Файл: Министерство образования Республики Башкортостан гапоу уфимский топливноэнергетический колледж Специальность 21. 02. 02.docx
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 157
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3 продавочной жидкости, оставляют в работе только один цементировочный агрегат.
Объем продавочной жидкости определяется по формуле:
Vпрод.ж. =
dв.об.к. Hоб.к ,
где dв.об.к- внутренний диаметр обсадной колонны;
Hоб.к.- высота обсадной колонны.
1. Интервал под направление. Внутренний диаметр обсадной колонны равен 377 мм, от башмака до упорного кольца 10 метров. Определим объем продавочной жидкости по формуле:
Vпрод.ж.= 0,785 0,3772 20=2,23 м3.
2. Интервал под кондуктор. Внутренний диаметр обсадной колонны равен 298,5 мм, от башмака до упорного кольца 12 метров. Определим объем продавочной жидкости по формуле:
Vпрод.ж.= 0,785 0,29852 588=41,12 м3.
3. Интервал под эксплуатационную колонну. Внутренний диаметр обсадной колонны равен 219,1 мм. Расстояние от башмака до 150 метров от башмака предыдущей о.к.Определим объем глинистого раствора для цементного раствора, по формуле:
Vпрод.ж.= 0,785 0,21912 1950= 73,4 м3.
3.6. Заключительные работы в скважине после её цементирования
Заключительные работы после цементирования скважины включают:
1) ожидание затвердения цементного раствора, закачанного в затрубное пространство скважины (ОЗЦ);
2) терморадиометрию для установления границ цементного камня за колонной (ОЦК);
3) оборудование устья скважины для ее эксплуатации;
4) разбуривание обратного клапана и цементного стакана;
5) опрессовку и испытание колонны на герметичность;
6) перфорацию колонны;
7) спуск насосно-компрессорных труб и освоение скважины.
После того, как цементный раствор закачан в колонну и поднят на заданную высоту в затрубном пространстве, скважину оставляют в покое для твердения цементного раствора.
Колонну держат под давлением, для чего перекрывают краны на цементировочной головке.
Длительность времени твердения цементного раствора (ОЗЦ) в практике бурения нефтяных и газовых скважин принята 24 часа для эксплуатационных колонн, 16 ч - для промежуточных колонн и 12 ч - для кондукторов.
В течение периода твердения цементного камня следят за показаниями манометра на цементировочной головке. В скважинах с повышенной температурой на забое давление внутри колонны может подняться выше допускаемого. В этом случае его снижают. В зависимости от качества используемого цемента, величины водоцементного отношения, глубины скважины и ее геологических особенностей (например, высокой забойной температуры) время, отводимое на твердение цементного камня, может изменяться; однако, независимо от условий, ОЗЦ не должно превышать 24 ч.
По истечении срока твердения цементного раствора снимают цементировочную головку и приступают к определению фактической высоты подъема цементного кольца при помощи электротермометра, спускаемого в колонну.
АКЦ необходимо производить сразу же после окончания цементирования (конца схватывания цементного раствора).
По окончании электротермометрических работ для определения высоты подъема цементного раствора и характера его расположения вокруг колонны в скважине приступают к оборудованию устья скважины.
Цель обвязки устья скважины - укрепить эксплуатационную колонну и герметично перекрыть межтрубное пространство между всеми выходящими на дневную поверхность колоннами.
В зависимости от назначения и конструкции скважины для обвязки устья применяют оборудование, соответствующее одной из трех типовых схем.
По первой схеме предусматривается обвязка устья скважины одноколонной конструкции для колонн диаметром 114, 141 и 168 мм, рассчитанных на рабочее давление 7,5 и 12,5 МПа. Оборудование состоит из фланца диаметром 203 мм (8”), навинчиваемого на резьбу эксплуатационной колонны. Наружные диаметры фланцев унифицированы, размеры их соответствуют размерам фланцев крестовины фонтанной арматуры.
