001-0.15Па*с и с повышением температуры снижается. Для характеристики пластовой нефти определяют газовый фактор(м3/т)-количество растворенного в пластовой нефти газа, выделяемого при t0=150с, давлении ~100 кПа из 1т нефти. Газовый фактор колеблется в широких пределах (от единиц до сотен куб.метров на 1т.) Давление, при котором начинается выделение из пласта растворённого газа, называют давлением насыщения. Как правило, они ниже пластового.
Объёмный коэффициент пластовой нефти - это отношение удельного объёма нефти в пластовых условиях к объёму этой же, но дегазированной на поверхность нефти в нормальных условиях. Значение объемного К в зависимости от газового фактора изменяется от 1.05 до 1.3. При гидродинамических исследованиях и других расчетах объём и дебит нефти пересчитывают на пластовые условия с помощью объемного коэффициента.
2. Технико-технологическая часть
2.1 Причины возникновения песчаных пробок
Процесс образования песчаных пробок происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах. Его интенсивность обусловлена свойствами продуктивного пласта и технологией эксплуатации.
Появление песка на забое может быть обусловлено несколькими факторами:
· оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины;
· оседанием частиц после проведения операций с использованием гидропескоструйных перфораторов;
· оседанием частиц после проведения операций по гидроразрыву пласта;
· наличием песка, намытого в полость скважины при создании искусственного забоя и т.д.
песчаный пробка скважина промывка
2.2 Способы удаления песчаных пробок
Промывки используются в следующих случаях :
· Для ликвидации парафинистых отложений или гидратных пробок в насосно-компрессорных трубах и нефтесборных коллекторах;
· При заклинивании насоса или подвески штанг в колонне нкт;
· При снижении эффективности работы штангового глубинного насоса вследствие попадания песка и различных мех. частиц под клапана насоса.
· При снижении эффективности работы ЭЦН вследствие засорения приемной части насоса песком и различными механическими частицами.
Различают
· прямую,
· обратную,
· специальные способы промывки.
Прямая промывка. При прямой промывке промывочная жидкость закачивается в спущенные в скважину трубы, а подъем воды с размытым песком происходит по кольцевому пространству. В процессе промывки трубы находятся на весу и спускаются с той или иной скоростью в зависимости от плотности пробки и количества жидкости, необходимой для подъема размытого песка на поверхность.
Обратная промывка отличается от прямой промывки тем, что промывочная жидкость поступает в кольцевое пространство, а подъем с размытым песком происходит по насосно-компрессорным трубам. Для герметизации устья скважины при обратной промывке обязательно применение специальной головки с резиновым манжетом-сальником, плотно охватывающим тело
В качестве жидкости для промывки используют нефть, пластовую воду, специальные растворы или сеноман. При ликвидации парафинистых отложений или пробок нефть подогревают с помощью АДП.
Процесс промывки:
Передвижные установки депарафинизации (АДП) допускается устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25м от устья скважины и не менее 10м от другого оборудования, при этом кабины автомашин и прицепы емкостей должны быть обращены в сторону от устья скважины.
Промывочный агрегат и автоцистерны следует располагать с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. При этом кабина агрегата и автоцистерн должны быть обращены в сторону противоположную от устья скважины, выхлопные трубы агрегата и автоцистерн должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними должно быть не менее 1.5 м.
К промывке скважин допускается обученный персонал, после проверки знаний по ОТ и ТБ.
Ответственным за проведение промывки является мастер или старший оператор по добыче нефти и газа.
Территория, на которой устанавливается агрегаты, должна быть расчищена и освобождена от посторонних предметов.
Запрещается устанавливать агрегаты под силовыми и осветительными линиями, находящимися под напряжением.
На насосе промывочного агрегата должен быть установлен манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры.
В зависимости от способа промывки производится сборка нагнетательных и выкидных линий. Рассмотрим основные схемы подключения промывочного оборудования:
Рисунок 1 - Схема прямой промывки скважины
Для проведения прямой промывки скважины прямой на буферную задвижку скважины устанавливается лубрикатор. Лубрикатор должен быть опрессован на полуторократное давление от ожидаемого. При проведении прямой промывки буферная, центральная, внутренняя затрубная и линейная задвижки открыты; трубная и внешняя затрубная закрыты.
Если скважина оборудована ШГН прямая промывка проводится в исключительных случаях. Схема промывки несколько отличается от представленной выше (отсутствует лубрикатор).
Рисунок 2 - Схема обратной промывки скважины
Обратная промывка производится через патрубок, присоединенный к внешней затрубной задвижке. При проведении обратной промывки внешняя затрубная, центральная, трубная и линейная задвижки открыты; внутренняя затрубная и буферная задвижки закрыты.
При проведении промывки нефтесборных коллекторов подключение к ним производится через специальный патрубок на обвязке скважины, замерную установку или гребенку задвижек на линии нефтепровода.
2. Перед началом промывки необходимо:
· Проверить наличие и исправность манометра и предохранительного устройства предотвращения разрыва насоса, нагнетательной линии, шланга и запорной арматуры. Выкид от предохранительного устройства должен быть направлен под пол агрегата и укреплен.
· Систему промывочного агрегата и промывочную линию до устья скважины следует опрессовать на полуторократное давление от ожидаемого. При этом все рабочие должны быть удалены в безопасное место.
· Проверить на всех задвижках промывочного оборудования наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.
