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
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
Вступ
Україна посідає одне з провідних місць в Європі за запасами корисних копалин. Але на сьогодні більшість родовищ, які знаходяться в експлуатації характеризуються значною (до 70-80% і більше) вичерпаністю, що зумовлює щорічне природнє падіння видобутку.
Процес буріння в нафтогазовій промисловості відіграє чи меле значення, так як без збільшення його об’ємів не можливо збільшити об’єму видобутку нафти і газу в цілому. А якість і безаварійну швидкість проведення буріння зумовлюють бурові промивальні рідини, як інколи жартома називають робітники – кров свердловини.
Машівська структура розташована в Харківської області .
Місцевість представляє горбисту рівнину, розділену річковими долинами, балками і оврагами з крутизною скатів 10-15°.Переважають глинисті грунти до10 м; грунти покриті слоєм чорнозему 0,9 м. Грунтові води залягають в долинах і балках глибиною 3-7 м. Лівобережжя де розташована Машівська структура, являє собою хвилясту рівнину із загальним нахилом в південно-західному напрямку з перепадом висот від 170 до 90 м над рівнем моря усихаючою річковою та розвинутою яружно-балочною сіткою. Степовий ландшафт перемежовується посадками лісосмуг. Збережені місцями лісові масиви позитивно впливають на водний режим території.
Клімат району помірно-континентальний, з теплим сухим літом та порівняно холодною зимою. Грунти промерзають на глибину 20-40 см (максимально до 70 см). Максимальна температура в липні-серпні (30 °С), мінімальна в січні-лютому (-30°). Тривалість зими - 4 місяці. Інколи морози або сильні снігопади чергуються з раптовими та тривалими відлигами, які супроводжуються бездоріжжям. Глибина промерзання грунту 1,0-1,2м. Середньорічна кількість атмосферних опадів – близько 500 мм, випадають вони переважно восени та взимку. Вітри частіше східні, як правило їх середня швидкість 2-5 м/сек., максимальна 15 м/с.
1 Загальні відомості про свердловину
Літолого–стратиграфічна характеристика розрізу свердловини Машівська №119 наведена в таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Літолого – стратиграфічна характеристика розрізу
|
Інтервал, м |
Назва та індекс стратиграфічного підрозділу |
Кут падіння пласта, град |
Коефіцієнт кавернозності |
Характеристика гірської породи |
|
|
Від (верх) |
До (низ) |
||||
|
0 |
180 |
Четвертинна+ неогенова+ палеогенова Q+N+Pg |
0 – 1 |
1,1 |
Рослинний шар: піски, глини, суглинки, супіски |
|
180 |
590 |
Крейдяна система К |
0 – 1 |
1,1 |
Пісковики, глини,крейда,мергелі |
|
590 |
1280 |
Юрська система J |
0 – 2 |
1,1 |
Перешарування пісковиків та алевролітів з глинами та суглинками,крейда |
|
1280 |
1780 |
Тріасова система T2-3, |
0 – 2 |
1,1 |
Вапняки з пропластками пісковиків та алевролітів |
|
2100 |
T1dr |
0 – 2 |
1.1 |
Вапняки з пропластками пісковиків та алевролітів |
|
|
2100 |
2660 |
Пермська P1krm |
0 – 3 |
1,1 |
Солі,бішофіти,глини, доломіти,алевроліти |
|
2770 |
P1slks |
0 – 3 |
Солі,бішофіти, доломіти |
||
|
2820 |
P1nbr |
0 – 3 |
Солі,доломіти |
||
|
2910 |
P1br |
0 – 3 |
Солі,глини,вапняки,доломіти |
Водоносність геологічного розрізу приведена в таблиці 1.2
Газоносність геологічного розрізу приведена в таблиці 1.3
Таблиця 1.2− Водоносність
|
№ п / п |
Стратиграфія |
Глибина підошви стратиграф. горизонту |
Водоносність |
||
|
Тип води |
Мінералі-зація, г/л |
Дебіт, м3 / добу |
|||
|
1 |
Q |
20 |
прісна |
2-3 |
- |
|
2 |
К |
590 |
ХК, СН |
2-10 |
- |
Тип води : ХК – хлоридно-кальцієвий
СН – сульфатно-натрієвий
Таблиця 1.3− Газоносність
|
Характеристика продуктивних горизонтів і флюїдів |
||||||||||||||||
|
Індекс стра-тигра-фічного гори-зонту |
Індекс про-дук-тивно-го го-ризон-ту гори-зонту |
глибина залягання, м |
колекторські властивості |
характеристика флюїду |
пластовий тиск, МПа |
абсолют-но вільний дебіт, газу- тис.м3/ доб., нафти- м3/доб. |
||||||||||
|
покрі-влі |
підо-шви |
тип колек-тора, назва породи |
ефек- тивна поту-жні-сть, м |
пори-стість % |
про-ник- ність, мкм2 |
карбо-нат-ність,% |
вид флюїду |
густина газу по повітрю |
в’яз-кість нафти МПас |
наявність агресивних компонентів, % |
покрівлі |
підошви |
||||
|
густина нафти кг/м3 |
рухо-мість нафти мкм2 мПас |
СО2 |
сір-ки |
|||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
|
P1br |
- |
2830 |
2860 |
теригенний пісковик |
- |
12 |
0,1 |
- |
газ |
0,68 |
- |
0,29 |
- |
10,7 |
11,0 |
50-100 |
|
P1br |
- |
2870 |
2910 |
теригенний пісковик |
- |
12 |
0,1 |
- |
газ |
0,68 |
- |
0,29 |
- |
19,6 |
20,1 |
50-100 |
Дані про механічні та абразивні властивості гірських порід, що складають розріз свердловини (твердість, пластичність, категорія буримості, абразивність і інші) приведені в таблиці 1.4.
Таблиця 1.4 – Механічні та абразивні властивості гірських порід
|
Інтервал залягання,м |
Тип гірської породи |
Фізико – механічні властивості |
Кут залягання порід, град |
|||
|
твердість, МПа |
коефіцієнт пластичності |
категорія буримості |
абразив-ність по Барону, мг |
|||
|
0–180 |
пісок суглинки глина |
180 50 80 |
2,5 3,0 4,0 |
м’яка м’яка м’яка |
– – – |
0–1 |
|
180-590 |
пісковик глина |
720 120 |
1,3 4,2 |
м’яка м’яка |
– – |
0–1 |
|
590-1280 |
глина алевроліт пісковик |
180 700 720 |
2,5 1,5 1,3 |
м’яка середня м’яка |
– 5,0 14 |
0–2 |
|
1280--1780 |
глина алевроліт пісковик гіпс |
260 700 900 900 |
4,1 1,5 1,5 1,8 |
середня м’яка середня середня середня |
5 0,2 6,2 20 2,9 |
0–2 |
|
1780-2100 |
глина ангідрит пісковик гіпс |
270 1050 1000 1000 |
4,2 1,5 1,8 1,8 |
м’яка середня середня середня |
0,4 16 28 3 |
0–2 |
|
2100-2660 |
глина алевроліт солі пісковик |
280 720 900 1100 |
4,5 1,6 1,5 1,8 |
м’яка середня середня середня |
1,5 8,2 5 29 |
0–3 |
|
2660-2770 |
Пісковик солі алевроліт |
1200 900 1200 |
2,0 1,5 2,5 |
Середня середня середня |
34 5 12,0 |
0–3 |
|
2770-2820 |
Вапняк солі мергель алевроліт пісковик |
950 900 900 1250 1200 |
2,5 1,5 2,5 2,6 2,0 |
Середня середня середня середня середня |
3,2 5 5 12,5 34 |
0–3 |
|
2820-2910 |
вапняк солі мергель |
1200 900 1200 |
1,5 1,5 2,5 |
Середня середня середня |
2,3 5 5 |
0–3 |
Можливі зони очікуваних ускладнень приведені в таблиці 1.5.
