Проект технологии бурения на Западно-Сургутской площади с детальной разработкой вопроса осложнения - Дипломная работа

3.2.2 Требования к персоналу, обучение и инструктажи по технике безопасности 3.2.3 Требования к оборудованию, инструменту, другим техническим средствам 3.2.5 Требования безопасности при спуско-подъемных операциях4.1 Организационно-производственная структура бурового предприятияЗападно-Сургутское месторождение расположено на территории Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 20 км.от районного центра г. Район месторождения представляет собой слабопересеченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 25м до 75м. В северной части имеется большое количество болот и озер.Литолого-стратеграфический разрез представлен в таблице 1. Отдел, ярус, горизонт Литологическая характеристика пород Глубина кровли, м Мощность, м Песок, песчаник, глины. Олигоцен Глины, аргилиты, алевролиты. Песок, песчаник, аргилит, алевролит.Пластовые давления и давления гидроразрыва представлены в таблице 2.В нижнемеловом водоносном комплексе можно выделить два самостоятельных: апт-альб, включающий II-YII песчано-алевролитовые пачки нижнего мела и неокомский, охватывающий УІІІ-ХІІІ песчано-алевролитовые пачки.В интервал 0 - 750 м из осложнений возможны обвалы и сужения ствола скважины.2.1 Обоснование выбора бурового промывочного раствора и его свойств для бурения под эксплуатационную колоннуСогласно "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности", а также литолого-стратиграфической характеристики скважины, предотвращение осложнений, связанных с неустойчивостью стенок скважины в глинистых отложениях, должно достигаться применением ингибированных систем. Исключение проявлений и поглощений промывочной жидкости обеспечивается поддержанием эквивалентной плотности промывочной жидкости на требуемом уровне. С этой целью предполагается применение малоглинистых промывочных жидкостей, мер по предотвращению обогащения их глинистым материалом из выбуренной породы и набора химических реагентов, обеспечивающих стабильность реологических параметров на минимально необходимом для нормального выноса шлама уровне. Помимо исключения поглощений промывочной жидкости, бурение при минимальной репрессии на флюидосодержащие пласты обеспечивает высокую информативность исследований в процессе бурения (газовый каротаж, испытатели пластов на трубах и кабеле). Концентрация хлорида калия, необходимая для предотвращения набухания глин зависит от их природы и регулируется в зависимости от состояния стенок и поведения скважины. скважина бурение гидроразрыв реагентСогласно "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее: - 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но неболее 15 кгс/см 2 (1,5 МПА); С учетом данных ограничений потребная плотность раствора определяется по формуле (1): , (1) где Рпл-пластовое (поровое) давление, Па; Lk-глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления от устья скважины, м; Кр-коэффициент репрессии для указанных выше глубин, он равен соответственно: Кр = 1,1 и Кр = 1,05. Фактическое значение плотности бурового раствора 1050 кг/м 3 входит в вычисленный предел, следовательно принимаю значение = 1050 кг/м 3. Показатель тиксотропных свойств бурового раствора - статическое напряжение сдвига, измеряемое через 1 и 10 мин покоя (СНС 1 и СНС 10 соответственно). Именно этим показателем характеризуется седиментационная устойчивость бурового раствора и его способность удерживать шлам во взвешенном состоянии.При бурении скважин применяют различные химические реагенты для обработки буровых растворов. Различают первоначальную обработку бурового раствора, когда его готовят к началу бурения, и дополнительную обработку для поддержания или изменения свойств раствора в процессе проводки ствола скважины. Обработка химическими реагентами проводится для обеспечения тех или иных качественных показателей, но основное ее назначение - стабилизация бурового раствора как дисперсной системы либо изменение структурно-механических свойств этой системы. Выбираем следующие реагенты для бурения скважины: 750-2725-КМЦ, сода каустическая, сода кальцинированная. NAOH (каустическая сода) - кристаллическая полупрозрачная масса, плотностью 1.4 кг/м 3, при хранении на воздухе активно взаимодействует с CO2.Он представляет собой (рисунок 1) два цельнометаллических бункера 1, которые оборудованы разгрузочными пневматическими устройствами 7, резинотканевыми гофрированными рукавами 3 и воздушными фильтрами 2. В комплект БПР входит выносной гидроэжекторный смеситель 4, который монтируется непосредственно на емкости ЦС и соединяется с бункером гофрированным рукавом. Порошкообразный материал подается в них из автоцементовозов по трубе, закрепленной на внешней поверхности цилиндрической части бункера.

Содержание

1. Инженерно-геологические условия строительства скважины

1.1 Основные сведения о районе буровых работ

1.2 Литолого-стратеграфический разрез

1.3 Пластовые давления и давления гидроразрыва

1.4 Водоносность

1.5 Возможные осложнения в процессе бурения

2. Технико-технологический раздел

2.1 Обоснование выбора типа бурового промывочного раствора и его свойств для бурения под эксплуатационную колонну

2.1.1 Выбор типа бурового промывочного раствора для предотвращения осложнений связанных с осыпями и обвалами

2.1.2 Выбор свойств бурового промывочного раствора

2.2 Обоснование выбора реагентов для химической обработки бурового раствора и материалов для его приготовления

2.3 Разработка систем приготовления и очистки бурового раствора, технологии его обработки и утилизации выбуренной породы

2.3.1 Приготовление бурового раствора

2.3.2 Очистка и дегазация бурового раствора

2.3.3 Предупреждение нефтегазоводопроявлений

2.3.4 Приборы для измерения параметров бурового раствора

2.4 Выбор типа и серии трехшарошечных долот

2.5 Проектирование режима бурения и обоснование выбора способа бурения

2.5.1 Обоснование способа бурения

2.5.2 Проектирование режима бурения

2.6 Проектировочный расчет бурильной колонны

2.6.1 Исходные данные для расчета

2.6.2 Расчет УБТ

2.6.3 Расчет колонны бурильных труб

2.6.4 Расчет допускаемых глубин спуска секций БК в клиновом захвате

2.7 Разработка гидравлической программы промывки скважины

2.7.1 Определение технологически необходимого расхода бурового раствора

2.7.2 Нерегулируемый привод насосов

2.7.3 Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы

2.7.4 Программа оснащения гидромониторных долот насадками

2.8 Выбор комплектной буровой установки

2.9 Технология стандартных методов ликвидации ГНВП

2.9.1 Метод бурильщика

2.9.2 Вымыв флюида буровым раствором начальной плотности

2.9.3 Закачка в скважину бурового раствора с необходимой для глушения плотностью

3. Безопасность и экологичность проекта

3.1 Охрана труда. Определения, понятия

3.2 Обеспечение безопасности рабочих