Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной скважины № 240 месторождения «Одопту-Море»

метки: Работа, Месторождение, Разработка, Дипломный, Скважина, Бурение, Буров, Давление

1 Краткая географо-экономическая характеристика района

1.1 Общие сведения о районе буровых работ

2 Геологические условия в бурении

2.1 Стратиграфия

2.2 Литология

2.3 Тектоника

2.4 Водонефтегазоносность пластового давления

2.5 Осложнения при бурении

• ТЕХНОЛОГИЯСТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

1 Проектирование профиля скважины

2 Обоснование и проектирование конструкции скважины

3 Выбор буровых растворов

4 Выбор способа бурения

5 Выбор компоновок бурильного инструмента

6 Расчет бурильной колонны

6.1 Расчет УБТ

6.2 Расчет колонны бурильных труб

7 Проектирование режима бурения

7.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

7.2 Статистический анализ отработки долот

8 Вскрытие продуктивного пласта

9 Расчет обсадных колонн

9.1 Расчет эксплуатационной колонны

9.2 Компоновки низа обсадной колонны и обоснование технологической оснастки

9.3 Определение допустимой скорости спуска обсадной колонны

9.3.1 Подготовка ствола скважины к спуску обсадной колонны и цементированию

9.3.2 Обоснование режима спуска обсадных колонн

9.3.3 Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны

10 Цементирование обсадных колонн

10.1 Выбор тампонажных материалов

10.2 Определение объемов жидкостей для цементирования скважины

10.3 Выбор способа цементирования

10.4 Выбор типоразмера ПВО

10.5 Определение количества материалов для цементирования

10.6 Определение количества цементировочной техники

10.7 Расчет цементирования

10.8 Контроль качества цементирования

11 Освоение скважины

• ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН

1 Выбор буровой установки

2 Краткое описание конструкции буровой установки компании IRI

• СПЕЦИАЛЬНАЯ ТЕМА

1 Вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения

2 Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта

3 Методы вхождения в продуктивную толщу

4 Методика выбора способа вхождения в продуктивную толщу

5 Буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта

6 Заключения

• БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

1 Неблагоприятные природные факторы условий труда

1.1 Опасные и вредные производственные факторы

1.2 Мероприятия по обеспечению нормативных условий труда

Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин ...

... на площади Ромашкинского нефтяного месторождения (технологическая часть); выполнен подбор и расчет оборудования используемого для депарафинизации скважин в НГДУ «ЛН» (механическая часть). В специальной части дипломного проекта ... 2 Пористость Начальная нефтенасыщенность Газонасыщенность Лабораторные исследования керна Количество скважин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариа

1.2.1 Организация работ по охране труда

1.2.2 Лечебно-профилактическое и санитарно-бытовое обслуживание рабочих

1.2.3 Обеспечение работающих средствами индивидуальной защиты

2 Нормализация санитарно-гигиенического условия труда

2.1 Микроклиматические условия труда

2.2 Загазованность и запыленность воздуха рабочей зоны

2.3 Освещение производственных помещений

2.4 Шум и вибрация

3 Техника безопасности

3.1 Электробезопасность

3.2 Требования к буровым установкам, техническим устройствам, инструменту

3.3 Требования к эксплуатации оборудования механизмов, инструмента.

4 Пожарная безопасность

5 Обеспечение безопасности труда в аварийных ситуациях

6 Выбросы и открытое фантанирование

• ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

1 Основные источники загрязнения

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/diplomnyie-rabota-pri-razrabotke-mestorojdeniy/

2 Охрана атмосферного воздуха

3 Охрана поверхностных и подземных вод

4 Охрана земель, лесов, флоры

5. Санитарно-защитные охранные зоны

6. Охрана недр153

• ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1 Расчёт нормативной продолжительности сооружения скважины

2 Разработка календарного плана-графика строительства скважины

3 Расчёт заработной платы

4 Материальные затраты

4.1 Электроэнергия

4.2 ГСМ

4.3 Трубы

4.4 Хим. Реагенты

4.5 Отчисления социального страхования

4.6 Амортизационные отчисления

4.7 Плановые накопления

4.8 Непредвиденные расходы

4.9 НДС

• СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/diplomnyie-rabota-pri-razrabotke-mestorojdeniy/

Реферат

Данный дипломный проект разработан на основании задания строительство горизонтальной скважины № 240 месторождения Одопту-Море, расположенного на шельфе Охотского моря, в районе деятельности ОАО «НК «Роснефть» — Сахалинморнефтегаз».

Эксплуатационная скважина № 240, проектной глубиной 6390 м, закладывается с целью эксплуатации нефтяной залежи ХХI1 нижненутовского горизонта площади Южный Купол месторождения Одопту-Море.

Данный дипломный проект составлен на основе широко применяемых технологий, которые направлены на качественное проведение работ с сохранением минимальных затрат на скважину.

Дипломный проект состоит из 7 частей: общей, геологической, технической, специальной части, охраны труда и окружающей природной среды, организационной — экономической части.

При разработке дипломного проекта был подробно рассмотрен вопрос: вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения, буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта и характеристика предлагаемого термостойкого бурового раствора.

Объем дипломного проекта составляет 174 страниц, графическое приложение представлено на 5 чертежах. В тексте дипломного проекта присутствует 14 рисунков, 51 таблица.

В основу дипломного проекта положены фактические данные по месторождению Одопту-Море Южный купол, материалы ООО «РН-Бурение» собранные и обработанные в период прохождения преддипломной практики на данном месторождении.

Установки для глубокого бурения нефтегазоносных скважин

... метод, обеспечивавший более глубокое проникновение в недра земли и более эффективную добычу «земляного масла» (нефти). Рисунок 2а — Буровая установка С бурения первых промышленных скважин на нефть и начинается ... использованием шарошечных долот. Самая глубокая эксплуатационная скважина на нефть пробуренная на суше имеет глубину 6300 м (США, Калифорния), а пробуренная на море, включая толщу воды, — ...

общая часть

Несмотря на то, что можно насчитать уже несколько миллионов лет с времен зарождения нефти, нефтяная промышленность начала развиваться сравнительно недавно. Латинское название нефти — petroleum — означает буквально «масло камня». Это вторая наиболее распространенная жидкость на Земле. Нефть и природный газ также обеспечивают две трети мировых запасов природных источников энергии.

Природные углеводороды (к которым относятся нефть и природный газ) сыграли важную роль в превращении сельскохозяйственного общества в индустриальное. Практически нет ни одного синтетического материала, в производстве которого не применялась бы на той или иной стадии нефть или нефтепродукты.

Значимым источником энергии нефть стала в девятнадцатом веке. Китобойная промышленность не могла обеспечить для всех стран мира нужное количество китового жира, применявшегося тогда для освещения, и был необходим новый источник энергии.

Диапазон способов использования нефти возрастал по мере обнаружения все новых запасов. Изобретение двигателя внутреннего сгорания привело к тому, что бензиновая фракция нефти стала жизненно важна для работы транспорта. Затем расцвет авиации потребовал нового горючего, которое также наилучшим образом смогло быть выработано из нефти. В 1940-х годах изобретение синтетических материалов (таких как нейлон и полиэтилен), производимых из нефти, привело к развитию индустрии производства пластмасс, для которой нефть и газ стали сырьем.

С помощью химических процессов получают углеводороды, не содержащиеся в исходной нефти; эти углеводороды необходимы для промышленности органического синтеза.

Нефть — это природная горючая маслянистая жидкость, распространенная в осадочной оболочке Земли. Нефть добывается в скважинах — горных цилиндрических выработках, диаметр во много раз меньше длины. Технология сооружения скважины <#»justify»>Разработка нефтяных месторождений Сахалинского шельфа с берега требует бурения скважин с отходами 5000-10000 м. Задача подобной сложности не ставилась и не решалась ранее в нефтегазовой промышленности России. Сейчас эти задачи требуют своего решения.

В частности, освоение нефтяного месторождения Южный купол Одопту-Море с берега требует бурения скважин с горизонтальным отклонением 5000-6000 м, Центральный купол Одопту-Море — 9000 м. Коэффициент сложности (отношение горизонтального отхода к вертикальной глубине) скважины. Южный купол Одопту-Море составляет 3,2. По принятой в мире классификации подобные скважины относятся к сложным.

Достижение сверхдальних отходов требует пересмотра традиционной технологии бурения вертикальных скважин, являющихся наиболее простым частным случаем. Понятие достижения максимальных скоростей бурения, в данном случае, смещается на второй план, т.к. все подчинено решению основной задачи — получению качественно обсаженного ствола, проведенного по заданной траектории. Решению этой задачи подчинен выбор оптимальных параметров режимов бурения, профилактических проработок, спускоподъемных операций и цементирования.

1. ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Краткая географо-экономическая характеристика района

1.1 Общие сведения о районе буровых работ

Загрязнение моря нефтью и нефтепродуктами

... нефть попадает в море? Что с ней там происходит, как она действует на флору и фауну? Какие усилия предпринимаются правительствами и нефтяными концернами, для того чтобы сократить загрязнение моря нефтью? ...

Газонефтяное месторождение Одопту-Море (Южный купол) расположено на шельфе Охотского моря, на широте северного окончания Пильтунского залива, в 8-10 км восточнее берега о. Сахалин (рис. 1) Глубина моря в пределах залежей составляет около 18 м.

В административном отношении месторождение находится в Охинском районе Сахалинской области. Площадь расположена в 44 км юго-восточнее районного центра г. Оха, который связан с областным центром г. Южно-Сахалинск авиатранспортом, автомобильной и железной дорогами. Ближайший населенный пункт — пос. Тунгор расположен в 36 километрах на северо-запад по воздушной прямой. Ближайшее разрабатываемое месторождение на суше острова — Одопту расположено в 7 км на северо-запад.

Недропользователем является ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» основании лицензии на право пользования недрами на Южном куполе месторождения (ШОМ, №12823 от 22 ноября 2004 г.), выданной Комитетом Российской федерации по геологии и использованию недр до 2013 г. Лицензия имеет право горного отвода, ограниченного по глубине кровлей фундамента.

Освоение месторождения начато в 1998 году. В настоящее время разработка месторождения ведется с берега горизонтальным способом с двух кустовых площадок №1 и №2 («северный» и «южный » куст), расположенных на расстоянии 4 км между собой.

Площадки размещены с восточной стороны Пильтунской косы на возвышенной части береговых уступов, ограниченных с востока обрывом к песчаному пляжу Охотского моря. К западу, в сторону Пильтунского залива, наблюдается по косе в целом плавное понижение рельефа, участками переходящее в море.

Береговые уступы в геоморфологическом отношении приурочены к морской аккумулятивной равнине с лагунами и косами.

Местность холмистая, низкая по абсолютной высоте. Максимальные отметки — в пределах 30-31 м, минимальные — 1 метр у озера Лебяжье.

Гидрографическая сеть представлена многочисленными озерами и небольшими реками и протоками: оз. Гнилое, оз. Зеркальное, оз. Бивачное, оз. Лебяжье, оз. Лиман, р. Карасевский и др.

Район месторождения относится к Северо-Сахалинской климатической области. Климат района месторождения муссонного типа с коротким и прохладным летом, продолжительной и холодной зимой.

Характерной особенностью климата северо-восточного побережья острова является муссонная циркуляция воздушных потоков умеренных широт, обусловленная неравномерным нагреванием и охлаждением материка и океана. Перенос холодных и сухих масс арктического воздуха ветрами северной, западной и северо-западной части горизонта и ледовитость Охотского моря обуславливают здесь суровую и холодную зиму.

С приближением теплого периода происходит перестройка барических систем. Преобладающими становятся ветры юго-восточных, восточных направлений и наступает летний муссон, с которым связано влажное, прохладное, с частыми осадками и туманами лето.

Средняя годовая скорость ветра района — 7 м/с. Увеличение скорости ветра наблюдаются, в основном, в холодный период года и при прохождении глубоких циклонов и тайфунов. Периодическое проявление тропических циклонов (тайфунов) в летнее время сопровождается сильными проливными дождями, а зимой — метелями. Максимальное выпадение осадков во время прохождения тайфунов — до 100 мм в сутки, высота волн на море достигает 13 м.

° С. Максимальные температуры в июле-августе до +35°С.

Устойчивый снежный покров ложится в начале ноября и сохраняется до мая. Продолжительность холодного периода колеблется от 195 до 217 дней в году. Самым холодным месяцем является январь, и ледяные поля вдоль прибрежной части острова с севера на юг со скоростью до 1.6 м/сек. В этот период происходит торошение льда и образование стамух, высотой до 7 м над уровнем. Лед в акватории Охотского моря у берегов Сахалина устанавливается в декабре. Ледовый припай периодически взламывается. Холодное Сахалинское течение перемещает битый лед моря и до 20 м в подводной части. Стамухи в рыхлых осадках пропахивают борозды глубиной до 0.5-0.6 м.

Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения

... пластов 2.4 Обоснование технологий совершенствования выработки запасов 2.5 Рекомендации по дальнейшему применению предлагаемого метода совершенствования выработки запасов 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Общие сведения о месторождении Ново-Елховское нефтяное месторождение ... расположен в наиболее приподнятой части восточного Закамья в пределах пологого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской ...

Переход среднесуточной температуры воздуха в весенний период происходит в первой половине мая, а в осенний период — в третьей декаде октября.

¼ 80% годовой нормы.

К неблагоприятным погодным условиям района при производстве работ относятся метели, наибольшее число дней с которыми приходится на ноябрь-январь. На побережье к опасным природным явлениям относится обледенение в переходный к зиме период, когда температура воздуха становится 0 °С и ниже. Наблюдается гололед, налипание мокрого снега на поверхности сооружений, линий связи и ЛЭП.

По результатам цунамирайонирования побережья северо-восточного Сахалина (Куликов, 1992) район находится в зоне экстремальных параметров цунами. Расчетная максимальная высота волны, генерируемая при возможных землетрясениях с магнитудой 7,5 в Охотском море, для отдельных районов северо-восточного побережья может достигать 8 м.

В геологическом отношении Одоптинская складка входит в состав одноименной антиклинальной зоны, протягивающейся на шельфе северо-восточного Сахалина на расстоянии 140 км при ширине до 14 км. Тектонические нарушения не выявлены, однако по сейсмическим данным можно предположить наличие ряда мелких разрывов.

Согласно СНиП II-7-81 «Строительство в сейсмических районах» издания 2000 г., месторождение «Одопту-море» расположено в сейсмически активной зоне с интенсивностью сейсмического воздействия 9 балов.

Рельеф дна моря сложен алеврито-песчаными породами нутовского горизонта, частично на отдельных участках перекрытыми рыхлыми, преимущественно песчаными осадками четвертичного возраста, толщиной до 15 м.