Таблиця 1.5 – Можливі ускладнення при бурінні.
|
Інтервал, м |
Характерні види ускладнень |
|
0–180 |
Осипання та обвали стінок свердловини, поглинання бурового розчину. |
|
180–590 |
Осипання стінок свердловини,набрякання крейди,звуження ствола, поглинання бурового розчину. |
|
590–2100 |
Осипання стінок свердловини, звуження ствола, поглинання бурового розчину. |
|
2100–2910 |
Звуження ствола свердловини, текучість порід в інтервалах 2135-2175 м, коагуляція глинистого розчину, можливе утворення каверн,жолобів,можлива деформація колон. газопрояви (з глибини: 2850 м). |
Таблиця 1.6 - Термобарична характеристика стратиграфічного і продуктивного горизонтів
|
Глибина підошви, м |
Термобарична характеристика стратиграфічного і продуктивного горизонтів |
|
|
Пласт. тиск, МПа |
Пласт. температура, 0С |
|
|
1 |
2 |
3 |
|
180 |
1,8 |
- |
|
590 |
5,9 |
- |
|
1280 |
12,8 |
- |
|
1780 |
17,8 |
- |
|
2100 |
21 |
- |
|
2660 |
26,6 |
- |
|
2770 |
27,7 |
- |
|
2820 |
28,2 |
- |
|
2910 |
30 |
- |
Конструкція проектної свердловини вибирається відповідно до геолого-технічних умов буріння. Проектування починають з вивчення геологічного розрізу і в ньому виділяють ускладнені інтервали, які необхідно ізолювати обсадними колонами, а також виділяють інтервали із несумісними умовами буріння. Виходячи з умов буріння для проводки свердловини прийнята наступна конструкція:
Дана конструкція свердловини приведена на рисунку 1.1 та в таблиці 1.7.
Проміжна (технічна) колона призначена для перекриття порід, схильних до поглинань, осипів, для створення умов для безпечного і якісного розкриття продуктивних горизонтів, а також перекрити солей N1b2tb2.
Експлуатаційна колона призначена для перекриття та випробування продуктивних горизонтів, а також створення умов для транспортування флюїду на денну поверхню.
Таблиця 1.7 - Конструкція свердловини.
|
№ п/п |
Назва колон |
Інтервал спуску, м |
Діаметр колон, мм |
Діаметр долота для буріння під колону, мм |
ДСТ на труби |
Тип різьби |
|
|
по вертикалі |
по стволу |
||||||
|
1 |
кондуктор |
0-180 |
0-180 |
426 |
490 |
632-80 |
Трик. |
|
2 |
проміжна |
0-2100 |
0-2100 |
324 |
393,7 |
632-80 |
ОТТГ |
|
3 |
експлуатаційна |
0-2910 |
0-2910 |
140/168 |
215,9 |
632-80 |
ОТТГ |
Таблиця 1.8 – Обгрунтування вибраної конструкції
|
Назва колони |
Діаметрмм |
Глибина спуску, м |
Висота підйому цементу за колоною, м |
Призначення обсадних колон |
|
Кондуктор |
426 |
180 |
до гирла |
З метою перекриття, ізоляції та запобігання забруднення хімічними реагентами водоносних горизонтів кайнозойських відкладів, а також з метою перекритя схильних до осипів та обвалів порід. |
|
Проміжна |
324 |
2100 |
до гирла |
Для перекриття нестійких порід в яких можливі часткові поглинання бурового розчину, осипи та обвали, а також для герметизації устя свердловини противикидним обладнанням та створення безпечних умов при розкритті нижче розташованих газоносних горизонтів |
|
Експлуатаційна |
140/168 |
2910 |
до гирла |
Для перекриття текучих солей. Для забезпечення ізоляції порожнини свердловини від усієї товщі розбурених порід, надійного розмежування всіх проникних порід, довготривалу експлуатацію свердловини, розміщення підземного обладнання, встановлення обладнання для герметизації устя, а також транспортування з продуктивного пласта газу на денну поверхню. |
140/168 мм
426 мм
324 мм
490 мм
180 м
215,9 мм
393,7 мм
2100 м
2600 м
2910 м
Рисунок 1.1 – Схема конструкції свердловини
Компоновка низу бурильної колони приведена в таблиці 1.9.
Таблиця 1.9 – Компоновки низу бурильної колони
|
Інтервал, м |
Типорозмір вибійного двигуна |
Послідовний склад КНБК (знизу – вверх) |
Типорозмір бурильних труб |
Спосіб буріння |
|
|
від |
до |
||||
|
0 |
180 |
- |
Долото Ø 490 UT271 РШ-550 ОБТ-216(229)-8-10 м ЦС 550 ОБТ 216 (229)-8-10 м ЦС 550 ОБТ 216 (229)-8-10 м ОБТ 165 37 м |
ТБПК 127 |
роторний |
|
180 |
2100 |
- |
Долото Ø 393,7 МЦГВ КС 393,7 ОБТ 216 (229)-8-10 м ЦС 393,7 ОБТ 216 (229)-8-10 м ЦС 393,7 ОБТ 216 (229)-8-10 м ОБТ 165 37 м |
БТ 127/102 |
роторний |
|
2100 |
2910 |
ДП-172ПСТЛ |
Долото Ø 215,9 СЦ-ГАУ РДБК-195 КЛС 215,9 ОБТ 159(165)-8-10 м КС 214 ОБТ 159(165)-8-10 м КС 214 ОБТ 159(165)-160 м |
БТ 127 |
роторний + вибійний двигун |
На буровій встановлені два насоси типу УНБ-600А. Режими роботи бурових насосів приведена в таблиці 1.10.
Таблиця 1.10 – Режими роботи бурових насосів.
|
Інтервал буріння, м |
Продуктивність бурових насосів, х10-3, м3/с |
Кількість насосів, шт |
Діаметр втулок, мм |
Число ходів в хвилину |
|
0-180 |
42-45 |
2 |
200 |
65 |
|
180-2100 |
26-30 |
1 |
160-180 |
65 |
|
2100-2910 |
26 |
1 |
160 |
55 |
5 Приготування, технологія обробки і контроль
параметрів бурового розчину
Для приготування промивальних рідин при бурінні проектної свердловини пропонується застосувати блок приготування бурових розчині БПР-70, гідромішалку ГДМ-1, фрезерно-струминну мішалку ФСМ-1.
Блок приготування бурових розчинів БПР-70 – призначений для приготування та обважнення бурових розчинів, а також для зберігання запасу порошкоподібних матеріалів на свердловині під час буріння і представляє собою агрегат, який складається із двох вертикальних металічних силосів, які закінчуються конічними днищами. Обидва силоси з’єднані у загальний блок, але кожний силос зокрема має власну раму. До комплекту блоку входять два виносних гідрозмішувачі ежекторного типу, котрі з’єднані із силосами гофрованими шлангами. Силос складається із циліндричного корпусу, кришки, конічного днища та завантажувальної труби. За допомогою фланців до кришки кріпиться фільтр. До нижньої частини днища з допомогою фланця прикріплюється розвантажувальний пневматичний пристрій. У днищі також є система керування порошкоподібного матеріалу, яка включає вісім з’єднаних між собою трубами аеродоріжок, по яких подається повітря компресором. Одним із основних вузлів БПР-70 є гідро- ежекторний гідро змішувач, який складається із приймальної та змішувальної камер, змінного штуцера і завантажувальної воронки з клапаном. Гідрозмішувач монтується у приймальному резервуарі циркуляційної системи і розташовується на відстані не більше 8-10 м від силосу БПР.
Технічна характеристика БПР-70:
Кількість силосів у одному блоці – 2;
Об’єм кожного силосу – 35 м3;
Спосіб завантаження силосів – пневматичний;
Змішувальний пристрій – гідравлічний ежекторного типу;
Продуктивність блоку – 10 кг/с;
Габарити – 6200х3300х8000 мм.