· Проверить исправность всех задвижек, фланцевых соединений фонтанной арматуры и ГЗУ, включая обратный клапан в ГЗУ, наличие протока жидкости по выкидной линии от скважины до замерной установки и при его отсутствии работы на скважине прекратить до выяснения и устранения причин, убедиться, что нефтесборный коллектор не заморожен. В зимнее время для отогрева задвижек, фонтанной арматуры и трубопроводов используется ППУ.
· Для контроля за давлением на скважине и промываемом трубопроводе установить манометры.
3. Проведение промывки.
После опрессовки промывочной линии (при герметичности системы) необходимо открыть рабочую задвижку на фонтанной арматуре. Вызвать циркуляцию на малой скорости, убедившись, что параметры (давление на нагнетательной линии, расход выходящей жидкости) промывки соответствуют расчетным постепенно довести подачу насоса до плановой. При отсутствии циркуляции необходимо проверить все ли задвижки, согласно выбранной схемы открыты и исправны. В зимнее время следует убедиться в наличии прохода жидкости через фонтанную арматуру и выкидную линию скважины или нефтесборный коллектор. Если все неполадки устранены, но циркуляция не восстановлена, необходимо сменить схему промывки.
· Промывка скважины разрешается только в светлое время суток. В исключительных случаях при работе в ночное время должна быть обеспечена освещенность рабочих мест в соответствии с установленными нормами.
· При промывке скважины и трубопроводов надо знать максимальное рабочее давление, допускаемое для данного типа оборудования и не превышать его.
· Объем промывочной жидкости и схема промывки определяются технологом ЦДНГ. Замер объема промывочной жидкости производится при заправке АЦН. При использовании дополнительной доливной емкости объем промывочной жидкости определяется при помощи уровнемера и градуировочной шкалы. Емкость должна быть чистая, без шлама и льда.
· При промывке выкидного трубопровода находится на расстояние менее 10м от трубопровода и устья скважины ЗАПРЕЩАЕТСЯ.
· В процессе промывки скважины запрещается крепление каких-либо узлов агрегата или обвязки устья скважины и трубопровода. В процессе глушения необходимо вести наблюдение за показаниями манометров, за линией обвязки, за местонахождением людей.
· При промывке пробки промывочную жидкость следует отводить в промысловую канализацию или в амбар.
· Персонал бригады должен находится в безопасной зоне и следить за процессом промывки, в случае обнаружения отклонений от процесса дать сигнал руководителю работ.
· Промывка ЭЦН производится в присутствии представителя организации, поставляющей ЭПУ.
· Во время промывки нефтью на установке депарафинизации должен находиться исправный огнетушитель.
4. Заключительные работы после промывки.
Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижку фонтанной арматуры со стороны нагнетания надо закрыть.
Разборку промывочной линии после проведения депарафинизации с помощью АДП следует проводить убедившись, что температура нагрева разбираемого оборудования и приспособлений безопасна для здоровья человека.
При проведении разборки трубопроводов под разбираемые соединения устанавливаются специальные поддоны для сбора нефти.
В случае загрязнения окружающей среды необходимо немедленно принять меры по устранению загрязнения.
После окончания промывки, в случае положительного результата, скважина или нефтепровод запускаются в работу.
2.3 Гидравлический расчет промывки забойных песчаных пробок
Проведем гидравлический расчет промывки забойной песчаной пробки, для чего определим давление на выкиде насоса, необходимую мощность двигателя на забое скважины, время на промывку пробки и разрушающее действие струи. Сравним прямую и обратную промывку водой.
Исходные данные: глубина скважины Н=2800 м; диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; диаметр промывочных труб d=73 мм; максимальный размер песчинок (зерен), составляющих пробку, δ=1 мм; песчаная пробка находится в эксплуатационной колонне выше фильтра. Промывка ведется промывочным агрегатом АЦ-32У, эксплуатационная характеристика которого приведена в таблице №2.
Техническая характеристика агрегата АЦ-32У (полезная мощность двигателя 108,0 кВт)
Рисунок 3. Промывочный агрегат АЦ - 32 У
Таблица 1 - Техническая характеристика агрегата АЦ - 32 У
2.3.1 Прямая промывка водой
1. Потеря давления на гидравлические сопротивления при движении жидкости в 73-мм трубах определяется по формуле
h=λ , м вод. ст. (1)
где λ - коэффициент трения при движении воды в трубах; dВ - внутренний диаметр промывочных труб, м; VН - скорость нисходящего потока жидкости, м/с, берется из таблицы 4.
В наших расчетах эти величины равны: λ=0,035 (таблица 4);В - 0,062 м;Н III =2.32 м/с. Они найдены по таблице 3 путем интерполирования для расходов жидкости (при I, II, III и IV скоростях), равных 3,16; 4,61; 7,01; и 10,15 л/с.
Подставив численное значение в (таблице №3) получим потерю давления на гидравлическое сопротивление h при работе агрегата на III* скорости: =0,035× = 309 м вод.ст.
*- Вычисления делаем только для III скорости, т.к. конструктивные особенности насоса АЦ-32У не позволяют продолжительное время работать на I скорости, насос выйдет из строя, что недопустимо при промывке. Производительность насоса на II скорости недостаточна для создания восходящего потока, способного поднять промытый песок и наконец, работа агрегата длительное время на IV скорости приводит к перегреву двигателя.