Для контроля межтрубного пространства в корпусах колонных головок имеется по два 50-мм отвода, из которых один закрывается пробкой, а другой является выкидом с установленной на нем задвижкой и манометром.
Концы промежуточных и эксплуатационных колонн привариваются к катушкам колонных головок плотным герметизирующим швом.
При разбуривании в колонне упорного кольца, обратного клапана и цементного стакана применяют
пикообразные долота без наварки твердым сплавом, диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны на 6-10 мм. Для разбуривания в 146-мм колонне используют бурильные трубы диаметром 73 мм, в 168-мм - бурильные трубы диаметром 89 мм. Во избежание повреждения колонны в процессе разбуривания металлических деталей необходимо соблюдать осторожность - уменьшить скорость вращения долота и осевую нагрузку на него.
Обратный клапан целесообразно разбуривать специальным фрезером с последующим извлечением металлических кусков магнитным пауком.
После промывки водой или буровым раствором приступают к испытанию колонны на герметичность одним их двух существующих способов: опрессовкой водой или снижением уровня жидкости.
Эксплуатационную колонну в эксплуатационных скважинах испытывают на герметичность опрессовкой, в разведочных скважинах применяют оба способа - опрессовку водой и снижение уровня жидкости оттартыванием ее или поршневанием.
При испытании колонны опрессовкой на устье устанавливают цементировочную головку и, заполнив скважину водой, создают при помощи бурового насоса или насоса цементировочного агрегата давление, величина которого устанавливается в зависимости от диаметра и марки стали труб.
Если через 30 мин давление в колонне не снизится больше чем на 0,5 МПа, то колонна считается герметичной.
По второму способу колонна испытывается понижением уровня жидкости.
Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в ней после снижения до заданной глубины не поднимается более чем на 1 м в колоннах диаметром 146-168 мм и на 0,5 м - в колоннах диаметром 219 мм и выше в течение 8 ч.
При неудовлетворительных результатах испытание повторяют, и если окажется, что колонна негерметична, то приступают к обследованию состояния колонны и к ремонтным работам.
После испытания на герметичность на колонну устанавливают задвижку на случай фонтанирования скважины во время перфорации колонны. В результате перфорации, т.е. пробивки в колонне пулевых отверстий на уровне продуктивных горизонтов, нефть и газ получают возможность войти во внутреннюю полость колонны, откуда их извлекают на поверхность одним из существующих способов эксплуатации скважин.
После установления при помощи перфорации сообщения между продуктивными пластами и эксплуатационной колонной оборудуют устье скважины под эксплуатацию (соответственно категории данной скважины).
Для фонтанного способа эксплуатации устанавливают фонтанную арматуру с системой выкидных отводов и манифольдов.
Установке фонтанной арматуры предшествует спуск в эксплуатационную колонну до начала фильтра насосно-компрессорных труб, предназначаемых для подъема по ним нефти или газа в процессе фонтанирования скважины. После спуска колонны-подъемника из насосно-компрессорных труб и окончания монтажа фонтанной арматуры (елки) приступают к выполнению последней операции - к освоению скважины.
Под освоением скважины понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до наибольшего значения для данной категории скважины и для подъема ее на дневную поверхность в сборные резервуары, а газа - в газопроводы.
4. Техника безопасности и охрана окружающей среды при цементировании скважины
В работах по цементированию скважин второй помощник бурильщика участвует как подсобный рабочий и выполняет работу только под руководством бурильщика.
Места разлива горюче-смазочных материалов на площадке для цементировочных машин должны быть засыпаны сухим песком или землей (чтобы не возникло пожара от искр выхлопных газов двигателей цементировочных агрегатов).
Перед затаскиванием цементировочной головки в буровую второй помощник бурильщика должен проверить исправность каната легости и стропа.Петлю стропа необходимо продеть через оба рымболта цементировочной головки и выходящие концы петли надеть на якорь легости. Запрещается применять ломы и другие предметы для навинчивания цементировочной головки на обсадную колонну. Эту операцию следует производить с помощью машинных или цепных ключей.