1 — силос; 2 — фільтр; 3 — загрузочна труба; 4 — розгрузочний прилад; 5 — система аєрування; 6 — аеродоріжка; 7 — підвідний шланг;
8 — гідрозмішувач.
Рисунок 5.1 — Схема роботи блока БПР
Гідравлічні мішалки ГДМ-1 призначені для приготування і обробки хімічними реагентами бурового розчину із сухих порошкоподібних матеріалів. Гідро мішалка складається з бункера для засипання порошків, змішувальної камери зі штуцером і бака. Вода від бурового або відцентрового насоса під тиском 2-3 МПа подається у гідроежекторний пристрій. За рахунок ежекції струменя після штуцера у змішувальну камеру із бункера відсмоктується порошок, який змішується в потоці із дисперсійним середовищем з утворенням суспензії. Потік розчину під тиском попадає у бак по тангенційно встановленому патрубку, в результаті чого відбувається додаткове перемішування розчину. Піднімаючись вверх, суспензія втрачає швидкість і з неї на дно бака випадають тверді частинки глини, які не розчинилися, а готовий розчин зливається з бака через верхній вихідний патрубок. Продуктивність мішалки ГДМ-1 – 70-90 м3/год.
1 – корпус ; 2 – шківи ; 3 – редуктор ; 4 – вали ; 5 – лопаті ;
6 – завантажувальний люк ; 7 – зливний патрубок з краном .
Рисунок 5.2 – Двохвальна глиномішалка
Фрезерно-струминний млин (див. рис. 5.3) складається з наступних вузлів: лопатевого ротора 2, приймального бункера 9, запобіжної шарової плити 13, диспергуючої рифленої плити 1, пастки 16 і лотка 4 для відведення розчину.
Глинопорошок або комові глини з допомогою транспортувальної стрічки, а вода через перфоровану трубу 11 подаються в приймальний бункер 9. Рухомий щиток 10 регулює подачу глинопорошку і обмежує граничний розмір комків глини, які можуть потрапити з бункера у внутрішню частину корпусу. Електродвигун змінного струму з великою частотою обертає ротор. Лопатки 7, захоплюючи частинки глини, які зсуваються з запобіжної шарової плити 13, з великою силою кидають її на рифлену плиту, яка займає четвертину ротора.
В верхній частині мішалки бункера запобіжна плита повертається навколо шарніра 12, а в нижній частині, опираючись на регулювальну планку 14, в якій знаходяться змінні штифти 15, притискаються до ротора.
Рисунок 5.3 - Фрезерно-струминний млин
Запобіжна плита попереджує згорання електродвигуна на достроковий вихід ротора з ладу. В момент, коли замерзлі куски глини або інші тверді частинки заклинюють ротор, штифти, під дією зростаючого крутного моменту, зрізаються і тверді включення провалюються в пастку 16, яка закрита знизу спеціальною відкидною накривкою 18 з гумовою прокладкою 17. Із пастки тверді включення періодично відбираються з допомогою механізму 19.
В боковій частині корпуса закріплена решітка 6. Розмір отворів її обумовлений вимогами, які ставляться до приготовленого розчину. Зверху решітка закрита відбиваючим щитом 6, який повертається навколо шарніра 8. Корпус млина закріплений на рамі 20. Для огляду і ремонту корпус млина розділений в горизонтальній площині, яка проходить через вісь в горизонтальній площині, яка проходить через вісь вала, на дві частини. Промисловість випускає декілька різновидів фрезерно-струминного млина ФСМ-3; ФСМ-7, ФСМ-12, які відрізняються між собою несуттєвими конструктивними змінами.
Принцип роботи ФСМ. Електродвигун включають в електромережу і подають воду в глину а приймальний бункер. Ротор, який обертається з великою частотою, захоплює частинки глини і вдаряє ними об рифлену плиту. Глина диспергується на дрібні частинки. Додатково більш тонке подрібнення глини здійснюється при ударі струмин суспензії, які виходять з під лопаток ротора, до вихідної решітки та відбиваючого щита. Частинки, які не встигли подрібнитися в млині, знову захоплюються ротором і повторно подрібнюються. Безперебійна робота ФСМ забезпечується лише при механізованому завантаженні глини або обважнювача.
До переваг ФСМ відносять: високу продуктивність, простоту конструкції, невеликі розміни, висока економічність.
Недоліком ФСМ є низька якість приготованої суспензії. Для усунення цього недоліку отриману суспензію декілька разів прокачують за схемою: ФСМ – ємність – насос – ФСМ.
Гідравлічний диспергатор служить для прискорення гідратації глини у воді або емульгування нафти (води) в диспергаційному середовищі. Він дозволяє при менших витратах матеріалів отримати задовільні показники бурового розчину.
Гідравлічний диспергатор (ДГ-1) складається (див. рис. 5.4) з корпусу з камерою 2, всередині якої розміщені на одній осі керамічні (металокерамічні, твердосплавні) насадки 3, які закріплені з допомогою накидних гайок.
Зверху камера закрита глухим фланцем, який відкриває доступ для зміни насадок. До камери приварені вхідний і вихідний патрубки для входу і виходу бурового розчину. Вихідний патрубок 4 дозволяє під’єднатися до різних механізмів. На вхідній трубі 1 встановлена засувка високого тиску, манометр і запобіжний клапан на тиск до 15 МПа.
Рисунок 5.4— Гідравлічний диспергатор
Принцип дії гідравлічного диспергатора оснований на ударі зустрічних високошвидкісних струменів бурового розчину в камері обмеженого об’єму. В результаті удару виникають кавітаційні явища, ультразвук та інші ефекти, які інтенсифікують процеси диспергування твердої фази бурового розчину. Оброблені таким шляхом суспензії в подальшому не змінюють своїх властивостей під впливом менш потужних диспергуючих ефектів, які виникають при роботі насосів, турбобурів, доліт і інших механізмів в процесі буріння свердловини. Окрім цього, проходить економія глинистих матеріалів та хімічних реагентів для підтримання параметрів розчину в заданих межах.
Зварна рама ПМ розміщена на верхній основі ємності циркуляційної системи так, що зазор між лопатками і дном ємності рівний не менше 90 мм. На кожну ємність монтують, як правило, два механічних змішувача.
Рисунок 5.5 — Механічний змішувач МЗ
Для приготування промивальних рідин застосовують глинопопорошок і прісну воду, для обважнених – глина, вода і обважнювач. Розчини можна готувати як з допомогою диспергатора, так і без нього.
Перед початком роботи визначають кількість компонентів, необхідних
для приготування необхідного об’єму бурового розчину.
Технологічний процес приготування глинистого розчину виконують у такій послідовності.
При бурінні свердловини виникає потреба в обважненні бурових розчинів. Процес обважнення бурового розчину проходить такі етапи:
1. Аерують порошкоподібний баритовий обважнювач, що знаходиться у бункері блоку приготування бурового розчину БПР-70.
2. Забезпечують циркуляцію бурового розчину з допомогою бурового насоса за схемою ємність-гідравлічний диспергатор-ежекторний змішувач-ємність.
3. Диспергують водоглинисту суспензію при можливості протягом 1-2 циклів циркуляції або інтенсивно перемішують протягом 1 години. При досягненні суспензією СНЗ 0,3-0,6 Па в ежекторний змішувач подають баритовий обважнювач в необхідній кількості.
4. Диспергують отриману суспензію протягом 2-3 циклів при перепаді тиску у диспергаторі 11-12 МПа або інтенсивно перемішують 1-2 години.
5. Зупиняють буровий насос і при безперервному перемішуванні доводять водою буровий розчин до заданого об’єму.