Таблица 2 - Скорость нисходящего потока жидкости в промывочных трубах (VН, м/с)
|
Расход жидкости, л/с |
Диаметр труб, мм |
|||
|
60 |
73 |
89 |
114 |
|
|
1 |
49,5 |
33,1 |
22,0 |
12,6 |
|
2 |
99,0 |
66,2 |
44,0 |
25,2 |
|
3 |
148,5 |
99,3 |
66,0 |
37,8 |
|
4 |
198,0 |
132,4 |
88,0 |
50,4 |
|
5 |
247,5 |
165,5 |
110,0 |
66,0 |
|
6 |
297,0 |
198,6 |
132,0 |
75,6 |
|
7 |
346,5 |
231,7 |
154,0 |
88,2 |
|
8 |
396,0 |
264,8 |
176,0 |
100,8 |
|
10 |
495,0 |
331,0 |
220,0 |
126,0 |
|
15 |
742,6 |
496,6 |
330,0 |
189,0 |
Таблица 3 - Коэффициент гидравлического сопротивления λ для воды
|
Диаметр труб, мм 48 60 73 89
114 Значение λ 0,04 0,037 0,035 0,034 0,032 |
Таблица 4 - Скорость движения жидкости в кольцевом пространстве (в м/с)
|
Расход жидкости, л/с |
Диаметр эксплуатационной колонны, мм |
||||||
|
114 |
146 |
168 |
|||||
|
Диаметр насосно-компрессорных труб, мм |
|||||||
|
60 |
73 |
60 |
73 |
60 |
73 |
89 |
|
|
3 |
59,0 |
79,8 |
30 |
34,5 |
20,2 |
22,2 |
26,2 |
|
4 |
78,8 |
106,4 |
40 |
46,0 |
27,0 |
29,6 |
34,9 |
|
5 |
98,4 |
133,0 |
50 |
57,5 |
33,8 |
37,0 |
43,6 |
|
6 |
118,0 |
159,6 |
60 |
69,0 |
40,5 |
44,5 |
52,3 |
|
7 |
137,8 |
186,2 |
70 |
80,5 |
47,3 |
51,8 |
61,1 |
|
8 |
157,6 |
212,8 |
80 |
92,0 |
54,0 |
59,2 |
69,8 |
|
10 |
197,0 |
266,0 |
100 |
115,0 |
67,5 |
74,0 |
87,2 |
|
15 |
295,0 |
399,0 |
150 |
192,5 |
101,0 |
111,0 |
131,0 |
2. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в кольцевом пространстве скважины определяются по формуле:
h = φ λ , м вод. ст. (2)
Здесь φ - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь давления в результате содержания песка в жидкости. Величина его колеблется от 1,1 до 1,2; принимаем φ=1,2; λ - коэффициент трения при движении воды в кольцевом пространстве, определяется по разности диаметров 168-мм и 73-мм труб 150 - 73 = 77 мм (150 мм - внутренний диаметр 168-мм труб), что почти соответствует 89-мм трубам, для которых λ=0,034 (смотреть таблицу №5); dН = 0,073 - наружный диаметр промывочных 73-мм труб; VВ - скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве, м/с (находят путем интерполирования по таблице №6). Для расходов жидкости (при I, II, III и IV скоростях), равных 3,16; 4,61; 7,0; 10,15 л/с значения VВI, VBII, VBIII, VBIV соответственно равны 0,276; 0,399; 0,610 и 0,880 м/с.
Подставляя численные значения в (таблице №4), получаем величины h2 при работе агрегата: на скорости III2 III = 1,2×0,034 = 20,1 м вод. ст.
. Потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в кольцевом пространстве определяются по формуле К.А. Апресова:
h3 = , м вод. ст. (3)
где m - пористость песчаной пробки; F - площадь сечения эксплуатационной колонны, см2; - высота пробки, промытой за один прием, м (длина двухтрубного колена); f - площадь сечения кольцевого пространства скважины, см2; ρП - плотность песка, кг/м2; ρЖ - плотность воды, кг/м3; VКР - скорость свободного падения песчинок, см/с (критическая скорость), определяется по таблице 6; VВ - скорость восходящего потока жидкости, см/с.
В нашей задаче эти величины равны: = 12м; f=135мм2 (между 168-мм и 73-мм трубами); ρП = 2600кг/м3; ρЖ = 1000кг/м3; VКР = 9,5 см/с (смотреть таблицу 6).
Следовательно, по формуле (3) имеем значение h3 при работе агрегата: на скорости III
h3 III = =13,1 м вод.ст.
Таблица 5 - Критическая скорость падения песчинок VКР
|
Максимальный размер зерен, мм |
Скорость свободного падения, см/с |
Максимальный размер зерен, мм |
Скорость свободного падения, см/с |
Максимальный размер зерен, мм |
Скорость свободного падения, см/с |
|
0,01 |
0,01 |
0,17 |
2,14 |
0,45 |
4,90 |
|
0,03 |
0,07 |
0,19 |
2,39 |
0,50 |
5,35 |
|
0,05 |
0,19 |
0,21 |
2,60 |
0,60 |
6,25 |
|
0,07 |
0,36 |
0,23 |
2,80 |
0,70 |
7,07 |
|
0,09 |
0,60 |
0,25 |
3,00 |
0,80 |
7,89 |
|
0,11 |
0,90 |
0,30 |
3,50 |
0,90 |
8,70 |
|
0,13 |
1,26 |
0,35 |
3,97 |
1,00 |
9,50 |
|
0,15 |
1,67 |
0,40 |
4,44 |
1,20 |
11,02 |
. Потери давления на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды определяются по опытным данным, приведенным в таблице 7. Потери напора, возникающие в шланге h4 и вертлюге h5, составляют в сумме при работе агрегата: на скорости III - (h4 +h5)III = 22 м вод.ст.
