Разработка технологического регламента на строительство наклонно-направленной скважины

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    681,82 Кб
  • Опубликовано:
    2014-07-03
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Разработка технологического регламента на строительство наклонно-направленной скважины

Областное государственное бюджетное образовательное учреждение

Среднего профессионального образования

Томский политехнический техникум







Пояснительная записка к дипломному проекту

ДП.131003.К131Б.08.00.00.ПЗ

Тема:

Разработка технологического регламента на строительство наклонно-направленной скважины



Выполнил студент З.М-Г. Костоев

Руководитель ДП Е.Д. Тюркина






Содержание

Введение

. Геологический раздел

.1 Общие сведения о районе работ

.2 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

.2 Тектоника

. Технологический раздел

.1 Выбор и обоснование конструкции скважины

.2 Выбор и обоснование профиля скважины

.3 Выбор и обоснование способа бурения

.4 Выбор и обоснование породоразрушающего инструмента

.5 Выбор и обоснование режима бурения по интервалам

.6 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

.7 Выбор и обоснование бурильной колонны и ее технологическая оснастка

.8 Выбор промывочной жидкости и химических реагентов для промывки скважины

.9 Технологический процесс крепления скважины

.10 Выбор способа цементирования

.11 Выбор комплекта противовыбросового оборудования

.12 Выбор буровой установки

. Расчетная часть

.1 Проектирование гидравлической программы промывки

. Специальная часть

. Охрана труда и окружающей среды

.1 Промышленная безопасность опасных производственных объектов

.2 Пожаровзрывобезопасность при строительстве скважины

.3 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

. Организационно-экономический раздел

.1 Расчёт заработной платы

.2 Расчет суммы затрат

.3 Доплата по районному коэффициенту- 70%

.4 Доплата за работу в районах крайнего севера

.5 Расчёт заработной платы с премиями

.6 Расчёт дополнительной заработной платы

.7 Общая заработная плата

.8 Отчисление на социальное страхование

.9 Расчет нормативного времени на бурение проектируемой скважины

Заключение

Введение

В настоящее время вопросами промышленной добычи метана из газоносных угольных пластов активно занимаются многие страны мира, в частности, США, Австралия, Канада.

Большие успехи в области освоения метаноугольных ресурсов достигнуты в США, которые имеют двадцатилетний опыт добычи метана из угольных пластов. Всего за это время в США добыто около 200 млрд. м3 метана. Основной объем добычи метана сосредоточен в бассейне Сан-Хуан, где ресурсы метана составляют 2380 млрд.м3. В 2007 году в США добыто 55 млрд. м3 метана, в том числе доля бассейна Сан-Хуан составляет 28 млрд. м3 газа.

В России наиболее перспективным и подготовленным регионом для добычи метана из газоносных угольных пластов является Кузнецкий угольный бассейн (Кузбасс).

Прогнозные ресурсы метана в Кузбассе оцениваются следующими величинами:

верхний промышленный этаж (глубина до 1200 м) - 7,47 трлн. м3, в т.ч. за пределами разрабатываемых и резервных шахтных полей - 7,2 трлн. м3;

нижний прогнозный этаж (глубина 1200-1800 м), который в настоящее время недоступен для добычи угля - 5,6 трлн. м3.

Общие прогнозные ресурсы метана в Кузбассе (до глубины 1800 м) оцениваются в 13 трлн. м3, что составляет около 14% мировых ресурсов метана в угольных пластах и примерно 6% традиционных прогнозных ресурсов природного газа в России. Ресурсы метана в угольных пластах на глубине 2000-4000 м условно оцениваются в 20-30 трлн. м3.

Среди известных угольных бассейнов мира по своим углегазопромысловым характеристикам Кузбасс уникален и ему практически нет равных:

угленосная толща представлена наиболее предпочтительными с точки зрения метаноносности марками углей (ГЖ, Ж, ЖК) с суммарной мощностью пластов до 90-120 м при содержании метана до 25-30 м3/т;

высокая плотность (концентрация) ресурсов метана в угольных пластах - до 3 млрд. м3/км2;

большие суммарные прогнозные ресурсы метана в угольных пластах бассейна (до глубины 1800 м) 13 трлн. м3 на площади 21 тыс.км, при этом в наиболее перспективных южных районах (Ерунаковском, Терсинском, Томь-Усинском, Мрасском) ресурсы оцениваются в 0,9-3,2 трлн.м3, а на отдельных перспективных площадях в 100-480 млрд.м3.

К настоящему моменту в Кузбассе выполнен значительный объем поисковых и геологоразведочных работ, в результате которых установлены общие и специфические закономерности изменения параметров газоносности угольных пластов, а так же разработана методология оценки прогнозных ресурсов метана и выбора приоритетных площадей для подготовки их к опытно-промышленной добычи метана.

Потребности Кемеровской области в энергетическом газе оцениваются в 30-40 млрд.м3 в год, а его реальные поставки из Томской области по газопроводу Парабель - Юрга - Новокузнецк не превышают 3 млрд.м3 в год.

Метан, добываемый из угольных пластов с помощью пробуренных скважин, является экологически чистым углеводородным сырьем как для газификации самого региона, так и для использования его в промышленности, газохимии, как моторного топлива и т.д.

1. Геологический раздел

.1      Общие сведения о районе работ

Нарыкско-Осташкинская площадь. Административное расположение: Россия, Кемеровская обл. Прокопьевский район. Рельеф местности-Равнина холмистая. Абсолютная отметка, м. от плюс 195 до плюс 235 м. Климат района Резко-континентальный. Температура воздуха, °С:

среднегодовая плюс 0,7

ср. максимум самого жаркого месяца плюс 24,9

ср. температура наиболее холодного периода минус 21,1

Максимальная глубина промерзания грунта, м от 1,0 до 2,5

Толщина снежного покрова, м до 1,5

Толщина почвенного (плодородного) слоя, м 0,20

Растительный покров березовые, сосновые перелески и кустарниковая растительность.

Категория грунта вторая

Продолжительность отопительного периода, сут 234

Продолжительность зимнего периода, сут 180

Преобладающее направление ветров юго-западное (max. до 20 м/с)

Среднегодовое количество осадков, мм 593

Водоснабжение:

водоснабжение (техническое)

источник водозаборная скважина (стоимость и реквизиты проекта)

Вода питьевая:

водовод от водозаборной скважины

Связь (кабельная, воздушная, радио) РРС-2М, мобильная

Рисунок 1 - Обзорная карта района работ

.2 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

Четвертичная система Q

Располагается на глубине от 0 до 10 метров. Горная порода: глины, суглинки. Почвенно-растительный слой: серые глины, иногда алевролитистые, суглинки буровато-серые, пески мелко-среднезернистые

Триасовая система, нижний и средний отделы нерасчлененные T1-2

Располагается на глубине от 10 до 248 метров. Горная порода: пески, глины, алевриты, переслаивание песков серых, желтовато-серых, разнозернистых, иногда глинистых, алевритов и серых песчано-алевритистых глин.

Пермская система, верхний отдел, тайлуганская свита P2tl.

Располагается на глубине от 248 до 900 метров. Горная порода: глины, пески, уголь, алевролит. Глины голубовато-зеленые с многочисленными прослоями песков серых, светло-серых. Алевролит мелкий, темно-серый, с горизонтальной и волнистой слоистостью за счет изменения цвета породы и гранулометрического состава. Уголь залегает на глубине от 263 до 900 метров. Уголь пл. 103 черный, полублестящий, тонкополосчатый, хрупкий, разбит системой разнонаправленных трещин. Уголь пл. 102 черный, полублестящий. Уголь пл. 101 черный, полублестящий. Уголь пл. 98-97 черный, полублестящий, тонкополосчатый, хрупкий, слабый.

.3 Тектоника

Тектоническое строение Нарыкско-Осташкинской площади определяется её расположением в Центральной части Кузнецкого бассейна на границе с Присалаирской зоной линейной складчатости. Основные складчатые структуры - Нарыкская антиклиналь, Кыргай-Осташкинская синклиналь имеют субширотное направление. С запада и юга складчатые структуры осложнены крупными разрывными нарушениями - Воробьевским взбросом и нарушением I (рис. 2).

Пликативные структуры

Кыргай-Осташкинская синклиналь расположена в центральной части района, от Жерновской антиклинали отделена взбросом I. Кыргай-Осташкинская синклиналь это крупная структура, размеры которой в

Ерунаковском районе по длинной оси (ориентированной в субширотном направлении) составляют 19 км, а по короткой - 10 км. Падения пластов в южном крыле 15-20 град., в северном-30-40 град. Синклиналь выполнена полным разрезом угленосных отложений кольчугинской серии, мощность которых составляет около 2000м, перекрытыми (в ядре синклинали) триасовыми и юрскими отложениями общей мощностью около 600-650 м.

Нарыкская антиклиналь - крупная брахиформная структура, ориентирована параллельно Кыргай-Осташкинской синклинали, имеет субширотную ориентировку осевой поверхности расположенная в северо-восточной части Ерунаковского района. Антиклиналь имеет длину 35 км и ширину 10 км, амплитуда по кровле ерунаковской подсерии составляет более 1500 м. Простирание длинной оси складки - субширотное. Северное крыло пологое (18-30°), южное - более крутое (30-75°), участками флексурообразное и осложнённое разрывным нарушением, которое сопровождается рядом апофиз.