Періодичність контролю параметрів промивальної рідини наведена у таблиці 5.1
Таблиця 5.1 – Періодичність контролю параметрів промивальної рідини
|
Показник |
Неускладнені умови роботи |
Ускладнені умови буріння |
|
Густина |
Через 1 год. |
Через 0,5 год. |
|
Фільтрація |
1-2 рази в зміну |
2 рази в зміну |
|
Умовна в’язкість |
Через 1 год. |
Через 0,5 год. |
|
СНЗ |
1-2 рази в зміну |
2 рази в зміну |
|
Температура |
Не контролюється |
Через 1 год. |
Визначення параметрів бурового розчину:
Густина бурового характеризує його здатність виконувати у свердловині певні гідростатичні та гідродинамічні функції:
– утримувати у змуленому стані і виносити із свердловини частинки вибуреної породи;
– створювати гідростатичний тиск на стінки свердловини з метою попередження нафтогазопроявів і збереження цілісності стінок свердловини;
– зменшувати вагу колони бурильних та обсадних труб;
– сприяти оптимальній роботі породоруйнуючих інструментів.
Умовна в’язкість – час витікання зі стандартної воронки 500 см3 бурового розчину – характеризує рухомість розчину, вимірюється за допомогою віскозиметра ВБР-1.
Фільтрація – об’єм фільтрату, який виділяється при надлишковому тиску 0,1 МПа за 30 хвилин, вимірюється за допомогою приладу ВМ-6.
Вміст газу – характеризує ступінь спінювання розчину, вимірюється за допомогою приладу ВГ-1.
Статичне напруження зсуву – характеризує тиксотропні властивості бурового розчину, вимірюється за допомогою приладу СНС-2.
Вміст піску вимірюється за допомогою відстійника ОМ-2.
рН – концентрація іонів водню, на буровій вимірюється за допомогою індикаторного паперу.
Температура вимірюється за допомогою термометра.
Рисунок 5.6 – Прибори для контролю параметрів бурового розчину
На рисунку 5.6 зображено:
а) – ареометр АГ-2 для заміру густини розчину. Складається з поплавка 2 зі шкалою 1, стакана 3 та вантажу 4;
б) – віскозиметр ВП-5 для заміру умовної в’язкості. Складається з конусу 1 на кінці якого трубка , що має внутрішній діаметр 5 мм, до конусу додається сітка 3 та стакан 2 об’ємом 700 см3, який розділений на дві частини - 200 та 500см3;
в)–ВМ-2 – це циліндрична ємність 2 зі зливним отвором , внизу якої вмонтована мензурка 3 об’ємом 10 мл , а зверху – ковпачок об’ємом 50 мл. Додається також стакан 4. ВМ-2 призначений для визначення вмісту піску та концентрації твердих домішок у буровому розчині;
г) – прилад ЦС-2 для визначення стабільності. Складається з корпусу 1 та двох кранів 2 та 3, через які, після того, як розчин на добу залишають у спокої, відбирають проби розчину та заміряють їх густину. Чим менше різниця густин, тим стабільніший розчин 4;
д) – прилад ВМ-6 для вимірювання фільтрації. Складається з циліндра, плунжера, шкали з відліковою міткою, голкового клапана, фільтраційного стакана з фільтром і підставки для нього, гумового корка, фільтраційного стакана.
е) – СНС-2 для вимірювання статичного напруження зсуву. Складається з стакана 1, циліндра 2, лімба з проградуйованою шкалою на 360° і ціною ділення 1 3, стальної нитки 3, візира 5 і електродвигуна 6.
Під час буріння свердловини необхідно проводити контроль параметрів бурового розчину. В Таблиці 5.1 приведено періодичність контролю параметрів бурового розчину під час буріння.
Проведемо розрахунок необхідної кількості бурового розчину для буріння свердловини.
Кількість бурового розчину визначаємо поінтервально з врахуванням подальшого використання бурового розчину, який був витіснений під час цементування обсадних колон.
Інтервал 0-180 м:
Об’єм бурового розчину для буріння під кондуктор визначаємо за формулою:
(5.1)
де − об’єм прийомних ємностей, м3. Приймаємо 40 м3;
− об’єм жолобної системи, м3. Приймаємо 10 м3;
− норма витрати промивальної рідини на 1м проходки при бурінні
під кондуктор, м3/м. ;
− довжина інтервалу буріння під кондуктор, м.
;
Інтервал 180-2100 м:
Спочатку визначимо об’єм бурового розчину на кінець буріння під кондуктор:
; (5.2)
де − діаметр долота для буріння даного інтервалу, м;
− коефіцієнт кавернозності для даного інтервалу;
;
Визначаємо об’єм розчину в свердловині після цементування кондуктора:
(5.3)
де − внутрішній діаметр кондуктора, м;
;
Визначаємо об’єм бурового розчину що витіснився після цементування кондуктора:
(5.4)
;
Приймаємо =12 м3, а = 2 м3 вилучається в амбар, тому що він зіпсувався під час цементування.
Визначимо об’єм бурового розчину що потрібен для буріння під першу проміжну колону:
(5.5)
;
Визначимо об’єм бурового розчину, який потрібно доготувати для буріння під першу проміжну колону:
; (5.6)
;
Визначимо об’єм бурового розчину на кінець буріння під першу проміжну колону:
;
Визначаємо об’єм розчину в свердловині після цементування першої проміжної колони:
;
Об’єм витісненого при цементуванні першої проміжної колони розчину дорівнює:
;
Приймаємо =125 м3, а = 3 м3 вилучається в амбар, тому що він зіпсувався під час цементування.
Інтервал 2100-2910 м
Визначимо об’єм бурового розчину що потрібен для буріння під експлуатаційну колону:
(5.7)
де - коефіцієнт запасу бурового розчину на випадок флюїдопроявів, ;
− об’єм свердловини на кінець буріння під експлуатаційну колону, м3. ;
Визначимо об’єм бурового розчину, який потрібно доготувати для буріння під експлуатаційну колону:
(5.8)
;
Таким чином, у підсумку маємо:
м3;
Визначаємо кількість матеріалів за загальноприйнятою методикою виходячи з загальної кількості бурового розчину.
Визначимо швидкість введення хімічних реагентів
Швидкість введення хімічних реагентів у буровий розчин визначається за формулою:
, (5.9)
де − об’єм бурового розчину, що циркулює, м3;
n − вміст хімічного реагенту, %;
Т − час циклу циркуляції, год.;
m − кількість циклів, протягом яких вводиться хімічний реагент в
рідкому стані;
10 − числовий коефіцієнт, щоб отримати W в л/год., підставляючи Vб.р в м3, а n в %.
Знаходимо об′єм бурового розчину, що циркулює:
Vпов=50 м3 − розчин, який циркулює на поверхні у прийомних ємностях
та жолобах;
Vц.св− об′єм розчину, який є у свердловині під час циркуляції;
Vц.св=Vпов+Vпс -Vм (5.10)
де Vпсв − об′єм розчину у свердловині, у якій відсутній інструмент;
Vм − об′єм бурильного інструменту (об′єм металу)
, (5.11)
де hвс − довжина відкритого ствола свердловини;
м3;
(5.12)
Отже у підсумку маємо об′єм розчину, який під час циркуляції циркулює в поверхневій циркуляційній системі та свердловині
Vц.св=50+185-13.1=221,9 м3;
Приймаємо Vц.св=222 м3.
3. Визначимо час циклу циркуляції
; (5.13)
де − подача бурового насоса, м/с. ;
год;
КСl n = 0,5 %(5 л) ;
.
6 Очищення бурового розчину та поверхнева циркуляційна система
У процесі буріння свердловин промивальна рідина безперервно збагачується дисперсними частинками вибуреної породи, що призводить до інтенсивного росту його структурно-механічних показників, зниженню швидкості буріння, зносу гідравлічного обладнання, створюються умови для виникнення аварій і ускладнень у стволі свердловини. Вміст і склад твердої фази суттєво впливає на показники буріння. Зменшення вмісту твердої фази у розчині на 1% покращує показники роботи доліт на 7-10 %. Найбільше впливає на швидкість буріння вміст дисперсних глинистих частинок у промивальній рідині.
