Глава 4. Безопасность жизнедеятельности
Содержание выпускной квалификационной работы бакалавра
Введение…………………………………………………………………………3
Глава 1. Основные сведения о районе буровых работ ……………….….4
Глава 2. Основные сведения о геологическом строении месторождения………………………………………………………………….8
Глава 3. Техническая часть…………………………………………………20
3.1. Выбор способа бурения………………………………………………….…20
3.2. Проектирование конструкции скважины……………………………….…21
3.3.Выбор буровой установки и бурового оборудования……………………..28
3.4.Выбор бурового инструмента: долот, бурильных труб, УБТ………………………………………………………………………………..32
3.5.Выбор вида и параметров буровых растворов. Способы ликвидации прихватов введением смазочных добавок на Ванкорском месторождении Красноярского края…………………………………………………….………..36
3.6. Расчет параметров режима бурения……………………………………....60
3.7. Выбор и расчет компоновок низа бурильной колонны…………………..81
3.8.Расчет обсадных колонн…………………………………………………….84
3.9. Расчет цементирования обсадных колонн……………………………...…88
3.10. Выбор способа заканчивания скважины…………………………………99
3.11. Выбор аппаратуры для контроля процессов бурения…………………103
Глава 4. Безопасность жизнедеятельности
и охрана труда………………………………………………………………...107
Глава 5. Экономическая оценка работ
и организация производства……………………………………………….123
Заключение……………………………………………………………………131
Список литературы…………………………………………………………..133
Введение
Бурение скважин всегда было и сегодня остается чрезвычайно капиталоемким процессом. По этой причине поиск резервов повышения эффективности буровых работ – важнейшая задача, которая в связи с кризисными явлениями в экономике России стала еще более актуальной. Собственно бурение скважин включает в себя следующие основные процессы: разрушение горных пород на забое, удаление продуктов разрушения с забоя на поверхность, спуск и подъем бурового снаряда.
Как среда, в которой протекают практически все процессы, связанные с бурением скважин, промывочная жидкость во многом определяет степень использования потенциальных возможностей и ресурс работы бурового оборудования и инструмента, механическую скорость бурения, вероятность возникновения различного рода осложнений (нарушений устойчивости горных пород в околоствольном пространстве скважин, поглощений, прихватов и т.д.); качество вскрытия продуктивных пластов, качество геологической и геофизической информации, затраты всех видов ресурсов и др.
В данном дипломном проекте была поставлена цель проанализировать ряд противоприхватных смазочных добавок для предупреждения прихватов бурильной колонны на примере скважины Ванкорского месторождения и выбрать лучшую, которая уменьшала бы затраты времени связанные с ликвидацией прихватов по сравнению с исходной.
Глава 3. Техническая часть
Выбор способа бурения
В настоящее время глубокие нефтяные скважины бурят вращательным способом с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб или с передачей вращения долоту непосредственно от гидравлического турбобура или винтового забойного двигателя (ВЗД).
Одним из основных критериев для выбора того или иного способа бурения служит возможность передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и достаточный крутящий момент, для создания надлежащей осевой нагрузки.
Из всего вышеизложенного опыта бурения на данной площади следует, что под направление 0 – 80 м следует применять роторный способ бурения, так как мы не можем воспользоваться шнековый способом для бурения на такую глубину, а роторное бурение позволяет реализовать большой момент вращения для разрушения породы при бурении на данном интервале.
Наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривлением скважин встречаются при роторном способе бурения - следовательно под кондуктор 80 – 750 м, техническую 750 – 2459 м и эксплуатационную колонну 2459 – 3806 м, а также для добуривания до проектной глубины (4151 м) мы выбираем турбинный способ бурения. Ниже мы рассмотрим плюсы бурения этим способом на данных интервалах.
Вращение бурильной колонны не позволяет отцентрировать её в стволе скважины, так как центрирующие элементы быстро изнашиваются, и диаметр их уменьшается. Сравнительно легко решаются эти вопросы при бурении забойными двигателями. Применение ВЗД для бурения этого интервала также не целесообразно т.к. они обладают низкой частотой вращения, поэтому их эффективнее применять в породах твердых и очень твердых, а в Восточной Сибири практически весь разрез слагают мягкие и средние породы. К тому же их недолговечность делает невыгодным применение этих двигателей в данных условиях.
Применение в качестве забойного двигателя электробура, вместе с рядом преимуществ, по сравнению с турбобуром, требует усложнения забойного и наземного оборудования, исключает проведение каких либо работ внутри бурильной колонны, что может сказаться на возможности ликвидации аварий и осложнений, а также создает дополнительное сопротивление движению жидкости. Что неизбежно скажется на долговечности насосного оборудования.
Расчет обсадных колонн
Наиболее опасным, с точки зрения сохранения герметичности и целостности обсадных колонн крепи скважины, является интервал 0-400 м содержащий ММП.