Дизъюнктивные структуры

Нарушение I - это крупное разрывное нарушение, протягивающееся по южному крылу Кыргай-Осташкинской синклинали и далее на восток и юго-восток через Маркино-Никольскую антиклиналь, установленное по зоне трещиноватых раздробленных пород. Мощность зоны дробления около 350 м, а амплитуда смещения колеблется в пределах 150-500 м. Как правило, этот дизъюнктив сопровождается зеркалами скольжения с преобладающими углами падения сместителя (порядка 60-850). Характерным для этого нарушения является его северо-восточное падение и изменчивость простирания. Здесь, очевидно, сказывается разнонаправленность тектонических напряжений, приведших к образованию в этой части района пересекающейся складчатости и соответственно разнонаправленных разрывных нарушений.

Рисунок 2. - Тектоническая схема Нарыкско-Осташкинской площади

2. Технологический раздел

.1 Выбор и обоснование конструкции скважины

При разработке конструкции эксплуатационной скважины учитываются следующие горно-геологические особенности месторождения:

интервалы залегания газоносного пласта T1-2 - P2 gr;

газонасыщенные пласты залегают в интервале T1-2 - P2 gr;

пластовое давление по разрезу ствола скважины близки к гидростатическому, коэффициент давления Кан = 1;

многолетнемерзлые породы отсутствуют;

скважина наклонно-направленная с допустимым зенитным углом-45°, глубина по вертикали - 900м, длина по стволу - 1185 м;

забойная температура 46,6°.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

- высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтегазопромыслового объекта;

возможность доведения скважины до проектной глубины без осложнений и аварий на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

условие охраны окружающей среды и надежную изоляцию газонефтеводонапорных горизонтов;

эффективную гидродинамическую связь между скважиной и эксплуатируемым объектом;

максимально полное использование природной энергии для транспортировки нефти и газа;

возможность проведения ремонтных работ в скважине;

качественное вскрытие продуктивных горизонтов с максимальным сохранением природных, фильтрационно-емкостных свойств коллектора;

снижение затрат времени и материально-технических ресурсов на бурение.

Для выбора количества обсадных колонн (зон крепления в соответствии с пунктом 113 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности от 2013г.) строится совмещенный график пластовых давлений. По графику выбирают зоны несовместимых условий бурения и с учетом конкретных горно-геологических условий на месторождении и накопленного опыта работы в организации с целью снижения вероятности возникновения осложнений и аварий, необходимость выполнения мероприятий по охране недр и окружающей среды, а также с учетом требования задания на проектирование, принимается следующая конструкция скважины.

Рисунок 3 - График совмещенных давлений

Направление: Для предотвращения размыва устья и поглощения бурового раствора при бурении под кондуктор конструкции скважины предусмотрена установка направления. Бурение под направление производится до глубины 20 метров компоновкой, включающей долото диаметром 393,7 мм. Направление комплектуется обсадными трубами диаметром 323,9 мм с резьбовыми соединениями «ОТТМА». Цементирование осуществляется до устья с применением цемента для холодных и умеренных температур.

Кондуктор: Для перекрытия неустойчивых пород, склонных к осыпям и обвалам, для обеспечения надежного перекрытия верхних водоносных горизонтов и для установки ПBO. В качестве кондуктора применяются обсадные трубы диаметром 245 мм с резьбовым соединением «Batress». Цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна: Комплектуется из обсадных труб диаметром с резьбовым соединением «Batress» и спускаются на глубину по вертикали 900 м, по стволу 1185 м, в кровлю продуктивного пласта.

Глубина спуска кондуктора

Расчет минимальной глубины спуска кондуктора из условий предотвращения ГРП при закрытии устья. В случае возможного открытого фонтанирования при полном замещении скважинной жидкости флюидом рассчитывается по формуле:


Ггрп1 - градиент гидроразрыва пород, залегающих в предколонном интервале (расчетный), кгс/см2

Ггрп - градиент гидроразрыва пород, залегающих в предколонном интервале после упрочнения, кгс/см2

Рпл - пластовое давление, проявляющееся в пласте, кгс/см2

Ру - устьевое давление при закрытом ПВО (по промысловым данным), кгс/см2; Нк - минимально необходимая глубина спуска колонны (расчетная), м; L - глубина залегания кровли пласта, м

.2 Выбор и обоснование профиля скважины

Профиль направленной скважины должен обеспечивать:

высокое качество скважины как объекта для последующей эксплуатации;

минимальные затраты на строительство скважины;

безаварийное строительство скважины;

бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств;

свободное прохождение по стволу скважины приборов (например, геофизических) и устройств.

Всем этим требованиям отвечает трех интервальный профиль скважины:

Рисунок 4 - Вертикальная проекция ствола скважины

Рисунок 5 - Горизонтальная проекция ствола скважины

.3 Выбор и обоснование способа бурения

Выбор способа бурения является одним из ответственных этапов при проектировании технологии проводки скважины. Способ бурения выбирается на основе статистического материала по уже пробуренным скважинам. Способ бурения определяет многие технические решения: режим бурения, бурильный инструмент, гидравлическую, программу, тип буровой установки, технологию крепления скважины.

Выбор способа бурения должен обеспечивать:

качественное вскрытие продуктивного пласта;

достижение высокого качества ствола скважины;

высоких механических скоростей и проходок на долото.

Таблица 2.1

Способы бурения скважины

Интервал бурения

Тип обсадной колонны

Тип бурения

0-20

направление

Вращательный с продувкой

20-150

кондуктор

Вращательный с продувкой

150-180

Эксплуатационная

ВЗД

180-360

Эксплуатационная

ВЗД

168-900

эксплуатационная колонна

ВЗД

Использование комбинации роторного и турбинного способа бурения является отличительной особенностью ООО «ТБНГ-Бурение», и вместе с новым высококачественным оборудованием позволяет добиться высоких технико-экономических показателей. Также к использованию роторного и роторно-турбинного способа бурения предрасполагает наличие системы СВП. Одним из преимуществ данной технологии является отсутствие ведущей трубы.

.4 Выбор и обоснование ПРИ

Для выбора типа размеров долот необходимо геологический разрез разделить на нормативные пачки, имеющие в своем составе незначительно различающиеся на 1-2 единицы по твердости и абразивности. Это необходимо для определения средней твердости и абразивности с целью выбора породоразрушающего инструмента по классификационной таблице НИИБТ.

Таблица 2.2

Усредненный геологический разрез и тип ПРИ

Интервал

Наименование преобладающих пород

Твердость кгс/мм2

Абразивность мг

Нормативные пачки

Тип ПРИ

от

до






0

20

Суглинки

3,5

4.0

I

III 393,7 СЗ-ЦГВУ

20

150

Глина, алевролит

5.0

5.5

II

III 295,3 CH34MRS

150

180

Алевролит

4.0

4.0

III

III 215,9 HE24MRSV

180

360

Уголь

4.0

4.0

IV

III 215,9 HE34MRSV

360

900

Алевролит, песчаники, уголь, углистые аргиллиты, алевролиты

6.0

8.0

V

III 215,9 HE24MRSV


2.5 Выбор и обоснование режима бурения по интервалам

Основными параметрами режима бурения являются:

осевая нагрузка, G(kH);

частота вращения долота, h (об/мин);

количество прокачиваемой жидкости в единицу времени, Q (л/с).

Осевая нагрузка определяется рекомендациями завода изготовителя в зависимости от типа выбранного долота.

Частота вращения для интервалов роторным способом бурения определяется, исходя из технологической характеристики буровой установки, частота вращения долот с использованием забойных двигателей, с учетом технологической характеристики двигателей.

Расход промывочной жидкости определяем с учетом заданной скорости восходящего потока, обеспечивающего сохранение стенок скважины и условий, предупреждающих прихваты.

= 0,785 * k * (Dд - dбт) * VB

где: k - коэффициент, учитывающий твердость пород при бурении скважин. В мягких породах

k = 1,3, в твердых или крепких

k = 1,05;

Dд - диаметр долота, м

dбт - наружный диаметр бурильных труб, м

VB - скорость восходящего потока, м/сек (рекомендуемая скорость в мягких породах - 1,5 м/сек, для средних - 1,2 м/сек, для твердых - 1,0 м/сек)

Для долот пачки I 393.7 МГВУR227 расход промывочной жидкости составляет:= 0,785 * 1,3 * (0,3932 - 0,1472) * 1,5 = 0,2 л/с

Для долот пачки II 295.3 ETS13GLK расход промывочной жидкости составляет:= 0,785 * 1,3 * (0,2952 - 0,1472) * 1,5 = 0,1 л/с

Для долот пачки III 215.9 МСЗГНУ-R37 расход промывочной жидкости составляет:= 0,785 * 1,05 * (0.2152 - 0,1472) * 1,2 = 0,02 л/с

Для долот пачки IV 215.9 МЗГВR155 расход промывочной жидкости составляет:= 0,785 * 1,05 * (0,2152 - 0,1472) * 1,2 = 0,02 л/с

Для долот пачки V 215.9 DSX613M-D5 расход промывочной жидкости составляет:= 0,785 * 1,05 * (0,2152 - 0,1472) * 1,0 = 0,02 л/с

Таблица 2.3

Сводная таблица результатов

Интервал

Тип ПРИ

Осевая нагрузка, G kH

Частота вращения ПРИ, об/мин

Количество раствора, прокачиваемого в единицу времени, Q л/с

от

до





0

20

III 393,7 СЗ-ЦГВУ

5

60

0,2

30

150

III 295,3 CH34MRS

6-7

120-180

0,1

150

180

III 215,9 HE24MRSV

9-10

80-100

0,02

180

360

III 215,9 HE34MRSV

6-7

90-120

0,02

360

900

III 215,9 HE24MRSV

9-10

70-130

0,02

.6 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

Тип забойного двигателя выбирается, исходя из интервалов бурения, диаметра долота, проектного профиля скважины. Правильно выбранный забойный двигатель должен обеспечивать высокие технико-экономические показатели.