На сьогоднішній день очистка промивальних рідин може здійснюватися віброситами ВС-1, ВС-2, гідроциклонними пісковідділювачами ПГ-50 та муловідділювачами ИГ-45.
Вібросито призначено для видалення грубодисперсних частинок розміром до 0,16 мм. Сітки на віброситі вибирають згідно з їх пропускною здатністю окремо для промивальних рідин на водній та нафтовій основі. При цьому пропускна здатність вібросита повинна перевищувати витрату бурових насосів на 25 %.
1.-станина; 2.-основа сітки; 3.-прийомна ємність; 4.-розпірка; 5.-боковини;
6.-сітка касети; 7.-рама приводу; 8.-вібруюча рама; 9.-гвинтові циліндричні пружини;
10.-тумби; 11.-захисні листи; 12.-засувки; 13.-лист піддон;14.-полози;
15.-поперечні труби; 16.-вхідний патрубок;17.-станція; 18.- розподілювачі потоку;
19.-важіль;20.-ланцюг; 21.-клемна коробка; 22.-пускова апаратура електродвигуна;
23.-клиновий шибер;
Рисунок 6.1 – Вібросито ВС-1
Таблиця 6.1 – Технічні характеристики вібросита ВС –1
|
Параметр |
Значення |
|
Максимальна пропускна здатність при оснащенні сіткою з ятками 0.160.16 при бурінні з промивкою водою, м3/с |
0.038 |
|
Робоча поверхня м2 при ширині сітки, мм 1000 1300 |
1.8 2.67 |
|
Мінімальний розмір частинок що видаляються, мм |
0.16 |
|
Потужність привідного електродвигуна, Вт |
3000 |
|
Частота коливань при амплітуді 3.5 мм, хв-1 |
1130 |
|
Габарити, м |
31.851.64 |
|
Маса, кг |
2162 |
|
Для тонкої очистки промивальної рідини застосовують пісковідділювачі та муловідділювачі. Основним їх робочим органом є гідроциклон, відділення шламу гірської породи якого здійснюється за рахунок гравітаційних сил. |
|
|
1 – блок гідроциклонів; 2 – живлячий колектор;3 – зливний колектор; 4 – корпус; 5 – стійки; 6 – ємність; 7 – опори |
|
|
Рисунок 6.2 – Пісковідділювач ПГ – 50 |
Таблиця 6.2 – Технічні характеристики ПГ –50
|
Параметр |
Значення |
|
Пропускна здатність по очищеній рідині, л/с |
50 |
|
Тиск перед гідроциклоном: максимальне найменше робоче |
0.3 0.2 |
|
Розмір частинок густиною 2500 кг/м3, що повністю видаляються, мм |
0.08 |
|
Внутрішній діаметр гідроциклонів, мм |
150 |
|
Кількість гідроциклонів |
4 |
|
Габарити, мм |
13157001250 |
|
Маса, кг |
260 |
1 – блок гідроциклонів; 2 – напірний колектор; 3.– розділюючий стакан;
4 – манометр; 5 – зливний колектор; 6 – шламозбірник; 7 – основа
Рисунок 6.3 – Муловідділювач ИГ –45
Таблиця 6.3 – Технічні характеристики ИГ –45
|
Параметр |
Значення |
|
Пропускна здатність, л/с |
45 |
|
Тиск перед гідроциклоном, МПа |
0.2 –0.3 |
|
Розмір частинок густиною 2.6 г/см3 що видаляються із розчину на 90% і більше, мм |
0.05 |
|
Внутрішній діаметр гідроциклонів, мм |
75 |
|
Кількість гідроциклонів |
16 |
|
Габарити, мм |
24609501500 |
|
Маса, кг |
333 |
Для попередження ускладнень, пов’язаних із загазуванням промивальної рідини, використовують методи механічної та вакуумної дегазації. В основі механічного способу дегазації закладений спосіб розділення газорідинного потоку шляхом розбризкування, турбулізації або дії інерційним полем. Для цього застосовують вібросито, штуцери і трапи, гідроциклонні дегазатори і ін. Вакуумний спосіб базується на виділення вільного газу із рідини шляхом створення над її поверхнею розрідженої зони. Цей спосіб реалізується з допомогою двокамерного вакуумного сепаратора (ДВС-ІІ).
1 –зливний клапан; 2 –приймальний клапан 3 –збірники дегазованої рідини
4 –поппавкові регулятори рівня; 5 –клапан –розрядник; 6 –ресивер;
7 –регулятор вакууму
Рисунок 6.4 – Принципова схема ДВС –ІІ
Таблиця 6.4 – Технічна характеристика дегазатора ДВС –ІІ.
|
Параметр |
Значення |
|
Пропускна здатність, л/с |
40 –60 |
|
Залишковий вміст газу після дегазації, % |
2 |
|
Потужність приводу, кВт |
18 |
|
Габарити, мм |
278522002080 |
|
Маса, т |
2.2 |
Технологічний режим роботи дегазатора залежить від багатьох факторів: реологічних властивостей промивальної рідини, його газонасиченості, витрати бурового насоса і ін. Основними параметрами режиму роботи дегазатора є глибина вакууму у камерах і кількість дегазованої рідини.
Промивальна рідина, яка містить вибурену породу, після виходу із свердловини піддається на першій ступені грубому очищенню віброситом. Потім із приймальної ємності розчин подається відцентровим насосом у гідроциклон пісковідділювача, де з нього видаляють частинки піску.
Слід пам’ятати, що очистка промивальної рідини погіршується при збільшенні умовної в’язкості, густини, підвищеної концентрації твердої фази, зменшенні розміру вибурених частинок, зменшення перепаду тиску при вході у гідроциклони та ін.
Технологія п’ятиступеневої очистки необважнених бурових розчинів
Для досягнення досконалої очистки необважнених бурових розчинів, у більшості випадків, застосовують п’ятиступе-неву систему очистки: шламоуловлювач, вібраційне сито, пісковідділювач, муловідділювач, центрифуга. Технологія очистки за п’ятиступеневою системою включає в себе ряд послідовних операцій: груба очистка на шламоуловлювачі і віброситі; середня очистка – на піско- та муловідділювачі і тонка очистка – на глиновідділювачі (центрифузі). Така технологія очистки практично забезпечує повне виділення із бурового розчину вибуреної породи, навіть при розбурюванні глинистих відкладів.
Суть технологічного процесу полягає в такому (рис. 6.5).
Рисунок 6.5 – Схема п’ятиступеневої очистки необважненого
бурового розчину
Зашламлений вибуреною породою буровий розчин, який виходить із свердловини 1, самопливно поступає у шламовідділювач 2. Швидкість течії розчину різко падає і вибурена порода великих розмірів під дією власної ваги випадає на дно шламоуловлювача, звідки періодично шлам вивантажується у відвал. Очищений розчин самоплином поступає на вібросито 3, де він очищається від вибуреної породи. Очищений розчин поступає з вібруючої сітки у відвал. Степінь очистки розчину на віброситі залежить, у першу чергу, від розмірів комірок, які вибивають залежно від механічної швидкості буріння, способу буріння та реологічних параметрів промивної рідини.
Потім буровий розчин відцентровим шламовим насосом подається в блок гідроциклонів пісковідділювача 5, де під дією відцентрових сил із розчину виділяється пісок. Очищений розчин через зливний колектор поступає в ємність 11 циркуляційної системи. Інколи частину очищеного розчину (25%), з метою зменшення його в’язкості, повертають в ємність 10. Така операція покращує очистку розчину на ПГ-50.
Шлам з пісковідділювача, у вигляді пульпи, поступає у шламозбірник, а потім у відвал. Із ємності 11 буровий розчин подається шламовим насосом 6 в блок гідроциклонів муловідділювача 7, де з нього відділяють тонкодисперсні частинки шламу (0,05 мм).