5. Потери давления на гидравлические сопротивления в 73-мм линии = 6,2 м вод.ст.
Таблица 6 - Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге
|
Расход воды, л/с |
Потери напора, м вод.ст. |
Расход воды, л/с |
Потери напора, м вод.ст. |
|
3 |
4 |
7 |
22 |
|
4 |
8 |
8 |
29 |
|
5 |
12 |
9 |
36 |
|
6 |
17 |
10 |
50 |
6. Давление на выкиде насоса определяется суммой потерь, т.е.
Рн = h1+ h2+ h3+ h4+ h5+ h6, м вод.ст. (4)
Выражая Рн в МПа, имеем
Рн = ρЖq(h1+ h2+ h3+ h4+ h5+ h6), МПа (5)
Рн III = 1000×9,81(309+20,1+13,1+22+6,2) = 3,64 МПа;
. Давление на забое скважины
РЗ = ρЖq(Н+ h2+ h3), МПа (6)
Где Н - глубина скважины, м
по формуле (6) имеем рЗ при работе агрегата на III скорости:
РЗ = 1000×9,81(2800+20,1+13,1) = 19,9 МПа;
. Мощность, необходимая для промывки песчаной пробки, определяется по формуле:
N = рН Q/103ηа, кВт, (7)
Где ηа =0,65 - общий механический К.П.Д. агрегата
Пользуясь формулой (7), получим N (в кВт) при работе агрегата на III скорости:
NIII = 3,64×106×7,01×10-3/103×0,65 = 39,2;
Агрегат АЦ-32У имеет полезную мощность двигателя 108 кВт, а потому работа его на IV скорости невозможна.
Коэффициент использования максимальной мощности промывочного агрегата К определяется из соотношения
К = ×100% (8)
По формуле (8) имеем величину К при работе агрегата на III скорости:
КIII = 100 = 35,6%
. Скорость подъема размытого песка VП определяется как разность скоростей
П= VВ - VКР (9)
По формуле (9) имеем VП при работе агрегата на III скорости:П III = 0,610 - 0,095=0,515 м/с
. Продолжительность подъема размытой пробки после промывки ее каждым коленом до появления чистой воды определяется по формуле:
T = Н/VП (10)
По формуле (10) имеем t при работе агрегата на III скорости:
tIII = 2800/0.515 = 3890 c = 1ч 6мин
. Размывающая сила струи жидкости. Силу удара струи промывочной жидкости можно определить по следующей формуле:
Р = 2×102 кПа (11)
Где Q - подача агрегата, л/с; fЦ - площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, см2, F - площадь проходного сечения эксплуатационной колонны, см2. В нашей задаче эти величины равны: fЦ=30,2 см2 (для 73-мм колонны); F=177 cм2 (для 168-мм колонны).
Следовательно, по формуле (11) имеем силу струи Р при работе агрегата на III скорости:
РIII =2×102 =1,84 кПа
2.3.2 Обратная промывка водой
1. Потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в кольцевом пространстве между 168-мм и 73-мм трубами определяются по формуле:
h1 =λ (12)
По формуле (12) имеем при работе агрегата на III скорости:
h1 III =0.034 = 16,8 м вод.ст.
. Потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах определяются по формуле:
h2 = φ λ (13)
где VВ - скорость восходящего потока равна VН при прямой промывке, а потому в расчетах используют скорости, найденные ране по таблице 4.
Пользуясь формулой (13), определим h2 при работе агрегата на III скорости:
h2 III =1,2× 0,035 =371 м вод.ст.
. Потери напора на уравновешивание разностей плотностей жидкостей в промывочных трубах и кольцевом пространстве определяются по формуле (3), в которую вместо f подставляют fЦ = 30,2 см2 - площадь внутреннего сечения 73 - мм труб.
Следовательно, по формуле (3) имеем h3 при работе агрегата на III скорости:
h3 III = = 73,5 м вод.ст.
. Гидравлические потери давления в шланге и вертлюге при обратной промывке обычно отсутствуют или ничтожно малы.
. Потери давления на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии будут такие же, как и при прямой промывке: на III скорости h6 =6,2 м вод.ст.
. Давление на выкиде насоса, определяемое по формуле (5) при работе на III скорости :
рН III = 103×9.81(16.8+371+73.5+6.2)=4.58 МПа;
. Давление на забое скважины вычислим по формуле (6) при работе на III скорости:
рЗ III = 103×9,81(2800+371+73,5) = 24 МПа;
. Мощность, необходимую для промывки песчаной пробки, определим по формуле (7) при работе на III скорости:
N = =49,4 кВт;
. Использование максимальной мощности промывочного агрегата определим по формуле (8) при работе на III скорости:
К = ×100 = 44,8%;
10. Скорость подъема размытого песка определим по формуле (9) при работе агрегата на III скорости:
VП = 1,52-0,095=1,425 м/с;
. Продолжительность подъема размытой пробки после промывки ее каждым коленом до появления чистой воды определяется по формуле:
T = Н/VП (14)
По формуле (14) имеем t при работе агрегата на III скорости:
tIII = 2800/1,425 = 1403 c =23мин;
2.4 Специальный вопрос «Применение беструбного гидробура 2 ГБ-90 с целью удаления песчаных пробок»
Песчаные пробки удаляют чисткой ствола желонкой или промывкой скважины. Чистка скважины - длительный и трудоемкий процесс, вызывающий к тому же сильный износ оборудования скважины. Ее применяют лишь на неглубоких скважинах при небольшой мощности пробок. Для чистки используют желонки различных типов: простые, поршневые и автоматические. Желонку спускают на канате в скважину, и когда от желонки до пробки остается несколько метров, отпускают тормоз лебедки. Под действием собственного веса желонка падает вниз и с силой ударяется о пробку. При ударе клапан желонки открывается и некоторое количество песка попадает в желонку. Для лучшего заполнения желонки ее несколько раз приподнимают и ударяют о пробку, после чего желонку извлекают на поверхность для очистки.