Месторождение Одопту-море открыто в 1977 году, введено в разработку в 1998 г

В пределах площади проведены сейсмические работы 2-Д (1970-е годы) и 3-Д в 2004 г. По данным сейсмических работ 2-Д и глубокого поисково-разведочного бурения Одоптинская антиклинальная складка приурочена к Одоптинской мегантиклинали, размеры которой 32 ´6,5км. Структура субмеридионального простирания, слегка асимметрична. В приосевой части углы падения пород составляют 3-5°, по мере удаления от оси на западном крыле углы падения изменяются от 5 до 17°, на восточном 3-7°.Шарнир мегантиклинали ундулирует с образованием трех куполов: Северного, Центрального и Южного. Южный купол через седловину сочленяется с Центральным куполом и представляет собой брахиантиклиналь, ориентированную по длинной оси в субмеридиональном направлении. Размеры купола составляют 9´4 км, амплитуда его около 200м по замкнутой изогипсе кровли XXI1 пласта, равной 1650м. В широтном сечении структура асимметрична: западное крыло несколько круче восточного. На восточном крыле структуры установлена глинизация песчаных пластов нижненутовского подгоризонта. В пределах купола выявлено 4 нефтяные залежи, приуроченные к XIX1, XX1, XX2 XX3 пластам, и одна нефтегазовая залежь XXI1 пласта. Запасы нефти по первым четырем пластам подсчитаны по категории С2;запасы нефти по XXI1 пласту подсчитаны по категории С1. Залежи относятся к пластово-сводовым, частично литологически ограниченным.

Главнейшие горные породы, применяемые в строительстве

... Наибольшее применение в строительстве получили достаточно водостойкие известковые и кремнистые песчаники. Известковые песчаники легче обрабатываются, ... (брекчии, конгломераты, песчаники). Рыхлые механические осадочные породы рассмотрены в последующих разделах книги: глины, песок. Необходимо подчеркнуть ... структур горных пород Цвет гранитов определяется цветом полевого шпата и бывает чаще всего серым, ...

В процессе разбуривания залежей в пределах XXI1 пласта выявлена газовая шапка, запасы которой по предварительным данным оцениваются в объеме 164 млн. м3.

Стратиграфический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями неогенового возраста.

Нефть XXI1 пласта в начальных пластовых условиях при давлении насыщения 17.1 МПа имеет плотность 0.751 г/см3, вязкость 0.735 мПа ×с, объемный коэффициент 1.224, газосодержание 102 м3/т. Удельный вес нефти в стандартных условиях — 0.839 г/см3. Нефть относится к классу малопарафинистых, смолистых, малосернистых, имеет высокие выходы светлых фракций.

Таблица 1.1

Сведения о площадке строительства скважины

№ ппНаименованиеЗначение1Рельеф местности — сушаравнинный2Состояние местностине заболоченная3Толщина снежного покрова,см51Толщина почвенного слоя, смнет4Растительный покровнет5Категория грунтавторая

Таблица 1.2

Размеры отводимых во временное пользование земельных участков

№ ппНазвание участкаНорма отвода во временное пользование, гаИсточник нормы отвода земелькраткосрочноедолгосрочное1Площадка под буровую2,90,86СН 459-742Площадка под артезианские скважины0,50,5то же3Трасса подъездного пути9,09,0то же4Трасса под ЛЭП-35кВ7,27,2СН 461-745Площадка под вертолетную0,25-6Площадка под жилой поселок0,25-ИТОГО:20,117,56

Таблица 1.3

Сведения о магистральных дорогах

Магистральные дорогиВодные транспортные путиналичиеНазваниерасстояние, кмналичиеДаг. Оха — поворот на буровую38 нетДап. Ноглики — поворот на буровую211

1.2 Геологические условия бурения

2.1 Стратиграфия

Стратиграфический разрез района и месторождения представлен (снизу-вверх) следующими отложениями:

• меловой «фундамент»;
• мачигарский горизонт (олигоцен);
• даехуриинский горизонт (олигоцен);
• уйнинско-дагинско-окобыкайский горизонт (верхний-нижний миоцен);
• нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен);
• четвертичные отложения.

Наиболее древней частью стратиграфического разреза является верхнеокобыкайский подгоризонт (N1ok), вскрытый в интервале 2150-2500 м. Верхняя граница окобыкайского горизонта проводится условно по кровле XXVII пласта. Вскрытая толщина отложений горизонта достигает 350 м, в западном направлении толщина осадков увеличивается до 1000 м, в восточном направлении уменьшается до 500 м. Литологически горизонт представлен чередованием пластов песчаников (толщиной от 20 до 40 м) мелко- и среднезернистых, плотных глин и кремнистых, плотных иногда алевритистых аргиллитов.

Дипломная работа по разработке нефти

... составляет от 548 до 588 м. Малохетская свита (K1br – a1), так же как и суходудинская литологически представлена песчаниками с малочисленными прослоями глинисто-алевритовых пород. ... Целью работы является анализ фактических данных работы оборудования Цеха подготовки и перекачки нефти Ванкорского месторождения, выявление "узких" мест технологической схемы и разработка мотивированных предложений по ...

Нутовский горизонт (N1 nt) — верхний миоцен-плиоцен. Отложения горизонта распространены повсеместно и вскрыты всеми пробуренными скважинами. Толщина осадков составляет 2100-2300 м, достигая на юго-западе 3000 м и уменьшаясь на восток до 1800-2000 м. В региональном плане горизонт меняется от почти полностью песчаного разреза на западе и северо-западе до глинистого на востоке. Весь разрез выходит на поверхность вдоль восточного крыла Паромайской антиклинальной зоны. В восточном направлении доля глинистых пород возрастает, и они образуют экраны-покрышки для залежей углеводородов.

На месторождении Одопту нутовские коллекторы представлены конусами выноса и клиноформами низкого уровня, где песчаники низкого уровня развиты лучше.

Песчано-глинистые осадки нижненутовского подгоризонта отлагались в морском бассейне на глубинах до 200 м. Песчаники продуктивных пластов (XX-XXVII) редко, но содержат глубоководную фауну фораминифер. Они залегают между глинами с относительно глубоководными комплексами фораминифер и моллюсков. Песчаники, в основном, мелко- и среднезернистые, но встречаются и грубозернистые разности.

Нутовский горизонт подразделяется на два подгоризонта: нижненутовский (IX-XXVI пласты) и верхненутовский («М», «Н», «О», I-VIII пласты).

Нижненутовский подгоризонт -N1 nt1 (верхний миоцен).

Верхняя граница нижненутовского подгоризонта проводится на каротажных кривых по кровле IX пласта. Литологически подгоризонт представлен чередованием сложно построенных пластов песчаников (толщиной от 2 до 60 м), глин и алевролитов. Наибольшим содержанием песчаных пород характеризуется средняя часть разреза XII-XXIV пласты (содержание песчаных пород 40-55%) Песчаники серые и светло-серые, средне- и мелкозернистые, хорошо отсортированные, часто алевритовые и глинистые. Глины преимущественно серые и темно-серые, в верхней части разреза мягкие, слабо песчанистые, в нижней части: плотные, аргиллитоподобные. Алевролиты серые, светло-серые, разнозернистые, плотные, иногда переходящие в мелкозернистые песчаники. Толщина отложений подгоризонта на площади составляет 1000-1300 м, в прогибах возрастает до 1800 м, уменьшаясь на восток до 400-500 м. Одновременно с уменьшением толщины осадков происходит их глинизация.

К средней части разреза нутовского подгоризонта (XX-XXI2 пластам) Одопту-море приурочены все установленные залежи углеводородов.

В процессе детальной корреляции разрезов скважин с учетом интерпретации сейсмоматериалов на месторождении выделено четыре продуктивных пласта XX12, XX2, XX3, XXI1, XXI2 с доказанной промышленной нефтегазоносностью, в XX3 залежь нефти предполагается по ГИС. Первые три продуктивных пласта объединяются в общую пачку — XX пласта, для удобства промысловой номенклатуры каждый из них именуется «пласт». Основными эксплуатационными объектами являются XXI1,XXI2.

Верхненутовский подгоризонт — N2nt2 (плиоцен).

Отложения верхненутовского подгоризонта сложены песчаными пластами «М», «Н», «О», I-VIII. Осадки подгоризонта отлагались в бассейне на глубинах 50-150 м. В своде структуры толщина осадков подгоризонта составляет 750 м. В разрезе выделяется две литологические пачки. Нижняя пачка (толщиной до 270 м) представлена неравномерным переслаиванием песчаников светло-серых, слабо уплотненных, мелко- и среднезернистых и глин серых и темно-серых, с редкими прослоями алевролитов. Верхняя пачка толщиной до 750 м сложена преимущественно песками серыми, светло-серыми, средне- и крупнозернистыми, кварцевыми, рыхлыми с прослоями слабо уплотненных песчаников и глин серых, голубовато-серых.

Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками ...

... образования. На площади работ породы фундамента вскрыты скважиной №7, представлены темными кайнотипными вулканическими базальтами, ... пласта ЮВ2 в скважине 56 получен приток нефти, в скважине 61п – нефть с водой, в скважине 58п – 10 т/сут. воды с пленкой нефти. Все разведочные скважины, ... в периодическом фонде скважин оборудованных ЭЦН это дает надежность эксплуатации оборудования, если программа не ...

1.2.2 Литология

Общая толщина продуктивных пластов и другие параметры месторождения, и вмещающие их прослои меняются в широких пределах.горизонт. Вскрыт всеми пробуренными скважинами. Мощность его меняется по разрезу от 11 до 28 м. По материалам ГИС сложен неоднородно; в центральной части купола глинизируется почти полностью, что видимо, является экраном на пути распространения залежи нефти в западном направлении.

По данным изучения шлама, отобранного из горизонта видно, что он сложен в основном мелкозернистым, глинисто-алевритовым песчаником, иногда средне-мелкозернистым с гравием. Цемент содержится в количестве 15-25 %. Состав цементирующей массы гидрослюдисто-монтмориллони-товый, реже встречается сгустковый железистый карбонат, в отдельных прослоях преобладает кальций. Среди обломков пород преобладают кремнистые и кварцитовидные разности. Подчиненное значение в составе горизонта имеют алевролиты и алевролито-песчаники, которые приурочены к подошвенной части пласта.

По материалам ГИС здесь пласт разделяется на 2 прослоя. Верхний, песчаный слой имеет в основном пористость от 28 до 29 % и проницаемость 200-400 мД. Нижний прослой представлен алеврито-песчаниками с пористостью 25-27 % и проницаемостью 60-200 мД. В подошве пласта залегает прослой пород песчано-алевритового состава, характеризующийся повышенной плотностью.

Раздел между XVIII и XIX горизонтами имеет мощность 23-55 м. Он представлен плотной глиной (пористость 10-13 %) с единичными линзами песчаника.

В составе цемента и основной массы глин помимо гидрослюдистого и монтмориллонитового материала присутствует пелитоморфный железистый карбонат, иногда — пирит. В составе обломочной части присутствует кварц (40-60 %), плагиоклаз (30 %), ортоклаз (15-25 %), кремнистые породы (5 %), слюды.

Раздел между XIX и ХХ горизонтами имеет мощность 23-42 м. Представлен чередованием плохо отсортированных алевролито-глинистых пород, алевролитов и глин.

Проницаемость пород низкая (0,03-2,4 мД), пористость около 12 %. Содержание глинистых фракций составляет 60-80 %. Глинистый материал в алевролитах содержится в количестве 20-25 %. В линзах и прослоях глин содержится 50-90 %.

Глины в основном монтмориллонитовые. Обломочный материал кварц-полевошпатового состава с небольшой примесью обломков кремнистых и единичных эффузивных пород.

ХХ горизонт. Вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами. Согласно корреляции разрезов скважины представлен четырьмя прослоями (ХХ1, ХХ2, ХХ21, ХХ3).

Все прослои уверенно коррелируются по разрезу, кроме ХХ2, который глинизируется (выклинивается) в восточном направлении.

По незначительному числу образцов, изучена нижняя часть горизонта (ХХ3).

Она представлена песчанистым алевролитом с линзами и прослоями глины и песчаника мелкозернистого, слабо сцементированного проницаемостью от 4 до 30 мД, пористостью от 18 до 22 %; нижняя часть прослоя из-за большого содержания алевритовых частиц имеет низкие значения (пористость 16-19 %; проницаемость от 2 до 15 мД).

Изучение интерференции совершенной скважины при фильтрации нефти и газа

... Это явление взаимодействия и взаимовлияния скважин называется интерференцией. Рассмотрим несколько задач интерференции скважин. 3. Приток жидкости к группе скважин в пласте с удаленным контуром питания Пусть ... технической литературы и методических материалов. Цель работы - изучить интерференцию совершенной скважины при фильтрации нефти и газа рассмотреть вопросы практического применения. Для этого ...

Прослой ХХ2 по керновому материалу, представлен песчаником, алевритистым с линзами глин, нефтенасыщенным, более проницаемым по сравнению с остальными пропластками (200-600 мД), но не выдержан по площади. Судя по корреляционной схеме, к востоку происходит его глинизация где-то в присводовой части разреза.

Песчаники горизонта мелкозернистые, алевритоглинистые с редкими линзами глин. Содержание глинистого цемента от 10 до 25%, в линзах до 70%.

Цемент представлен гидрослюдисто-монтмориллонитовыми минералами, в отдельных порах — хлоритом. Выклинивание прослоя в восточном направлении объясняется временными перерывами в осадконакоплении.

Проницаемая часть пропластка выдержана по мощности и коллекторским свойствам. Эффективная нефтенасыщенная мощность горизонта составляет в среднем по площади 9 м, пористость 22 % и нефтенасыщенность 63-66 %.

Верхняя часть ХХ горизонта (ХХ1) по результатам анализа шлама, отобранного при бурении скважин, представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники плохо отсортированные, содержат многочисленные линзы и прослои глин, алевролитов. Количество глинистого материала составляет 15-45 %, представленного гидрослюдисто-монтмориллонито-выми минералами.

Глинистые разделы между пропластками ХХ горизонта имеют мощность от 15 до 35 м. В основном представлены мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов слабо сцементированных и плотных, карбонатных.

Проницаемость пород колеблется от 0,1 до 3 мД, пористость от 19 до 20 %. Плохая проницаемость пород связана с высоким содержанием глинистой фракции (23-43 %).

Раздел между XXI и ХХ3 пластами имеет мощность от 17 до 48 м. Представлен преимущественно проницаемыми алевролитами с редкими прослоями песчаников. Песчаные алевролиты и песчаники имеют коэффициент проницаемости 15-177 мД, пористость 21-26 %. Глинистые алевролиты: проницаемость 0,1-3 мД, пористость 14-23 %. Нижняя часть раздела (мощностью 11 м) судя по материалам ГИС, имеет более высокие экранирующие свойства.горизонт. Вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами.

По материалам ГИС в пределах горизонта выделено 3 пропластка. В пределах месторождения пласт представлен чередованием песчано-глинистых и алевролитовых разностей пород.

Песчаники и алевролито-песчаники, в основном в пределах трех пропластков, мелкозернистые, алевритовые, с редкими линзами и прослоями глин. Цемент в песчаниках составляет 15-30 % (в линзах до 50-70 %).

Состав цементирующей массы гидрослюдисто-монтмориллонитовый, реже сгустковый железистый карбонат, пирит, хлорит. Отмечаются прослои известковых песчаников.

Алевролиты крупнозернистые, песчано-глинистые, разнозернистые, реже тонкозернистые. Количество цемента в них составляет 10-30 % (в линзах до 70 %).