Требования, предъявляемые к забойным двигателям:

- диаметр забойного двигателя должен быть не менее 0,8-0,9 диаметра долота;

крутящий момент должен обеспечивать требуемую мощность на разрушение горной породы;

расчетный расход промывочной жидкости должен быть близким к паспортному расходу двигателя.

Таблица 2.4

Забойные двигатели

Интервал

Забойный двигатель

0

150

Вращательный (верхний привод)

150

180

Д1-195 (ВЗД)

180

900

ДРУ-172 (ВЗД)


Таблица 2.5 - Техническая характеристика забойных двигателей

Шифр двигателя

Длина, м

Диаметр наружный, мм

Масса, кг

Д1-195 (ВЗД)

7,67

195,0

1350

ДРУ-172 (ВЗД)

7,0

172

1100




2.7 Выбор и обоснование БК и ее технологическая оснастка

Таблица 2.6

Компоновка низа бурильной колонны по интервалам

Интервал бурения, м

Условный номер КНБК

Способ бурения

№ п/п

Элементы КНБК





Типоразмер шифр

ГОСТ, ОСТ

расстояние от забоя до места установки, м

наружный диаметр, мм

длина (высота), м

масса, кг

назначение

Наклонно-направленная скважина

Бурение 0-20

1


1

III 393,7 СЗ-ЦГВУ (с клапанами для воздуха)

ГОСТ 20692-2003

0

393,7

0,53

150

долото




2

Стабилизатор

API

0,5

384

3,66

960

стабилизатор




3

Переходник на УБТ

API

4,16

196,8-139,7

0,45

72




4

УБТ 139,7

API

4,61

139,7

893

утяж.бур.трубы




5

Переходник

API

13,71

196,8-139,7

0,45

72

переходник




6

Стабилизатор

API

14,16

384

3,66

960

стабилизатор




7

Переходник на УБТ

API

17,82

196,8-139,7

0,45

72

переходник




8

УБТ 139,7

API

18,27

139,7

893

утяж.бур.труб

Бурение 20-150

2


1

III 295,3CH 34 MRS (с клапанами для воздуха)

ГОСТ 20692-2003

0

295,3

0,42

90

долото




2

Стабилизатор

API

0,5

290

3,66

840

стабилизатор




3

Переходник на УБТ

API

4,16

196,8-139,7

0,45

72

переходник




4

УБТ 139,7

API

4,61

139,7

9,1

893

утяж.бур.трубы




5

Переходник

API

13,71

196,8-139,7

0,45

72

переходник




6

Стабилизатор

API

14,16

290

3,66

840

стабилизатор




7

Переходник на УБТ

API

17,82

196,8-139,7

0,45

72

переходник




8

УБТ 139,7

API

18,27

139,7

9,1

893

утяж.бур.трубы




9

Переходник

API

27,37

196,8-139,7

0,45

72

переходник




10

Стабилизатор

API

27,82

290

3,66

840

стабилизатор




11

Переходник на УБТ

API

31,48

196,8-139,7

0,45

72

переходник




12

УБТ 139,7

API

31,93

139,7

118,07

11500

утяж.бур.трубы

Бурение 150-180

3

ВЗД

1

III 215,9 HE 24 MRSV (III 215,9 HE 34 MRSV)

ГОСТ 20692-2003

0

215,9

0,40

59

долото




2

1 AK 215,9 CT-001

ТУ 3664-2003

0,40

215,9

0,5

64

Калибратор алмазный




3

Д1-195

ТУ 266-02-574-74

0,90

195,0

7,67

1350

Забойный двигатель




4

КОБ-178

ОСТ 39-096-79

8,57

178

0,45

41

обратный клапан




5

ПК-172

ТУ 26-02-962-84

9,02

172

0,45

40

переливной




6

УБТС 2-178

ТУ 14-3-835-79

9,47

178,0

8,0

1248

утяж.бур.трубы




7

ЦС 214,0

ТУ 26-02-962-83

17,47

214,0

0,96

160

центратор




8

УБТС 2-178

ТУ 14-3-835-79

18,43

178,0

8,0

1248

утяж.бур.трубы




9

ЦС 214,0

ТУ 26-02-962-83

26,43

214,0

0,96

160

центратор




10

УБТС 2-178

ТУ 14-3-835-79

27,39

178,0

153,0

23868

утяж.бур.трубы

Бурение 150-180

3

ВЗД

1

III 215,9 HE 24 MRSV (III 215,9 HE 34 MRSV)

ГОСТ 20692-2003

0

215,9

0,40

59

долото




2

1 AK 215,9 CT-001

ТУ 3664-2003

0,40

215,9

0,5

64

Калибратор алмазный




3

Д1-195

ТУ 266-02-574-74

0,90

195,0

7,67

1350

Забойный двигатель




4

КОБ-178

ОСТ 39-096-79

8,57

178

0,45

41

обратный клапан




5

ПК-172

ТУ 26-02-962-84

9,02

172

0,45

40

переливной




6

УБТС 2-178

ТУ 14-3-835-79

9,47

178,0

8,0

1248

утяж.бур.трубы




7

ЦС 214,0

ТУ 26-02-962-83

17,47

214,0

0,96

160

центратор




8

УБТС 2-178

ТУ 14-3-835-79

18,43

178,0

8,0

1248

утяж.бур.трубы




9

ЦС 214,0

ТУ 26-02-962-83

26,43

214,0

0,96

160

центратор




10

УБТС 2-178

ТУ 14-3-835-79

27,39

178,0

153,0

23868

утяж.бур.трубы

Бурение 150-180

3

ВЗД

1

III 215,9 HE 24 MRSV

ГОСТ 20692-2003

0

215,9

0,40

59

долото




2

ДРУ-172

ТУ 266-02-574-74

0,4

172

7,0

1100

забойный




3

КОБ-178

ОСТ 39-096-79

7,40

178

0,45

41

обратный клапан




4

ПК-172

ТУ 26-02-962-84

7,85

172

0,45

40

переливной




5

АБТ-170

ГОСТ 27386-79

8,3

170

6

120

алюминиевые БТ




6

ЗИС-4М

ТУ 4315-017

178

4,5

690

забойная




7

ЛБТ-129

ГОСТ 27386-79

18,8

129

12

150

легкосплавные БТ




8

УБТС 2-178

ТУ 14-3-835-79

30,8

178

16,0

2496

утяж.бур.трубы




5

ПК-172

ТУ 26-02-962-84

9,02

172

0,45

40

переливной клапан




6

УБТС 2-178

ТУ 14-3-835-79

9,47

178,0

8,0

1248

утяж.бур.трубы




7

ЦС 214,0

ТУ 26-02-962-83

17,47

214,0

0,96

160

центратор




8

УБТС 2-178

ТУ 14-3-835-79

18,43

178,0

8,0

1248

утяж.бур.трубы




9

ЦС 214,0

ТУ 26-02-962-83

26,43

214,0

0,96

160

центратор




10

УБТС 2-178

ТУ 14-3-835-79

27,39

178,0

153,0

23868

утяж.бур.трубы

Бурение

4

ВЗД

1

III 215,9 HE 34 MRSV

ГОСТ 20692-2003

0

215,9

0,40

59

долото




2

ДРУ-172

ТУ 266-02-574-74

0,4

172

7,0

1100

забойный двигатель




3

КОБ-178

ОСТ 39-096-79

7,40

178

0,45

41

обратный клапан




4

ПК-172

ТУ 26-02-962-84

7,85

172

0,45

40

переливной клапан




5

АБТ-170

ГОСТ 27386-79

8,3

170

6

120

алюминиевые БТ




6

ЗИС-4М

ТУ 4315-017-12530677-01

14,3

178

4,5

690

забойная телесистема




7

ЛБТ-129

ГОСТ 27386-79

18,8

129

12

150





8

УБТС 2-178

ТУ 14-3-835-79

30,8

178

16,0

2496




Таблица 2.7

Типы и параметры бурового раствора по интервалам

Интервал бурения, м

Плотность бурового раствора, кг/м3

Условная вязкость, с

Фильтрация, см3/30мин

СНС, дПа

Корка, мм

pH

Реологическая характеристика раствора

Содержание ионов, мг/л

Содержание





1 мин

10 мин



пластическая вязкость, мПа⋅с

динам напряжение сдвига, дПа

Cl-

Ca2+

Mg2+

Угле-вородово,%

твердой фазы, об.%

песка, об.%

Воздушная аэрозоль

0-150

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Малоглинистый полимерный раствор

150-900

1100

25-35

4,0-5,0

20-40

50-100

1

8,0-9,0

12

-

<400

<100

-

-

4,0-5,0

1,0




2.8 Выбор промывочной жидкости и химических реагентов для промывки скважины

Буровой раствор должен:

удалять выбуренную породу (шлам) из-под долота, транспортировать ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины и обеспечивать ее отделение на поверхности;

удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;

охлаждать долото и облегчать разрушение породы в призабойной зоне;

создавать давление на стенки скважины для предупреждения водо-, нефте- и газопроявлений;

оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, предупреждая их обрушение;

передавать энергию гидравлическому забойному двигателю (при бурении этими двигателями);

обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малотоксичные с точки зрения охраны окружающей среды. Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания коллоидной глинистой фракции.