Деколи в’язкість розчину, перед муловідділювачем, до технологічно необхідної доводять за допомогою води. Очищений розчин з муловідділювача поступає в ємність 11, а мул, у вигляді пульпи у відвал. Надлишок глини із бурового розчину відділяють із горизонтального глиновідділювача, змонтованого на базі горизонтальної центрифуги типу ОГШ. Погружний насос 8 з гвинтоподібним шнеком 8 подає буровий розчин в трубу живлення центрифуги 9. Під дією перепаду тиску розчин, через отвори шнеку, поступає в ротор, де під дією потужних відцентрових сил суспензія розділяється на освітлену (очищену) рідину, яка поступає в ємність 13 та глинисту пульпу, яка шнеком вивантажується у відвал.
На заключному етапі очищений буровий розчин буровими насосами нагнітається у свердловину.
Проведемо підрахунок об’єму ємкості для доливу свердловини при підніманні бурильних труб (розрахунок проведемо для максимальної довжини бурильної колони ).
Об’єм розчину у свердловині, у якій відсутній інструмент:
м3;
бурильного інструменту (об′єм металу):
(6.1)
де – внутрішній діаметр бурильних труб, м;
– довжина бурильних труб, м.
– зовнішній діаметр ОБТ, м;
– внутрішній діаметр ОБТ, м;
– довжина ОБТ, м.
Приймаємо
7Розрахунок необхідної кількості глини, води,
обважнювача і хімічних реагентів для буріння свердловини
Проведемо розрахунок необхідної кількості матеріалів для приготування і обважнення бурових рідин, за наступними формулами:
Кількість глинопорошку для приготування промивальної рідини обчислюють за формулою:
; (7.1)
де mгл – кількість глинопорошку;
Vбр – об’єм бурового розчину;
ρгл – густина глинопорошку, для практичних розрахунків приймаємо;
ρбр – густина бурового розчину, яку можна отримати без обважнювача на
глині;
ρв – густина води на якій готується буровий розчин.
Кількість глинопорошку для приготування промивальної рідини з врахуванням вологості обчислюємо за формулою:
(7.2)
де nв – вологість глинопорошку в долях одиниці.
Згідно з технічними умовами виробництва для бентонітових глинопорошків допускається вологість (6-10) %, для палигорскітових – до 25 %.
Об’єм води для приготування бурової промивальної рідини визначають за формулою:
; (7.3)
Для перевірки проведених розрахунків можна використати рівняння
; (7.4)
де Vгл - об’єм глини:
. (7.5)
Кількість обважнювача, необхідного для обважнення промивальної рідини, визначають за формулою:
; (7.6)
де ρобв – густина обважнювача;
ρоб.р – густина обважненого бурового розчину;
ρбр – густина розчину, який необхідно обважнити.
Кількість обважнювача, необхідного для обважнення промивальної рідини з урахуванням вологості, визначають за формулою:
(7.7)
де nв – вологість обважнювача в долях одиниці.
Вологість обважнювача коливається в межах (0,05-0,12).
Коефіцієнт збільшення об’єму бурової промивальної рідини після обважнення визначають після визначення об’єму обважнювача за формулою:
(7.8)
(7.9)
Далі визначаються уточнені кількості глини, води та обважнювача з врахуванням коефіцієнту збільшення.
; (7.10)
; (7.11)
. (7.12)
На підставі об’ємів бурового розчину, визначених у розділі 5, спочатку розраховують необхідну кількість глини води та обважнювача поінтервально та з умови визначення загальної кількості бурового розчину на всю глибину свердловини.
Кількість матеріалів на 1м3:
кг/ м3;
м3/ м3.
Розраховуємо кількість матеріалів поінтервально
(перший спосіб):
Густина обважнювача ρобв = 4000 кг/м3;
Густина глини ρгл = 2600 кг/м3;
Густина проміжного розчину , що готуватиметься на глині ρбр = 1100 кг/м3;
Густину розчину, який треба приготовити, беремо з ГТН;
Всі необхідні об’єми бурового розчину беремо з п.5.
Інтервал 0 − 180 м:
В даному інтервалі:
Густина бурового розчину 1120 кг/м3;
Об’єм бурового розчину 131 м3.
Визначаємо кількість матеріалів за наведеними вище формулами:
;
;
;
Визначаємо коефіцієнт збільшення об’єму бурового розчину за рахунок обважнення:
;
В кінцевому варіанті з врахуванням Кзб :
;
;
;
Виконуємо перевірку розрахунків:
кг/м3.
Розрахунки зроблено правильно.
Інтервал 180-2100 м:
Густина бурового розчину 1140 кг/м3;
Після цементування кондуктора маємо 12 м3 розчину густиною 1120 кг/м3. Визначаємо кількість обважнювача для обважнення бурового розчину в елементах циркуляційної системи у свердловині і який витіснявся після цементування.
;
Визначаємо кількість матеріалів:
кг;
м3;
кг;
;
В кінцевому варіанті приймаємо:
кг;
м3;
кг;
Перевірка
.
Розрахунки зроблено правильно.
Інтервал 2100-2910 м:
Густина бурового розчину 1200 кг/м3;
Визначаємо кількість обважнювача для обважнення бурового розчину густиною 1140 кг/м3 в елементах циркуляційної системи у свердловині і який витіснявся після цементування.
;
кг;
м3;
кг;
;
В кінцевому варіанті отримаємо:
кг;
м3;
кг;
Перевірка
.
Розрахунки зроблено правильно.
Визначаємо кількість матеріалів за загальноприйнятою методикою виходячи з загальної кількості бурового розчину (другий спосіб):
кг;
м3;
Кількість матеріалів для приготування бурового розчину в інтервалі буріння 0-180 м:
Визначаємо кількість матеріалів за наведеними вище формулами:
;
;
;
Визначаємо коефіцієнт збільшення об’єму бурового розчину за рахунок обважнення:
;
В кінцевому варіанті з врахуванням Кзб :
;
;
;
Визначаємо кількість матеріалів в інтервалі буріння 180-2100 м:
кг;
м3;
кг;
;
З урахуванням коефіцієнту збільшення бурового розчину:
кг;
м3;
кг;
Кількість матеріалів для приготування бурового розчину в інтервалі буріння 2100-2910 м:
кг;
м3;
кг;
;
В кінцевому варіанті отримаємо:
кг;
м3;
кг;
Наведемо порівняльну таблицю результатів розрахунку за двома способами:
Таблиця 7.1 − Порівняльна характеристика результатів розрахунку за двома способами
|
Матеріали для бурового розчину |
Інтервали буріння |
Всього |
||
|
0-180 |
180-2100 |
2100-2910 |
- |
|
|
Глина, т |
21,14/21,14 |
90,3/92,3 |
27,355/48,06 |
138,8/161,5 |
|
Вода, м3 |
122/122 |
521,2/532,8 |
157,9/277,4 |
801,1/932,2 |
|
Обважнювач, т |
3,61/3,61 |
31,08/31,8 |
24,05/42,25 |
58,74/77,66 |
|
Буровий розчин,м3 |
131/131 |
563,4/576 |
174,4/306,4 |
868,8/1013,4 |
Із таблиці видно, що не дивлячись на трудоємність розрахунків за першим способом, кількість матеріалів підраховано значно точніше у порівнянні з другим способом. Глини, води та обважнювача за другим способом потрібно на 10 % більше, ніж за першим способом. Таким чином, застосування першого способу є доцільнішим.
8 Охорона праці та навколишнього середовища
Утилізація бурового розчину
Всі джерела підвищеної небезпеки можна поділити на декілька груп.
До однієї з них слід віднести роботи, пов’язані з переміщенням вантажів. У процесі буріння персоналу бурової бригади доводиться спускати в свердловину і піднімати з неї труби, долота, вибійні двигуни та інші інструменти, переміщувати їх на стелажах і т.д. Вони мають велику вагу і у випадку падіння можуть спричинити важкі травми працівникам.
