Анализ осложнений при закачивании скважин, их предупреждение и устранение на предприятие "Тюменбургаз" - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ осложнений при закачивании скважин, их предупреждение и устранение на предприятие "Тюменбургаз"

Литолого-стратиграфическая характеристика скважины. Давление и температура по разрезу скважины. Физико-механические свойства горных пород. Обоснование способа вхождения в продуктивную залежь. Обоснование режима спуска колонны, охрана окружающей среды.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
“ Анализ осложнений при заканчивании скважин, их предупреждение и устранение”
на примере предприятия: “ТЮМЕНБУРГАЗ”
1.1 Общие сведения о районе ведения работ
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика скважины
1.3 Давление и температура по разрезу скважины
1.4 Физико-механические свойства горных пород
2 Обоснование способа вхождения в продуктивную залежь
3.2 Определим размеры обсадных колонн и долот
3.4 Расчет эксплуатационной колонны на прочность
4 Обоснование режима спуска обсадной колонны
5 Расчет цементирования обсадной колонны
6 Выбор способа освоения скважины, организация освоения
Заканчивание является одной из наиболее важных стадий в строительстве скважин. При этом неправильные расчёты или несоблюдение технологии может привести к значительному материальному ущербу. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение во многом определяет будущий дебит скважины. Поэтому при проведении этих работ необходимо принимать все возможные меры для повышения качества заканчивания скважин.
В данном проекте рассматриваются вопросы заканчивания скважины и анализ осложнений при заканчивании скважин, их предупреждение и устранение.
Материал для курсового проекта был собран во время прохождения второй производственной практики в филиале предприятия ООО “ТЮМЕНБУРГАЗ” ОАО “ГАЗПРОМ”.
Для проектирования выбрана скважина №1053 Северо-Уренгойского ГКМ.
1.1 Общие сведения о районе ведения работ
Общие сведения о районе ведения работ
3. Температура воздуха среднегодовая
6. Среднегодовое количество осадков
8. Азимут преобладающего направления
11. Сведения о площади строительства
сильно заболоченная, слабовсхолмленная равнина с большим количеством рек, озер;
тундра кустарниковая, по берегам рек растут березы
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
Элементы залегания (падения) пластов по подошве
Коэффициент кавернозности интервала
пески и песчаники серые, с прослоями глин
глины слабоалевролитовые, внизу опоковые
песчаники и алевролиты с прослоями глин
переслаивание песчаников, алевролитов и глин
переслаивание глинистых песчано-алевролитов
Индекс стратиграфического подразделения
1.4 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Категория породы по промысловой классификации
переслаивание глинистых и песчано-алевролитовых пород
Относится к источнику питьевого водоснабжения
Относительная плотность газа по воздуху
Проницаемость, мкм 2 / Подвижность, мкм 2
2. Обоснование способа вхождения в продуктивную залежь
Под способом вхождения в пласт понимается последовательность операций разбуривания и крепления непосредственно продуктивной залежи.
На Северо-Уренгойском месторождении продуктивный пласт вскрывают по всей толщине, перекрывают эксплуатационной колонной с последующим цементированием и перфорацией.
Рис.1. Схема конструкции забоя скважины
Приведенная конструкция забоя скважины обеспечивает более надежное крепление забоя и сохранение диметра скважины. В этом варианте обсадная колонна с заранее приготовленными отверстиями в нижней части устанавливается в нижней части продуктивного пласта. После этого эксплуатационная колонна полностью цементируется. Цементируется так же интервал продуктивного пласта. После затвердевания цементного раствора производят перфорацию в продуктивном интервале.
-наиболее простая технология заканчивания скважин;
-более надежная изоляция продуктивного горизонта, чем при конструкции с открытым забоем;
-возможность довскрытия продуктивных интервалов;
-сохранение устойчивости забоя скважины и проходного сечения при длительной эксплуатации.
Однако при такой конструкции забоя эксплуатационных скважин призабойная зона продуктивных пластов подвергается максимальному воздействию факторов, приводящих к кальматации и закупорке флюидонасыщенных пород и снижению потенциальной продуктивности скважин. Наибольший ущерб фильтрационным свойствам пород в призабойной зоне наносится при первичном вскрытии пласта и цементировании обсадной колонны.
Скважина является долговременным капитальным сооружением. Конструкция ее должна быть прочной, обеспечивать герметичность разобщения всех проницаемых пластов, вскрытие при бурении. Вместе с тем, конструкция должна быть экономной, включать в себя минимальное количество обсадных колонн.