Таблица 2.8

Характеристика химических реагентов

Наименование химреагента, применяемого в интервале

Цель применения химреагента, материала

Интервал бурения, м

Норма расхода, кг/м3

Глинопорошок бентонит. ПБМА ТУ 5751-002-58156178-02

Создание исходного раствора

150-900

20

Каустическая сода, сорт высший

Регулятор рН

150-900

0,5

КМЦ-700 (карбоксиметилцеллюлоза с высоким молекулярным весом)

Загуститель бурового раствора, понизитель фильтрации

150-900

3

КМЦ-400 (карбоксиметилцеллюлоза с низким молекулярным весом)

Загуститель бурового раствора, понизитель фильтрации

150-900

5

ФХЛС (феррохромлигносульфонат) ТУ 39-01-08-348-78

Понизитель вязкости, стабилизатор

150-900

10

Пеногаситель ПЭС-1 ТУ 2458-012-20672718-2001

Понизитель пенообразования

150-900

1

ФК-2000 ТУ 2458-002-49472578-03

Смазочная добавка перед спуском

900

10

Кальцинированная сода ГОСТ 5100-85

При разбуривании цементных стаканов

45-50 145-150

1 5

Примечание: применяемые химреагенты и материалы должны быть сертифицированы


2.9 Технологический процесс крепления скважины

Требование к креплению скважины:

Под креплением скважины понимают обсадную колонну с формировавшимся вокруг нее тампонажным камнем. Крепление скважины предназначено для:

сохранения формы и размеров проектного поперечного сечения на весь период эксплуатации;

разобщение пластов с целью испытания межпластовых перетоков и флюидопроявления как в процессе строительства, так и в период эксплуатации;

надежной охраны недр.

Качество крепления определяют:

- толщина и группа прочности стали труб обсадной колонны;

состав, количество и расположение технической оснастки на обсадной колонне;

тип и количество буферной жидкости и тампонажного раствора;

способ и технико-технологические условия цементирования

Таблица 2.9

Типы обсадных колонн

производство (отечественное, импортное)

условный код типа соединения

наружный диаметр, мм

толщина стенки, мм

марка (группа прочности) материала труб

1

2

3

4

5

Отечественное Отечественное Отечественное

ОТТМА Batress Batress

323,9 244,5 168,3

9,5 7,9 8,9

Д Де-1 Де-1

.10 Выбор способа цементирования

Способ цементирования выбирается в зависимости от величины коэффициента безопасности Кб:


Где Рф- расчетное давление в конце цементирования у башмака спущенной колонны, кгс/см2

Рг.р.- давление гидроразрыва пластов на той же глубине, кгс/см2

Если Кб ≥ 1.0, то цементирования производится в две ступени с использованием заколонного изолирующего пакера или муфты ступенчатого цементирования.

При 0.95≥ Кб < 1.00 цементирование производится с обязательным выполнением специального комплекса мероприятий по предотвращению гидроразрыва пластов;

При Кб≥ 0.95, проведение цементирования производится в нормальном режиме. Прогнозное значение давления гидроразрыва (давления поглощения тампонажного раствора) у башмака обсадной колонны составляет, кгс/см2: Pг.р. г.р.H

Значение Рф определяется по формуле:

Pф = Pсз +∆P,

где Рсз - гидростатическое давление в затрубном пространстве в конце цементирования на глубине спуска колонны (по вертикале), кгс/см2:

Pсз= H*pц/10,

∆P - гидравлические потери давления при движении жидкостей в затрубном пространстве в конце цементирования (по длине ствола L), кгс/см2:

∆P = 0.1*ג*ᵞср

Во избежание поглощения тампонажного раствора и гидроразрыва пластов при цементировании кондуктора, наряду с цементным раствором нормальной плотности, предусматривается применение облегченной тампонажной смеси. Подъем тампонажного раствора за кондуктором до устья. Эксплуатационная колонна цементируется с перекрытием башмака кондуктора на 150м. Во избежание поглощения тампонажного раствора и гидроразрыва пластов цементирование эксплуатационной колонны производится одноступенчатым способом

.11 Выбор комплекта ПВО

.11.1 Оборудование устья скважины

Обвязка обсадной колонны предназначена для:

герметизации разобщения межколонного пространства;

создания растягивающих напряжений в обсадной колонне;

установка ПВО;

установка фонтанной арматуры;

управления скважиной при возникновении осложнений.

В качестве обвязки обсадной колонны используют колонные головки, которые различают числом подвешенных колонн и воспринимаемым давлением.

Конструкция проектной скважины состоит из:

кондуктора, диаметром 245 мм;

эксплуатационной колонны, диметром 168 мм.

И для данной конструкции скважины подходит обвязка обсадной колонны марки ОКК1-21-245Х168ХЛ-4.

.11.2 Выбор противовыбросового оборудования (ПВО)

Для предупреждения флюидопроявления и неуправляемого фонтанирования на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование, состав которого определяется ожидаемым давлением на устье скважины. При вскрытии газонефтяных пластов с ожидаемым давлением на устье до 35 МПа, в состав противовыбросового оборудования входит: 3 превентора, один из которых - универсальный. На устье проектируемой скважины ожидаемое давление не превышает 35 МПа, значит, на устье устанавливается комплект ПВО марки ОП5-230/80х35. В комплект ПВО входят 2 плашечных превентора,1 универсальный и крестовина.

.12 Выбор буровой установки

Исходными данными при выборе буровой установки является проектная глубина и конструкция скважины. Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности (Gгр), обуславливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб.

Gбк (Gок) ≤ Gгр

Рисунок 6 - Обвязка устья скважины

- плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителями сред, 5 -кольцевой превентор 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан.

Параметр максимальная нагрузка характеризует предельно допустимое значение нагрузки на крюке, которое не может быть превышено при выполнении любых технологических операций в процессе всего цикла строительства скважины (вертикальные нагрузки, возникающих при ликвидации и осложнении в скважине). Вес кондуктора:

Gk = lk * qk = 360 * 569 = 0,2 MН

Вес эксплуатационной колонны:

Gэк = lk * qk = 900 * 288 = 0,32 MH

Вес буровой колонны с УБТ:

Gбк = lбк * Qбк + lубт * Qубт = 59,5 * 49,5 + 31,3 * 25,4 = 1,3 MH

При расхаживании буровой колонны нагрузку можно увеличить на 25%

Qбкрж = Qбк * 1,25 = 1,3 * 1,25 = 1,6 МН

При расхаживании наибольшей тяги обсадной колонны нагрузку можно увеличить на 15%

Qэкрж = Gэк - 1,15 = 1,7 - 1,15 = 0,55 МН

Из расчетов следует, что наибольшую нагрузку буровая установка будет испытывать при бурении.

Для бурения данной скважины наиболее рационально использовать установку RD-20/III. Техническая характеристика данной установки приведена в таблице.

Таблица 2.10

Техническая характеристика буровой установки RD-20/III

Система подачи

Усилие подъема, кгс

55000


Усилие подачи, кгс

13600

Вращатель

Крутящий момент, кгм/, частота вращения, мин-1

1084/0-120


Ход вращателя, м

15,7

Мачта

Грузоподъемность, кгс

110000


Высота, м

18,88

Мощность привода, л.с.


700; 800

Бурильные трубы

Длина, м

9,1


Диаметр, мм

89,114, 140


геологический технологический буровой скважина

3. Расчетная часть

.1 Проектирование гидравлической программы промывки

Выбор расхода промывочной жидкости:

- выбор расхода промывочной жидкости осуществляется, исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:

Q1 ≥ q * F3

где q = 0,65 м/с - удельный расход;3 - площадь забоя;

3 =

где Dд - диаметр долота

Dд = 295,3 мм;3 =

выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:


Где Uос - скорость оседания крупных частиц шлама;

Fкп - площадь кольцевого пространства, м2;

где dш - средний диаметр крупных частиц шлама;

rп - плотность породы, кг/м3;

r - плотность промывочной жидкости, кг/м3.

Dш = 0,0035+0,0037ЧDд;


Где Dтр - диаметр турбобура, м

dш = 0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м

≥ 0,36 * 0,05 = 0,018м3

выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:

Q3 › Qc*

где Муд - удельный момент на долоте;

G - вес турбобура;

Мс - момент турбобура при расходе Qc жидкости rc;

r - плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.

к - коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,3.

Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:

Mg = 1200 Hм; Qc = м3/с; rc = 1000 кг/м3; r = 1100кг/м3, Мс = 1500 H/м.

Q3 › 0,03*

4. Специальная часть. Боковые стволы как основа технологии строительства разветвляющихся многоствольных скважин

Теоретические основы технологии бурения скважин с боковыми ответвлениями были разработаны инженерами и учёными ВНИИБТ в середине прошлого века. В 50 х годах на нефтяных месторождениях СССР под руководством А.М. Григоряна пробурено свыше 30 многозабойных скважин. В 1951 г. разветвление скважин начинается на Карташёвском месторождении Стерлитамакской области Башкирской АССР.

Месторождение представляет собой рифовый массив мощностью от 100 м до 300 м с неравномерной проницаемостью в горизонтальном и вертикальном направлениях. Первые две многозабойные скважины (№№59/45, 64/45) на данном месторождении имели по три ответвления. В 1953 г. на Карташёвском месторождении построена уникальная скважина №66/45 с 10 наклонными и горизонтальными ответвлениями от основного ствола. При вертикальной глубине 600 м общая длина ствола составила 1993 м, из которых 1760 м пройдено непосредственно в продуктивном пласте. Скважина №66/45 после освоения эксплуатировалась с дебитом, равным дебиту нескольких десятком соседних вертикальных скважин [1]. Однако, не смотря на выдающиеся результаты, технология многозабойного бурения не была востребована нефтегазодобывающими предприятиями, поэтому в практике строительства скважин ответвления забуривались только в аварийных случаях. При этом проводку второго ствола производили неориентировано вдоль основного ствола.

В условиях резкого падения нефтедобычи в начале 90-х годов для стабилизации положения в отрасли необходимы были новые нестандартные решения. Одним из таких решений стала технология строительства горизонтальных боковых стволов (БС) из бездействующих и малодебитных скважин, фонд которых только в Западной Сибири на тот момент времени превышал 40 тысяч скважин.