Состав цементирующей массы гидрослюдисто-монтмориллонитовый, иногда кальцитовый, в отдельных порах — хлоритовый. Текстура цемента поровая, базальная, контактная. Обломочная часть пород (в шламе) представлена кварцем (48 %), полевыми шпатами (25 %), обломками пород (27 %).

Проницаемость песчаных пропластков составляет (сверху — вниз): первый пропласток — (11,9-64,7 мД), второй пропласток — (19,0-56,1 мД), третий пропласток — (10,3-251,9 мД).

Пористость, соответственно: 20 %, 19 %, 22 %.

Раздел между первым пропластком и вторым XXI1 горизонта, мощностью от 2 до 19 м представлен песчано-глинистой породой, плохо отсортированной с линзами алевролита проницаемостью менее 1 мД, пористостью около 18 %. Содержание глинистых фракций на отдельных участках составляет 25-80 % породы.

Раздел между вторым и третьим пропластками, мощностью от 6 до 17 м представлен чередованием плохо отсортированных алевритоглинистых и глинисто-алевритистых пород с плотными глинами, содержащими гнезда алевролита. Породы в верхней части раздела непроницаемы (3м) — коэффициент проницаемости 1 мД, пористость 12-15 %. В нижней части раздела проницаемость различна от 2 до 6 мД, единично до 9 мД. Пористость прежняя — 12-15 %. Породы содержат от 10 до 80 % глинистых фракций, имеющих гидрослюдисто-монтмориллонитовый состав.

Раздел между XXII1 и XXI1 пластами имеет мощность от 5 до 11 м. Представлен чередованием плохо отсортированных алеврито-песчано-глинистых пород с проницаемостью 1-19 мД и пористостью 12-15 %, что соответствует нижней части раздела (2 м).

Выше залегают породы с проницаемостью менее 1 мД и пористостью 13-16 % (мощность 4 м) и представляет собой надежную часть покрышки. Глины вверх по разрезу сменяются плохо отсортированными песчано-алевритоглинистыми породами и затем алеврито-песчаниками. Последние имеют проницаемость 7-10 мД и пористость до 20 %.

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания, коэффициент кавернозности, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины представлены в таблицах 1.4-1.6.

Таблица 1.4

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания, мСтратиграфическое подразделениеЭлементы залегания (падения) пластов в плоскости ствола скважины, градусыКоэффициент кавернозностипо вертикалипо стволуНазваниеиндексотдоотдоуголазимут14932142230верхненутовский подгоризонтN2nt27 — 10701.00932165622306390нижненутовский подгоризонтN1nt2 — 7701.00

Таблица 1.5

Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфии ческого подразделенияИнтервалГорная породаСтандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)по вертикалипо стволукраткое название% в интервале от до от доN2nt2, пласты M — IX (кровля)14932142230Пески60серые, средне-крупнозернистые, кварцевые, рыхлые, с редкими прослоями глинпесчаники20серые, мелко-среднезернистые, слабоуплотненныеГлины20серые, песчанистыеN1nt1, пласты IX(кровля) — XXI1932165622306390песчаники50серые, средне-мелкозернистые, хорошо отсортированные, алевролитовые, глинистыеалевролиты30серые, разнозернистые, плотные, слабопесчанистые, внизу-плотныеГлины20серые, светло серые, вверху — мягкие, слабо песчанистые, внизу — плотные, аргиллитоподобные

Таблица 1.6

Физико-механические свойства горных пород скважины

Индекс стратиграфического под разделенияИнтервал, мКраткое название горной породыПлотность, г/см3Пористость, %Проницаем ость, мД Глинистость, %Карбонатность, % АбразивностьКатегория пород по промысловой классификации по вертикалипо стволу N2nt214932142230Пески, песчаники 2.23 нет данных мягкие N1nt1932165622306390песчаники, алевролиты 2.23-2.31 18.6-21.7 7.9-166.0 20-24 0.9-15.1 — мягкиеN1nt1Песчаники2.2224471810.8-мягкие

1.2.3 Тектоника

В тектоническом плане по данным сейсмических работ и глубокого поискового бурения Одоптинская антиклинальная складка приурочена к Одоптинской мегантиклинали, размеры которой 32 ´6,5 км. Структура субмеридионального простирания, слегка асимметрична. В приосевой части структуры углы падения пород составляют 3-5?, по мере удаления от оси на западное крыло, углы падения изменяются от 5? до 17?, на восточном — 3-7?. Шарнир мегантиклинали ундулирует с образованием трех куполов: Южного, Центрального и Северного. Южный купол через седловину сочленяется с Центральным куполом.

Размеры Южного купола составляют 9 ´6 км по замкнутой изогипсе кровли XXI1 пласта, равной 1650 м, размеры участка продуктивности в пределах контура залежи XXI1 пласта 11´4 км, амплитуда складки около 300 м. В широтном сечении структура асимметрична: западное крыло несколько круче восточного. Углы падения пород на восточном крыле составляют около 5?, западном — до10. Купол имеет грушевидную форму в плане и примыкает к центральному куполу через узкую седловину.

По сейсмоматериалам 2Д разрывные нарушения на месторождении не выделялись, впервые разломы установлены по сейсмоданным 3Д. На месторождении выявлено присутствие сочетания разнонаправленных систем разломов, типичных как для шельфа острова Сахалин в целом, так и для прилегающей суши. По сейсмическим разрезам, горизонтальным срезам и картам когерентности в пределах Южного купола выделено три разломные зоны в интервале глубин от 500 до 2000 м. Данные нарушения относятся к грабенообразующему типу и сформировались в результате транслатеральных тектонических напряжений, воздействовавших на площадь в плиоцене-плейстоцене, в период образования куполов Одоптинской структуры, и очень немногие из них секут основные нефтяные пласты. Первые две зоны разрывов выделены в пределах распространения залежей углеводородов и в разной степени повлияли на их формирование. Оценка геометрических параметров разломной сети ограничена сейсмической разрешенностью. Практически ни в одной из пробуренных скважин разрывы не подсечены. Вертикальная амплитуда сейсмически разрешенных разломов, которые могут быть распознаны и закартированы по сейсмическим временным разрезам, составляет минимум 4-10 м.

В пределах первой зоны выделяется наиболее крупное нарушение сбросо-сдвигового характера — сброс №1. Нарушение с признаками затухания от свода протягивается с юго-запада на северо-восток через свод купола, включая газовую трубу, в обоих направлениях и прослеживается не только в интервале залегания продуктивных пластов, но и по всему разрезу. Вертикальная амплитуда нарушения сопоставима с величиной горизонтального смещения блоков и составляет 15-20 м. Сброс 1 осложнен серией оперяющих мелких разрывов южно-западной ориентировки. Амплитуды разрывов по вертикали составляют от 5 до 15 м. Сброс 1 не подсечен скважинами, но в процессе гидродинамических исследований скважины 230 установлено присутствие непроницаемого экрана на расстоянии 30-40 м от скважины. К тому же сброс экранирует залежь нефти XX12 пласта на юго-востоке, о чем свидетельствует отсутствие нефтенасыщения в скважинах южнее сброса 1 (скв.,229).

Район скважин 227, 227г, 226, 225, 215, 217 контролируется системой разломов второго порядка со сбросовой (сбросово-сдвиговой) составляющей. Разломы имеют субширотно-южно-восточную ориентировку. Систематичность, субпараллельность и прямолинейность свидетельствуют об их сколовом генезисе. Ослабленные нарушением зоны могли заполняться непроницаемыми осадками, создавая литологические экраны, разделяющие песчаные тела на отдельные гидродинамически не связанные залежи. Сброс №2 установлен по сейсмоматериалам 3Д, имеет незначительную амплитуду, но его экранирующие свойства подтверждаются различием границ продуктивности блоков 2 и 3, а так, же существованием газовой шапки залежи XXI2 пласта в 3 блоке.

Третья зона разломов, представленных в основном взбросами, зафиксирована на юго-западном погружении структуры за пределами контуров залежей. Разломы имеют северо-северо-западную ориентировку и прослеживаются к югу в направлении Лебединского разлома, разделяющего одноименную антиклинальную складку и Центральный купол месторождения Одопту-море.

1.2.4 Водонефтегазоносность, пластовые давления и температуры

Физико-химические свойства нефти месторождения определены по результатам анализа глубинных и поверхностных проб, отобранных при опробовании скважин.

По площади залежей изменения свойств нефти незначительные.

В целом, сепарированные нефти Одоптинского морского месторождения относятся к легким, малосернистым, малосмолистым, малопарафинистым; нефти с высоким выходом бензиновых фракций.пласт. Физико-химические свойства сепарированной нефти охарактеризованы по 14 пробам, отобранным из 4 скважин Южного, Центрального и Северного куполов месторождения. В Южном и Центральном куполе (скв. 225 и 211) по сравнению с Северным (скв. 111 и 113) происходит утяжеление нефти от 0,838 (скв. 113) до 0,862 г/см3 (скв. 211).

Соответственно возрастает содержание смол от 3,49 до 5,38 %. Вязкость нефти увеличивается от 2,5 до 5,01 сПа; содержание светлых фракций уменьшается от 74 до 59,5 %. В среднем, по пласту плотность нефти в равна 838 кг/м3, вязкость 2,52 сПа. Нефть содержит 0,62 % асфальтенов и 6,30 % селикагелевых смол.

Содержание парафина составляет 1,30 %, серы — 0,22 %. Нефть закипает в среднем при 67 °С и содержит 72 % фракций, выкипающих до 300°С.

Вследствие близости свойств сепарированных нефтей пластовые нефти также близки по физико-химическим показателям. Газосодержание в нефтяной залежи Южного купола равно 102 м3/т. Объемный коэффициент нефти равен 1,224. Вязкость и плотность нефти равны 0,74 сПа; 751 кг/м3.

Растворенный в нефти газ месторождения Одопту-море относится к «сухому» типу с содержанием метана 90,45-94,80 %; относительная плотность по воздуху 0,5848-0,6176. Сероводород не обнаружен, гелия <0,001 %; аргона — 0,001-0,030 %.

По товарной характеристике растворенный в нефти газ содержит незначительное количество балластных газов (N2+CO2 в пределах 0,53-1,75 %), обладает высокой теплотворной способностью (8220-8710 ккал/нм3 (низшая) — 9120-9640 ккал/нм3 (высшая)).

Верхняя, песчаная, толща первого водоносного комплекса характеризуется зоной развития вод морского происхождения с концентрацией солей до 35 г/л.

Зона соленых вод с концентрацией солей 27 г/л присуща зоне замедленного водообмена и частично распространяется на верхнюю часть (XIX, ХХ пласты) основного продуктивного III комплекса.

В пределах зоны, приуроченной к промежуточному второму комплексу, для XIX1 продуктивного пласта отмечается незначительное снижение минерализации воды по простиранию и в восточном направлении, до 22,3 г/л. Состав подземных вод этой зоны хлоридный, натриевый с отношением натрия к хлору 0,93-1,00. Преимущественное развитие имеют воды хлоркальциевого типа (по классификации В.А.Сулина).

Реже встречаются воды хлормагниевого типа. Воды обогащены сульфатами — 64-422 мг/л. Содержание специфических микрокомпонентов в этих водах не превышает фоновых значений: йода — 2-22 мг/л; брома — 48-84 мг/л; бора — 15-31 мг/л.

В пределах III гидрогеологического комплекса, прослеживается снижение минерализации с распространением здесь слабосоленых вод зоны В20. В районе XXI1, XXI2 пластов минерализация пластовых вод снижается от 19,1-19,9 г/л до 13,3-16,1 г/л в районе XXIV2 пласта.

По фактическим данным о составе вод III комплекса месторождения Одопту-море, со стратиграфической глубиной снижается содержание хлоридов (от 10,5-11,5 г/л в водах XXI пласта до 7,0-8,5 г/л в водах XXIV2 пласта) и сульфатов и возрастает содержание гидрокарбонатов (от 0,5-1,0 г/л до 1,5-2,5 г/л).

Сведения о нефтеносности, водоносности, пластовом давлении и температуре представлены в таблицах 1.7-1.9.

Таблица 1.7

Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения, пластИнтервал по вертикали, мГрадиент давления, кгс/см2 на мТемпература в конце интервалапластовогоПоровогогидроразрыва породгорного давленияВерхниз верхнизисточник полученияверхнизисточник полученияверхнизисточник полученияверхнизисточник получения ° Систочник полученияN1 nt1, до XIX11414350.1000.101РФЗнет данных0.1450.171прогнозне данных49РФЗXIX1- XX314351592.80.1030.103РФЗнет данных0.1710.174прогнознет данных54РФЗXXI11592.81577.70.1030.103РФЗ0.1740.174прогноз54РФЗПримечание: — РФЗ- расчет по фактическим замерам.

Таблица 1.8

Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения, пластИнтервал по вертикали, мТип кол- лектораПлотность, г/см3Подвижность, Д/сПСодержание, % по весуСвободный дебит, м3/сутПараметры растворённого газав пластовых условияхпосле дегазациигазовый фактор, м3/м3содержание, %относительная по воздуху плотность газакоэффициент сжимаемостидавление насыщения в пластовых условиях, кгс/см2отдосеры, парафинасероводородауглекислого газаN1 nt1, XIX1- XIX214351466поровыйнет данныхN1 nt1, XX1- XX314861593поровыйнет данныхN1 nt1, XXI115931578поровый0.75100.83860.39730.221.29-20- 30нет0.320.7135-Рнас.=Рпл.

Таблица 1.9

Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения, пластИнтервал по вертикали, мТип кол- лектораПлотность, г/см3Свободный дебит, м3/сутФазовая проницаемость, мДХимический состав воды в мг/лСтепень минерализации, мг/ланионыкатионыОтдоCL —SO4 — —HCO3 —Na+K +Mg + +Ca + +N1 nt1, XIX1- XIX214351466поровый1.0201-1431498242210769600223.7611.224.5N1 nt1, XX1- XX314861593поровый1.0142-19811363181421731068.1418.819.3

Индекс стратиграфического подразделения, пластТип воды по СулинуОтносится к источнику питьевого водоснабжения (ДА, НЕТ)11516N1 nt1, XIX1- XIX2ХЛК — хлоркальциевыйN1 nt1, XX1- XX3ХЛК — хлоркальциевыйнет

1.2.5 Осложнения при бурении

осложнения, возникающие при бурении на месторождении Одопту-море представлены в таблицах 1.10-1.11. Фактически наблюдалось только один вид осложнений — осыпи стенок скважин.