В связи с тем, что продуктивный пласт сложен из слабоцементированного песчаника, происходит вынос песка из пласта в скважину. При этом происходит разрушение призабойной зоны, а также образование в интервале перфорации песчаных пробок, что приводит к уменьшению дебита.
Для предотвращения выноса песка из пласта на забой спускают песчаные фильтры различной конструкции. Предпочтение отдается гравийным фильтрам, которые устанавливаются внутри перфорационной колонны и в интервале открытого продуктивного пласта.
Они обеспечивают техническую политику и удовлетворяют требованиям безопасности.
В последнее время, в новых скважинах, буровые бригады сразу после крепления скважины эксплуатационной колонной и перфорации устанавливают фильтр, а в старых скважинах фильтры устанавливаются бригадами капитального ремонта скважин.
Определяем конструкцию скважины исходя из значений пластового давления и давления гидроразрыва пород.
Определим плотность промывочной жидкости.
Как видно из графика (рис. 2), весь интервал 0-3245 м, можно пробурить на буровом растворе одной плотности.
Выбираем промывочную жидкость из условия:
где с бр отн - относительная плотность бурового раствора (по воде);
коэффициент гидроразрыва пород, принимаем минимальное значение.
Принимаем плотность бурового раствора равной 1050 кг/м 3 .
Из вышеуказанного следует, что крепление скважины можно провести только одной колонной. Однако на Северо-Уренгойской площади применяется следующая конструкция скважин:
1. Кондуктор. Спускается до отметки 500м для перекрытия зоны мерзлых пород с целью предотвращения их оттаивания, образования грифонов в случае аварийного выброса и обваливания скважины.
2. Промежуточная колонна. Спускается до отметки 1350м с целью предотвращения перетоков газа, образования грифонов в случае аварийного выброса и обваливания скважины.
3. Эксплуатационная колонна. Спускается с целью изоляции продуктивных пластов и добычи нефти, газа и газоконденсата.
3.2 Определ и м размеры обсадных колонн и долот
Диаметр эксплуатационной колонны дает заказчик.
В нашем случае диаметр эксплуатационной колонны равен 168.3 мм.
где Д нк -наружный диаметр эксплуатационной колонны;
зазор между стенкой скважины и колонной;
Выбираем долото диаметром Д д =215.9 мм.
где внутренний диаметр обсадной колонны;
зазор между долотом и обсадной колонной;
Результаты расчетов заносим в табл.7.
Для выбора противовыбросового оборудования определяем устьевое давление после полного заполнения скважины газом:
Z- коэффициент сжимаемости газа, Z= 1.05;
Т- ср. температура газа по стволу скважины, К;
Н 1 - глубина залегания продуктивного пласта;
- относительная плотность газа (по воздуху).
Для герметизации устья используем колонную головку типа ОКК2-35-168*245*324.
Для герметизации устья требуется ПВО с рабочим давлением более 25,2 МПа и диаметром проходных отверстий в превенторах 216 мм и более.
Комплектность противовыбросового оборудования: ОП2-230*35.
Тип универсального превентора: ПУ1-230*35.
Тип плашечного превентора: ППГ-230*35.
1,2-универсальный и плашечный превенторы;
4,6-задвижки с ручным и гидравлическим управлением;
5-манометр с запорным и разрядным устройствами;
7-регулируемый дроссель с гидравлическим управлением;
8-отбойная камера с разрядным устройством.
3.4 Расчет эксплуатационной колонны на прочность
Эксплуатационная колонна цементируется на всю длину, до устья. В интервале 3245-2600м (по высоте) применяется раствор плотностью 1800 кг/м 3 . От отметки 2600м и до устья колонна цементируется цементным раствором плотностью 1500 кг/м 3 . В интервале 2962-3240м находятся четыре продуктивных пропластка. Расчет колонны производим по нижнему пропластку, который залегает в интервале 3225-3240м (h=15м). Давление в пласте на момент начала разработки Скважина заканчивается глинистым раствором плотностью .
Герметичность колонны будет определяться опрессовкой, проводимой продавочной жидкостью с плотностью сразу после получения «стоп».
Эксплуатация заканчивается при Глубина скважины по длине составляет 3784м.
Основными расчётами обсадных колонн являются расчёты на наружное и внутреннее избыточное давление, расчёт на растяжение.
