Проект бурения поисковой скважины на Западно-Озерной структуре

Основные  водоохранные мероприятия заключаются  в сооружении котлована – отстойника для сбора хозбытовых стоков, ликвидации переправ и вывозе древесины, которая  может создать заторы на реках  и помешать проходу рыб на нерест.

При строительстве  скважин с целью охраны окружающей среды от загрязнения предусматривается  выполнение следующих мероприятий:

1. Лесорубочные работы должны проводится в строгом соответствии требований природоохранного законодательства по рациональному использованию деловой древесины.
2. Буровая площадка площадью 2га планируется и очищается от деревьев, кустарников.
3. Буровая площадка должна иметь обваловку высотой не менее 1м для исключения попадания загрязненных сточных вод в водоемы, бурение вести в системе оборотного водоснабжения, площадки под насосными блоками и буровой цементируются.
4. На скважине предусматривается система котлованов, связанных с буровой стоковыми желобами. Котлованы сооружаются в соответствии с «Временной инструкцией по технологии строительства шламовых амбаров при бурении скважин». Конструкция каждого амбара обосновывается путем проведения изыскательских работ по определению состава и фильтрационных свойств грунтов.
5. Площадка должна быть очищена от леса, кустарника, травы и спланирована с учетом создания уклона в сторону шламовых амбаров, обеспечивающих водосток. Величина уклона не должна превышать 0,5м.
6. При бурении скважин необходимо использовать высококачественный глинистый раствор, обработанный реагентами, позволяющими сократить применение нефти для обработки раствора. Очистка бурового раствора от шлама должна иметь трехступенчатый характер.
7. Обязательная гидроизоляция дна и стенок земляных амбаров.
8. Конструкция скважины обеспечивает охрану недр от загрязнения в процессе  бурения и эксплуатации скважин.
9. Для предотвращения перетока пластовых вод за колоннами и изоляции  нефтеносных и водоносных горизонтов затрубное цементирование всех

     пластов предусматривается до  устья.

10. При строительстве скважин следует предупредить нефтегазопроявления путем установки противовыбросового оборудования (кроме водозаборных), и применение буровых растворов, с параметрами, удовлетворяющими требованиям проходки скважин в конкретных геологических условиях, не допускать «сифона» из бурильных труб и производить постоянный долив скважин при подъеме бурильного инструмента.
11. Крепление ствола скважин следует производить в соответствии с действующими руководящими документами, обеспечивая надежную изоляцию нефтеносных, газовых и водоносных горизонтов друг от друга и герметичность обсадных колонн. В процессе бурения необходимо следить за герметичностью циркуляционной системы буровой установки, обвязки емкостей для хранения ГСВ и нефти.
12. На всех продуктивных скважинах, законченных бурением, устьевое оборудование должно соответствовать действующей инструкции. При ликвидации скважин их устье оборудуется бетонной тумбой и репером.
13. Полученная при опробовании скважин нефть должна транспортироваться на ближайший промысел.
14. Не допускается разлив нефтепродуктов и химреагентов на грунт.
15. После окончания бурения и освоения скважины часть бурового раствора перевозится на другие скважины с целью повторного использования. Оставшаяся в амбаре часть жидких отходов утилизируется.
16. Важнейшей составной частью мероприятий по охране окружающей среды является своевременная рекультивация нарушенных земель. Она осуществляется в два этапа. На первом этапе (инженерная рекультивация) производится планировка поверхности, очистка поверхности почвы от промышленного и хозяйственного мусора, устройство насыпных валиков под острым углом на склонах и др. Сразу же после инженерной рекультивации должна проводиться биологическая рекультивация (второй этап). На втором этапе ведутся работы по улучшению земель, закреплению поверхностного слоя почвы посредством посева и подсева трав с применением удобрений.
17. Ограничение перемещения техники вне построенных дорог.

Основным  направлением охраны воздушного бассейна является внедрение мероприятий  по усовершенствованию нефтегазопромыслового  оборудования, утилизации нефти и  газов и переработке сопутствующих  компонентов, для чего требуется:

1. разработка и внедрение эффективной схемы сбора и очистки газа, которая позволит снизить выбросы и утечки газа в атмосферу;
2. разработка методов, направленных на снижение времени продувки скважины, утилизацию газа при освоении скважин, а так же его отвод в безопасную зону для полного сжигания.

Контроль  над соблюдением требований природоохранных  мероприятий возлагается на производственно - экологическую службу.

Расчет  объема шламового амбара

Объем амбара зависит от глубины скважины, от объема образуемой породы, от бурового раствора и  др.

Объем шламового амбара равен:

Vш.а.= 1,1*(Vш+Vо.б.р.+Vб.с.в.), где

Vш=1,2Vп;

Vо.б.р.=0,25*Vп*К + 0,5Vц;

Vб.с.в. =0,25*Vо.б.р.;

Vп = 0,785*(Dн²Нн+Dк²*(Нк-Нн)+ Dтк²*(Нтк-Нк )+Dэк²*(Нэк-Нтк)), где

Vш – объем шлама;

Vо.б.р. - объем отработанного бурового раствора;

Vб.с.в. - объем буровых сточных вод;

Vп – объем ствола скважины;

K – коэффициент потерь бурового раствора при отчистке его от шлама     (К=1,052)

Vц – объем циркуляционной системы буровой установки. 

Расчеты:

Vп = 0,785*(0,490²*65 + 0,3937²*(130-65) + 0,2699²*(590-130)+0,1905²*(2330-590))= 96м³.

Vш = 1,2* 131,2= 115,24 м³.