В дипломном проекте предлагается для разбуривания песчаных пробок применить беструбный гидробур, который спускают в скважину на стальном канате.
Гидробур (рис) состоит из основных узлов: долото 1 ударного типа, служащего для разрушения пробки; желонки 2, в которой собирается песок, плунжерного насоса 3, создающего циркуляцию жидкости в призабойной зоне, и гидроциклона.
Принцип действия гидробура следующий: после падения инструмента 4 под действием собственного веса и инерции при ударе двигается вниз, вытесняя жидкость из корпуса 5 через отверстия бокового плоского клапана 6. При подъеме инструмента над забоем (рис. 215, Б) вначале выдвигается плунжер, происходит всасывание жидкости из корпуса желонки 7 через шариковый клапан 8. Одновременно с этим в желонку через центральную трубку 9 всасывается жидкость с забоя из-под долота 10. Жидкость, поднимаясь с забоя, увлекает с собой частицы песка, которые после выхода из центральной трубки вследствие резкого падения скорости потока гидроциклона оседают на дне желонки. После нескольких ударов по забою желонка заполняется песком. При разгрузке гидробура долото снимается и через образовавшееся отверстие песок выходит из желонки. После окончания разбуривания для удаления из скважины взмученной жидкости к гидробуру вместо долота присоединяют обратный клапан, и инструмент работает как обычная пневматическая желонка.
Техническая характеристика гидробура:
Общая длина, м……………………………………………….9,8
Наружный диаметр, мм……………………………………....90
Максимальная проходка за один рейс в 168-мм колонке, м……1,5
Полезная емкость желонки, л………………………………..25
Диаметр плунжера, мм……………………………………….88
Длина хода плунжерного насоса, м…………………………1,2
Теоретический объем плунжера, л………………………...3,17
Диаметр тартального каната, мм…………………………...15,5
Рисунок 4. Беструбный гидробур 2 ГБ-90:
1-долото; 2-желонка; 3-плунжерный насос; 4-плунжер; 5-корпус насоса; 6-боковой клапан; 7-корпус желонки; 8-шариковый клапан; 9-центральная труба
3. Охрана труда и охрана окружающей среды
Система охраны труда в нефтяной промышленности содержит комплекс мероприятий и требований по осуществлению комплекса социально-экономических, технических, санитарно-гигиенических, лечебно- профилактических, правовых и организованных мероприятий, направленных на содержание здоровья и работоспособности человека в процессе труда на предприятиях, в частности на буровых.
Мероприятия по охране труда на буровых предприятиях должна быть направлены на решения следующих задач:
- обеспечение безопасности производственного оборудования и производственных процессов;
- соблюдение требований охраны труда на стадии проектирование строительства скважин и эксплуатации;
- совершенствование организации работ в области охраны труда;
- обучение работников безопасным методам работы;
- обеспечение средствами индивидуальной защиты;
- нормализация санитарно-технических условий труда;
- санитарно-бытовое обслуживание работающих;
- обеспечение соблюдения работающими требований правил и норм инструкцией по безопасности труда;
- повышение активности и заинтересованности обеспечению безопасных условий труда;
- обеспечение своевременного и правильного расследования и учета несчастных случаев на производстве и устранении их причин;
- укрепление трудовой и производственной дисциплины.
Критерием организации работ по охране труда являются показатели безопасности труда, имеющие количественные и качественные показатели. Большинство опасных и вредных производственных факторов можно измерить и полученные значения сравнить с нормативными или оптимальными параметрами, установленными правилами, нормами, стандартами и другой нормативно-технической документацией по безопасности труда.
3.1 Мероприятия по охране труда, технике безопасности и
промышленной санитарии. Противопожарные мероприятия
Для обслуживающего персонала буровой установки, можно выделить три основные потенциально опасные зоны, связанные с возможным травмированием и отравлением людей, указанные в таблице 6.
Таблица 7 - Возможные опасные зоны на производстве
|
Наименования участка |
Наименования выполнения операции |
Оборудовать устройство, на которой выполняется операция |
Потенциальные опасности и их характеристики |
Причина возникновения опасности и вредности |
|
Стол ротора и пространство вокруг него |
СПО |
Лебедка, ротор, ПКР, АКБ, талевая система |
Нахождение в зоне работающего механизма |
Наруш. технологии создания погрузок большей допуст. тех. инструмента |
|
Блок приготовления и обработка промывочной жидкости |
Приготовление и обработка промывочной жидкости |
Глиномешалка гидроворонка |
Ожоги и отравление химическими реагентами |
Производство работ без специальных предохранительных устройств |
|
Стеллажи, приемные мостики |
Спуск обсадной колонны |
Поворотный кран, балки, мостики, стеллажи |
Опасность при перекатывании и закатывании труб |
Несогласованное действие персонала неисправность оборудования |
Стол ротора и пространство вокруг него являются основным углом на буровой, где происходят работы по СПО, бурению. Поэтому работы должны производится в строгом соответствие с правилами безопасности, среди которых следует отметить основные, необходимые для охраны труда:
- исправная работа КИП ( индикатора веса ГИВ-6, манометра);
- исправная работа пневмосистемы (пневмораскрепитель и другие);
- исправная работа механизированных приспособлений (АКБ, МСП);
- наличие защитных кожухов, перил, люлек;
- центровка вышки и механизмов (АСП, МСП);
- тарировка штропов, талевых канатов, элеваторов;
- освещение согласно нормы;
- чистота пола буровой поверхности свечей.