Расчёт на внутреннее давление , действующее на колонну.
Определим давление на устье при условии, что скважина заполнена пластовой жидкостью:
Определим давление опрессовки на забое:
где - опрессовочное давление на устье скважины.
Построим график внутренних давлений (рис.4).
Расчёт на наружное давление , действующее на обсадную колонну.
В не зацементированном интервале, заполненном промывочной жидкостью, наружное давление определяется, как гидростатическое от столба промывочной жидкости.
В зацементированном интервале, до затвердевания цемента, давление определяется по давлению столба промывочной жидкости и цементного раствора.
В случае, когда обсадная колонна зацементирована цементом разной плотности, то допускается использовать среднюю плотность раствора с учётом длины каждого интервала:
Отсюда получим наружное давление до затвердевания цемента:
Определим наружное давление после затвердевания цемента:
где-гидростатическое давление жидкости содержащейся в порах затвердевшего цемента.
Построим график наружных давлений (рис.5).
Определим внутренние избыточные давления , действующие на обсадную колонну.
В общем случае, внутренние избыточные давления определяются как разность внутренних и наружных давлений на один и тот же момент времени, когда внутреннее давление в колонне достигает максимальных значений. Как правило, это бывает при опрессовке обсадной колонны. Избыточное давление определяется для характерных точек, а распределение давления между ними принимается линейно.
По графику внутренних (рис.4) и наружных (рис.5) давлений определим характерные точки:
При определении внутреннего избыточного давления в продуктивной зоне пласта, вне осложнённых условий, вводится коэффициент разгрузки цементного кольца - К. Это обусловлено допущениями которые приняты при составлении методики расчёта. Для обсадных колонн диаметром 168 мм, К=0,25. Тогда,
Определ им наружные избыточные давления.
Наружные избыточные давления определяются как разность наружных и внутренних давлений на момент, когда они достигают максимальных значений. Как правило, это относится к концу эксплуатации скважины. Избыточные давления определяются для характерных точек, а распределение давления между ними принимается линейно.
При определении наружного избыточного давления в продуктивной зоне пласта вне осложнённых условий, вводится коэффициент разгрузки цементного кольца - К. Для обсадных колонн диаметром 168 мм, К=0,25.
Построим график внутренних и наружных избыточных давлений.
Рис.6. Г рафик внутренних и наружных избыточных давлений
Расчёт начинаем снизу вверх подбирая колонну исходя из расчёта на наружное давление и проверяем полученные данные расчётами на внутреннее давление и растяжение.
Выбираем трубы из [2], для 1 секции d=168мм, =12,1мм, []=39,2 МПа, []=47,7МПа, []=1500кН, q=0,466кН, группы прочности Д,
[] - допустимое сминающее давление;
[] - допустимое внутреннее давление, при котором возникает предел текучести материала трубы;
[] - допустимая страгивающая нагрузка, определённая по формуле Яковлева из [3];
q - вес одного погонного метра трубы.
Рассчитаем на смятие нижнюю трубу первой секции.
Основой расчёта является следующее уравнение:
где - коэффициенты запаса прочности на смятие, соответственно рассчитанной и допускаемой;
- расчётное сминающее давление в сечении z по длине обсадной колонны.
Из [3] получим, что в интервалах продуктивных пластов , в зависимости от устойчивости коллектора, примем . В остальных интервалах .
Рассчитаем на разрыв от внутреннего давления верхнюю трубу первой секции.
Определим по графику внутреннее избыточное давление на глубине:
Основой расчёта является следующее уравнение:
где-коэффициенты запаса прочности, соответственно, рассчитанный и допускаемый, [3], .
внутреннее избыточное давление в сечении колонны z.
В интервале, где на колонну действуют совместные (сжимающие и растягивающие) нагрузки должно выполнятся следующее условие:
Проверим нижнюю трубу второй секции на действие совместных нагрузок.
Выбираем трубы для второй секции:d=168мм,=10,6мм, []=32,3МПа, []=41,9МПа, []=1294кН, q=0,414кН, группа прочности Д.
Проверим нижнюю трубу второй секции на растяжение от веса первой секции.
В основе расчёта используется уравнение:
где [n p ] и n p допустимый и расчётный коэффициенты запаса прочности на растяжение, из [3] [n p ]=1,3.
Рассчитаем на смятие нижнюю трубу второй секции.