Таблица 1.10

Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделенияИнтервал по стволу, мБуровые растворы, применявшиеся ранееМероприятия по ликвидации последствийотДотип раствораплотность, кг/м3N2 nt21490на водной основе1100 — 1120повышение удельного веса бурового раствора, снижение водоотдачи

Таблица 1.11

Прочие осложнения

Индекс стратиграфического подразделенияИнтервал, мВид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразованиеХарактеристика (параметры) осложнения и условия возникновенияпо вертикалипо стволуотдоотдоN1 nt90165696390Желобообразованиязаклинки бурильной колонны в желобных выработках45016566406390посадки и затяжки бурильной колонны во время спускоподъемных операций при углах наклона ствола более 45 град.образование шламовых наносов в стволе скважины, ввиду недостаточной для выноса шлама проработки с промывкой снизу-вверх

ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование профиля скважины

Профиль скважины с горизонтальным окончанием состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей части и условно горизонтального участка. Под направляющей частью профиля следует понимать часть ствола скважины от устья до точки с заданными координатами на кровле или в самом продуктивном пласте, являющейся началом горизонтального участка. При проектировании профиля не должно быть необоснованных перегибов его ствола, т.е. не должно быть участков снижения значения зенитных углов.

Как наиболее технологичный выбирается плоский профиль, состоящий из 5 участков: вертикального, набора зенитного угла, наклонно-прямолинейного, донабора зенитного угла и условно горизонтального. Вертикальный участок выбран исходя из условия создания нагрузки на забой при бурении участка набора зенитного угла с учетом технологических соображений: с удлинением вертикального участка радиус искривления уменьшится, что приведет к снижению проходимости жёстких компоновок.

Исходные данные для расчёта:

• А=5330 м — отход (расстояние по горизонтали от устья до точки входа в пласт);
• Нкр=1595 м — глубина кровли пласта по вертикали;
• Нп=1636 м — глубина подошвы пласта по вертикали;
• hв=120 м — длина вертикального участка;
• lг=530 м — длина условно горизонтального участка;
• i1=1 град./10 м — интенсивность набора зенитного угла;
• i2= 0,33 град./10 м — интенсивность донабора зенитного угла;

г=85 º — максимальный зенитный угол на условно горизонтальном участке.

Интенсивность набора и донабора зенитного угла выбирается из условия прохождения обсадной колонны без посадок.

Расчет.

Радиус искривления на участке набора зенитного угла:

Радиус искривления на участке донабора зенитного угла:

Угол входа в продуктивный пласт:

где

Расчетный зенитный угол на наклонно-прямолинейном участке:

где

— й участок:

— горизонтальная проекция,

— вертикальная проекция,

— длина участка.

— й участок:

— й участок:

Так как донабор зенитного угла проходит до и после кровли продуктивного пласта, то четвертый участок делится на 2 части.

а — й участок:

Итого по кровле пласта:

б — й участок:

— й участок:

Итого по скважине:

Результаты расчета представлены в таблице 2.1.

Профиль скважины представлен на рисунке 2.1.

Таблица 2.1

Профиль скважины

Номер участкаГоризонтальная проекция, мВертикальная проекция, мДлина по стволу, мЗенитный угол в конце интервала, град.1012012002467,3563,2793,779,3734778,0898,14861,479,374а84,713,785,882,2Итого по кровле пласта5330,01595,05860,982,24б84,39,484,9855443,431,8445,185Итого по скважине5857,71636,26390,985

Рисунок 2.1 — Профиль скважины

2.2 Обоснование и проектирование конструкции скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

Выбор конструкции скважины является основным этапом ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов жидких и газообразных полезных ископаемых, предотвратить аварии и осложнения в процессе бурения, создать условия для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.

Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем: определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска каждой из них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента.

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по совмещенному графику индексов пластового давления и давления начала поглощения с глубиной скважины.

где — пластовое давление, МПа.

где — плотность воды, ;

Нi — текущая глубина скважины, м;РПЛ — градиент пластового давления,

Коэффициент гидроразрыва рассчитывается по формуле:

где -давление гидроразрыва, МПа.

Результаты расчетов приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Результаты расчёта коэффициентов

Интервал, мРПЛ, МПаРГР, МПаКаКГРОтДоОтДоОтДо015001,4802,350,951,611503001,482,972,354,840,981,653004502,974,454,847,480,991,674506004,455,947,4810,261,001,736007605,947,4210,2613,181,001,787609007,428,9113,1816,231,001,8390011508,9111,3916,2321,311,011,881150130011,3913,0021,3124,151,021,891300145013,0014,5024,1527,001,021,901450159514,5016,4327,0029,731,051,901595163616,4316,8529,7330,491,051,90

По результатам расчетов строится совмещенный график давлений, изображенный на рисунке 2.3.

По графику совмещенных графику индексов давлений несовместимых зон бурения нет. Проектирование конструкций скважин ведем с учетом геолого-технических условий бурения и фактических данных строительства скважин первого северного куста. Направление шахтного типа длиной 14 м спускается и цементируется до 9 м. Цель спуска — сообщение забоя скважины со столом ротора и полевым желобом для обеспечения циркуляции бурового раствора при бурении под кондуктор.

Кондуктор спускается на глубину 90 м. Цель спуска — предотвращение сообщения скважины с морем, перекрытие верхних неустойчивых пород в приустьевом участке разреза и перекрытие горизонта питьевой воды до перехода на буровой раствор на углеводородной основе.

Первая промежуточная колонна проектируется до глубины 1350 м (760 м по вертикали) и цементируется до устья. Цель спуска — перекрытие верхней части разреза, сложенной в основном, слабосцементированными песками, а также верхнего основного участка набора зенитного угла — для снижения желообразований и кавернообразований в данном интервале, исключением грифонообразований при возможных нефтегазопроявлениях из продуктивного пласта.В соответствии с рисунком 2.2.

Рисунок 2.2

Рисунок 2.3 — Совмещенный график индексов пластового давления и давления начала поглощения.

Глубина спуска второй промежуточной колонны принимаем выше кровли XXI пласта — 5860 м (1595 м по вертикали), цементируется высотой подъема тампонажного раствора за колонной до глубины 1050 м от устья, цель спуска -надёжная изоляция проектного продуктивного XXI пласта от вышележащих нефтеносных и водоносных горизонтов. Спуск второй промежуточной колонны на предлагаемую глубину повышает гарантии успешного спуска хвостовика эксплуатационной колонны до проектной глубины в горизонтальный ствол. Уменьшение длины хвостовика значительно снижает силы трения обсадных труб о стенки скважины, уменьшает крутящий момент и, следовательно, позволяет спуск хвостовика с вращением, тем более что он спускается без промывки скважины.

Хвостовик эксплуатационной колонны спускается с перекрытием башмака предыдущий колонны на 50 — 100м по стволу. Не цементируется.

Плотность бурового раствора принимается для бурения всей скважины 1160 кг/м3.

Расчет диаметров обсадных колонн

Диаметр хвостовика эксплуатационной колонны задан заказчиком и равен .

) определение диаметра долота для бурения под хвостовик :

где — диаметр муфты хвостовика,

— зазор между муфтой трубы и стенкой, = 12 мм,

По справочнику, выбираем долото стандартного диаметра типоразмера в большую сторону по диаметру

) Определение диаметра долота под эксплуатационную колонну :

где — внутренний диаметр 2 промежуточной колонны;

S — зазор между долотом и стенкой трубы, S = 4 мм

, по согласно выбираем

где — диаметр муфты эксплуатационной колонны,

по справочнику выбираем

) Определение диаметра долота под первую промежуточную колонну:

где — внутренний диаметр первой промежуточной колонны,

по справочнику выбираем

где — диаметр муфты первой промежуточной колонны,

по справочнику выбираем

) Определение диаметра долота под кондуктор :

где — диаметр муфти кондуктора,

по справочнику выбираем

В итоге, имеем конструкцию скважины, приведенную в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Конструкция скважины

Название колонныИнтервал установки, мНоминальный диаметр скважиныХарактеристика трубпо стволупо вертикалиНаружный диаметр, ммДиаметр муфт, ммотдоотдоНаправление014014-720-Кондуктор090090660,4508533,4I промежуточная013500760444,5340365,1II промежуточная0577501570311,2245269,9хвостовик5725639015601636215,9168187,7

Выбор конструкции призабойного участка скважины в интервале залегания продуктивных пластов

Призабойным называют участок от кровли продуктивного горизонта до конечной глубины скважины. Правильно подобранная конструкция забоя скважины обеспечивает наилучшие условия вызова притока флюидов, получения максимальных рабочих дебитов без нарушения свойств коллектора, проведение необходимых технологических воздействий на пласт.

К главным факторам, определяющим не только конструкцию забоя, но и ее конкретный вид, относятся: тип коллектора и степень его однородности; степень устойчивости пород призабойной зоны; наличие или отсутствие близкорасположенных к продуктивному пласту напорных, подошвенных вод или газовой шапки; проницаемость пород продуктивного пласта.

Сочетание перечисленных факторов определяет конструкцию забоя, поэтому при проектировании и выборе рациональной конструкции забоя добывающей скважины, прежде всего, устанавливают тип коллектора и его однородность, фильтрационные свойства и прочность слагающих пород.

Для данного продуктивного пласта наиболее рациональна конструкция с открытым забоем, вследствие того, что: продуктивный пласт однороден, коллектор порового типа, который не может быть зацементирован без резкого и значительного ухудшения коллекторских свойств; проницаемость по толщине залежи не изменяется. Поэтому, после спуска промежуточной колонны, спущенной до кровли продуктивного горизонта, вскрывают продуктивную залежь и спускают до забоя эксплуатационную колонну (хвостовик).

1-цементный камень

-промежуточная обсадная колонна

-устройство для подвески фильтра

-потайная обсадная колонна-фильтр

-продуктивный пласт

Схема конструкции забоя скважины

2.3 Выбор буровых растворов

Высокая стабильная эффективность работы породоразрушающего инструмента в скважине может быть достигнута только при условии непрерывной и своевременной очистки забоя от шлама горных пород. Удаление бурового шлама с забоя и из ствола скважины — одна из технологических функций промывочного агента при вращательном бурении. Циркулирующий по скважине агент подается к забою, омывает его, подхватывает буровой шлам, образующийся на забое при разрушении горной породы, и выносит его на поверхность.

Первоначальное назначение промывки ограничивалось отчисткой забоя и выносом шлама из скважины. По мере накопления практического опыта и развития бурового дела функции промывочного агента расширялись и одновременно углублялось представление о его роли при бурении.

Находящийся в скважине промывочный агент создает среду, которая определяет условия работы бурового инструмента и оказывает воздействие на вскрытие скважиной горной породы на ее стенках и забое. С этой точки зрения, промывочный агент влияет на буримость горных пород, устойчивость стенок скважины, а также на характер и интенсивность физико-химических обменных процессов с горными породами и насыщающими их пластовыми флюидами на открытых поверхностях выработки. Их протекание может изменяться под воздействием гидродинамических явлений, происходящими в движущемся по стволу скважины потоке.

Поданный в скважину флюид претерпевает изменение вещественного состава вследствие обогащения шламом и поступления пластового флюида из выбуренного объема, подвергается химической агрессии со стороны химически активных веществ и физическому воздействию высоких температур и давлений, переменных по стволу скважины. Независимо от первоначального состава выходящий из скважины агент представляет собой многокомпонентную гетерогенную систему.

Изменения вещественного состава и состояние агента, происходящие в скважине, не должны значительно ухудшать его технические свойства. Под технологическими свойствами бурового раствора принято понимать такие его особенности, которые оказывают влияние на буримость горных пород, очистку забоя и ствола скважины, устойчивость стенок ствола, на величину сопротивления, возникающего при вращении или осевом перемещении находящегося в скважине бурового инструмента. На основании сказанного промывочные агенты должны:

способствовать повышению буримости горных пород или по крайней мере не вызывать её значительного снижения;

в процессе циркуляции по стволу обладать достаточной кинетической и агрегативной устойчивостью, т.е. их структура и несущая способность (по отношению к частицам шлама) не должны существенно изменяться под воздействием поступивших веществ;

способствовать сохранению и даже повышению устойчивости пород, слагающих стенки ствола скважины на открытых участках ствола (необсаженный интервал);

в процессе циркуляции и в статическом состоянии создавать определенное гидродинамическое равновесие между средой в стволе скважины и пластовым флюидом, которое исключало бы проникновение одной среды в другую и их перемешивание, а также ухудшение коллекторских свойств вмещающих пород.

К циркуляционному агенту предъявляют ряд дополнительных требований, и в частности:

стоимость его приготовления должна оставаться в экономически оправданных пределах;

он не должен оказывать агрессивного воздействия на буровой инструмент и оборудование;

не должен содержать веществ, вредных для здоровья обслуживающего персонала или представляющих опасность в пожарном отношении;

не должен создавать трудностей при проведении геофизических исследований в скважине.

Такого промывочного агента, который в равной степени удовлетворял бы всем требованиям, не существует, да и сами требования не однозначны и зависят от геологических условий, поэтому наметился путь наилучшего приспособления агента к специфическим условиям. Это привело к внедрению большого количества различных агентов и освоению сложной технологии их обработки и регулирования свойств.

В настоящее время успешное проведение буровых работ в значительной степени зависят от правильного подбора состава и свойств промывочного агента и соответствия его функций конкретным условиям строительства скважины.

Верхняя вертикальная часть 0 — 90 м ствола представлена чередованием песков, песчаников с редкими прослоями серых глин. В интервале имеются пласты с пресной водой. В интервале возможны затяжки и прихваты бурильной колонны вследствие желобообразования, осыпи и обвалы стенок скважины.

Требования к промывочной жидкости:

Промывочная жидкость должна не разупрочнять глинистые породы;

Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие

свойства для создания на стенке скважины прочной фильтрационной

корки, укрепляющей ствол;

Промывочная жидкость должна не загрязнять пласты с пресной водой;

Так как в интервале имеются пласты с пресной водой, исключается применение слабоминерализованного, минерализованного и соленасыщенного раствора, раствора с полисолевой минерализацией, раствора с конденсированной твердой фазой, растворов на углеводородной основе. Для бурения данного интервала принимаем пресный глинистый раствор на основе бентонита, как наиболее дешевый и простой в эксплуатации.

Оставшийся интервал 90 — 1636 м представлен чередованием песков, песчаников, глин, алевролитов. В интервале возможны такие осложнения как желобообразования, заклинки бурильного инструмента в желобных выработках, сальникообразования, посадки бурильной колонны при ее спуске.

В горизонтальных скважинах продуктивный пласт дольше подвергается воздействию бурового раствора. Следовательно, необходимо уделять больше внимания сохранению коллекторских свойств пласта, регулированию содержания и состава твердой фазы в буровом растворе, регулированию ПФ раствора.

При выборе промывочной жидкости для горизонтальных скважин некоторые факторы требуют к себе более пристального внимания и более детальной проработки. Такими факторами являются:

гидравлическая программа;

смазочные свойства раствора;

реологические свойства;

толщина фильтрационной корки и опасность возникновения прихватов, вызванных дифференциальным давлением;

регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе;

загрязнение продуктивного пласта;

устойчивость стенок скважины;

вынос шлама и размыв стенок скважины;

Все вышеперечисленные факторы взаимосвязаны и требуют комплексного подхода. Применение качественного бурового раствора, надлежащая гидравлическая программа, эффективная методика очистки скважины от шлама, тщательное проектирование — вот некоторые основные моменты, обеспечивающие успешное бурение горизонтальных скважин.

Для удовлетворения данных условий считается целесообразным использование инвертного эмульсионного раствора, его также называют обращенным или гидрофобным эмульсионным раствором.