Разработка технологии бурения направленных БС из скважин с эксплуатационными колоннами диаметром 140 мм, 146 мм и 168 мм осуществлялась на основе опыта бурения, полученного инженерами ВНИИБТ в процессе проектирования и строительства многозабойных скважин. При этом разработчиками был решён ряд принципиально новых технических задач:

ориентирование забойного двигателя-отклонителя в обсадной колонне, являющейся магнитной средой;

проектирование и расчёт параметров пространственного профиля наклонно-направленного и горизонтального БС;

разработка технологии забуривания БС с зарезного цементного моста в интервале, ограниченным окном в обсадной колонне;

конструирование специальных винтовых забойных двигателей для забуривания и бурения БС по среднему радиусу кривизны;

разработка алгоритма контроля и управления проводкой БС по проектной траектории;

создание технических средств для измерения параметров горизонтальной части БС;

разработка технологии подготовки БС к спуску хвостовика;

разработка устройства для подвески хвостовика в обсадной колонне с последующим его цементированием.

К 1992 году учёными и конструкторами ВНИИБТ была завершена работа над технико-технологическим комплексом для бурения наклонных и горизонтальных БС из эксплуатационных колонн, который включал:

пакет программ для ЭВМ «Наклонно-направленное бурение - ННБ» для проектирования, контроля и управления проводкой БС;

устройства для вырезания участка обсадной эксплуатационной колонны УВ-114 и УВУ168.

устройство для ориентирования забойного двигателя-отклонителя на основе гироскопа;

специальные зарезные безопорные долота;

малогабаритную телеметрическую систему ЭТО-36 с проводным каналом связи;

винтовые забойные двигатели серии ДГ диаметром 106 мм;

технологическую оснастку для перемещения геофизических приборов в горизонтальном стволе;

подвеску хвостовиков типа УПГХ.

Опытно-промысловые работы по испытанию технико-технологического комплекса ВНИИБТ были проведены в 1992-1993 гг. при строительстве горизонтального бокового ствола из вертикальной скважины №12130 на Ен-Яхинской площади Уренгойского газоконденсатного месторождения.

В интервале 1113÷1120,5 м с помощью вырезающего устройства УВУ-168 по всему сечению роторным способом была вырезана обсадная колонна диаметром 168 мм. Забуриваиие БС производили с цементного моста в интервале 1113,6÷1117,1 м следующей КНБК: долото Ш-139.7 Д-СЦВ, винтовой забойный двигатель-отклонитель (ВЗДО) ДГ 106 с углом перекоса секций 3°30', гироскопическое ориентирующее устройство «Зенит-106», НКТ диаметром 101,6 мм.

При бурении БС использовался полимерный меловой раствор по рецептуре института «ТюменНИИгипрогаз».

Бурение участка БС с увеличением зенитного угла до кровли сеноманских отложений осуществляли с помощью КНБК: долото III-139,7 СЦВ (III-139,7 СВКШ), ВЗДО ДГ-106 (угол искривления 3°30' и 3°), бурильные трубы диаметром 89 мм и НКТ диаметром 101,6 мм. Фактический профиль БС показан на рис. 1. Хвостовик, составленный из НКТ-101.6 с фильтром длиной 108 мм, был подвешен в эксплуатационной колонне на специальной муфте. После освоения БС дебит скважины №12130 превысил дебит соседних наклонных скважин в четыре раза [2].

Рисунок 7. Фактический профиль бокового ствола скважины №12130 Ен-Яхинская

Опытные работы по восстановлению производительности скважины в условиях шельфового месторождения были проведены в 1997 г. на нефтяном месторождении Белый Тигр, эксплуатацию которого осуществляет совместное российско-вьетнамское предприятие СП «Вьетсовпетро». Запланированная для бурения наклонно-направленного БС скважина № 74 расположена на морской стационарной платформе МСП 6.

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм была вырезана в интервале 2555÷2565 м с помощью универсального вырезающего устройства УВУ-168. Для бурения наклонно-направленного БС использовались винтовые забойные двигатели ОДГ2-108 и ДГ-108. Средняя механическая скорость бурения составляла 4.5 м/час при осевой нагрузке на долото - 50 кН. Для бурения наклонно-прямолинейных интервалов профиля БС применялась КНБК: долото III 139.7 СЗ-ГАУ, винтовой двигатель ДГ-108 с центратором диаметром 134 мм. Бурение БС завершили на глубине 3067 м.

В БС был спущен "хвостовик" диаметром 101.6 мм, который в процессе цементирования закрепили в эксплуатационной колонне с помощью подвески УПГХ-101 [3].

В сложных горно-геологических условиях осуществлялось строительство горизонтальных БС на газоконденсатном месторождении (ГКМ) Штормовое в Черном море. Месторождение эксплуатирует украинское предприятие ГАО «Черноморнефтегаз».

Все работы по строительству БС производились с самоподъемной буровой установки «Таврида». Бурение БС в скважинах №21 и №22 Штормовая осуществляли из окна в обсадной эксплуатационной колонне диаметром 146 мм.

В скважине № 21 Штормовая БС планировалось забурить в отложениях верхнего палеоцена, где зенитный угол старого ствола равен 35.5°. а азимут - 85°. Цель бурения заключалась в пересечении горизонтальным стволом длиной 200 м высокопродуктивной части пласта в интервале вертикальных глубин 1820-1830 м.

Проектный профиль БС включает интервал увеличения зенитного угла с 35.5° до 88.5° и азимута с 85°до 110°, а также прямолинейный горизонтальный участок. БС забурен с зарезного цементного моста на глубине 2131 м. Положение ВЗДО при забуривании постоянно контролировалось с помощью телеметрической системы ЭТО-ВНИИБТ [4, 5].

Фактический профиль БС, пробуренный из наклонной скважины №21 Штормовая, представлен на рис. 2.

Рисунок 8 - Фактический профиль бокового ствола скважины №21 Штормовая

По аналогичной технологии был пробурен горизонтальный БС из скважины №22 Штормовая.

Уникальным, не имеющим аналогов в отечественной промысловой практике, является опыт бурения дополнительного ствола из горизонтального участка скважины №28 Штормовая. За счёт бурения дополнительного ствола из башмака эксплуатационной колонны диаметром 146 мм длина горизонтального участка скважины №28 Штормовая была увеличена на 150 м (рис. 3). Горизонтальный ствол скважины №28 вместе с дополнительным стволом позволил отбирать газ и газоконденсат с периферийной части месторождения Штормовое.

Рисунок 9 - Фактический профиль горизонтального ствола скважины 28 Штормовая

Разработанная ВНИИБТ технология позволяет осуществлять строительство наклонных и горизонтальных БС при реконструкции скважины на суше и на море и включает следующие основополагающие технические решения:

вырезание эксплуатационной колонны по всему сечению в интервале между муфтами обсадной трубы;

очистка открытого ствола в интервале вырезания с последующей установкой зарезного цементного моста;

ориентированное забуривание вертикального БС из обсадной колоны с использованием гироскопа;

проводка БС по среднему радиусу кривизны;

применение для бурения интервалов профиля КНБК с оптимальными размерами;

подвеска хвостовика в эксплуатационной колонне с помощью специального устройства с пакером.

Значительный вклад в создание, промысловое испытание и внедрение технико-технологического комплекса для строительства наклонных и горизонтальных БС внесли учёные и конструкторы ВНИИБТ: О.К. Рогачёв, А.С.  Повалихин, А.С. Оганов, Д.Ф. Балденко, Н.Ф. Мутовкин, А.В. Власов, В.М. Беляев, В.В. Кириченко, В.А. Федорычев, Л.Х. Фарукшин, Л.А. Райхерт, С.В. Никитин.

Работа по практическому применению и внедрению технологии бурения БС была бы невозможной без творческого участия специалистов нефтегазовых компаний России и зарубежных стран: А.А. Ахметова, В.Н. Москвичёва (ПО «Уренгойгазпром»), А.В. Козлова, В.Г. Глушича (ГАО «Черноморнефтегаз»), Лыонг В.Т., Кхуе Х.Н., Ньяк Л.К. (СП «Вьетсовпетро»).

Опыт бурения опорно-технологических скважин на нефтегазовых месторождениях на суше и на морском шельфе подтвердил высокую экономическую эффективность строительства горизонтальных БС.

Промышленное использование нефтяными компаниями России технологии бурения БС для реконструкции бездействующих и малодебитных скважин началось с середины 90-х годов. С 2000 г. объём строительства боковых стволов увеличивается исключительно высокими темпами, например, уже в 2005 г на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» зарезку БС произвели в 332 скважинах [6]. В связи с большим количеством скважин-кандидатов для бурения БС, а также участков залежей, нерентабельных для строительства дополнительных новых скважин, ОАО «Сургутнефтегаз» до 2015 г. планирует построить 6500 БС [6]. На нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть», находящихся в завершающей стадии разработки, планируется восстановить до 20% малодебитных нерентабельных скважин методом бурения БС [7]. Увеличиваются объёмы бурения БС на площадях, разрабатываемых нефтяными компаниями ОАО «НК-Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «ТНК-ВР».

Анализ результатов эксплуатации горизонтальных БС на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» за период 2001-2005 гг. показывает, что к 2005 г. средний дебит скважины снизился, как по жидкости, так и по нефти [6]. Это при том, что средняя протяжённость БС по пласту увеличивалась из года в год. Причём, если средний дебит жидкости на 10 м ствола уменьшается незначительно с увеличением средней протяжённости БС в пласте, то аналогичный показатель по нефти при этом снижался с гораздо большим темпом. Таким образом, данные, приведенные в работе [6], говорят о том, что возможности горизонтальных БС в условиях месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» близки к своему пределу. Значительно более высокие показатели по данным указанной выше работы были получены при эксплуатации многозабойных скважин.