Для определения длины второй секции подбираем трубы для третьей секции: d=168мм, =12,1мм, []=55МПа, []=69,3МПа, []=2226кН, q=0,466кН, группа прочности Е.
Рассчитаем на смятие нижнюю трубу третьей секции.
Глубину спуска третьей секции определим из графика.
Расчёт на разрыв от внутреннего давления верхней трубы второй секции.
Определим по графику внутреннее избыточное давление на глубине L=1430м.
Проверим нижнюю трубу третьей секции на действие совместных нагрузок.
Проверим нижнюю трубу третьей секции на растяжение от веса первой и второй секции.
Определим допустимую длину третьей секции:
Следовательно, третья секция может быть применена до устья.
Проверим верхнюю трубу третьей секции на разрыв от внутреннего давления.
Определим по графику внутреннее избыточное давление на глубине L=0м, т.е. на устье.
Проверим верхнюю трубу третьей секции на растяжение от веса первой , второй секции и от собственного веса .
4. Обоснование режима спуска обсадной колонны
При спуске колонны труб возникает опасность гидроразрыва пород из-за эффекта поршневания. Поэтому необходимо ограничивать скорость спуска колонны труб.
Рассчитываем максимально допустимую скорость спуска эксплуатационной колонны в момент нахождения башмака в районе продуктивного пласта (Н=2962-3240).
Гидростатическое давление на глубине 2962 м, создаваемое буровым раствором будет равно:
Давление гидроразрыва пород в продуктивном пласте равно:
Определяем критическую скорость движения жидкости, при которой происходит переход из ламинарного режима течения в турбулентный.
где статическое напряжение сдвига, Па.
Рассчитываем при движении обсадной колонны в обсаженной части скважины.
где скорость движения жидкости в кольцевом пространстве;
коэффициент режима движения жидкости.
Предположим, что режим турбулентный. Тогда,
Рассчитываем при движении обсадной колонны в необсаженной части скважины.
Увеличиваем скорость спуска до 3 м/с и повторяем расчет
при движении обсадной колонны в обсаженной части скважины.
при движении обсадной колонны в необсаженной части скважины:
Графически определяем максимально допустимую скорость спуска обсадной колонны.
Рис.7. Зависимость скорости спуска колонны от давления
Максимально допустимая скорость спуска эксплуатационной колонны
5 Расчет цементирования обсадной колонны
В процессе цементирования обсадных колонн используется цементировочное оборудование Российского производства: цементировочные насосные агрегаты ЦА-320М, цементосмесительные машины 2СМН-20, цементовозы ЦВ-12, батареи манифольдные БМ-700, осреднительные емкости УСО-20. Для контроля процесса цементирования используется российская станция контроля цементирования (СКЦ-2М).
Цементирование кондуктора осуществляется с использованием обвязки цементировочного оборудования, которая предусматривает закачивание тампонажных растворов в скважину одновременно с их приготовлением (затворением), при этом растворы от каждой точки затворения через блок-манифольд БМ-700 подают непосредственно в цементировочную головку. Использование БМ-700 облегчает и ускоряет обвязку трубопроводов цементировочных агрегатов и более эффективно осуществляет централизованное управление процессом цементирования благодаря включению в схему станции контроля цементирования СКЦ-2М.
Цементирование эксплуатационной колонны. Для выравнивания и получения заданных параметров, затворяемых в различных точках тампонажных растворов, осуществляется с использованием обвязки цементировочного оборудования, которая включает в себя осреднительную емкость УСО-20. При такой схеме обвязки, затворяемый в различных точках из одинакового тампонажного материала раствор первоначально подают в осреднительную емкость, где его подвергают дополнительному перемешиванию для усреднения параметров. Затем, определенным числом цементировочных агрегатов тампонажный раствор отбирают из осреднительной емкости и, через БМ-700, по двум линиям высокого давления, которые присоединены к боковым кранам цементировочной головки, закачивают в обсадную колонну.
Для проведения качественного цементирования обсадных колонн предусматривается использование комплекса мероприятий по обеспечению наиболее полного замещения бурового раствора в затрубном пространстве тампонажным. К числу основных наиболее эффективных мер в этом направлении относятся:
* снижение статического напряжения сдвига и вязкости бурового раствора в процессе промывки скважины перед цементированием до минимально допустимых значений, регламентируемых геолого-техническим нарядом на проводку скважин;
* применение полного комплекта элементов технологической оснастки обсадных колонн;
* обеспечение скорости восходящего потока буферной и тампонажной жидкости в кольцевом пространстве 0,5-0,7м/с, с целью наилучшего вытеснения бурового раствора из кавернозных зон скважины и заполнения их цементным раствором;
* использование соответствующего вида и количества буферных жидкостей.