Гидрофобные эмульсионные растворы являются системами типа вода в масле, относятся к классу растворов на углеводородной основе и предназначаются для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны, бурения скважин с большими и горизонтальными отходами от вертикали.

Особенностями технологических свойств этих растворов являются:

) низкие или даже нулевые значения показателя фильтрации;

) обладают высокими тиксотропными свойствами;

) состав фильтрата углеводородный;

) несмотря на сравнительно высокие значения вязкости, обладают хорошей прокачиваемостью, легко прокачиваются существующими типами насосов. Неутяжеленные гидрофобные эмульсии в виду отсутствия в них твердой фазы могут перекачиваться плунжерными насосами;

) наличие тиксотропных свойств позволяет утяжелять эти растворы существующими утяжелителями (барит, гематит и др.), что позволяет получать гидрофобные растворы различной плотности (от 980 до 2000 кг/м ³);

6) дисперсионная среда не растворяет горные породы;

7) при использовании в качестве водной фазы растворов солей (NaCl, , и т.д.) гидрофобные растворы не теряют своих свойств в широком диапазоне температур от — 50°С до +130°С;

• обладают высокими противоизносными и смазочными свойствами;

— вязкость этих растворов сильно зависит от содержания воды: чем выше содержание водной (внутренней) фазы, тем выше вязкость. В зависимости от вида задач, поставленных при строительстве скважины, содержание водной фазы колеблется от 30 до 80 объемных %.

В целом ИЭР имеют следующие преимущества по сравнению с растворами на водной основе:

• обеспечивают высокое качество вскрытия продуктивных пластов;
• позволяют, как правило, без осложнений бурить скважины в неустойчивых горных породах, при разбуривании различных по составу солей;

• позволяют отбирать керн горной породы, состав и проницаемость которой почти такие же, как и при залегании ее в пласте;
• обладают высокой стабильностью в минерализованных средах и при высоких температурах;
• уменьшают прихватоопасность стволов скважины;
• имеют высокие противоизносные и смазочные свойства, обеспечивают рост показателей работы долот;
• не снижают проницаемости продуктивных пластов при подземном ремонте скважин, при их консервации.

Типы и параметры буровых растворов используемых в ОАО «НК «Роснефть-Сахалинморнефтегаз»» представлены в таблицах 2.4 и 2.5.

Таблица 2.4

Типы буровых растворов

Наименование компонента бурового раствораСодержание компонента в % в интервале, м14 — 9090 — 13501350 — 57755775 -6390Тип бурового растворана водной основеИЭРИЭРИЭРСодержание углеводородной / водной фаз, %-50 / 5070 / 3070 / 30Плотность исходного бурового раствора, г/см31,041,040,980,98Глинопорошок бентонитовый ПБМВ50Гидроокись натрия0,5КМЦ 85/5003,0Вода пресная9784224,524,5Дизельное топливо Л-40-2753,253,2Нефть охинская,-9,79,49,4Эмультал в стальных бочках-222СЭТ-1122СМАД-1М-43,33,3Хлористый кальций (кальцинированный)-151010VG-PLUS (органофильная глина)-0,51,11,1Окись кальция-0,81,11,1

Таблица 2.5

Технологические параметры раствора по интервалам бурения

НаименованиеЗначение параметров по интерваламИнтервал, м14 — 9090 — 13501350 — 57755775 — 6390Плотность, кг/м31120 — 11801120 — 11801120 — 11801160Условная вязкость, с70 — 10035 -5035 — 5030 — 40Пластическая вязкость, мПа·с1,2 — 21,2 — 22 — 33 — 4Предельное напряжение сдвига, дПа8 — 105 — 77 — 912 — 16Статическое напряжение сдвига, Па10/125/710/1212/14Электростабильность, В>150>150>150>150Показатель фильтрации, см3/30 мин.6666Толщина фильтрационной корки, мм1,61,61,61,6

Контроль параметров бурового раствора

Гидрофобные эмульсионные буровые растворы, вследствие своей природы, сильно отличаются по свойствам и методам их регулирования от растворов на водной основе. Для их исследования, помимо общих методов, необходимо применение дополнительных оценок и следовательно, необходимы новые приборы. Для характеристики свойств гидрофобных эмульсий необходимо знать следующие параметры:

• плотность;
• статическое напряжение сдвига;
• стабильность;
• суточный отстой;
• напряжение пробоя;
• пластическая вязкость;
• эффективная вязкость;
• предельное динамическое напряжение сдвига;
• содержание и состав твердой фазы;
• температура выходящего потока;
• условная вязкость;
• фильтрация;
• соотношение фаз;
• глиноемкость;
• температура вспышки.

Первые четыре параметра измеряются по стандартной методике на стандартных приборах. Напряжение пробоя — одна из основных характеристик инвертной эмульсии. Этот параметр характеризует прочность слоя эмульгатора и стойкость эмульсии к обращению фаз. Единица измерения напряжения пробоя — вольт. Измерения ведутся на приборе конструкции «BAROID». Принцип действия прибора для измерения напряжения пробоя основан на измерении напряжения при котором между электродами, погруженными в эмульсию, появляется ток.

³ раствора и измеряется время истечения в секундах 100 см³ раствора.

Фильтрация инвертных эмульсий измеряется теми же методами, что и для растворов на водной основе. Но в отличии от них , фильтрация инвертных эмульсий является не только технологическим показателем, но и важной характеристикой физико-химического состояния системы. Для инвертных эмульсий первостепенную роль играет характер отделяемой жидкой фазы. Обязательным признаком доброкачественности эмульсии является отсутствие фильтрации или фильтрация углеводородной фазы. Отделение воды — признак неустойчивости эмульсии даже при отсутствии видимого разделения фаз. Фильтрация гидрофобной эмульсии существенно имеет более низкие (вплоть до нулевых) значения, чем водоотдача водных растворов. Поэтому, предпочтительно замерять фильтрацию при забойных условиях.

Глиноемкость гидрофобных эмульсий характеризует устойчивость системы к твердой фазе. Глиноемкостью называют максимальное количество глины, которое не приводит к обращению фаз эмульсии. Устойчивой к твердой фазе считается эмульсия, у которой при введении 20% глинопорошка и интенсивном перемешивании в течение 0,5 часа не снижает напряжение пробоя.

Температура вспышки эмульсии характеризует её пожароопасность. Определяется она по стандартной методике ГОСТ 6356-52, аналогично определению температуры вспышки нефтепродуктов.

Управление функциональными свойствами буровых растворов.

При многократном использовании и длительном хранении (более года) возможна потеря гидрофобными эмульсиями некоторых свойств. Кроме того, при многократном использовании могут изменяться цели применения гидрофобной эмульсии, что в свою очередь, вызовет необходимость изменения некоторых ее свойств.

Восстановление и повышение стабильности. Устойчивость эмульсии к обращению фаз или к расслоению является основным показателем этих растворов. Внешними признаками потери стабильности эмульсии являются: Появление в фильтрате воды, нарушение однородности раствора, вспучивание его в мерниках и, в конечном счете, резкое снижение вязкости, которая не повышается при введении воды. Оперативным методом контроля стабильности служит измерение напряжения пробоя. При снижении величины напряжения пробоя необходимо добавление эмульгатора (СМАД-1М, Эмультал, СЭТ-1).

Регулирование вязкости. Для снижения вязкости необходимо добавление в раствор углеводородной фазы. При большом значении напряжения пробоя допускается снижение вязкости добавкой дизтоплива либо нефти. Увеличение вязкости достигается вводом VG-PLUS или водной фазы.

Регулирование плотности. Увеличение плотности раствора производится баритовым утяжелителем. Для обеспечения равномерного распределения барита в растворе и предотвращения его выпадения необходимо предварительное смачивание барита нефтепродуктами или углеводородной фазой. Снижение плотности эмульсии производится удалением твердой фазы (барита, песка, коллоидной фазы) системой отчистки (вибросита, центрифуги, гидроциклоны).

Если в исходном растворе водная фаза насыщена солями, то снижение удельного веса производится разбавлением новой эмульсией с пресной водной фазой.

2.4 Выбор способа бурения

Принятие решения об использовании того или иного способа бурения — это один из ответственных этапов при проектировании технологии углубления, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения.

При принятии решения о способе бурения в качестве исходной информации используются такие данные, как профиль ствола скважины, геологическое строение разреза скважины, тип и диаметр бурового раствора и породоразрушающего инструмента.

В настоящее время глубокие нефтяные скважины бурят вращательным способом с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб или с передачей вращения долоту непосредственно от гидравлического (турбобура, винтового забойного двигателя (ВЗД)) или электрического забойного двигателя — электробура.

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать использование такой техники и технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям предупреждения осложнений и их ликвидаций и качественного вскрытия продуктивного пласта, а также достижение высокого качества ствола скважины, её конфигурации и наиболее высоких механических скоростей, наибольших проходок на долото, а также применение различных типов долот, в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Одним из основных критериев для выбора того или иного способа бурения служит возможность передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и достаточный крутящий момент, для создания надлежащей осевой нагрузки.

В настоящее время наклонно-напрвленные скважины бурят с применением забойного двигателя, так как на участке набора и спада зенитного угла воспользоваться роторным способом сложно. Наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривлением скважин встречаются при роторном способе бурения. Вращение бурильной колонны не позволяет отцентрировать её в стволе скважины, так как центрирующие элементы быстро изнашиваются, и диаметр их уменьшается. Сравнительно легко решаются эти вопросы при бурении забойными двигателями. Однако существует альтернатива обычному наклонно-направленному бурению с использованием забойных двигателей, это использование роторной управляемой системы (Power Drive), которая позволяет:

значительно сократить сроки строительства скважины, общую стоимость строительства;

увеличить аккуратность расположения ствола скважины в момент вхождения в продуктивный пласт;

значительно снизить момент вращения, так как снижается микро-кривизна ствола, обычная при бурении с забойным двигателем;

значительно снизить общий коэффициент трения во время спуска колонны за счёт отсутствия интервалов направленного бурения, как это обычно происходит при бурении с забойным двигателем;

приближает очистку скважины от шлама к абсолютной, за счёт постоянного вращения;

устраняет необходимость проработок перед спуском колонны;

двойной замер угла, почти на долоте и 20м (в зависимости от компоновки) от забоя даёт возможность снизить существующую неопределённость в вертикальной глубине до нескольких метров на удалении 6км.

Итак, из всего вышеизложенного и отсутствия цеха по обслуживанию забойных двигателей следует, что применение роторного способа бурения является наиболее выгодным на данном месторождении.

2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

При выборе компоновок бурильного инструмента, определяющими факторами являются профиль и конструкция скважины, а также эффективность той или иной компоновки при применении её в похожих условиях — основываясь на опыте пробуренных раннее скважин на данном месторождении.

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

При строительстве скважин на данной площади применяем компоновки, положительно зарекомендовавшие себя при разбуривании этого месторождения, представлены в таблице 2.6. Принимаем их как проектные.

Таблица 2.6

Компоновка бурильной колонны по интервалам бурения

Интервал по стволу№КНБКЭлементы КНБК и бурильные трубыотдоНаименованиеТехническая характеристикаНаружный диаметр, ммДлина, мМасса, кг0901Долото Ø660,4660,40,562Переводник241,30,4622УБТ241,39,144295Стабилизатор660,41,7371Переводник228,60,6126УБТ203,29,144204Переводник203,20,9120Сумма22700Трубы бурильные168,39013502Долото Ø 444,5444,50,4225Power Drive 900*374,64,451258Немагнитный спиральный КЛС*431,81,649Немагнитная УБТ203,29,144204Прибор удельного сопротивления203,25,8Телеметрия MWD203,28,73146Немагнитный спиральный КЛС431,81,642Немагнитная УБТ203,29,144204Ясс гидравлический203,26,83194Переводник203,20,9120Сумма48,452142БТ168,3135057753Долото Ø 311,2311,20,3014Power Drive 900311,24,451080Немагнитный спиральный КЛС311,22,2643Немагнитная УБТ203,29,144204Прибор удельного сопротивления203,25,8Телеметрия MWD203,28,73146Немагнитный спиральный КЛС311,22,2643Немагнитная УБТ203,29,144204Ясс гидравлический203,26,83194Переводник203,20,9120Сумма49,451942БТ168,3577563904Долото Ø 215,9215,90,258Power Drive 900215,93,81782Немагнитный спиральный КЛС215,91,83164Немагнитная УБТ171,49,1441383Прибор удельного сопротивления171,45,8406Телеметрия MWD171,48,73786Немагнитный спиральный КЛС215,91,83164Немагнитная УБТ171,49,1441383Ясс гидравлический171,46,83478Переводник171,40,9149Сумма50,815603БТ139,7Примечание: * — Power Drive 900 — роторная управляемая система компании Шлюмберже;

КЛС — калибратор лопастной спиральный;

2.6 Расчет бурильных колонн

В расчёте бурильной колонны, как и при проектировании любой конструкции, используют: расчетные нагрузки, действующие на бурильную колонну, с учетом их характера; показатели механической прочности бурильных труб и их соединительных элементов, т.е. предельные нагрузки, которые бурильные трубы и их соединения могут выдержать без появления пластических деформаций и без нарушения целостности; принятые коэффициенты запаса прочности.

Показатели прочности бурильных труб рассчитаны на основании их геометрических размеров и показателей прочности материала по ГОСТ 631-75 и техническим условиям и приведены в соответствующих справочных таблицах.

Рекомендуемые коэффициенты запаса прочности разработаны на основе обобщения опыта использования бурильных колонн в различных условиях.

Расчет и разработка конструкции бурильной колонны начинается с выбора диаметра бурильных труб и УБТ и обоснования комплектации КНБК.

Исходные данные:

• скважина наклонно-направленная;
• интервал бурения 5775 — 6390 м;
• бурение ведется под хвостовик диаметром 168 мм;

конструкция скважины к моменту бурения заданного интервала:

• интервал 0 — 14 м колонна диаметром 720 мм;
• интервал 0 — 90 м — колонна диаметром 508 мм;
• интервал 0 — 1350 м — колонна диаметром 340 мм;
• интервал 0 — 5775 м — колонна диаметром 245 мм;
• способ бурения роторный, частота вращения колонны — 120 об/мин;
• диаметр долота 215, 9 мм;

плотность бурового раствора 1160 кг/м ³;

осевая нагрузка на долото 60 кН;

• породы мягкие и средней твердости.

2.6.1 Расчет УБТ

Выбор диаметров УБТ

Диаметр УБТ выбираем на основе рекомендуемых соотношений размеров долот, бурильных труб, с учетом диаметра обсадной колонны, под которую ведется бурение, а также норм по соблюдению диаметров.

При выборе УБТ следуем некоторым общим рекомендациям:

• чтобы избежать опасной концентрации напряжений в месте соединения БТ с УБТ, отношение наружных диаметров бурильных труб и УБТ должно быть не менее 0,75;
• при меньшей величине соотношения КНБК включают одну или несколько секций УБТ меньшего диаметра;

• отношение диаметра УБТ к диаметру долота должно быть равным 0,75 для долот с D<295,3 мм.