Для обеспечения целостности и герметичности эксплуатационной колонны в зоне ММП на весь планируемый период строительства, отбора пластового флюида и в дальнейшем эксплуатации проектной скважины, прочностные характеристики труб обсадной колонны определены по методике, разработанной «ТюменьНИИгипрогазом» (РД 00158758-160-94), в основе которой лежит способ управляемой разгрузки межколонных давлений обратного промерзания на внешнюю сторону крепи при замерзании водосодержащих сред в заколонном и межколоном пространствах.
Технический результат РД 00158758-160-94 - сохранение целостности и герметичности эксплуатационной колонны при любых условиях замерзания водосодержащих сред как в межколонном, так и в заколонном пространствах. Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе строительства скважин, включающем размещение в скважине обсадных труб различной прочности, в отличие от прототипа вначале из условий безаварийного строительства скважин по прочностным характеристикам выбирают близлежащую к эксплуатационной колонне обсадную трубу, затем задают допустимое наружное давление смятия эксплуатационной колонны, которое должно быть больше суммы давления, соответствующего пределу прочности на разрыв близлежащей к эксплуатационной колонне обсадной трубы, и давления разрыва мерзлой породы, по нему подбирают эксплуатационную колонну.
Принцип управляемой разгрузки избыточного давления заключается в том, что при любых условиях промерзания водосодержащих сред, оставленных в межколонном и заколонном замкнутых объемах, разгрузка давления, возникающего при этом, должна идти на внешнюю сторону крепи при сохранении целостности и герметичности эксплуатационной колонны.
В основе способа управляемой разгрузки избыточного давления промерзания лежит методика подбора прочностных характеристик обсадных труб, составляющих крепь, таким образом, чтобы предыдущая колонна со стороны стенки скважины, разрушалась при давлении, меньшем давления смятия последующей колонны, при учете дополнительных сопротивлений, необходимых для разрыва массива мерзлых пород, окружающих крепь.
Математически основной принцип управляемой разгрузки избыточного давления промерзания можно записать в следующем виде:
(1)
где: Рсм.п.к. – допустимое наружное давление смятия последующей колонны, МПа;
Рпр.т.пр.к. – давление, при котором напряжение в теле трубы предыдущей колоны достигает предела текучести МПа;
Рр.ммп. – давление разрыва мерзлой породы, МПа.
Промерзание водосодержащих сред идет единовременно, как со стороны устья за счет атмосферного холода, так и со стороны ММП за счет восстановления естественной температуры оттаявших пород.
В результате эффекта промерзания оттаявших пород крепь скважины с внешней стороны искусственно упрочняется. Величина заколонного упрочнения, как правило, не превышает прочности на разрыв мерзлых пород в околоствольном пространстве. Одновременное промерзание замерзающих жидкостей с устья скважины и со стороны массива мерзлых пород представляет собой наиболее опасный случай, с точки зрения сохранения целостности эксплуатационной колонны.
Давление разрыва тела трубы при достижении напряжения предела прочности для выбранных труб определяется по формуле:
(2)
где: k =0,875– коэффициент, учитывающий отклонение толщины стенки труб;
n – толщина стенки обсадной трубы, м;
σв – напряжение предела прочности стали, МПа, определяется из табл. 5.9.2.1;
D – наружный диаметр обсадной трубы, м.
Таблица 5.9.2.1 – Напряжение предела прочности стали ГОСТ 632-80.
| Показатели | Группа прочности | |||||||
| Д | К | Е | Л | М | Р | Т | ||
| исполнение | исполнение | |||||||
| А | Б | Б | ||||||
| Временное сопротивление, МПа |
Давление разрыва мерзлых пород 17,4 МПа (Заполярное месторождение № патента 2109909, класс патента Е21В7/20, Е21В43/10).
Кондуктор предназначен для предотвращения осложнений газопроявлений, поглощения бурового раствора, обвала стенок скважин и пр. Глубина его спуска определяется как перекрытием всей толщи мерзлых пород, так и предупреждением прорыва газа под башмаком при газопроявлении и закрытом устье. Колонна служит для установки на устье скважины противовыбросового оборудования.
Промежуточная (техническая, близлежащая к эксплуатационной) колонна предназначена для предотвращения осложнений: нефтегазоводопроявлений, поглощения бурового раствора, обвала стенок скважин и пр. Глубина ее спуска определяется как перекрытием всей толщи мерзлых пород, так и предупреждением прорыва газа под башмаком при нефтегазопроявлении и закрытом устье. Колонна служит для установки на устье скважины противовыбросового оборудования.
Эксплуатационную колонну спускают в скважину и цементируют после достижения проектной глубины и вскрытия продуктивного горизонта. Ее целостность и герметичность определяет срок жизни скважины как капитального сооружения, ее добывающей возможности, способность проводить в скважине различные операции: капитальный ремонт, интенсификация притока и т.п.
Расчет эксплуатационной колонны.
В соответствии с «Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» М. 1997г.строительство скважины продолжается с выбора прочностных параметров эксплуатационной. Диаметр промежуточной колонны выбирают из условий:
- оптимальных термодинамических условий работы лифтовой колонны, обеспечивающей проектные условия для испытания и отбор пластового флюида. То есть проектом задается необходимый внутренний диаметр лифтовых труб, обеспечивающих проектные условия для испытания и отбор пластового флюида, который составляет 73мм.