Если при спуске происходит посадка инструмента, то рекомендуется проработать ствол скважины. При обнаружении посадки инструмента более 4-5 делений, дальнейший спуск инструмента вести с проработкой. После посадки долота на забой провести обкатку долота при нагрузке 2-3 т в течении 2-5 минут.
При подходе к забою спуск инструмента замедлить и следить, чтобы не происходило заклинивание долота в суженной части скважины. Перед подъемом отработанного долота промыть скважины. При подходе долота к башмаку ранее спущенной обсадной колонны скорость подъема уменьшить во избежание удара долота в башмак. По окончании СПО долота приподнимают на 1,5-2 метра над ротором, устанавливают в отверстие ротора доску для отвинчивания долот и опускают в нее долота. Машинный ключ надевают на трубу стопорят ротор и раскрепляют долота, после чего вращая стол ротора отвинчивают долото, приподнимают наддолотную трубу, а долото вместе с доской выносят на приемный мост с доской выносят на приемный мост.
При приготовлении бурового раствора на буровую до начала проводки скважины обеспечить достаточным количеством глинопорошка и химреагентов. При работе с этими материалами пользоваться защитными очками. Для удобства обслуживания глиномешалки вокруг нее установить настил с трапом шириной 1,5 метра с перилами.
Рабочее место и прохода у глиномешалки иметь свободными, содержать в чистоте. В холодное время года к глиномешалке подвести паровую линию.
Все химические реагенты, доставляющие к промышленной жидкости хранить в хорошо закрывающейся таре. Разгружать доставляемые на буровой химические реагенты в отведенном для каждого материала месте. В очистном устройстве промывочной жидкости вдоль желобов необходим проход шириной не менее 70см. Проходы со стороны противоположной желобам, иметь перильное ограждение высотой 1 метр.
3.2 Санитарно-гигиеническое мероприятие
При бурении скважин строго контролируются технологические параметры ГТН, а также показания КИП.
Количество светильников на буровой должны обеспечивать нормальную освещенность.
Таблица 8- Нормы освещенности и места размещения
светильников на буровой
|
Места подлежащие освещению |
Норма освещения |
Место установки светильников |
Число ламп |
Мощность ламп |
|
Роторный стол |
40 |
На ногах вышки, на высоте 6 м над лебедкой 4 м |
4 2 |
300 300 |
|
Щит КИП и А |
50 |
Перед приборами |
1 |
300 |
|
Палата верхового рабочего |
25 |
На ногах вышки на высоте 3-5 м от пола палаты |
2 |
300 |
|
Путь талевого блока |
13 |
На ногах вышки на высоте 3-5 м от пола палаты |
2 |
300 |
|
Кронблок |
25 |
Над кронблоком |
1 |
150 |
|
Приемный мост |
13 |
На ногах вышки на высоте 6 м |
2 |
300 |
|
Редукторные помещения |
30 |
На высоте не менее 3 м |
8 |
150 |
|
Насосное помещение |
50 |
Высота не менее 3 м |
8 |
200 |
|
Пусковые ящики буровых насосов |
25 |
Высоте не менее 3 м |
8 |
200 |
|
Глиномешалка |
25 |
Высота не менее 3 м |
1-2 |
200 |
|
Превентор |
25 |
Над полом буровой |
1-2 |
200 |
|
Площадка ГСМ |
100 |
На высоте не менее 3м |
1-2 |
200 |
|
Желобная система |
10 |
Высота не менее 3 м |
1-2 |
200 |
Для борьбы с шумом и вибрации при бурении использовать звукопоглощающие материалы, рационально размещать источники шума, устраивать глушители, экранировать шум. Качество питьевой воды с минерализацией до 1 г/л строго контролировать, воду хранить в эмалированной емкости, которые легко очищаются и дезинфицируются. Воду хранить на расстоянии 50-70 метров от буровой.
Исходя из численности состава, в также ведение работ на проектируемой площади необходимо планировать рабочий вахтовый поселок. В холодное время года отопление блоков буровой установки жилого поселка осуществляется обогревом с помощью ТЭН.
3.3 Противопожарные мероприятия
Все подсобные производственные, бытовые, жилищные помещения предусматривают подъезд и находящиеся вблизи емкостей с ГСМ, лесоматериалы обеспечить противопожарным инвентарем.
Данная проектируемая буровая установка относится по пожарной опасности категории «Б» и огнестойкость по ІІ категории.
Выхлопные трубы двигателей при переходе через деревянные конструкции рекомендуется иметь зазор не менее 1,5 см и оборудуется асбестом.
Для выключения электроэнергии питающих буровую вышку в 5 м от нее на столбе, установить рубильник. Отогревание замерзщих трубопроводов и аппаратуры, разогревания глинистого раствора производится паром, горячей водой.
Источником питания противопожарного водопровода являются: водосборники пластовой воды и хозпитьевого водопровода. В данном случае, установить пожарный гидрант в двух местах по обе стороны буровой вышки, которые питаются из емкостей через всасыающий насос технической водой, а также в жилом поселке из емкостей для питьевой воды, установленная возле столовой.