Для долота диаметром 215,9 выбираем УБТ диаметром 165,1 мм. Эти трубы имеют достаточную жесткость для бурения под обсадную колонну диаметром 168 мм.

В соответствии с конструкцией применяем бурильные трубы диаметром 139,7 мм.

Следовательно, компоновка УБТ принимается одноступенчатой.

Определение длины компоновки УБТ

где G — осевая нагрузка на долото;

• вес единицы длины УБТ;

Учитывая вес КНБК принимаем

Вес УБТ:

Проверка УБТ на устойчивость

где — жесткость УБТ при изгибе,

• вес единицы длины УБТ,

Так как , то для ограничения прогибов и площадей контакта УБТ со стенками скважины на сжатом участке УБТ рекомендуется установить промежуточные опоры профильного сечения.

2.6.2 Расчет колонны бурильных труб

Выбираем для нижней секции нижней ступени трубы ВН 137,9×9,17G. Тип труб выбран из имеющихся на предприятии.

Определим для них коэффициент запаса прочности на выносливость.

Для нижней секции запас прочности определяется по формуле:

• где- предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба по данным натурных испытаний;
• ;

• переменное напряжение изгиба;
• предел прочности (временное сопротивление);
• ;

• постоянное напряжение изгиба;
• гдемодуль упругости;
• осевой момент инерции сечения по телу трубы, ;

осевой момент сопротивления опасного сечения,

стрела прогиба,

длина полуволны изогнутой колонны, м.

гдедиаметр скважины, м;

• диаметр бурильного замка, м.

гдедиаметр трубы наружный, м;

• диаметр трубы внутренний, м .

гдеугловая частота вращения;

• вес единицы длины колонны, Н/м;
• гдечастота вращения, об/мин.

Условие выполняется.

Расчет на статическую прочность

Наибольшее напряжение от статических нагрузок возникают у устья скважины и в местах перехода одного диаметра труб в другой.

Расчет ведется на совместное действие нормальных и касательных напряжений.

Основное уравнение прочности:

• гденапряжение кручения;
• растягивающее напряжение;
• изгибающее напряжение.

гдеполярный момент сопротивления поперечного сечения трубы, м³;

• частота вращения колонны, об/мин;
• мощность, расходуемая на вращение колонны при работе долота, кВт.

гдемощность на холостое вращение колонны, кВт;

• мощность потребная для вращения долота, кВт.

гдедлина колонны, м;

• диаметр скважины, м;
• диаметр бурильной колонны, м.

гдекоэффициент прочности породы, ;

• диаметр долота, м;
• осевая нагрузка на долото, кН.

гдедиаметр СБТ, м;

диаметр проходного отверстия СБТ,

Растягивающее напряжение определяется для двух расчетных схем:

• а) секция рассматривается в процессе подъема колонны после окончания бурения скважины с учетом сил сопротивления на искривленных и наклонных участках;
• б) секция находится только под действием веса расположенной ниже части колонны.

Большее напряжение, полученное из условия «а», «б», принимается за расчетное.

Наибольшие напряжения растяжения в колонне бурильных труб наклонно-направленной скважины определяется по формулам:

а) для первой расчетной схемы:

• гдекоэффициент учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движения бурового раствора и сил инерции (принимается к=1,15);
• вес вертикальных участков, Н;
• усилие, обусловленное силами трения и собственным весом колонны на прямолинейных наклонных участках, Н;
• усилие, обусловленное силами трения и собственного веса колонны на участках набора и спада угла наклона скважины, Н;
• усилие, создаваемое в колонне УБТ, Н;
• коэффициент, учитывающий уменьшение веса колонны в жидкости;
• плотность бурового раствора и материала труб, кг/м³;
• перепад давления в долоте, Па;
• площадь поперечного сечения канала бурильных труб, м²;
• гдевес I — го наклонного участка бурильной колонны, Н;
• коэффициент трения i — го участка бурильной колонны о стенки скважины ();
• угол наклона скважин на рассматриваемом участке, град;
• m — число наклонных прямолинейных участков скважины.

гдечисло искривленных участков;

• радиус кривизны участка, м;
• углы наклона в начале и в конце участка, град;
• радиан;
• усилие натяжения колонны в конце рассматриваемого участка, Н.

Знак плюс в формуле относится к участку спада, а минус- к участку набора угла наклона.

гдеугол наклона и коэффициент трения на нижнем прямолинейном участке скважины;

б) для второй расчетной схемы определяют по формуле:

• гдемаксимальная растягивающая нагрузка, Н;
• площадь поперечного сечения тела бурильной трубы, м²;
• вес бурильных труб, Н;
• вес УБТ, Н;

длина первой секции (снизу) труб, расположенных в горизонтальном 5-м участке, определяется для первой расчетной схемы из зависимости:

• гдепредел текучести материала труб;
• предельная нагрузка на трубу (растягивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести);
• допустимый коэффициент запаса прочности (при бурении наклонно-направленных скважин ротором — 1,45).

Для второй расчетной схемы:

;

а)

б)

Для остальной части так же применяем трубы ВН 137,9×9,17G.

а)

б)

а)

б)

а)

б)

Определим напряжение растяжения на вертикальном участке:

а)

б)

Выбранные бурильные трубы (таблица 2.7) удовлетворяют требованиям.

Таблица 2.7

Бурильная колонна

2.7 Проектирование режима бурения

7.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Гидравлическая программа является основной частью проектного режима проводки скважины.

Выбор расхода промывочной жидкости

Расход промывочной жидкости при бурении должен быть достаточным для удаления выбуренной породы с забоя и выноса ее на поверхность. Для обеспечения эффективного разрушения пород важно иметь расход, обеспечивающий минимальное дифференциальное давление. Для предотвращения сальникообразования, снижения вероятности прихватов, объёмное содержание выбуренной породы в промывочной жидкости в кольцевом пространстве не должно превышать 3 — 5%.

Расход, обеспечивающий вынос наиболее крупных частиц

При выборе расходов, необходимых для наиболее крупных частиц шлама из кольцевого пространства, требуется задать скорость потока, превышающую скорость витания, т.е. скорость частицы была больше нуля. На основании практических данных эту скорость принимают равной 20 — 30% скорости витания [9]:

• гдепостоянная Риттингера;
• эквивалентный диаметр наиболее крупных частиц шлама, м;
• плотность разбуриваемых пород кг/м³ (из таблицы 1.3);
• плотность промывочной жидкости, кг/м³.

Размер наиболее крупных частиц выбуренной породы ориентировочно можно найти из выражения:

Расход жидкости в кольцевом пространстве, требуемый для выноса шлама:

• гдемаксимальная площадь кольцевого пространства, м²;

I интервал (0÷90м) — бурение под кондуктор:

II интервал (90÷1350) — бурения под I промежуточную колонну:

III интервал (1350÷5775) бурение под эксплуатационную колонну:

IV интервал (5775÷6390) — бурение под хвостовик:

Расход, при котором объёмное содержание выбуренной породы не превышает критического значения, равного

гдемаксимальная механическая скорость проходки в расчетном интервале (?40м/ч [5]), м/с;

• средняя скорость оседания твердых частиц в растворе.

гдесредний диаметр частиц шлама, м;

I интервал (0÷90м) — бурение под кондуктор:

II интервал (190÷1350) — бурения под I промежуточную колонну:

III интервал (1350÷5775) бурение под эксплуатационную колонну:

IV интервал (5775÷6390) — бурение под хвостовик:

Расход жидкости для очистки забоя

гдеудельный расход (), м/с;

• площадь забоя, м²;

I интервал (0÷90м) — бурение под кондуктор:

II интервал (90÷1350) — бурения под I промежуточную колонну:

III интервал (1350÷5775) бурение под эксплуатационную колонну:

IV интервал (5775÷6390) — бурение под хвостовик:

Из трех расходов выбираем максимальные расходы:

Бурение под кондуктор (0÷90м):

Бурение под I промежуточную колонну (90÷1350м):

Бурение под эксплуатационную колонну (1350÷5775):

Бурение под хвостовик (5775÷6390м):

Выбор гидромониторных насадок

При использовании гидромониторных долот реализация гидромониторного эффекта достигается лишь при определенной скорости истечения (перепада давления) жидкости из насадок.

В соответствии с перепадом давления рассчитывается суммарная площадь сечения насадок:

• гдеопытный коэффициент расхода;
• перепад давления на долоте, МПа;
• Затем по справочнику выбираются насадки, площадь сечения которых наиболее близка к .

I интервал (0÷90м) — бурение под кондуктор:

Выбираем насадки с диаметром 23 мм.

II интервал (90÷1350) — бурения под I промежуточную колонну:

Выбираем насадки с диаметром 11 мм.

III интервал (1350÷5775) бурение под эксплуатационную колонну:

Выбираем насадки с диаметром 9 мм.

IV интервал (5775÷6390) — бурение под хвостовик:

Выбираем насадки с диаметром 7 мм.

Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы

Потери давления при течении вязкой жидкости в трубе постоянного сечения определяются по формуле Дарси — Вейсбаха:

• где коэффициент гидравлических сопротивлений трубопровода;
• длина трубопровода или участка постоянного сечения, м;
• плотность промывочной жидкости кг/м;
• средняя скорость течения жидкости, м/с;
• гидравлический диаметр ТП или кольцевой зазор, м.

Потери давления при ламинарном режиме течения:

гдебезразмерный коэффициент, определяемый по специальным кривым в зависимости от числа Сен-Венана:

При турбулентном режиме течения определяются по формуле Блазиуса:

• где =0,316 — для труб гладкого сечения;
• =0,339 — для кольцевого зазора;
• число Рейнольдса, определяемое по формуле:
• гдепластическая вязкость жидкости, Па·с;
• динамическое напряжение сдвига, Па.

Средняя скорость течения жидкости определяется из выражения:

Смена ламинарного режима турбулентным соответствует критическое значение числа Рейнольдса:

гдечисло Хедстрема, которое определяется из выражения:

интервал (0÷90м) — бурение под кондуктор.

Расчёт потерь давления внутри бурильной колонны:

СБТ:

турбулентный режим течения, тогда

УБТ:

режим течения турбулентный.

;

;

Долото: 3 гидромониторные насадки

Принимаем .

Расчет потерь давления в кольцевом пространстве:

СБТ:

режим ламинарный.

При

В элементах обвязки:

УБТ:

режим ламинарный.

При

интервал (90÷1350) — бурения под I промежуточную колонну:

Расчёт потерь давления внутри бурильной колонны:

СБТ:

режим течения турбулентный.

УБТ:

режим турбулентный.

;

Долото: 9 гидромониторных насадок

Принимаем ;

• Расчёт потерь давления в кольцевом пространстве.

Замки СБТ:

Обсаженный ствол:

гдерасчетный коэффициент.

гдедлина одной трубы.

Необсаженный ствол:

УБТ:

режим турбулентный.

СБТ:

Необсаженный ствол:

;

• режим турбулентный.

Обсаженный ствол:

режим ламинарный.

При

В элементах обвязки:

III интервал (1350÷5775) бурение под эксплуатационную колонну:

Расчет потерь давления внутри бурильной колонны:

СБТ:

режим турбулентный.

УБТ:

режим турбулентный.

;

Долото: 9 гидромониторных насадок

Принимаем ;

Замки СБТ:

Обсаженный ствол:

Необсаженный ствол:

СБТ:

Необсаженный ствол:

турбулентный режим.

Обсаженный ствол:

турбулентный режим.

УБТ:

Необсаженный ствол:

режим турбулентный.

Обсаженный ствол:

режим турбулентный.

В элементах обвязки:

IV интервал (5775÷6390) — бурение под хвостовик:

Расчет потерь давления внутри бурильной колонны:

СБТ:

режим турбулентный.

УБТ:

режим турбулентный.

Долото: 6 гидромониторных насадок

Принимаем .

Замки СБТ:

Необсаженный ствол:

Обсаженный ствол:

СБТ:

Необсаженный ствол:

турбулентный режим.

Обсаженный ствол:

турбулентный режим.

УБТ:

Необсаженный ствол:

режим турбулентный.

Обсаженный ствол:

режим турбулентный.

В элементах обвязки:

Результаты вычислений представлены в таблице 2.8

Таблица 2.8

Потери давления в циркуляционной системе

Элементы циркуляционной системыL, м мм мм мм м/с МПа123456789Бурение под кондукторДолото-660,4660,4—-4,11УБТ18,2660,4203,271,429,31886630,01511,9230к.п. УБТ18,2660,4203,271,40,717-0,8050,0005СБТ50660,4168,3151,56,53891900,01820,1490к.п. СБТ50660,4168,3151,50,619-0,850,0014Эл. обвязки——-3,1???9,2839Бурение под I промежуточную колоннуДолото-444,5444,5—-5,8УБТ18,2444,5203,271,413,79887660,01832,110необс к.п. УБТ18,2444,5203,271,41,2827830,04350,003СБТ1283444,5168,31513,05417300,02211,008необс к.п. СБТ1260444,5168,31510,92318410,02360,053обсаж к.п. СБТ90485168,31510,70-0,780,004Замки СБТ-485203,2—-0,5Пак.п. замки-444,5203,2—-12ПаЭл. обвязки——-0,682???9,660Бурение под вторую промежуточную колоннуДолото-311,2311,2—-5,8УБТ18,2311,2203,285,77,90610220,02010,154необс к.п. УБТ18,2311,2203,285,74,97484540,02120,051обсаж к.п. УБТ18,2320203,285,74,24447260,02170,035СБТ5775311,2168,31512,52344780,02313,249необс к.п. СБТ4425311,2168,31512,83364750,02283,287обсаж к.п. СБТ1350320168,31512,51343870,02320,753Замки СБТ-311,2203,2—-0,0006к.п. замки-320203,2—-0,0001Эл. обвязки——-0,466???13,796Бурение под хвостовик123456789Долото-215,9215,9—-5,8УБТ18,2215,9171,485,74,43342800,02320,0561необс к.п. УБТ18,2215,9171,485,716,46660190,01970,0769обсаж к.п. УБТ18,222517,185,711,34548100,02060,523СБТ6321215,9139,71212,22242920,02533,778необс к.п. СБТ615215,9139,71215,61385540,02251,770обсаж к.п. СБТ5775225139,71214,47103360,03135,440Замки СБТ-215,9184,2—-0,0032к.п. замки-225184,2—-0,0071Эл. обвязки——-0,1468???17,601

Выбор насоса

Выбор насосов осуществляется исходя из условий создания необходимого давления и обеспечения необходимой подачи:

Исходя из полученных значений, наибольшая и наибольшей необходимой выбираем два насоса Т-1600НР, характеристика насоса представлена в таблице 2.9

Таблица 2.9

Характеристика насоса Т-1600НР

Диаметр втулок, ммКоличество ходов, в минРасход, л/с, при К=0,95Давление, допустимое, МПаРасход при работе двух насосов, л/с12345139,71011336,726152,47218,932,837,811424,048,011931,563,0165,111335,0028,070,012237,8575,7177,81154123,482,0

Построение НС — номограммы

Для составления гидравлической программы бурения скважины необходимо построить НС — номограмму, которая представляет собой график совмещённых гидравлических характеристик наоса и скважины.