Опыт эксплуатации первых многозабойных скважин выявил ряд существенных проблем, связанных со сложностью освоения, контроля работы и ремонта каждого ответвления от основного ствола [1]. Дело в том, что в силу анизотропии горных пород пласта по пористости и проницаемости отбор пластового флюида производится неравномерно по контуру питания многозабойной скважины. При этом возможно обводнение одного или нескольких стволов, что приводит к обводнению скважины в целом. Поэтому необходим постоянный контроль и управление дебитом каждого ответвления, что предполагает в процессе работы скважины частичное или полное перекрытие отдельных БС. В сложных условиях интенсивно эксплуатируемых нефтяных месторождений «жизнь» боковых ответвлений может быть очень короткой, что существенно снижает эффективность многозабойных скважин. В целях повышения КИН и эффективности добывающих скважин предлагается новый подход к их проектированию и строительству, в соответствии с которым бурение боковых ответвлений осуществляется поэтапно в процессе эксплуатации скважины. Причём бурение ответвлений производится в ту область пласта, которая по данным гидродинамической модели является наиболее перспективной. При таком подходе повышается эффективность строительства и эксплуатации многоствольных скважин, так как архитектура такой скважины развивается в соответствии с текущим состоянием нефтяной залежи.

Конструкция эксплуатационной колонны разветвляющейся многоствольной скважины (РМС) в интервалах, где планируется забуривание ответвлений, должна предусматривать возможность формирования окна и подвески хвостовика. Профиль основного ствола такой скважины необходимо проектировать и оптимизировать с учётом минимальной суммарной длины всех запланированный к бурению ответвлений.

Выводы:

1. На стадии создания технологической схемы разработки месторождения требования к производству буровых работ должны предусматривать развитие обычных вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин в разветвляющиеся многоствольные скважины.

. Необходимо разработать типовые конструкции скважин и виды проектного профиля ствола для строительств разветвляющихся многоствольных скважин.

. Для бурения разветвляющихся многоствольных скважин может быть использован комплекс технических средств, применяемый в настоящее время при строительстве боковых стволов.

5. Охрана труда и окружающей среды

.1 Промышленная безопасность опасных производственных объектов

Согласно статьи 2 Федерального закона №116-ФЗ от 21.07.97 г. [6] “Участок ведения буровых работ” - буровая площадка (кустовая или одиночная) с установленной и работающей на ней стационарной или передвижной установкой для бурения и освоения скважины является опасным производственным объектом второго типа (Приложение 1 Федерального закона, пп. №1,2,3,5), так как относится к категории производственных объектов, на которых получаются, используются, образуются, хранятся, транспортируются следующие опасные вещества

воспламеняющиеся вещества - газы, которые при нормальном давлении и в смеси с воздухом становятся воспламеняющимися и температура кипения которых при нормальном давлении составляет 20 градусов Цельсия или ниже;

- горючие вещества - жидкости, газы, пыли, способные самовозгораться, а также возгораться от источника зажигания и самостоятельно гореть после его удаления;

взрывчатые вещества - вещества, которые при определенных видах внешнего воздействия способны на очень быстрое самораспространяющееся химическое превращение с выделением тепла и образованием газов;

используется оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115 градусов Цельсия.

Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект обязана:

- соблюдать положения Федерального Закона, других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов в области промышленной безопасности;

иметь лицензию на осуществление конкретного вида деятельности в области промышленной безопасности, подлежащего лицензированию в соответствии с законодательством Российской Федерации;

обеспечивать укомплектованность штата работников опасного производственного объекта в соответствии с установленными требованиями;

допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;

обеспечивать проведение подготовки и аттестации работников в области промышленной безопасности;

иметь на опасном производственном объекте нормативные правовые акты и нормативные технические документы, устанавливающие правила ведения работ на опасном производственном объекте;

- организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;

обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственными процессами в соответствии с установленными требованиями;

обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности зданий, а также проводить диагностику, испытания, освидетельствование сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, в установленные сроки и по предъявляемому в установленном порядке предписанию федерального органа исполнительной власти, специально уполномоченного в области промышленной безопасности, или его территориального органа;

предотвращать проникновение на опасный производственный объект посторонних лиц;

обеспечивать выполнение требований промышленной безопасности к хранению опасных веществ.

Каждая эксплуатирующая организация на основании вышеуказанных «Правил» разрабатывает положение о производственном контроле с учетом профиля производственного объекта. Положение о производственном контроле утверждается руководителем эксплуатирующей организации при обязательном согласовании и регистрации с территориальными органами Ростехнадзора.

.1.1 Перечень мероприятий по обеспечению пожарной безопасности

Процесс строительства скважины на нефть и газ по уровню пожарной опасности в соответствии с ГОСТ Р 12.13.047-98 классифицируется как технологический процесс повышенной опасности.

Общие положения

Для своевременного оповещения о возникновении пожара и (или) необходимости эвакуации согласно НПБ 104-03 буровая установка должна оснащаться системой оповещения и управления эвакуацией (СОУЭ) 1го типа.

Для обеспечения безопасности работающих на случай пожара при строительстве скважины каждая буровая установка должна быть обеспечена первичными средствами пожаротушения.

Выбор типа и расчет необходимого количества огнетушителей в защищаемом помещении или на объекте производится в зависимости от их огнетушащей способности, в предельной площади, а также класса пожара горючих веществ и материалов.

Комплектование буровой установки первичными средствами пожаротушения осуществляется в соответствии с классами пожаров согласно ППБ 01-03 и приведено в таблице 15.8. Проекта.

В связи с удаленностью объектов строительства от пожарного депо, согласно СНиП -II-89-80 на рабочей площадке проектом предусматривается организация пожарных постов из числа специально обученных работников буровой бригады. Помимо средств первичного пожаротушения, которыми оборудована буровая установка, пожарный пост оснащается:

патрубками для подсоединения пожарной техники (диаметром 2х77мм с полугайками для крепления рукавов пожарной техники;

- рукавами напорными, морозостойкими для пожарной техники (запас рукавов -100м);

аварийным запасом воды:

- водяная ёмкость для котельной -100 м3;

амбар для котельной - до 500 м3;

шламовый амбар - до 600 м3;

мотопомпой пожарной «Гейзер - 1600 П» с подачей 20 л/сек - 1 шт.;

- стволом ручным РПС-70 - 2 шт.

лестницей - палкой Л-17 - 1шт.

Личный состав, задействованный на пожарном посту, проходит обучение и аттестацию в установленном порядке.

Для работ по предупреждению и ликвидации ГНВП и открытых фонтанов, которые могут возникнуть при строительстве скважин буровой подрядной организацией и недропользователем, кроме осуществления мер по пожарной безопасности, заключается договор на обслуживание со специализированной противофонтанной службой (Красноярский военизированный отряд).

Каждый работающий на объекте обязан знать и выполнять установленные для объекта правила пожарной безопасности, не допускать действий, которые могут привести к пожару, сообщать руководителю об обнаруженных нарушениях требований пожарной безопасности. Руководители структурных подразделений (объекта) обязаны:

- Знать пожарную безопасность технологического процесса;

- Следить за выполнением установленного на объекте противопожарного режима;

- Обеспечить строгое соблюдение всеми работниками (обслуживающим персоналом) объекта установленных требований пожарной безопасности;

- Не допускать ведения работ с применением открытого огня без оформления в установленном порядке разрешения (наряда-допуска), обеспечить исправное состояние и постоянную готовность к действию имеющихся средств пожаротушения. На каждом объекте по строительству скважин должны быть разработаны инструкции о мерах пожарной безопасности для каждого опасного и пожароопасного участка. Ответственность за выполнение инструкций возлагаются на бурового мастера.

.2 Пожаровзрывобезопасность при строительстве скважины

Обеспечивается следующими условиями и мероприятиями:

Электрооборудование буровой установки (электродвигатели, машины, аппараты, устройства), контрольно-измерительные приборы, электрические светильники, средства блокировки, сигнальные устройства и телефонные аппараты, устанавливаемые во взрывоопасных зонах должны быть во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень взрывозащиты, соответствующий классу взрывоопасной зоны, вид взрывозащиты категории и группе взрывоопасной смеси. Классификация взрывоопасности помещений и пространств буровой установки и площадки строительства скважины приведены ниже.

Во взрывоопасных помещениях (блок центральной системы гидроциклонной очистки бурового раствора - ЦСГО, насосный блок, емкостной блок) необходимо постоянно следить за исправностью приборов, обеспечивающих непрерывный контроль содержания газа в воздухе помещений и сигнализирующих об опасной концентрации газа в помещении. При выходе из строя газоанализаторов анализ воздуха на загазованность должен проводиться через каждые два часа с помощью переносных газоанализаторов.

Технологические процессы должны проводиться в соответствии с регламентами, правилами технической эксплуатации и другой утвержденной в установленном порядке нормативно-технической и эксплуатационной документацией, а оборудование, предназначенное для использования пожароопасных и взрывопожароопасных веществ и материалов, должно соответствовать конструкторской документации заводов-изготовителей и зарубежных фирм.

На каждом предприятии должны быть данные о показателях пожарной опасности применяемых в технологических процессах веществ и материалов по ГОСТ 12.1.044-89.

При работе с пожароопасными и взрывоопасными веществами и материалами должны соблюдаться требования маркировки и предупредительных надписей на упаковках или указанных в сопроводительных документах.

Применение в процессах производства материалов и веществ с неисследованными показателями их пожаровзрывобезопасности или не имеющих сертификатов, а также их хранение совместно с другими материалами и веществами не допускается.

.2.1 Организационно-технические требования

1. Монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования буровой установки должно производиться в соответствии с установленными требованиями.