После выбора промежуточной (технической) колонны выполняем определение прочностных параметров эксплуатационной колонны из условия:
Pсм.э.к..> Pпр.т.к. .+ Pр.ММП
где Pсм.э.к. - давление смятия трубы технической колонны, МПа, определяется по формуле (2);
Pпр.к. - давление предела прочности близлежащей к эксплуатационной колонне обсадной трубы (техническая) определяем по формуле и составляет 54,91 МПа.
Согласно расчетов эксплуатационная колонна диаметром 178 мм устанавливается в интервалах:
- 2250 – 3806 м, марка стали «Д», толщиной стенки 8,9 мм, тип соединения ОТТГА, наружное давление на смятие 31,3 МПа, внутреннее давление смятия 60,7 МПа, давление предела текучести 550,95 МПа;
Рассчитываем фактическое давление на смятие по формуле.
Pсм.т.э.к.. = 59,01< Рпр.т.к. = 54,91 + Рр.ММП. = 17,40
Условия выбора эксплуатационной колонны в условиях пород ММП не соблюдено.
Выбор эксплуатационной колонны для перекрытия пород ММП и соблюдения условия Pсм.э.к. > Pпр.т.к. + Pр.ММП. осуществлен подбором за счет увеличения толщины стенки 8,9 мм и группы прочности стали марки «М».
Pсм.э.к.. = 79,77 > Рпр.т.к. = 54,91 + Рр.ММП. = 17,40
Согласно расчетов проектом устанавливается эксплуатационная колонна диаметром 178 мм, которая устанавливается в интервале:
2250 – 3806 м, марка стали «Е», толщиной стенки 8,0 мм, тип соединения ОТТМА, наружное давление на смятие 22,06 МПа, внутреннее давление смятия 31,57 МПа, давление предела текучести 550,95 МПа;
Заключение
Список литературы
1. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. «Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые». Недра, М., 2001 г.
2. Дудля Н.А., Третьяк А.Я. «Промывочные жидкости в бурении». Ростов Н/Дону, 2009 г.
3. Соловьёв Н.В. Методические рекомендации по составлению курсового проекта «Разработка технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважины» по дисциплине «Очистные агенты и тампонажные смеси» М., РГГРУ, 2006 г.
4. Рязанов Я.А. «Справочник по буровым растворам» Недра, М., 1986 г.
5. Калинин А.Г. «Бурение нефтяных и газовых скважин» ЦентрЛитНефтегаз, М., 2008 г.
6. Соловьёв Н.В. и др. «Бурение разведочных скважин» Высшая школа, М., 2007 г.
7. Ивачёв Л.М. «Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин» Справочное пособие. Недра, М., 1989 г.
8. Городнов В.Д. «Буровые растворы» Недра, М., 1985 г.
9. Булатов А.И. и др. «Справочник инженера по бурению скважин» Т 1., Недра, М., 1985 г.
10. Соловьёв Н.В. Методические рекомендации по составлению курсового проекта по курсу: «Промывочные жидкости и тампонажные смеси» для студентов специальности 08.07 («Технология и техника разведки МПИ») РГГРУ, М., 2006 г.
11. Р.А. Ганджумян; Москва, «Практические расчеты в разведочном бурении», 1986г.
12. А.Г. Калинин, Москва, «Бурение нефтяных и газовых скважин», 2008г.
13. Н.В. Соловьев, В.В. Кривошеев, Д.Н. Башкатов и др., «Бурение разведочных скважин», Москва, Высш. Шк., 2007 г.
14. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А., «Инженерные расчеты при глубоком бурении», Москва, 2007 г.
15. Р.А. Ганджумян, А.Г. Калинин, Н.И. Сердюк, «Расчеты в бурении», Москва, 2007г.
16. Р.А. Ганджумян, А.А. Тунгусов , «Буровые машины, механизмы и сооружения», Москва, 2010г.
Содержание выпускной квалификационной работы бакалавра
Введение…………………………………………………………………………3
Глава 1. Основные сведения о районе буровых работ ……………….….4
Глава 2. Основные сведения о геологическом строении месторождения………………………………………………………………….8
Глава 3. Техническая часть…………………………………………………20
3.1. Выбор способа бурения………………………………………………….…20
3.2. Проектирование конструкции скважины……………………………….…21
3.3.Выбор буровой установки и бурового оборудования……………………..28
3.4.Выбор бурового инструмента: долот, бурильных труб, УБТ………………………………………………………………………………..32
3.5.Выбор вида и параметров буровых растворов. Способы ликвидации прихватов введением смазочных добавок на Ванкорском месторождении Красноярского края…………………………………………………….………..36
3.6. Расчет параметров режима бурения……………………………………....60
3.7. Выбор и расчет компоновок низа бурильной колонны…………………..81
3.8.Расчет обсадных колонн…………………………………………………….84
3.9. Расчет цементирования обсадных колонн……………………………...…88
3.10. Выбор способа заканчивания скважины…………………………………99
3.11. Выбор аппаратуры для контроля процессов бурения…………………103
Глава 4. Безопасность жизнедеятельности
и охрана труда………………………………………………………………...107