Для комплектации противопожарным инвентарем буровой вышки БУ-75БрЭ потребуется противопожарный инвентарь 1 комплект из расчета на 200 м2, 1 комплект - ГСМ, 1 комплект - насосный, 1штук - машинное отделение, 1 комплект - площадка СПО.
Для предупреждения пожара на буровой и в жилом поселке произвести следующие мероприятия:
3.4 Охрана недр, природы и окружающей среды
Технологические процессы, осуществляющие в нефтяной и газовой промышленности сопровождаются выбросами в почву, водоемы и атмосферу значительного количества производственных отходов, загрязняющих воду и воздух. Сбор загрязненных сточных вод, содержащих ядовитые органические и неорганические вещества, приводит к уничтожению растительных и рыбных богатств, ограничивает возможность использования водоемов для питьевого и промышленного водоснабжения, для сельского хозяйства, что приносит огромный ущерб народному хозяйству.
Большой экологический ущерб народному хозяйству наносит промышленные выбросы в атмосферу.
Задача сохранения чистоты атмосферы и водоемов - социальная проблема связанная с оздоровлением жизни людей.
Охрана окружающей среды в нашей стране стали одним из важнейших направлений деятельности правительства на современном этапе.
Будут улучшены охраны недр и комплексное использование минеральных вод на основе снижения потерь полезных ископаемых при их добыче и переработке, обеспечены сохранность природной среды экономической зоны.
Вместе с решением задач охраны окружающей среды предусматривается дальнейшее совершенствование управления делом охраны природы, повышение действенности государственного контроля за состоянием природной среды и источниками загрязнения, бережным использованием природных богатств. Шире будут привлекаться к этой работе общественные организации и население. Сброс загрязненных сточных вод в водоемы запрещается государственным законодательством.
4. Экономическая часть
4.1 Расчет заработной платы
Зосн =Ч*Т*Сх, (15)
где: Ч - численный рабочий состав,
Т - затраты времени,
Сх - часовая тарифная ставка;
Таблица 9 - Численный состав рабочих
|
№ П/П |
Профессия |
Количество чел. |
Разряд |
Тариф Тенге./час |
З/плата |
|
1 |
Мастер ЦДНГ |
1 |
10 |
64 |
11525 |
|
2 |
Мастер ПРС |
1 |
10 |
64 |
11525 |
|
3 |
Оператор ПРС |
1 |
8 |
56 |
10081 |
|
4 |
Оператор ПРС |
1 |
6 |
45,9 |
8261 |
|
5 |
Оператор глушения СКВ |
1 |
7 |
51 |
9272 |
|
6 |
Оператор добычи нефти |
1 |
6 |
48,5 |
8261 |
|
7 |
Стропальщик |
1 |
6 |
48,5 |
8261 |
|
8 |
Стропальщик |
1 |
5 |
37,2 |
6703 |
Зм.цднг= 1*12*15*64=11252
Зм.прс= 1*12*15*64=11525
Зо.прс 8= 1*12*15*56=10081
З о.прс 6=1*12*15*45,9=8261
З о.г.скв.7=1*12*15*51=9272
Зд.н.=1*12*15*48,5=8261
Зстроп.6=1*12*15*48,5=8261
Зстроп.5=1*12*15*37,2=6703
4.2 Расчет суммы затрат
Премия - 50%
З премия = З осн *50% (16)
Таблица 10 - Расчет суммы затрат
|
№ П/П |
Профессия |
Премия - 50% Тенге. |
|
1 |
Мастер ЦДНГ |
- - - - |
|
2 |
Мастер ПРС |
- - - - |
|
3 |
Оператор ПРС 8р. |
5041,1 |
|
4 |
Оператор ПРС 6р. |
4131,4 |
|
5 |
Оператор глушения СКВ |
4637,5 |
|
6 |
Оператор добычи нефти |
4131,4 |
|
7 |
Стропальщик 6р. |
4131,4 |
|
8 |
Стропальщик 5р. |
3351,6 |
4.3 Доплата по районному коэффициенту
Доплата по районному коэффициенту - 50%
З район. коэф. = Зосн. * 50% (17)
Таблица 11 - Расчет доплаты по районному коэффициенту
|
№ П/П |
Профессия |
Районный коэффициент - 50% Тенге. |
|
1 |
Мастер ЦДНГ |
5762,7 |
|
2 |
Мастер ПРС |
5762,7 |
|
3 |
Оператор ПРС 8 р. |
5041,1 |
|
4 |
Оператор ПРС 6 р. |
4131,4 |
|
5 |
Оператор глушения СКВ |
4637,5 |
|
6 |
Оператор добычи нефти |
4131,4 |
|
7 |
Стропальщик 6 р. |
4131,4 |
|
8 |
Стропальщик 5 р. |
3351,6 |
4.4 Доплата за работу в районах Жылыойского
З крайн.сев = З осн * 50% (18)
Таблица 12 - Расчет доплаты за работу в районах Крайнего Севера
|
№ П/П |
Профессия |
Районный коэффициент - 50% Тенге. |
|
1 |
Мастер ЦДНГ |
5762,7 |
|
2 |
Мастер ПРС |
5762,7 |
|
3 |
Оператор ПРС 8 р. |
5041,1 |
|
4 |
Оператор ПРС 6 р. |
4131,4 |
|
5 |
Оператор глушения СКВ |
4637,5 |
|
6 |
Оператор добычи нефти |