Vо.б.р.= 0,25 * 115,24* 1,052+0,5 * 80 = 70,31 м³.

Vб.с.в. = 0,25*70,31 = 17,58м³.

Vш.а.= 1,1*(115,24 +70,31+17,31) = 223,44 м³. 
 

4. Техническая часть

Тип буровой  установки выбирается из расчета, что  вес наиболее тяжелой бурильной  колонны в воздухе не должен превышать 60% от допустимой нагрузки на крюке. Вес  наиболее тяжелой обсадной колонны  не должен превышать 90% от допустимой нагрузки на крюке.

Вес бурильной  колонны складывается из веса отдельных  ее секций:

Q_бк=(Q_зб+q_убтL_убт+ q_cбтL_cбт)k_γ1+ q_абтL_абтk_γ2=(770+145,4*75+35,8*1000)*0,86+12,5*1248*0,61=50344,5кг

Q_ДОП = Q_БК / 0,6= 50344,5/0,6=83907,5кг

– ближайший  больший по ГОСТу – Q_доп = 100т

Проектная глубина  скважины 2330 м.

Для строительства  скважины рекомендуется буровая  установка БУ 3200/200 ЭУ

Определим рабочее  давление для ПВО:

Максимальное  устьевое давление при проявлении нефтяного  пласта составит:

                                   Р_У = Р_ПЛ - ρ_НgH_ПЛ         

Р_у=Р_пл-ρgH_пл=18,2МПа-836*9,8*1880=3МПа

Рабочее давление для ПВО (превенторов) должно превышать  максимальное устьевое давление во время ликвидации ГНВП в 1,5 раза.

Р_раб=3*1,5=4,5Мпа

Диаметр проходного отверстия ПВО должен выбираться из условия пропуска бурильной колонны  с элементами, имеющих наибольший диаметр (долото, центраторы, калибраторы, расширители).

Учитывая диаметр  технической колонны, на которой устанавливается противовыбросовое оборудование, 219 мм, выбирается седующий тип ПВО: ОП-230х35 с условным диаметром прохода 230 мм. Кольцевой превентор ПУ 1-230x35.

 

Заключение

Назначение скважины: поисково-оценочная, проектный горизонт – Венд, проектная глубина 2330м. При бурении будет использована буровая установка БУ 3200/200 ЭУ. Противовыбросовое оборудование ОП-230х35, Кольцевой превентор ПУ 1-230x35. 
 
 
 
 

 

Обоснование выбора длины УБТ 

    При бурении скважин гидравлическими  забойными двигателями расчет длины  УБТ приводится с учетом веса и  гидродинамической составляющей нагрузки:

    L_убт=К(G_д-G_зд К_y –F_трРо) / (q _убтК_y) ,                          

    где К-коэффиц.превышения веса УБТ над нагрузкой на долото (К=1,3),

    G_д –необходимая нагрузка на долото,

    q_убт-вес одного погонного метра на УБТ,

    К_y- коэффиц. облегчения, вытеснения, Архимедовой силы,

    ρ_р, ρ_м- плотность бурового раствора и металла (УБТ и забойного двигателя), плотность стали равна 7,8 кг/см³,

    G_зд-вес забойного двигателя,

    F_тр-площадь канала бурильных труб,

    Ро-перепад  давления на долоте и забойном двигателе

    Ро=Рд+Рз.д,

    При расчете L_убт экспл.колонны получаем величину >75м, поэтому принимаем L_убт=75м, в интервалах отбора керна L_убт=25м.

    При проектировании ствола бурильной колонны  для бурения скважин следует  выбирать более жесткую компоновку наддолотной ее части, чтобы устранить  самопроизвольное искривление скважины. В КНБК необходимо включить калибратор (между долотом и забойным двигателем). 

Обоснование выбора плотности  бурового раствора 

Плотность промывочной  жидкости устанавливается поинтервально  с учётом совмещённого графика давлений

  

   Для предотвращения  ГНВП минимальная плотность бурового  раствора рассчитывается по формуле:

ρ_min=Р_пл·k_р/(g·H)

ρ_min = 22,8·10⁶·1,05/(10·2330)=1,02 г/см³

 Для предупреждения  ГРП плотность бурового раствора  не должна превышать величины:

ρ_max=Р_грп/(g·H·k_б)

ρ_max = 53,35·10⁶/(10·2330·1,5)=1,53 г/см³

Для уменьшения загрязнения ПЗП «Правилами безопасности»  ограничивается дифференциальное давление при вскрытии продуктивного пласта. В этом случае плотность бурового раствора ограничивается величиной:

ρ_max=(Р_пл+А)/(g·H)

ρ_max=(22,8+3,5)·10⁶/(10·1820)=1,44 г/см³

   где Р_пл, Р_грп – давление пластовое, гидроразрыва, начала поглощения

         Н – глубина залегания пласта 

         g – ускорение свободного падения

         k_р – коэффициент репрессии

         k_п – коэффициент предотвращения поглощения

         k_б – коэффициент безопасности

         А – допустимое дифференциальное  давление

Бурение под направление производится шнеком без промывки.

Бурение в интервале 60-130 м в качестве промывочной жидкости используется естественный глинистый раствор плотностью 1,12-1,14 г/см³.

Бурение под техническую колонну (130-590м) производится с помощью соленасыщенного бурового раствора.

Бурение до глубины 1000м производится с помощью  технической воды, т.к. устойчивые породы.

Дальнейшее  углубление скважины до проектной глубины  производится с промывкой раствором ББР-СК, обеспечивающим максимальное сохранение коллекторских свойств коллекторов.