Гидравлической характеристикой бурового насоса называется зависимость его производительности, допустимого давления и мощности от диаметра втулок и частоты ходов в координатах

Гидравлической характеристикой скважины называется зависимость потерь давления и мощности во всех элементах циркуляционной системы, от расхода промывочной жидкости и глубины скважины .

Основное предназначение НС-номограммы — выбор наиболее эффективного для данных условий гидравлического долота (определение диаметра и числа насадок) с учётом наиболее полного использования гидравлической мощности насосов.

Для построения характеристики скважины разобьем длину скважины на три условных положения забоя 90 м, 1350 м, 5775 м, 6390 м.

Пересчет потерь давления на другие расходы производим по формуле:

для

для

для

Результаты заносим в таблицу 2.10

Таблица 2.10

Результаты расчета характеристики скважины

L =90 мL = 1350 мL = 5775L=6390152,40,0240,8860,7333,89410,034165,10,0351,8841,5594,35921,340165,10,0707,5396,23611,35985,36

По данным таблицы 2.10 строим НС — номограмму. Она представлена на рисунке 2.4.

По НС — Номограмме выбираем:

• Интервал 0-90 м: ;
• ;

;

• Интервал: 190-1350: ;
• ;

;

• Интервал: 1350-5775: ;
• ;

;

• Интервал: 5775-6390: ;
• ;

;

• Рисунок 2.4 — Номограмма насос — скважина

Основываясь на пунктах 2.7.1.1 — 2.7.1.5 принимаем гидравлическую программу бурения скважины, которая представлена в таблице 2.11.

Таблица 2.11

Гидравлическая программа бурения

ПоказателиПараметры (название) по интервалам0 — 9090 — 13501350 — 57755775 — 6390Промывочная жидкость Плотность, кг/м глинистыйИЭРИЭРИЭР1160116011601160Диаметр долота, мм Гидромониторные насадки Диаметр насадок, мм660,4444,5311,2215,93996231197Способ буренияРоторРоторРоторРоторТип насоса Количество шт. Диаметр втулок, мм Производительность, л/с Давление на насосе, МПаТ-1600НРТ-1600НРТ-1600НРТ-1600НР2221165,1165,1165,1165,17070703528282828

2.7.2 Статистический анализ отработки долот

На проектной площади бурение с помощью управляемой роторной компоновки только началось и по нескольким карточкам отработки долот невозможно с вероятной точностью представить результаты анализа. Поэтому статистический анализ не производился. В проектном режиме бурения заложена осевая нагрузка, которая применяется на практике при бурении того или иного интервала, взятая из ГТН нескольких скважин. Тип долота для каждого интервала выбран в соответствии с характеристикой залегающих горных пород и опыта бурения скважин.

2.8 Вскрытие продуктивных пластов

Вскрытие продуктивного пласта — это процесс углубления ствола скважины в продуктивный пласт на полную его мощность или частично. Процесс бурения в продуктивном пласте имеет определенную специфику. Она состоит в том, что при вскрытии большое значение приобретают физико-химические процессы, которые происходят в окрестностях ствола скважины и приводят к образованию призабойной зоны пласта. Призабойной зоной пласта называется некоторый его объем, распространяющийся от стенок ствола скважины в глубь пласта и подверженный при вскрытии действию процессов, нарушающих первоначальное механическое и физико-химическое состояние горной породы-коллектора и содержащейся в нем подвижной фазы. Влияние скважины на продуктивный пласт и формирование призабойной зоны пласта происходит на всех этапах: на протяжении вскрытия, освоения и эксплуатации залежи, но различаются по характеру и интенсивности действующих факторов.

В процессе формирования ПЗП действующими факторами являются перераспределение напряжений в горной породе в окрестностях ствола скважины, гидродинамическое взаимодействие бурового раствора с пластовым флюидом и проникновением среды из скважины в пласт, процессы на стенках ствола скважины.

Ухудшение проницаемости породы-коллектора в основном вызывается проникновением твердой фазы вместе с буровым раствором и его фильтратом, а также частицами шлама, попавшими в продуктивный пласт, которые вызывают его механическое загрязнение, т.е. сокращение порового объёма.

В связи с этим большое значение при разработке рациональной технологии вскрытия пласта имеет правильный подбор типа циркуляционного агента и его свойств. Накопленный опыт позволяет судить, что наиболее эффективным в этом отношении является применение инвертного — эмульсионного раствора, который в продуктивный пласт выделяет нефть, что не изменяет его проницаемости и в нефтяном пласте не образуется эмульсии.

Основная задача при вскрытии пласта состоит в том, чтобы не допустить существенного нарушения естественных свойств и состояния горной породы — коллектора и правильно задать величину заглубления в пласт. Ее устанавливают в зависимости от положения водонефтяного контакта, близости подошвенных вод и т.п. При бурении в продуктивной толще должна быть обеспечена такая глубина вскрытия, которая гарантировала бы длительную, безводную эксплуатацию скважины и минимальные в данных условиях гидравлические сопротивления при поступлении нефти и газа в скважину.

В зависимости от пластового давления, литологического состава горной породы-коллектора, ее устойчивости в стенках ствола скважины, степени насыщенности продуктивного пласта и т.п. вскрывать его можно по различным принципиальным схемам.

Разработка схемы вскрытия продуктивного пласта и рациональной технологии должна предусматривать одну из наиболее важных целей — устранение факторов, вызывающих существенное ухудшение проницаемости породы-коллектора, против первоначальной в естественном залегании.

Учитывая строение продуктивной зоны, тип коллектора, физико-геологические особенности продуктивного пласта, ожидаемое пластовое давление и опыт вскрытия продуктивной зоны в соседних скважинах наиболее рациональным является следующий вариант крепления скважины в интервале продуктивного объекта: ствол скважины добуривается до кровли продуктивного пласта и перекрывается промежуточной обсадной колонной с последующим ее цементированием. После ее испытания на герметичность вскрывают продуктивный пласт. Вскрытый интервал закрепляют потайной колонной в виде фильтра.

скважина бурильный колонна горизонт

2.9 Расчет обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки. Определение допустимой скорости спуска

В проекте строительства скважины разработка её конструкции — очень ответственный раздел. От правильного учета характера нагружения, условий работы и износа колонн за период существования скважины зависит надежность конструкции.

В процессе спуска в ствол скважины, цементирования и прочих работ в скважине обсадная колонна испытывает различные по величине и характеру нагрузки. Среди них можно выделить: продольные усилия растяжения от собственного веса; дополнительные продольные динамические нагрузки, возникающие в связи с изменением скорости спуска; осевые нагрузки от трения обсадной колонны о стенки скважины при ее спуске; продольные нагрузки сжатия в нижней части колонны от собственного веса при разгрузке ее на забой или под действием окружающих пород при их осадке по мере выработки продуктивного пласта; продольные нагрузки в колонне при бурении и эксплуатации вследствие продольных деформаций под воздействием изменения температурного режима; нагрузки в колонне от ее изгиба при спуске в искривленный ствол, внутреннее давление при цементировании колонны и т.д.

Так как невозможно учесть все многообразие нагрузок, действующих на обсадную колонну в стволе скважины, на основании экспериментальных исследований и практического опыта выделены некоторые из них.

2.9.1 Расчет эксплуатационной колонны

В процессе спуска, цементирования и эксплуатации обсадная колонна подвергается действию статических и динамических нагрузок, а также внутренних и внешних давлений. Необходимо рассчитать и выбрать такие компоновки обсадных колонн, которые выдерживали бы все нагрузки, но при этом были бы наиболее простыми и наиболее дешёвыми.

Расчет наружных давлений

До затвердевания цементного раствора:

В незацементированном интервале:

z=0:

z=760 м:

В зацементированном интервале:

z=1570 м:

где

После затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=760 м:

z=1570м:

Согласно полученным данным строятся графики наружных давлений (рисунок 2.5).

Расчет внутренних давлений

Начало эксплуатации:

При опрессовке (колонна опрессовывается после получения сигнала «стоп»):

z=0 м:

z=1570 м:

Конец эксплуатации:

По полученным данным строится график внутренних давлений (рисунок 2.6).

Расчет внутренних избыточных давлений

Максимальные внутренние избыточные давления возникают при опрессовке колонны после цементирования (до ОЗЦ)

z=0 м:

z=1570:

Расчет наружных избыточных давлений

Максимальные наружные избыточные давления равны разности наружных давлений после ОЗЦ (давление поровой жидкости цементного камня) и внутреннего давления в конце эксплуатации.

где К- коэффициент разгрузки цементного камня после его затвердевания, К=0,25

z=0:

z=1330 м,

z=1570 м,

z=1570 м, — без учета К.

По результатам расчетов строится совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений (рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 — График наружных давлений действующих на обсадную колонну.

Рисунок 2.6 — График внутренних давлений, действующих на обсадную колонну.

Рисунок 2.7 — Графики избыточных давлений.

Расчет обсадной колонны

Подбор компоновки эксплуатационной колонны ведется по эпюрам (рисунок 2.6) наружных избыточных давлений с учетом внутренних давлений и страгивающих нагрузок. Первая секция колонны должна перекрыть продуктивный пласт плюс 50 м. Так как зенитный угол на этом участке 79,37 º, то длина первой секции равна l1=271м. Наибольшее значение наружных избыточных давлений на уровне верхнего конца первой секции колонны L=1520 равна Рни=15,4МПа.

С учетом коэффициента запаса прочности n1=1,3 трубы первой секции должны выдержать давление n1·Рни=1,3·15,4=20 МПа. Такое давление выдерживают импортные трубы группы прочности Р 110 с толщиной стенок ?=10 мм , Ркр1= 24 МПа с упорной резьбой «ВАМ». Для этих труб допустимая растягивающая нагрузка QТ1=5600 кН, допустимое внутреннее давление РТ1=54,5 МПа, страгивающая нагрузка РСТР1=4610 кН, масса 1 метра трубы q=59,5 кг/м. Вес 1-й секции:

Для второй секции выбираем трубы такой же группы прочности с толщиной стенок ?=8,9 мм, Ркр2= 17,1 МПа, QТ2=5000 кН, РТ2=48,5 МПа, РСТР2=4210 кН, q=53,6 кг/м. Определим критическое давление для труб второй секции с учетом растягивающих нагрузок от веса первой секции:

• Так как Р’кр2>Рни271=16,9 >
• 15,4 то длина первой секции остаётся неизменной.

Проверим трубы на действие внутренних избыточных давлений :

Проверим трубы на страгивание резьб при спуске:

Так как и , то длина первой секции остается неизменной.

Для того, чтобы определить длину второй секции, выбираются трубы для третьей секции группы прочности N-80 ?=8,9 мм c Ркр3= 16,3 МПа, QТ3=3640 кН, РТ3=35,3 МПа, РСТР3=3250 кН, q3=53,6 кг/м.

По графику избыточных давлений (рисунок 2.6) видно, что наружное избыточное давление не превышает критическое давление для выбранных труб, следовательно, трубы для второй секции можно использовать до устья скважины.

Длина второй секции:

l2=5775-271=5504 м.

Вес второй секции:

Проверим трубы на действие внутренних избыточных давлений :

Проверим трубы на страгивание резьб при спуске:

Так как , то длина второй секции будет равна:

Вес второй секции:

Для третьей секции принимаются такие же трубы, что и в первой секции. Длина третьей секции:

Необходимая длина третьей секции равна:

Вес третьей секции:

Проверочные расчёты показали, что выбранные трубы подходят для всего интервала скважины, т.к. удовлетворяют всем требованиям. Поэтому принимаем их как проектные.

Все обсадные трубы второй промежуточной колонны с резьбой «ВАМ», которая выдерживает большие крутящие моменты.

Таблица 2.12

Состав обсадной колонны

№ секцииДиаметр труб, ммДлина секции, мТолщина стенки, ммГруппа прочностиВес секции, нарастающей, кНТип резьбыn1n2n33244,538210,0P-1103231ВАМ810,71,452244,551228,9Р-1102850ВАМ5,79,51,451244,527110,0P-110158ВАМ1,627,329,2

2.9.2 Компоновка низа обсадной колонны и обоснование технологической оснастки

Элементы технологической оснастки обсадных колонн представляют собой комплекс устройств, применяемых для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и нормальной последующей эксплуатации скважины.

Каждый элемент технологической оснастки выполняет свои функции и подвергается различным нагрузкам, как в процессе спуска обсадной колонны, так и при ее цементировании.

Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны с целью повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присоединяют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке. Тип колонного башмака с направляющей насадкой не выбирают, рекомендуются чугунные или бетонные башмаки.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10 — 20 м выше его. Чтобы исключить необходимость долива колонны, уменьшить величину возникающего гидродинамического давления и ускорить спуск обсадных труб, применяют обратные клапаны дифференциального типа, которые в период спуска создают ограниченное сопротивление поступлению промывочной жидкости из скважины внутрь колонны через дроссель.

В нашем случае низ колонны оборудуется башмаком c дифференциальным обратным клапаном Smit International, резьбовое соединение Buttress.

Упорное кольцо («стоп-кольцо») предназначено для получения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготавливают из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на расстоянии 10 — 30 м от башмака.

Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором и качественного разобщения пластов. Кроме того, они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным, вследствие образования локальных завихрений восходящего потока раствора в зонах центраторов. Центраторы по конструкции делятся на разъемные и неразъемные, пружинные и жесткие, а по характеру закрепления пружинных планок — на сварные и разборные. Их обычно устанавливают в средней части каждой обсадной трубы, то есть в местах наибольшего изгиба.

Технологическая оснастка обсадных колонн, предлагаемая на проектной площади, представлена в таблице 2.13.

Таблица 2.13

Технологическая оснастка обсадных колонн

Номер колонны в порядке спускаНазвание обсадной колонныЭлементы технологической оснасткинаименование, шифр типоразмерДиаметр ммКол-во, шт.1Кондукторбашмак с обратным клапаном, уплотнительной муфтой и пальцами для цементирования ч/з бурильные трубы5081центраторы пружинные 508×660,422I промежуточная колоннабашмак с дифференциальным обратным клапаном339,71две обсадные трубы339,72муфта с дифференциальным обратным клапаном339,71центраторы пружинные спиральные сварные жёсткие вращающие: на нижней трубе на стопорных кольцах на муфте 3-х последующих труб339,7×444,55 2 3стопорные кольца к центраторам339,723II промежуточная колоннабашмак с дифференциальным обратным клапаном244,51муфта с дифференциальным обратным клапаном244,51центраторы пружинные стиральные сварные жёсткие вращающие: на нижней трубе на стопорных кольцах на муфте 3-х последующих труб в месте башмака предыдущей колонны244,5×311,25 2 3 3стопорные кольца к центраторам244,52 4хвостовик башмак колонны БП-168168,31труба обсадная168,31фильтр из труб168,354трубы обсадные168,38устройство с воронкой сверху для спуска хвостовика с вращением на бурильных трубах центраторы пружинные спиральные сварные жёсткие вращающие: на нижней трубе на стопорных кольцах на верхней трубе на стопорных кольцах 168,3×215,91 2 2стопорные кольца168,32

2.9.3 Определение допустимой скорости спуска

9.3.1 Подготовка ствола скважины к спуску обсадной колонны и цементированию

Спуск обсадной колонны составляет наиболее трудоемкую и продолжительную часть процесса крепления скважины. От тщательной подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны зависит успешность проводки скважины до проектной глубины и качество разобщения пластов. Целью подготовки ствола являются, обеспечение спуска обсадной колонны до намеченной глубины и качественное цементирование. Условием для доведения обсадной колонны до заданной глубины, является устранение уступов и сужений, образовавшихся в процессе бурения. Это достигается проработкой ствола скважины и контролируется последующей шаблонировкой бурильными компоновками, включающими сочетание расширителей различной конструкции, диаметром, равным диаметру долота, и утяжеленных бурильных труб. При этом жесткость низа бурильных компоновок приближается к жесткости обсадной колонны. Применение жесткой КНБК позволит получить соответствующую конфигурацию ствола скважины и обеспечить успешный спуск обсадной колонны.