4131,4 |
|
7 |
Стропальщик 6 р. |
4131,4 |
|
8 |
Стропальщик 5 р. |
3351,6 |
4.5 Расчет заработной платы с премиями
∑ доплат = З премия + З район.коэф. + З кр.сев (19)
Таблица 13 - Расчет заработной платы с премиями
|
№П/П |
Профессия |
Районный коэффициент - 50% Тенге. |
|
1 |
Мастер ЦДНГ |
11525 |
|
2 |
Мастер ПРС |
11525 |
|
3 |
Оператор ПРС 8 р. |
10081 |
|
4 |
Оператор ПРС 6 р. |
8261 |
|
5 |
Оператор глушения СКВ |
9272 |
|
6 |
Оператор добычи нефти |
8261 |
|
7 |
Стропальщик 6 р. |
8261 |
|
8 |
Стропальщик 5 р. |
6703 |
З осн+премия = З осн + ∑ доплат (20)
Таблица 14
|
№П/П |
Профессия |
Дополнительная заработная плата Тенге. |
|
1 |
Мастер ЦДНГ |
23050,8 |
|
2 |
Мастер ПРС |
23050,8 |
|
3 |
Оператор ПРС 8 р. |
25205,4 |
|
4 |
Оператор ПРС 6 р. |
20656,8 |
|
5 |
Оператор глушения СКВ |
23187,6 |
|
6 |
Оператор добычи нефти |
20656,8 |
|
7 |
Стропальщик 6 р. |
20656,8 |
|
8 |
Стропальщик 5 р. |
16758 |
4.6 Расчет дополнительной заработной платы
З доп = З осн + премия * 11% (21)
Таблица 15 - Расчет дополнительной заработной платы
|
№П/П |
Профессия |
Дополнительная заработная плата Тенге. |
|
1 |
Мастер ЦДНГ |
2535,6 |
|
2 |
Мастер ПРС |
2535,6 |
|
3 |
Оператор ПРС 8 р. |
2772,6 |
|
4 |
Оператор ПРС 6 р. |
2272,4 |
|
5 |
Оператор глушения СКВ |
2550,6 |
|
6 |
Оператор добычи нефти |
2272,4 |
|
7 |
Стропальщик 6 р. |
2272,4 |
|
8 |
Стропальщик 5 р. |
1843,4 |
4.7 Общая заработная плата
З общ. = Зосн +премия + Здополнит. (22)
Таблица 16 - Расчет общей заработной платы
|
№П/П |
Профессия |
Общая заработная плата Тенге. |
|
1 |
Мастер ЦДНГ |
25586,4 |
|
2 |
Мастер ПРС |
25586,4 |
|
3 |
Оператор ПРС 8 р. |
27978 |
|
4 |
Оператор ПРС 6 р. |
22929 |
|
5 |
Оператор глушения СКВ |
25738 |
|
6 |
Оператор добычи нефти |
22929 |
|
7 |
Стропальщик 6 р. |
22929 |
|
8 |
Стропальщик 5 р. |
18601,4 |
4.8 Отчисления на социальное страхование
Зсоц.страх = З общ. *36% (23)
Таблица 17 - Расчет отчислений на социальное страхование
|
№П/П |
Профессия |
Отчисление на социальное страхование Тенге. |
|
1 |
Мастер ЦДНГ |
9211 |
|
2 |
Мастер ПРС |
9211 |
|
3 |
Оператор ПРС 8 р. |
10072 |
|
4 |
Оператор ПРС 6 р. |
8254,4 |
|
5 |
Оператор глушения СКВ |
9265,5 |
|
6 |
Оператор добычи нефти |
8254,4 |
|
7 |
Стропальщик 6 р. |
8254,4 |
|
8 |
Стропальщик 5 р. |
6696,4 |
Заключение
При эксплуатации нефтяных скважин происходят осложнения, связанные с разрушением неустойчивых пород призабойной зоны и образования песчано-глинистых пробок прифильтровой части присадных труб и в подъемных трубах. В зависимости от природы и интенсивности выноса пород, толщина песчано-глинистных пробок иногда достигает 200-400 метров, в связи с чем, нередко продуктивность скважины снижается вплоть до полного прекращения подачи жидкости.
Учитывая это, в работе рассмотрены методы разрушения и удаления скопившегося в скважине песка путем проведения прямой и обратной промывок и с применением беструбного гидробура.
На конкретном примере с исходными параметрами нефтяной скважины произведен расчет прямой и обратной промывок.
Анализ и расчет двух вариантов промывок (прямой и обратной) показал, что наиболее экономичен и удобен способ прямой промывки, при котором промывочная жидкость (нефть или вода) подается по насосно-компрессорным трубам, а песок, глина и другая порода, закупорившая скважину, возвращается на дневную поверхность через пространство, образованное между обсадкой колонкой и встроенной в нее насосно-компрессорной трубой.
Список используемой литературы
1. А.И. Акульшин, В.С.Бойко, Ю.А.Зарубин, В.М Дорошенко «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» М, Недра 1989г.
. Геологический отчет по Федоровскому месторождению.2010г. ОАО «Сургутнефтегаз».
. Л.С.Каплан «Оператор по добыче нефти и попутного газа», учебное пособие для операторов, Уфа,2005 г.
4. В.М.Муравьев «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» М, Недра 1978г.
. А.Н. Юрчук, А.З.Истомин «Расчеты в добыче нефти» М, Недра 1979г.
. А.Н. Юрчук «Расчеты в добыче нефти» М, Недра 1974 г.