Перед монтажом нагнетательных трубопроводов все места соединений следует очистить от грязи, промыть и смазать. Кроме того, необходимо внимательно осмотреть поверхность труб, на ней не должно быть трещин, вмятин, раковин и других дефектов. Если дефекты обнаружены, второй помощник, бурильщика должен немедленно сообщить о них бурильщику.
С целью предупреждения травматизма при подсоединении к цементировочной головке элементов нагнетательного трубопровода, их следует подниматьякорем при помощи стропа и поддерживать на весу до полного закрепления.
Во время опрессовки нагнетательных трубопроводов и заливочной головки второй помощник бурильщика должен находиться в безопасном месте, чтобы избежать травмирования в случае разрыва трубопроводов.
Если цементосмесительные машины загружают на буровой, то для этого двое рабочих устанавливают мешок с цементом на край воронки. Один из них должен удерживать мешок, а другой ножом разрезать его. При разрезании мешка движение ножа должно быть направлено от себя. Проталкивать цемент в воронку и очищать ее следует только после остановки шнека. При затаривании цемента второй помощник бурильщика должен соблюдать меры безопасности и применять индивидуальные средства защиты.
При цементировании скважины находиться на заливочных агрегатах и около нагнетательных трубопроводов посторонним (не работающим на них)запрещается.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В курсовой работе была выбрана конструкция скважины по графику совмещенных плотностей с учетом возможных осложнений, обоснован выбор рациональной конструкции бурильной колонны для заданных условий бурения, определен расход промывочной жидкости, расчет осевой нагрузки на долото, расчет частоты оборотов долота, расчет цементирования, указан метод вскрытия продуктивного горизонта, указана техническая и экологическая безопасность проведения работ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
10)yrb2.ru – Долота лопостные.
Объем продавочной жидкости определяется по формуле:
Vпрод.ж. =
dв.об.к. Hоб.к ,где dв.об.к- внутренний диаметр обсадной колонны;
Hоб.к.- высота обсадной колонны.
1. Интервал под направление. Внутренний диаметр обсадной колонны равен 377 мм, от башмака до упорного кольца 10 метров. Определим объем продавочной жидкости по формуле:
Vпрод.ж.= 0,785
0,3772 20=2,23 м3.2. Интервал под кондуктор. Внутренний диаметр обсадной колонны равен 298,5 мм, от башмака до упорного кольца 12 метров. Определим объем продавочной жидкости по формуле:
Vпрод.ж.= 0,785
0,29852 588=41,12 м3.3. Интервал под эксплуатационную колонну. Внутренний диаметр обсадной колонны равен 219,1 мм. Расстояние от башмака до 150 метров от башмака предыдущей о.к.Определим объем глинистого раствора для цементного раствора, по формуле:
Vпрод.ж.= 0,785
0,21912 1950= 73,4 м3.3.6. Заключительные работы в скважине после её цементирования
Заключительные работы после цементирования скважины включают:
1) ожидание затвердения цементного раствора, закачанного в затрубное пространство скважины (ОЗЦ);
2) терморадиометрию для установления границ цементного камня за колонной (ОЦК);
3) оборудование устья скважины для ее эксплуатации;
4) разбуривание обратного клапана и цементного стакана;
5) опрессовку и испытание колонны на герметичность;
6) перфорацию колонны;
7) спуск насосно-компрессорных труб и освоение скважины.
После того, как цементный раствор закачан в колонну и поднят на заданную высоту в затрубном пространстве, скважину оставляют в покое для твердения цементного раствора.
Колонну держат под давлением, для чего перекрывают краны на цементировочной головке.
Длительность времени твердения цементного раствора (ОЗЦ) в практике бурения нефтяных и газовых скважин принята 24 часа для эксплуатационных колонн, 16 ч - для промежуточных колонн и 12 ч - для кондукторов.