2. Заземляющие устройства должны находиться в исправном состоянии. Одиночно установленное оборудование должно иметь самостоятельные заземлители или присоединяться к общей заземляющей магистрали установки при помощи отдельного заземляющего провода.

3. Молниезащита и защита от статического электричества оборудования буровой установки должна осуществляться в соответствии с требованиями нормативных технических документов, регламентирующих эту сферу безопасности.

. Каждая буровая установка должна быть обеспечена переносным светильником, напряжением не более 12В во взрывозащищенном исполнении и оборудованным защитной сеткой от механических повреждений.

Эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировках, нарушениях схем управления и защиты не допускается.

Обслуживание электроприводов буровых установок до 1000В должно осуществляться электротехническим персоналом, имеющим группу по электробезопасности не ниже IV.

.3 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

На отведенном участке под строительство скважины с целью предупреждения загрязнения природной окружающей среды должны проводиться следующие мероприятия:

·   отсыпка и планировка площадки буровой;

·   обвалование по периметру площадки буровой;

·   строительство шламового амбара для сбора отходов бурения (твердой фазы отработанного бурового раствора, бурового шлама);

·   обвалование шламового амбара;

·   гидроизоляция дна и откосов амбаров производится утрамбованием глины и тяжелых суглинков;

·   перевозка буровых установок, оборудования и материалов, движение спецтранспорта осуществляется по предусмотренным транспортной схемой дорогам и трассам;

·   сыпучие материалы и химреагенты транспортируются в специальных контейнерах, хранятся в закрытом помещении;

·   жидкие химреагенты транспортируются в герметичной таре, хранятся в закрытых емкостях с исправной запорной арматурой;

·   обеспечение герметичности трубопроводов для воды, топлива и пара, исправность запорной и регулирующей арматуры;

·   регулярно производить организованный сбор и вывоз хозбытовых

отходов, мусора, отходов бурения и их локализацию в строго отведенном месте;

·   в качестве химических реагентов для буровых растворов использовать не токсичные вещества, обеспечивающих 4 класс опасности по буровому шламу;

·   при появлении рытвин, канав или выбоин на подъездных дорогах и рабочей площадке производится подсыпка и планировка участка;

·   отработанный буровой раствор и шлам поступают в амбар по закрытой технологической циркуляционной системе;

·   для предупреждения разлива нефти из топливной емкости котельной предусматривается обваловка емкости по всему периметру;

·   с поверхности площадки стоки поступают в амбары за счет уклона и по дренажной канаве.

При естественном отстое жидких отходов бурения в амбарах для снижения концентрации загрязняющих веществ предусмотрена осветление бурового раствора методом коагуляции - флокуляции для разделения на жидкую и твердую фазы, а также очистка БСВ и отработанного бурового раствора от загрязнителей, пока содержание компонентов не будет соответствовать требованиям, предъявленным к водам оборотного водоснабжения. После отстоя, осветления и обработки при безопасной концентрации, подтвержденной лабораторными исследованиям, часть воды может использоваться для технологических нужд. В качестве флокулянта и коагулянта используются малотоксичныеполиакриламид и сульфат алюминия, сульфат железа. Ориентировочный расход коагулянта - 0.6 кг/м3обрабатываемой жидкости, флокулянта - 0.06 кг/м3. Рекомендуемое время отстоя - 1 сутки.

Буровой шлам и твердая фаза отходов бурения доводится до связанной инертной массы вводом вяжущего материала, в качестве которого используется цемент - 5% от веса отходов бурения. Миграция загрязняющих веществ из связной инертной массы исключена, поэтому отвержденный шлам рекультивируется в амбаре.

5.3.1 Мероприятия по охране атмосферного воздуха от загрязнений

Для предотвращения и снижения количества выбросов вредных веществ в атмосферу необходимо:

·   до начала бурения скважины проверить и привести в исправное состояние все ёмкости, где будут храниться химические реагенты, буровой раствор, нефть;

·   размещение стационарных источников выбросов вредных веществ (котельная и другое оборудование) провести с учетом господствующего направления ветра для обеспечения санитарных норм рабочей зоны;

·   устье скважины, система приема и замера пластовых флюидов, поступающих при испытании скважины, циркуляционная система должны быть герметизированы;

·   при строительстве скважины обязательно использовать химические реагенты, имеющие установленные значения ПДК;

·   процесс сжигания топлива в котельной необходимо регулировать согласно режимным картам;

·   транспортировку нефтепродуктов из емкостей к котельной осуществлять по герметичным трубопроводам;

·   для предупреждения открытого фонтанирования газа и нефти в процессе бурения и испытания скважины на устье скважины монтируются серийно выпускаемые противовыбросовые устройства;

·   необходимо создать систему учёта и контроля за выбросами загрязняющих веществ по составу и количеству с учетом их суммации, с помощью газоанализатора осуществлять определение содержания загрязняющих

·   веществ в отработанных газах автомобилей и дизельных агрегатов, контролировать техническое состояние передвижного транспорта;

·   применять сокращенный режим работы оборудования (60%, 40%, 20%) при неблагоприятных метеоусловиях.

5.3.2 Мероприятия по охране подземных и поверхностных вод

Во избежание загрязнения почв, поверхностных и подземных вод, буровыми растворами, буровыми сточными водами, продуктами испытания скважины, горюче-смазочными материалами, до начала работ проверяются и приводятся в исправное состояние технические средства, в том числе водопроводы, паропроводы, циркуляционная система, блок приготовления бурового раствора, склад хранения цемента и химреагентов, элементы обваловки амбара и гидроизоляция амбара.

Вскрытие пресных водоносных горизонтов производится буровыми растворами, не содержащими нефти, фенолов, хроматов. Применяемые химические реагенты и материалы должны быть малоопасными в экологическом отношении и иметь установленные значения предельно-допустимых концентраций (ПДК) для водоемов санитарно-бытового и рыбохозяйственного назначения. При отсутствии ПДК использование их для приготовления (обработки) бурового и тампонажного растворов запрещается. После окончания строительства скважин на кустовой площадке водозаборная скважина ликвидируется в соответствии с «ПЛС».

5.3.3 Мероприятия по охране недр

В процессе бурения скважины потенциальными источниками загрязнения недр являются: буровые растворы, буровые сточные воды и продукты испытания скважин.

В целях исключения загрязнения недр проектом предусмотрен ряд технических решений:

- конструкция скважины обеспечивает надежную герметизацию водоносных и нефтегазоносных горизонтов, предотвращающую межпластовые перетоки, загрязнение подземных вод в процессе бурения, испытания и эксплуатации скважины;

·   применение специальной технологической оснастки колонн, облегченных и расширяющихся тампонажных растворов, современных технологий цементирования с предусмотренным комплексом методов контроля процесса цементирования и качества крепления колонн обеспечивает надежность конструкции скважины;

·   использование буровых растворов с высокой кольматирующей способностью, формирующих на стенке скважины тонкую, низкопроницаемую корку, обеспечивает низкую водоотдачу раствора и малую глубину проникновения фильтрата раствора в пласты;

·   ограничение скорости спускоподъемных операций бурового инструмента и спуска обсадных колонн направлено на предупреждение гидроразрыва пород, поглощения бурового раствора и возможных нефтегазоводопроявлений;

·   при бурении используются буровые растворы, в которых отсутствует нефть, фенолы, хроматы и другие опасные вещества;

·   буровой раствор с запроектированными параметрами обеспечивает безаварийные условия бурения и качественное вскрытие продуктивных горизонтов;

·   герметичность обсадных колонн межколонного и заколонного пространства проверяется опрессовкой;

·   для предотвращения возможного фонтанирования на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование.

Мероприятия по охране недр и подземных вод, предусмотренные проектом на строительство скважин, являются составной частью технологических процессов, направленных на обеспечение безаварийности производства и рационального использования природных ресурсов.

Влияние строительства скважин на подземные воды и недра оценивается как локальное и краткосрочное.

Контроль за охраной недр и окружающей природной средой при бурении и испытании скважины осуществляет служба охраны окружающей среды предприятия, выполняющего буровые работы.

5.3.4 Меропритятия по локализации возможных разливов нефти, нефтепродуктов и их нейтрализация

В целях локализации возможных разливов нефти, нефтепродуктов и их нейтрализации предусматриваются мероприятия:

·   обвалование пролива нефти и нефтепродуктов для ограничения площади загрязнения;

·   откачка (сбор) разлившихся нефти, нефтепродуктов;

·   очистка оборудования, устья скважины от загрязнений;

·   засыпка разливов сыпучими, твердыми сорбентами с последующим вывозом

·   рекультивация места разлива нефти и нефтепродуктов;

·   необходимо иметь на объекте работ минимально необходимый запас материально технических ресурсов (песок 10 м3 , грунт 40 м3, твердые сорбенты для сбора и разложения нефтепродуктов Путидойл» 0.5 т, НВП «Ertex» 0.3т или их аналоги);

·   на рабочей площадке (на месторождении) обеспечить дежурство спецтехники: бульдозер, ППУ, ЦА-320, автокран.

При необходимости дополнительные материально-технические средства должны доставляться с баз производственного обеспечения «Подрядчика» и «Заказчика».

После окончания освоения скважин и демонтажа оборудования должны быть проведены следующие мероприятия:

- очистка буровой площадки от остатков цемента, химреагентов и металлолома;

- планировка территории площадки (засыпка ям и углублений), обеспечивающая свободный проход машин и механизмов.

6. Организационно-экономический раздел

.1 Расчёт заработной платы


где: Ч - численный рабочий состав,

Т - затраты времени,

Сх - часовая тарифная ставка;

Таблица 6.1

Основная заработная плата

№ П/П

Профессия

Количество Чел.