Помимо работы станции СКЦ-2М, в процессе цементирования обсадных колонн необходимо выполнять следующие контрольные операции:
- осуществлять замеры плотности тампонажных растворов и отбор проб в каждой точке затворения; пробы хранить в течение времени ОЗЦ;
- контролировать рабочее давление нагнетания жидкостей на цементировочных агрегатах и блок-манифольде манометрами высокого давления;
- определять текущий и суммарный объем закачанной в скважину жидкости тарированными емкостями цементировочных агрегатов;
- визуально контролировать характер циркуляции на устье скважины и, в случае возникновения признаков поглощения, корректировать режим процесса закачивания жидкостей;
- контролировать давление нагнетания жидкости затворения в смесительную камеру манометром с пределом измерения 6кгс/см 2 , установленным на нагнетательной линии водоподающего насоса.
Расчет количества потребного материала и цементной техники для цементирования эксплуатационной колонны.
В данном районе, на материалах которого выполнена курсовая работа, применяется прямое одноступенчатое цементирование. Плотность облегчённого цементного раствора =1,5г/см 3 .
Плотность цементного раствора =1,8г/см 3 .
Давление поглощения в продуктивном пласте Р погл =50,56 МПа.
где Р гст.оцр - гидростатическое давление от столба облегчённого глиноцементного раствора;
Р гст.цр - гидростатическое давление от столба цементного раствора.
Определим объём тампонажного раствора необходимый для цементирования нижнего участка цементным раствором.
где К цр - коэффициент, учитывающий потери тампонажного материала;
d c и d н - соответственно, средний диаметр скважины и наружный диаметр колонны в пределах нижнего участка;
d 0 - внутренний диаметр колонны близ её башмака;
Определим объём тампонажного раствора необходимый для цементирования верхнего участка облегчённым цементным раствором.
Определим объём продавочной жидкости.
где К с =(1,02-1,05) - коэффициент, учитывающий потери продавочной жидкости.
Определим количество тампонажного цемента для приготовления раствора с заданной плотностью.
Определим массу облегчённого цемента:
-для облегчённого цементного раствора.
Определим необходимое количество смесительных машин.
- вместимость одного бункера смесительной машины.
Количество машин для облегчённого цемента:
Определим производительность одного смесителя.
где q ж =7л/с производительность водяного насоса агрегата ЦА-320 из [4].
, для облегчённого цементного раствора.
, для облегчённого цементного раствора.
Определим продолжительность закачки агрегатом ЦА-320.
где V - объём закачиваемой жидкости;
Q мах - максимальная подача агрегата.
Из [4] имеем, производительность ЦА-320:
Найдём время закачки буферной жидкости:
Найдём время закачки цементного раствора: Q мах =q см
Найдём время закачки облегчённого цементного раствора: Q мах =q см
Найдём время закачки продавочной жидкости:
- время начала продавки на 4 скорости.
- продавка тремя агрегатами на 3 скорости.
- продавка одним агрегатом на 2 скорости.
Построим график работы агрегатов и цементосмесительных машин.
По результатам таблицы 9 построим график 5.
Необходимые для цементирования материалы, цемент (в бункерах смесительных машин) должны быть заблаговременно доставлены на буровую. До начала цементирования цементировочные агрегаты и смесительные машины, которые будут участвовать в операции, должны быть соединены с устьем скважины через цементировочную головку системой трубопроводов. Чтобы ускорить обвязку оборудования используют специальный гидравлический блок манифольда, на котором имеются два коллектора: напорный и раздаточный - для присоединения линии от цементировочных агрегатов, и комплект труб с быстросъемными соединениями. Перед началом цементирования руководитель работ указывает объемы, которые должны быть закачены, последовательность ввода агрегатов и смесительных машин в работу и т.д. На рисунке 2 указана схема обвязки оборудования при цементировании эксплуатационной колонны.
Перед началом операции мерники цементировочных агрегатов 1,2,3,4, заполнены водой, а агрегата 5- продав очной жидкостью. Реагенты, которые требуются для обработки тампонажного раствора, предварительно растворяются в воде или уже перемешаны с сухим цементом.