В течение периода твердения цементного камня следят за показаниями манометра на цементировочной головке. В скважинах с повышенной температурой на забое давление внутри колонны может подняться выше допускаемого. В этом случае его снижают. В зависимости от качества используемого цемента, величины водоцементного отношения, глубины скважины и ее геологических особенностей (например, высокой забойной температуры) время, отводимое на твердение цементного камня, может изменяться; однако, независимо от условий, ОЗЦ не должно превышать 24 ч.
По истечении срока твердения цементного раствора снимают цементировочную головку и приступают к определению фактической высоты подъема цементного кольца при помощи электротермометра, спускаемого в колонну.
АКЦ необходимо производить сразу же после окончания цементирования (конца схватывания цементного раствора).
По окончании электротермометрических работ для определения высоты подъема цементного раствора и характера его расположения вокруг колонны в скважине приступают к оборудованию устья скважины.
Цель обвязки устья скважины - укрепить эксплуатационную колонну и герметично перекрыть межтрубное пространство между всеми выходящими на дневную поверхность колоннами.
В зависимости от назначения и конструкции скважины для обвязки устья применяют оборудование, соответствующее одной из трех типовых схем.
По первой схеме предусматривается обвязка устья скважины одноколонной конструкции для колонн диаметром 114, 141 и 168 мм, рассчитанных на рабочее давление 7,5 и 12,5 МПа. Оборудование состоит из фланца диаметром 203 мм (8”), навинчиваемого на резьбу эксплуатационной колонны. Наружные диаметры фланцев унифицированы, размеры их соответствуют размерам фланцев крестовины фонтанной арматуры.
Для контроля межтрубного пространства в корпусах колонных головок имеется по два 50-мм отвода, из которых один закрывается пробкой, а другой является выкидом с установленной на нем задвижкой и манометром.
Концы промежуточных и эксплуатационных колонн привариваются к катушкам колонных головок плотным герметизирующим швом.
При разбуривании в колонне упорного кольца, обратного клапана и цементного стакана применяют
пикообразные долота без наварки твердым сплавом, диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны на 6-10 мм. Для разбуривания в 146-мм колонне используют бурильные трубы диаметром 73 мм, в 168-мм - бурильные трубы диаметром 89 мм. Во избежание повреждения колонны в процессе разбуривания металлических деталей необходимо соблюдать осторожность - уменьшить скорость вращения долота и осевую нагрузку на него.
Обратный клапан целесообразно разбуривать специальным фрезером с последующим извлечением металлических кусков магнитным пауком.
После промывки водой или буровым раствором приступают к испытанию колонны на герметичность одним их двух существующих способов: опрессовкой водой или снижением уровня жидкости.
Эксплуатационную колонну в эксплуатационных скважинах испытывают на герметичность опрессовкой, в разведочных скважинах применяют оба способа - опрессовку водой и снижение уровня жидкости оттартыванием ее или поршневанием.
При испытании колонны опрессовкой на устье устанавливают цементировочную головку и, заполнив скважину водой, создают при помощи бурового насоса или насоса цементировочного агрегата давление, величина которого устанавливается в зависимости от диаметра и марки стали труб.
Если через 30 мин давление в колонне не снизится больше чем на 0,5 МПа, то колонна считается герметичной.
По второму способу колонна испытывается понижением уровня жидкости.
Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в ней после снижения до заданной глубины не поднимается более чем на 1 м в колоннах диаметром 146-168 мм и на 0,5 м - в колоннах диаметром 219 мм и выше в течение 8 ч.
При неудовлетворительных результатах испытание повторяют, и если окажется, что колонна негерметична, то приступают к обследованию состояния колонны и к ремонтным работам.
После испытания на герметичность на колонну устанавливают задвижку на случай фонтанирования скважины во время перфорации колонны. В результате перфорации, т.е. пробивки в колонне пулевых отверстий на уровне продуктивных горизонтов, нефть и газ получают возможность войти во внутреннюю полость колонны, откуда их извлекают на поверхность одним из существующих способов эксплуатации скважин.