Разряд

Тариф Руб./час

З/плата руб

1

Мастер

1

7


26000

2

Бурильщик

2

7

41

14760

3

Первый помощник

2

6

35

12600

4

Второй помощник

2

5

32

11520

5

Третий помощник

2

5

29,54

10635

6

Сварщик

1

6


15000

7

Электрик

2

6

34,87

12553

8

Слесарь

2

6

31,50

11340



6.2 Расчет суммы затрат

Премия- 70%


Таблица 6.2

Расчет суммы затрат

№ П/П

Профессия

Премия - 70% Руб.

1

Мастер

-------

2

Бурильщик

10332

3

Первый помощник

8820

4

Второй помощник

8064

5

Третий помощник

7444

6

Сварщик

--------

7

Электрик

-------

8

Слесарь

7938

.3 Доплата по районному коэффициенту - 70%


Таблица 6.3

Доплата по районному коэффициенту - 70%

№ П/П

Профессия

Районный коэффициент - 70%, Руб.

1

Мастер

18200

2

Бурильщик

10332

3

Первый помощник

8820

4

Второй помощник

8064

5

Третий помощник

7444

6

Сварщик

10500

7

Электрик

8787

8

Слесарь

7938


6.4 Доплата за работу в районах крайнего севера


Таблица 6.4

Доплата за работу в районах крайнего севера

№ П/П

Профессия

Районный коэффициент - 70%, Руб.

1

Мастер

18200

2

Бурильщик

10332

3

Первый помощник

8820

Второй помощник

8064

5

Третий помощник

7444

6

Сварщик

10500

7

Электрик

8787

8

Слесарь

7938

.5 Расчёт заработной платы с премиями


Таблица 6.5

Заработная плата с премиями

№ П/П

Профессия

Сумма доплат, Руб.

1

Мастер

36400

2

Бурильщик

30996

3

Первый помощник

26460

4

Второй помощник

24192

5

Третий помощник

22332

6

Сварщик

31500

7

Электрик

26361

8

Слесарь

23814




Таблица 6.6

Зарплата основная + премия

№ п/п

Профессия

Зарплата основная + премия, Руб.

1

Мастер

62400

2

Бурильщик

45756

3

Первый помощник

39046

4

Второй помощник

35712

5

Третий помощник

32967

6

Сварщик

39500

7

Электрик

38914

8

Слесарь

35154

.6 Расчёт дополнительной заработной платы


Таблица 6.7

Дополнительная заработная плата

№ п/п

Профессия

Дополнительная заработная плата Руб.

1

Мастер

8736

2

Бурильщик

6405

3

Первый помощник

5466

4

Второй помощник

4999

5

Третий помощник

4615

6

Сварщик

5530

7

Электрик

5447

8

Слесарь

4921

.7 Общая заработная плата


Таблица 6.8

Общая заработная плата

№ п/п

Профессия

Общая заработная плата Руб.

1

Мастер

71136

2

Бурильщик

52161

3

Первый помощник

44512

4

Второй помощник

40711

5

Третий помощник

36982

6

Сварщик

45030

7

Электрик

44361

8

Слесарь

40075

.8 Отчисление на социальное страхование


Таблица 6.9

Отчисление на социальное страхование

№ П/П

Профессия

Отчисление на социальное страхование Руб.

1

Мастер

24897,6

2

Бурильщик

18256,3

3

Первый помощник

15579,2

4

Второй помощник

14248,8

5

Третий помощник

12943,7

6

Сварщик

15760,5

7

Электрик

15526,3

8

Слесарь

14026,2

6.9 Расчет нормативного времени на бурение проектируемой скважины

Исходные данные к расчету:

Скважина № 456 на Нарыкско-Осташкинском месторождении

Буровая установка RD-20/III.

Таблица 6.9.1

Компоновка

Наименование колонн

Интервал обсадки

Применяемое долото, прибурение, марка

Компоновка, бур. труб

Кондуктор

0-724

БИТ 311, 2ВТ 419НР

УБТ - 203




СБТ - 127

Эксплуатационная колонна

724-3139

БИТ 220, 7ВТ 613(416)

УБТ - 178




СБТ - 127


Таблица 6.10

Сводная таблица продолжительности работ

Нормативная продолжительность бурения скважины, ч

561,85

Проектная продолжительность бурения скважины, ч с К= 1,05

589,94

Проектные станко-месяцы,

3,39

Проектная скорость бурения, м/ст.мес. 900 / 3,39

944

Пребывание турбобура на забое, % (479,50 + 117,38) / 2323,40

25,69

Износ снаряда «БИТ», ч

612,93

Бурение до 900 м., сут. 557,59*1,05 / 24

24,4

Бурение свыше 900 м., сут. 1382,34*1,05 / 24

60,5


Таблица 6.11

Продолжительность бурения и крепления скважины, в сутках

Вид работ

Нормативная

Проектная

Бурение под кондуктор

3,0

3,1

Крепление кондуктором

4,74

5,0

Бурение под колонну

80,8

84,9

Крепление эксплуатационной колонной

8,2

9

ИТОГО:

96,8

101,5

Буровое производство связано со строительством скважин, которое требует значительных затрат времени. Поэтому в систему показателей, определяющих деятельность предприятия, вводят показатели, отражающие темпы бурения. На основании нормативной карты мы можем рассчитать следующие показатели.

Механической скорости бурения

Vм=H/Tм (30)

Где: H - глубина скважины, м

Tм - время механического бурения, ч

Vм =900/102,4=8,8 м/ч

Рейсовая скорость бурения

Vр=H/(Tм+Tс.п.+Tп.в.р.+Тн)

Где: H - глубина скважины, м

Tм - время механического бурения, ч

Тс.п. - продолжительность спуско - подъемных операций, ч

Тн - время на наращивание, ч

Тп.в.р. - продолжительность подготовительно - вспомогательных работ, ч

Vp=900/(102,4+30,7+297,4+45,09)=6,60 м/ч

Техническая скорость бурения

Vтех=H*720/Тпр

Где: H - глубина скважины, м

Tпр - производительное (технологически необходимо) время бурения, ч

Vтех=900*720/561,85=4022,56 м/ст. мес.

Коммерческая скорость бурения

Vком = Н / Тб = 900 / 561,85 =1,6 м/ч

Где:

H - глубина скважины, м

Tб - продолжительность бурения, ч

Проектная скорость бурения

Vп = Н / (Тп / 720) =900 / (589,94 / 720) =3831,03 м/ст. мес.

Гделубина скважины, м

Tп - проектная продолжительность бурения, ч

Заключение

В ходе выполнения данной работы на тему: «Проект на бурение скважины №456 на Нарыкско-Осташкинском месторождении» приведены расчеты и обоснования по всем вопросам, освещенным в ней.

Были обоснованы: способ бурения, конструкция скважины и профиль. Разработаны режимы бурения для всех интервалов, приведено обоснование класса и типоразмера долот, расчет осевой нагрузки на долото, расчет частоты вращения долота, обоснован выбор очистного агента и расчет его необходимого расхода. Также обоснован выбор забойных двигателей. Спроектированы и обоснованы компоновки бурильных колонн. Выбрана и обоснована буровая установка и противовыбросовое оборудование. Это позволяет достичь оптимальных результатов проводки скважины, с минимальными затратами времени и средств на ее строительство, и в то же время продуктивной ее работы.

В расчетной части приведен расчет гидравлической программы промывки скважины. В проекте произведен расчет заработной платы, расчет нормативной продолжительности строительства скважины, предусмотрены все необходимые меры безопасности жизнедеятельности, рассмотрены мероприятия по предупреждению аварий и осложнений, охране недр и окружающей среды.


Список литературы

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.М., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: учеб. пособие для ВУЗов - М: ООО «Недра - Бизнес-Центр», 2000 - 697 с.

2.      Басарыгин Ю.М., Булатов А.М., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: учеб. для ВУЗов. - М.: ООО «Недра - Бизнес-Центр», 2000 - 697 с.

.        Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1999 - 424 с.

.        Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование / коллектив авторов под общей редакцией А.М. Гусмана и К.П. Порожского - Екатеринбург: УГГГА. 2002 - 592 с.

.        Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник для нач. проф. образования М.: Издательский центр «Академия», 2003 - 352 с.

.        Дунаев В.Ф. «Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности», Москва 2004 г.

.        Иванов А.Г. и др. Стандарт предприятия СТП ТПТ 005 - 01 - Томск, ТПТ, 2001.

.        Иванов А.Г. Методические указания по выполнению дипломного проекта для специальности 0907 «Бурение нефтяных и газовых скважин» - Томск, ТПТ, 2000.

.        Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин - М.: ВНИИБТ, 1997 - 396 с.

.        Инструкция по расчету обсадных колонн на герметичность. - М.: ОАО «Нефтяник», 1999-35 с.

.        "Методика определения глубины спуска кондуктора или промежуточной колонны", cборник ISSN 0136-8877, СибНИИНП, 1980г. (стр.87).

.        Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности - М. НПО ОБТ, 2003 - 160 с.

.        Проселков Ю.М., Проселков Е.Б. Лабораторный практикум по буровым промывочным и тампонажным растворам: учеб. пособие - Краснодар: Кубань, гос.технолог. Ун - т., 1999-344 с.

.        Спрынник Ю.Н. нефть, газ, оборудование: терминологический словарь. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2004 - 311 с.

.        Трубы нефтяного сортамента / под научной ред. В.И. Вяхирева, В.51 Кершенбаума. - М.: Наука и техника, 1997 - 344 с.

.        Щукин А.А. Строительство скважин: учебное пособие - Томск: Изд. STT, 2005-588

Похожие работы на - Разработка технологического регламента на строительство наклонно-направленной скважины

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!