На первом этапе цементирования насосы агрегатов 1 и 4 нагнетают воду в смесительные машины 7 и 8, куда одновременно поступает сухая смесь цемента из бункеров. Из смесителя тампонажный раствор поступает в напорный коллектор блока манифольдов (БМ), а потом и в цементировочную головку 6. Сразу же после закачки расчетного объема тампонажного раствора в эксплуатационную колонну краны на нижних боковых отводах цементировочной головки закрывают, а через верхний боковой отвод агрегатом 5 закачивают продавочную жидкость.
Одновременно промывают насосы, линии обвязки агрегатов и напорный коллектор от оставшегося тампонажного раствора, а мерники цементировочных агрегатов 1,2 заполняют продавочной жидкостью, которую подают насосы через раздаточный коллектор блока манифольдов. После промывки открывают краны на нижних отводах головки 6 и закачивают в колонну продавочную жидкость насосами агрегатов 1,2,3 через напорный коллектор блока манифольдов. Последние несколько м 3 продавочной жидкости закачивают одним агрегатом, чтобы точно определить посадку продавочной пробки на кольцо-стоп.
За плотностью, объемом, давлением следят в станции контроля цементирования. После завершения всех работ скважину оставляют на ОЗЦ.
Рис. 6 Схема расположения техники для цементирования
1, 2 - Смесительные машины с цементным и облегченным цементным растворами;
3 - ЦА для приготовления цементного и облегченного цементного раствора;
8 - Станция контроля за цементированием.
6 Выбор способа освоения скважины, организация процесса освоения
По истечении регламентированного срока твердения тампонажного раствора герметизируют межколонное пространство с тем, чтобы можно было контролировать давление в нем.
Обвязку колонн друг с другом производят колонной головкой ОКК1-21-245 146. Перед обвязкой обсадную колонну, которая с момента окончания цементирования должна оставаться подвешенной на крюке буровой установки натягивают с расчетным усилием, а затем при помощи клиньев подвешивают в головке. После подвески на верхний конец колонны навинчивают фланец и соединяют его с фланцем корпуса головки.
Для освоения в эксплуатационную колонну спускают колонну НКТ. Устье скважины герметизируют при помощи фонтанной арматуры, крестовину, которую ставят на верхний фланец колонной головки. В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового и создании депрессии.
Вызов притока производят следующим образом:
1) установить насосный агрегат, смонтировать факельную линию;
2) присоединить агрегат к нагнетательной линии и затрубному пространству;
3) опрессовать выкидные и задавочные линии на полуторократное давление от ожидаемого рабочего;
4) соединить выкидную линию с трубным пространством;
5) заменить в НКТ скважинную жидкость на облегченную (техническая вода) закачкой ее через затрубное пространство;
6) перекрыть затрубное пространство задвижкой;
Перфорация обсадной колонны осуществляется перфораторами типа ПК. Перфорационными средами являются:
б пс 0,7 - спецжидкость КПС - 1 (КПС - 1М)
Перфорационной средой - раствор NaCl является солевой раствор, используемый в качестве продавочной жидкости при цементировании эксплуатационной колонны. Кислой перфорационной средой КПС - 1(КПС - 1М) плотностью 1,16г/см 3 колонна заполняется на 150м выше искусственного забоя (объем 3м 3 ).
Вызов притока осуществляется путем смены солевого раствора на техническую воду с последующей ее аэрацией. При этом допустимой является депрессия раздела «нефть - вода» - 15кгс/см 2 , а «газ - нефть» - 7кгс/см 2 на каждый метр мощности перемычек.
Для вызова притока могут быть использованы пенные системы с использованием бустерной насосно - компрессорной установки УНБ-1-16040бк разработанной ЗАО «Бустер - Ранко»
Охрана труда - это система правовых, санитарно-гигиенических и организационно- технических мероприятий целью которых является создание комфортных и безопасных условий труда.
Основные причины травм и несчастных случаев, встречающихся в УБР, можно подразделить на технические, организационные и санитарно-гигиенические.
К техническим причинам относят несовершенство или конструктивные недостатки оборудования, несовершенство технологического процесса, рабочего инструмента.
К организационным относят: неправильная организация рабочего места, его загроможденность посторонними предметами, нарушение инструкций, применение непригодного инструмента.