Вишка, в якій встановлюють на підсвічник свічки бурильних труб, має велику парусність. При сильному вітрі вона може перекинутись, якщо недостатньо міцно або неправильно закріплена.
Другу групу складають небезпеки, які створює експлуатація механізмів з масами, що обертаються (ротор, лебідка, насоси та інше), особливо, коли ці механізми не огороджені згідно з інструкцією.
До третьої групи належать небезпеки, пов’язані з руйнуванням тих вузлів обладнання, які працюють під тиском або в умовах вібрацій (бурові і цементувальні насоси, компресори, бурильні і обсадні колони, вертлюг, бурові шланги та інше). Сюди належать небезпеки від виникнення за колонних газонафтоводопроявів і грифонів.
Четверта група небезпек пов’язана з використанням таких тонкодисперсних матеріалів, як цементи, глинопорошки і хімічні реагенти. Попадаючи в органи дихання або очі людини, пилеподібні матеріали можуть викликати подразнення і серйозні запалювальні процеси, якщо ці органи не захищені. Більшість хімічних реагентів у тій чи іншій мірі токсичні. Небезпеку викликають і такі речовини, як сірководень, вуглекислий газ, газоподібні вуглеводні, що попадають в атмосферу з вибуреною породою та промивальною рідиною.
Ще одна група небезпек виникає при проявах нафти і газу. Це пов’язано з тим, що вуглеводні - горючі речовини і при певній концентрації газів у повітрі можуть виникати сильні вибухи і пожежі. Тривале вдихування газоподібних вуглеводів або викидних газів двигунів внутрішнього згорання може стати причиною важкого отруєння.
Джерелами підвищеної небезпеки можуть бути електродвигуни, трансформаторні підстанції та інші електричні установки, особливо коли вони не заземлені або несправні.
Небезпеку на буровій спричиняють і такі фактори, як забрудненість підлоги, розлив мастил і нафтопродуктів, недостатнє освітлення і т.д. Підвищенню травматизму сприяє поява на буровій людей у нетверезому стані, низька трудова дисципліна, слабкі знання і порушення правил безпеки і протипожежної техніки.
Основні заходи з техніки безпеки і протипожежної техніки при бурінні свердловин
Всі роботи по будівництву свердловини необхідно виконувати у повній відповідності з вимогами “Будівельних норм і правил (СНіП)”, “Правил безпеки в нафтогазодобувній промисловості”, “Правил пожежної безпеки в нафтовій промисловості”.
На основі цих норм і правил на кожному буровому підприємстві повинні бути розроблені з врахуванням місцевих умов виробничі інструкції з техніки безпеки і протипожежної техніки для кожної професії і кожного виду робіт, які періодично необхідно переглядати і перезатверджувати.
Безпеку праці і пожежну безпеку можна забезпечити лише з допомогою цілого комплексу заходів.
Для буріння необхідно використовувати тільки повністю придатну бурову установку, допустима вантажопідйомність вишки і талевої системи повинна перевищувати максимальне очікуване навантаження в період будівництва свердловини, а обладнання, оснащення і електричне освітлення - відповідати нормам правил безпеки. Все обладнання повинно бути розміщене на буровій площадці так, щоб створити можливість зручного і безпечного його обслуговування та ремонту. Обладнання, яке може опинитись під напругою електричного струму, повинно бути надійно заземлене.
Після закінчення монтажу бурової установки все обладнання повинно бути перевірене і випробуване без навантаження. Ті вузли бурової установки та іншого обладнання, які будуть працювати під тиском, необхідно опресувати тиском, що перевищує в півтора рази максимальний очікуваний тиск в період буріння або закінчування свердловини. Бурова установка, цементувальне обладнання, установка для освоєння та випробування свердловини повинні бути оснащені пристосуваннями, пристроями та приладами, які підвищують безпеку і технічний рівень їх експлуатації, а також засобами пожежогасіння відповідно до діючих нормативів відповідних відомств і органів пожежного нагляду.
До початку буріння спеціальна комісія, до складу якої входять представники адміністрації бурового підприємства, Держгіртехнагляду, пожежної інспекції та органу, який координує питання охорони навколишнього середовища, повинна перевірити відповідність бурового обладнання технічній документації на нього. Пуск бурової установки в експлуатацію допускається тільки з дозволу цієї комісії.
В період експлуатації буровий майстер і механік повинні перевіряти стан бурового обладнання не рідше одного разу в два місяці, а також перед спуском кожної обсадної колони, перед початком і після закінчення ловильних робіт, зв’язаних з розходжуванням колони труб, після викидів і відкритих фонтанів, після сильного вітру, до початку і після закінчення перебазування бурової установки на нову точку. Не рідше одного разу в 6 років вишку повинні випробувати за затвердженою методикою з участю спеціальної комісії.
Більшість нещасних випадків і пожеж при бурінні свердловин відбувається із-за низької клаліфікації, необачності, халатності або недисциплінованості персоналу. Тому важливими заходами повинно бути високоякісне навчання безпечних методів роботи всіх осіб, причетних до будівництва свердловин. Керівні та інженерно-технічні працівники, які займаються проектуванням, будівництвом та бурінням свердловин, повинні не рідше одного разу в три роки здавати екзамен на знання названих вище правил безпеки і відповідних розділів будівельних норм і правил. До керівництва бурінням можна допускати тільки осіб, які мають спеціальну освіту і право на ведення бурових робіт.
Всі члени бурової бригади та інші особи, які будуть брати участь у роботі по спорудженню або дослідженню свердловини, повинні бути навчені безпечних методів роботи за своїми професіями і до початку роботи проінструктовані як із загальних правил безпеки на підприємстві, так із спеціальних питань техніки безпеки та протипожежної безпеки, пов’язаних з виконанням конкретних видів робіт на даній свердловині. Кожному робітникові необхідно вручити інструкцію про безпечні прийоми роботи за його професією.
Якщо передбачається буріння свердловини, в якій можливі нафтогазоводопроявлення, то інженерно-технічних працівників, які керують її бурінням, і персонал бурової бригади необхідно навчити на спеціальних тренажерах діям під час таких проявів. Бурова бригада повинна мати інструкцію з попередження відкритих фонтанів та інструкцію про дії у випадку газонафтоводопроявлень. Перевіряти знання кожного робітника щорічно повинна спеціальна комісія, яка призначена наказом по підприємству.
Кожний член бурової бригади перед початком роботи повинен перевірити стан свого робочого місця і справність механізмів, інструментів, приладів і у випадку виявлення несправностей вжити заходи для їх усунення.
Заборонено експлуатувати несправне обладнання, інструменти, прилади і пристосування, а також обладнання з несправними пристроями безпеки, користуватися несправними засобами індивідуального захисту. Якщо несправні електрообладнання або лінія електропередач, то необхідно відключити електрифікований агрегат і викликати чергового електромонтера для ліквідації несправності. Заборонено експлуатувати обладнання, інструменти та прилади при навантаженнях, тисках і температурах, що виходять за межі, вказані в паспорті.
Бурова установка повинна мати щит з приладами контролю за роботою механізмів, веденням технологічних процесів і станом свердловини. Прилади повинні бути захищені від вібрацій і встановлені на видноті.
Якщо при бурінні свердловини можливі газонафтоводопроявлення, то на її усті повинно бути встановлене противикидне обладнання, робочий тиск якого більший максимально очікуваного при прояві.
Кількість і типи превенторів, а також схема об’язки цього обладнання повинні бути погоджені з місцевим органом Дертехнагляду. Управління превентором повинно бути дистанційним, механізованим та дублюватися ручним. Справність та працездатність превенторів повинні перевірятися перед початком роботи кожною вахтою. До початку буріння такої свердловини необхідно встановити ємності з запасом промивальної рідини в об’ємі, не меншому регламентованого правилами безпеки, а також ємність для самоплинного доливу промивальної рідини в свердловину при підйомі колони бурильних труб. У зимовий період всі ємності, очисні механізми та противикидне обладнання необхідно обігрівати.