После установления при помощи перфорации сообщения между продуктивными пластами и эксплуатационной колонной оборудуют устье скважины под эксплуатацию (соответственно категории данной скважины).
Для фонтанного способа эксплуатации устанавливают фонтанную арматуру с системой выкидных отводов и манифольдов.
Установке фонтанной арматуры предшествует спуск в эксплуатационную колонну до начала фильтра насосно-компрессорных труб, предназначаемых для подъема по ним нефти или газа в процессе фонтанирования скважины. После спуска колонны-подъемника из насосно-компрессорных труб и окончания монтажа фонтанной арматуры (елки) приступают к выполнению последней операции - к освоению скважины.
Под освоением скважины понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до наибольшего значения для данной категории скважины и для подъема ее на дневную поверхность в сборные резервуары, а газа - в газопроводы.
4. Техника безопасности и охрана окружающей среды при цементировании скважины
В работах по цементированию скважин второй помощник бурильщика участвует как подсобный рабочий и выполняет работу только под руководством бурильщика.
Места разлива горюче-смазочных материалов на площадке для цементировочных машин должны быть засыпаны сухим песком или землей (чтобы не возникло пожара от искр выхлопных газов двигателей цементировочных агрегатов).
Перед затаскиванием цементировочной головки в буровую второй помощник бурильщика должен проверить исправность каната легости и стропа.Петлю стропа необходимо продеть через оба рымболта цементировочной головки и выходящие концы петли надеть на якорь легости. Запрещается применять ломы и другие предметы для навинчивания цементировочной головки на обсадную колонну. Эту операцию следует производить с помощью машинных или цепных ключей.
Перед монтажом нагнетательных трубопроводов все места соединений следует очистить от грязи, промыть и смазать. Кроме того, необходимо внимательно осмотреть поверхность труб, на ней не должно быть трещин, вмятин, раковин и других дефектов. Если дефекты обнаружены, второй помощник, бурильщика должен немедленно сообщить о них бурильщику.
С целью предупреждения травматизма при подсоединении к цементировочной головке элементов нагнетательного трубопровода, их следует подниматьякорем при помощи стропа и поддерживать на весу до полного закрепления.
Во время опрессовки нагнетательных трубопроводов и заливочной головки второй помощник бурильщика должен находиться в безопасном месте, чтобы избежать травмирования в случае разрыва трубопроводов.
Если цементосмесительные машины загружают на буровой, то для этого двое рабочих устанавливают мешок с цементом на край воронки. Один из них должен удерживать мешок, а другой ножом разрезать его. При разрезании мешка движение ножа должно быть направлено от себя. Проталкивать цемент в воронку и очищать ее следует только после остановки шнека. При затаривании цемента второй помощник бурильщика должен соблюдать меры безопасности и применять индивидуальные средства защиты.
При цементировании скважины находиться на заливочных агрегатах и около нагнетательных трубопроводов посторонним (не работающим на них)запрещается.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В курсовой работе была выбрана конструкция скважины по графику совмещенных плотностей с учетом возможных осложнений, обоснован выбор рациональной конструкции бурильной колонны для заданных условий бурения, определен расход промывочной жидкости, расчет осевой нагрузки на долото, расчет частоты оборотов долота, расчет цементирования, указан метод вскрытия продуктивного горизонта, указана техническая и экологическая безопасность проведения работ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
-
Ю.В. Вадецкий – Бурение нефтяных и газовых скажин; -
К.В. Иогансев – Спутник буровика; -
В.Г. Беликов – Промывка скважин при бурении, криплении, и цементирования; -
Ю.Г. Буримов – Бурение верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра; -
А.И. Булатов – Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин; -
Allbest.ru; -
ru.wikipedia.org; -
uz.denemetr.com – реферат о буферных жидкостях; -
rengm.ru – Шарошечные долота;
10)yrb2.ru – Долота лопостные.