К санитарно-гигиеническим причинам относят: загрязненность производственной среды ядовитыми веществами, нерациональное освещение, шум, вибрация, метеорологические условия.
Наиболее трудоемкими и травмоопасными операциями в бурении являются СПО, ремонт оборудования и приготовление промывочной жидкости на буровой.
Основными причинами травм при СПО являются:
Несогласованное действие рабочих одной вахты, конструктивные недостатки оборудования и инструмента, нерациональное расположение и загромождение рабочей зоны, недостаточная степень механизации трудоемких процессов, сложная производственная среда. Исходя, из этого применяют мероприятия, устраняющие эти недостатки.
Спуск и цементирование обсадных колонн в цикле строительства скважины, травмоопасные и ответственные процессы.
Крепление скважины допускается только после проверки мастером и механиком основных узлов вышки, ее вертикальности, надежности талевой системы, лебедки, ротора, фундамента вышки и правильности показаний КИП. Крепление скважины недопустимо без утвержденного главным инженером плана проведения соответствующих работ, акта на опрессовку цементировочной головки и обратных клапанов. Трудоемкость крепления скважины связано с подготовкой обсадных труб к спуску, навинчиванием и цементированием труб, перемещением элеватора на столе ротора, закрытием крышки элеватора, при цементирование скважины трудоемок процесс загрузки цементосмесительной машины.
В процессе закачивания цемента в скважине создается очень высокое давление и по этому персонал не должен находиться в опасных зонах, так же запрещены ремонтные работы.
При вскрытии продуктивных пластов возможны нефтегазопроявления и одна из опасностей - это наличие сероводорода. При этом следует уделять особое внимание удельному весу промывочной жидкости и других ее параметров. На каждой буровой должны быть приборы - газоанализаторы, противогазы, а также комплект безискрового инструмента.
Так же пожароопасная работа с промывочными жидкостями. Необходимо уменьшать температуру промывочной жидкости, не допускать разлива раствора, следить за концентрацией взрывчатых газов.
Работы по строительству скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, инструкциями и правилами по охране окружающей среды с учетом специфических условий района проведения работ.
Сведения о районе работ строительства скважин по проекту: сведения о состоянии местности и рельефе; данные о размере отводимых во временное пользование земельных участков; источники водоснабжения, электроэнергия, связи и местных стройматериалов, используемых при строительстве скважин, приведены групповом проекте.
Проектные технико-технологические решения, направленные на предотвращение загрязнения окружающей среды.
Основные потенциальные источники загрязнения окружающей среды при строительстве скважин:
- буровые растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки;
- буровые сточные воды (БСВ) и буровой шлам (БШ);
- тампонажные растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки;
- пластовые минерализованные воды
Анализ осложнений при закачивании скважин, их предупреждение и устранение на предприятие "Тюменбургаз" курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Влияние Банковского Кредитования На Экономику Страны Курсовая
Реферат: А. Гитлер: штрихи к политическому портрету. Путь к власти
Итоговая Контрольная Работа 7 Класс Мерзляк
Реферат: Организация внешнеторговых отношений. Скачать бесплатно и без регистрации
Как Закончить Вступление В Сочинении Егэ
Контрольная работа по теме Объекты автоматизации в системе организации управления
Курсовая работа: Виды наказаний, связанных с ограничением свободы в российском законодательстве
Реферат На Тему Мышление Животных. Некоторые Способности Мышления Врановых
Сочинение По Картине Т Н Яблонская Утро
Сочинение Метель Глазами Героев
Национальные Традиции В Воспитании Эссе
Охрана Объектов Культурного Наследия Диссертация
Сочинение Каким Я Увидел Митрофанушку Простакова
Контрольная работа: Контрольная работа по Гражданскому праву 13
Реферат На Тему Национальный Парк Перу
Контрольная работа по теме Подбор центробежного насоса
Курсовая работа по теме Основы землеустройства в условиях загрязнения земель
Контрольная работа по теме Структурные проблемы организации научных исследований и условия их организации
Курсовая Работа На Тему Поры, Каналы И Переносчики
Контрольная Работа По Математике 5 Дроби
Учет выпуска и продажи готовой продукции (на материалах ОАО "Промприбор") - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Аудит основных средств на примере ОАО "Красноярский ЭВРЗ" - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Изучение состояния посадок каштана конского в Советском и Центральном районах г. Гомеля - Биология и естествознание курсовая работа