До роботи з токсичними речовинами і з промивальними рідинами, в яких є такі речовини, слід допускати тільки персонал, добре ознайомлений з правилами роботи з ними. Персонал необхідно забезпечити гумовими рукавицями, захисними окулярами, респіраторами, гумовими фартухами і чоботами, а у випадку виділення сірководню чи вуглекислих газів - відповідними протигазами та індикаторами на наявність сірководню. Горючі гази слід обов’язкового відводити трубопроводом до спеціального факела, який повинен бути встановлений не ближче 100 м від свердловини, і спалювати. При розкритті пластів, що вміщують сірководень, у циркулюючу промивальну рідину необхідно вводити речовини, здатні його нейтралізувати та забезпечити постійний контроль за концентрацією вільного сірководню, що виділяється. Якщо концентрація стає небезпечною, необхідно вжити заходи для попередження отруєння людей і для ліквідації аварійноїх ситуації, а також негайно поставити до відома бурового майстра та РІТС.
Нафту та нафтопродукти необхідно зберігати в герметично закритих резервуарах, які мають надійне заземлення, не ближче 40 м від свердловини. У випадку використання промивальної рідини на вуглеводневій основі наземна циркуляційна система повинна бути закритою з метою запобігання випаровування легких фракцій. Всю вибурену породу та інші матеріали, забруднені такою рідиною, слід збирати в ємності не ближче 40 м від свердловини.
Підлогу в буровій, насосному сараї, площадці для приготування промивальної рідини, настили вздовж жолобів, площадку біля устя свердловини під підлогою бурової і підхід до неї у випадку забруднення слід промивати сильною струминою води, а забруднені маслом або мазутом місця слід засипати піском або землею. Навколо території, де розміщені вишка, бурові насоси, очисна система, обладнання для приготування промивальної рідини, ємності для її зберігання та зберігання нафтопродуктів, повинні бути споруджені дренажні рівчаки для відводу стічних і зливних вод і земляне обвалування.
На буровій слід мати аптечку з набором перев’язувальних засобів і медикаментів, необхідних для надання першої допомоги при нещасних випадках. Члени бурової бригади повинні бути навчені прийомам такої допомоги.
У випадку відкритого фонтанування свердловини необхідно відключити всі лінії електропередач, погасити технічні і побутові точки та інші вогні, що знаходяться поблизу свердловини, закрити рух на прилеглих до свердловини дорогах, спорудити комору для прийому нафти, встановити насоси і прокласти трубопровід для перекачування нафти в закриту ємність, викликати працівників пожежної охорони, воєнізованого загону і медичний персонал, упорядкувати навколо свердловини, що фонтанує, рови для стоку нафти, води і промивальної рідини. Доступ до фонтану повинен бути зі сторони, не зайнятої коморами.
Роботи біля устя свердловини по ліквідації відкритого фонтану повинні виконувати працівники спеціальних загонів і пожежної частини. До цих робіт можуть бути допущені також спеціально навчені і проінструктовані робітники, забезпечені необхідними засобами захисту і відповідним одягом.
Заходи по захисту навколишнього середовища від забруднення
Для будівництва свердловин тимчасового відчужують значні земельні ділянки. Після завершення робіт більша частина цієї землі повинна бути повернена власнику в рекультивованому вигляді. Тому до початку робіт необхідно зняти родючий шар і закагатувати його на окремій площадці, а після завершення бурових робіт знятий грунт використати для відновлення родючості поверненої ділянки.
Основними джерелами забруднення навколишнього середовища при бурінні є: промивальна рідина і реагенти, які використовуються для регулювання її властивостей; частинки гірських порід, що виносяться потоком промивальної рідини із свердловини або що викидаються з неї під час відкритого фонтанування; пластові рідини, що виходять із свердловини з потоком промивальної рідини або що виливаються в процесі газонафтоводопроявлень; деякі види буферних рідин; залишки тампонажних розчинів.
Звести до мінімуму забруднення навколишнього середовища при бурінні можна тільки комплексним вирішенням задачі. Для цього зберігати промивальні рідини, реагенти, нафту і нафтопродукти необхідно в металевих або бетонних ємностях. Для збору і тимчасового зберігання всієї вибуреної породи, пластових і бурових стічних вод, а також нафти, що виливається із свердловини при її освоєнні, нафтогазових викидах і відкритих фонтанах, використовують земляні комори з достатньо високим і надійним обвалюванням, яке не може бути зруйноване зливними водами. Дно і стінки земляних комор повинні мати добру гідроізоляцію, щоб рідини і хімреагенти, що зберігаються в ній, не могли проникнути в горизонти грунтових вод і в природні водоймища. Навколо бурової установки повинні бути споруджені стічні канави для видалення бурових стічних вод і пролитої промивальної
рідини в збірну комору.
У процесі бурових робіт утворюється велика кількість стічних вод. Доцільно організувати їх очистку і повторне використання.
Горючі гази, що виділяються при дегазації промивальної рідини або виходять з свердловини при її освоєнні, дослідженні і фонтануванні, спалюють у спеціальному факелі. Факели встановлюються не ближче 100 м від свердловини. Якщо в складі газів вміщується сірководень, то простого спалювання недостатньо, так як при згорянні сірководню утворюються важчі, ніж повітря, оксиди сірки, які скупчуються в низинних ділянках рельєфу місцевості і утворюють з вологою дуже отруйну сірчану кислоту. Тому сірководень та інші надто токсичні компоненти пластових рідин необхідно нейтралізувати ще в свердловині або очисній системі.
Після закінчення буріння свердловини територію, що підлягає рекультивації, необхідно звільнити від залишків промивальної рідини і шламу гірських порід. Існують різні шляхи вирішення цієї проблеми:
а) транспортування промивальної рідини на інші бурові для використання;
б) закачування промивальної рідини і шламу в зони катастрофічного поглинання у сусідніх свердловинах, що буряться, якщо ці зони не містять прісних і лікувальних вод та не сполучаються з горизонтами таких вод і атмосферою;
в) збір шламу і рідини, що залишилась, у спеціальні шламосховища;
г) отвердіння промивальної рідини на водній основі домішками мінеральних в’яжучих і полімерних матеріалів з наступним використанням її як будівельного матеріалу або іншими домішками для використання її як добрива;
д) обезводнення відходів підсушуванням їх у земляних коморах з подальшим засипанням родючою землею.
Промивальні рідини на вуглеводневій основі слід зберігати в закритих металевих ємностях в спеціальних складах, а вибурену з використанням такої рідини породу збирати в металеві ємності і перед похованням промивати у водному розчині ПАР з метою видалення адсорбованих нафтопродуктів або піддавати термічній обробці.
Висновок
Під час виконання даної курсової роботи, я провів вибір та регулювання параметрів промивальних рідин при бурінні свердловини № 119, глибиною 2910 м на Машівській площі, а саме : визначив основні параметри бурового розчину: привів склад проектного бурового розчину, описав призначення кожного хімреагента, обґрунтував його оптимальну домішку та описав технологічні особливості їх застосування, описав спосіб приготування бурового розчину, вибрав необхідне обладнання очищення розчину від шламу, привів підрахунок необхідної кількості глини
=138,8 т, води 801,1 м3 обважнювача58,74 т, бурових розчинів 868,8 м3, хімічних реагентів на буріння всієї свердловини є 15 шт.
Таким чином технологія промивання свердловин — це комплекс технологічних процесів та операцій з приготування, очищення, обробки та циркуляції бурового розчину. Робочим агентом в технологічному процесі промивання свердловин є буровий розчин, а основними характеристиками процесу вважаються режимні параметри циркуляції і показники властивостей розчину.
Список використаної літератури
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
КР.НБ-25.00.00 ПЗ
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
КР.НБ-25.00.00 ПЗ