Еще одним условием качественной проводки скважины является удаление толстой рыхлой фильтрационной корки со стенок скважины и при необходимости образование тонкой, плотной корки. Удалением толстой фильтрационной корки со стенок скважины можно значительно повысить герметичность и прочность контакта между цементным камнем и горной породой. Для этого в состав буферной жидкости входит дизельное топливо и дисольван, эти компоненты позволяют разрушить и смыть углеводородную пленку.

2.9.3.2 Обоснование режима спуска обсадных колонн

При спуске колонны труб возникает опасность гидроразрыва пород из-за эффекта поршневания. Поэтому необходимо ограничивать скорость спуска колонны труб.

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения:

£ Ргр,

где Ргст — гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва);

Ргд — гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом;

Ргр — давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта.

Гидродинамическое давление при спуске находится при турбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле

;

— при ламинарном течении.

В формулах — соответственно длина и гидравлический диаметр кольцевого пространства на i — том участке; Ui — скорость течения жидкости на i — том участке; n — количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, t0 — динамическое напряжение сдвига, l — коэффициент гидравлических сопротивлений.

2.9.3.3 Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны

Наиболее слабый пласт на забое скважины.

Зададимся скоростью спуска U=0,5 м/c, тогда скорость движения вытесняемой жидкости Uж будет равна:

где DС, DТ — соответственно диаметр скважины и наружный диаметр обсадных труб;

K — коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колонны труб. Для практических расчётов можно принять K=0,5.

Пусть режим течения вытесняемой жидкости в интервале установки кондуктора будет ламинарный, тогда:

Критическая скорость течения жидкости при смене режимов определяется по следующей формуле:

где

Тогда

Скорость течения жидкости UЖ<UКР, то режим ламинарный.

где

Получаем:

Для обсадной колонны в необсаженной части скважины:

Для обсадной колонны в обсаженной части скважины:

Гидродинамические давления на данном участке составят:

Увеличиваем скорость спуска до 1 м/с и повторяем расчет

при движении обсадной колонны в обсаженной части скважины.

Число Рейнольдса:

при движении обсадной колонны в необсаженной части скважины:

Общее увеличение давления:

Увеличиваем скорость спуска до 2 м/с и повторяем расчет

при движении обсадной колонны в обсаженной части скважины:

при движении обсадной колонны в необсаженной части скважины:

Общее увеличение давления

Увеличиваем скорость спуска до 3 м/с и повторяем расчет

при движении обсадной колонны в обсаженной части скважины:

при движении обсадной колонны в необсаженной части скважины:

Общее увеличение давления:

Гидростатическое давление на глубине 1570 м, создаваемое буровым раствором:

Давление гидроразрыва пород:

Запас давления составляет:

результаты расчетов приведены в таблице 2.14.

Таблица 2.14

Зависимость гидродинамического давления от скорости спуска эксплуатационной колонны

Uсп, м/сUж, м/сUкр, м/сSen Pгд, МПа0,51,061,2414,90,47—0,58—12,131,24—64620,02501,4461000,025224,261,24—250020,0215,04187920,021936,391,24—400900,019910,73289700,0207

По результатам расчетов таблицы 2.13 построим график зависимости гидродинамического давления от скорости спуска эксплуатационной колонны (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 — Зависимость РГД = f(UСП)

Максимальному гидродинамическому давлению в 9,08 МПа соответствует скорость спуска приблизительно равная 2,73 м/с. Рекомендуется скорость спуска 0,5 м/с, с технологической точки зрения скорость спуска можно производить со скоростью в 2,5 м/с, но это увеличит возможную аварийность спуска обсадной колонны. Скорость ограничена до 0,5 м/с из-за ожидания выхода промывочной жидкости из скважины и её замера в объеме и во избежании дополнительной депрессии на пласт.

2.10 Цементирование обсадных колонн

10.1 Выбор тампонажных материалов

В бурение принято называть тампонажными такие материалы, из водных суспензий которых образуется практически непроницаемое твердое тело.

Тампонажные материалы, используемые для разобщения проницаемых пластов, должны удовлетворять ряду требований:

• суспензия такого материала должна быть легко прокачиваемой в течении времени, необходимого для транспортирования ее в заданный интервал скважины, а в покое — седиментационно устойчивой;
• по окончании транспортирования в скважину суспензия в короткий срок должна превратиться в практически непроницаемое твердое тело, даже если температура окружающей среды ниже нуля °С;
• суспензия должна превращаться в твердое тело с небольшим увеличением объема или по крайней мере без малейшей усадки в условиях конкретной ситуации в скважине;
• образовавшееся из суспензии твердое тело должно быть высокоэластичным, долговечным, стойким против коррозии при контакте с пластовыми жидкостями и газами;
• это твердое тело должно сохранять свои механические свойства, непроницаемость и коррозионную устойчивость при всех изменениях температуры, которые возможны в период работы в данной скважине;
• оно должно иметь сцепление с обсадной колонной и стенками скважины и прочность достаточную, чтобы противостоять тем силам, которые могут возникнуть в период работы скважины;
• тампонажные материалы должны быть недефицитными и сравнительно недорогими, поскольку потребность в них довольно велика.

В проектном районе применяются при цементировании составы, представленные в таблице 2.15.

Таблица 2.15

Характеристика жидкостей для цементирования

Название колонныХарактеристика жидкости (раствора)Составляющие компонентыТип или название жидкостиПлот-ность, кг/м3Расте-каемость, смВодо-отдача, см3/30мин.Время начала, мин.Загусте-ванияСхваты-ванияКондукторпромывочная1160—-буровой растворбуферная1040—-вода пресная, сода кальциниро- ванная, КМЦцементный1840 20500120180ПТЦ-ДО-50 кальций хлористый вода преснаяпродавочная1160—-буровой растворПервая промежу-точная колоннапромывочная1160—-буровой растворбуферная-1850—-дизельное топливо дисольван.буферная-21010—-вода пресная сульфонол порошокоблегченный цементный148020400420600ПТЦ-ДО-50, кальций хлористый, вода, бентонитовый, растворцементный184020200270420ПТЦ-ДО-50, кальций хлористый, водапродавочная1160—-бур. растворВторая промежу-точная колоннаПромывочная1160—-бур. растворбуферная-1850—-дизельное топливо дисольванбуферная-2 1010—-вода пресная сульфонол порошокцементобентонитовый148020400420600ПТЦ-ДО-50 кальций хлористый вода бентонитовый растворцементный184020200300450ПТЦ-ДО-50, кальций хлористый, водапродавочная1160—-бур. раствор

2.10.2 Определение объемов жидкостей для цементирования скважины

Объем тампонажного раствора, необходимого для цементирования заданного интервала скважины ():

• где — коэффициент резерва на высоте подъема цементного раствора, вводимый для компенсации факторов, которые не поддаются учету (определяют статистическим путем по данным цементирования предыдущих скважин);
• и — соответственно средний диаметр скважины и наружный диаметр колонны в пределах нижнего участка, м;
• средний диаметр скважины;
• наружный диаметр колонны;
• длина участка цементирования, м.

Исходные данные для расчета:

• L = 5775 м (вертикаль 1570 м) — глубина спуска колонны;
• Н = 5775 — 1050 м (вертикаль 1570 — 710 м) — высота подъема тампонажного раствора;
• = 5775 — 4330 м (вертикаль 1570 — 1330 м) — интервал подъема цементного раствора;
• = 4330 — 1050 м (вертикаль 1330 — 710 м) — интервал подъема облегченного цементного раствора;
• = 1350 м (вертикаль 760 м) — глубина спуска первой промежуточной колонны;
• = 224,44 мм — внутренний диаметр колонны близ ее башмака;
• = 14 м — высота (длина) цементного стакана, оставляемого в колонне.

Объем цементного раствора, необходимого для цементирования заданного интервала скважины:

Объем облегченного цементного раствора, необходимого для цементирования заданного интервала скважины (м3):

Объем продавочной жидкости:

• где — коэффициент запаса продавочной жидкости, учитывающий ее сжимаемость;
• d — средний внутренний диаметр колонны, м.

Объем буферной жидкости:

Длина столба в заколонном пространстве принимается равной 200 — 300м, что оказывается вполне достаточным для обеспечения хорошего качественного цементирования. Примем =200м.

2.10.3 Выбор способа цементирования

В зависимости от геологических условий и принятого способа заканчивания скважины применяют различные методы цементирования: прямое одноступенчатое, с разделительными пробками, ступенчатое, манжетное, обратное, комбинированное, цементирование хвостовиков и секций обсадных колонн.

Исходя из опыта цементирования на данном месторождении, применяем прямое одноступенчатое цементирование. Преимущество данного способа заключается в простоте и во многих случаях достаточной надежностью. Цементный раствор через цементировочную головку закачивают в обсадную колонну, затем продавливают за колонну путем закачивания продавочной жидкости. За колонной цементный раствор отделяется от бурового раствора буферной жидкостью. Контроль процесса цементирования осуществляется путем измерения объема продавочной жидкости мерными емкостями цементировочных агрегатов и по давлению на устье скважины.

2.10.4 Выбор типоразмера ПВО

Устьевое давление:

Рабочее давление ПВО определяется по формуле:

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа: ОКК2-35-168х245х350 .

Схема монтажа противовыбросового оборудования представлена на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 — Схема монтажа ПВО

1, 2 -универсальный и плашечный превенторы; 3 — устьевая крестовина; 4, 6 — задвижки с гидравлическим и ручным управлением; 5 — манометр с запорным и разрядным устройствами; 7, 9 — регулируемые дроссели с гидравлическим и ручным управлением; 8 -отбойная камера с разрядным устройством.

2.10.5 Определение количества материалов для цементирования

Исходные данные:

• плотность буферной жидкости;
• насыпная плотность цемента;
• коэффициент резерва тампонажного материала;
• плотность цементного раствора;
• относительное водосодержание;
• плотность цементно-бентонитовой смеси;
• плотность бентонитового раствора;
• плотность воды;
• Х — объем цементного раствора в ЦБС;
• У — объем бентонитового раствора в ЦБС;

Во избежание гидравлического разрыва пород при цементировании скважины и возникновения поглощений необходимо проверить следующее условие:

• <<;

• <,

где — нижний допустимый предел плотности, ;

• верхний допустимый предел плотности, .

где — необходимое превышение плотности головной порции тампонажного раствора над плотностью вытесняемого бурового раствора, .

Условие выполняется.

Х+У=1 Х=У-1

Определение количества цемента и воды для затворения

Количество цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора определяется из уравнения

где Рцр — плотность цементного раствора, кг/м3;

• В/Ц — водоцементное отношение.

Объем воды, необходимый для затворения этого количества цемента:

Определение количества облегчённого цемента и воды для затворения ведется аналогичными формулами:

Для расчета реологических параметров растворов воспользуемся следующими формулами:

Цементный раствор:

Облегченный цементный раствор:

Буровой раствор:

В качестве буферной жидкости будет применяться техническая вода с плотностью 1050 кг/м3.

2.10.6 Определение количества цементировочной техники

Число смесительных машин для каждого вида тампонажного материала:

• где mНАС — насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3;
• VБУНК — ёмкость бункера смесительной машины, м3.

Цементный раствор (смесители 2МСН-20):

Облегченный цементный раствор (смесители 2МСН-20):

Производительность смесителя 2СМН — 20 по цементному раствору:

где QВ — производительность водяного насоса, л/с.

Производительность смесителя 2СМН — 20 по облегченному цементному раствору:

Для приготовления и закачки цементного раствора выбраны цементировочные агрегаты (ЦА — 320).

Так как производительность смесителя по цементному раствору 23,6 л/с, а максимальная производительность ЦА — 320 — 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата.

Общая потребность в цементировочной технике

Для приготовления цементного и облегчённого цементного растворов необходимо 9 машин 2СМН-20. Для закачки цементного и облегчённого цементного растворов необходимо 18 ЦА — 320 . Кроме того, для подачи воды и начала продавки необходимо по одному агрегату ЦА — 320. Также для цементирования используется блок манифольдов 1БМ — 700 и станция контроля цементирования СКЦ — 2М — 80. Распределение тампонажных материалов по цементировочной технике представлено в таблице 2.16.

Таблица 2.16

Распределение тампонажных материалов

СмесительЦАМатериалЦемент, тВода, м3Буферная жидкость, м3Продавка, м311ЦР19,857,52ЦР523ЦР19,74,94ЦР4,935ЦР19,74,96ЦР4,947ОЦР18,45,28ОЦР5,259ОЦР17,24,710ОЦР4,7611ОЦР17,24,739,112ОЦР4,739,1713ОЦР17,24,739,114ОЦР4,739,1815ОЦР17,24,739,116ОЦР4,739,1917ОЦР17,24,718ОЦР4,7-19Подача воды-205,8

2.10.7 Расчёт цементирования

Гидравлический расчёт цементирования произведён на ЭВМ, программа Zement. По полученным данным строится график изменения давлений на цементировочной головке и на забое при закачке и продавке цементного раствора (рисунок 2.9).

Операция цементирования начинается ЦА №1, который закачивает 7,5 м3 буферной жидкости с производительностью 10,7 л/с, затем ЦА №7, 8, 9, 10, 11,1 2 начинается закачка облегченного цементного раствора с общей производительностью 64,2 л/с, приготовленного смесительными агрегатами № 4, 5, 6. После того цемент из этих смесителей вырабатывается, ЦА № 13, 14, 15, 16, 17, 18 начитается закачка облегченного цемента с общей производительностью 64,2 л/с, приготовленного смесителями 7, 8, 9. Затем ЦА №1, 2, 3, 4, 5, 6 начинается закачка цементного раствора с общей производительностью 64,2 л/с, приготовленного смесителями 1, 2, 3. После закачки тампонажных растворов освобождается цементировочная пробка и агрегатом № 20 начинается продавка, к которой сначала подключаются ЦА № 11, 12, 13, 14, 15, 16 имеющие втулки 115 мм, ведут продавку на 4 скорости. К моменту закачки 193 м3 продавочной жидкости давление на цементировочной головке достигает 8 МПа — предельное для 4 скорости. Для снижения гидродинамических давлений, продавка продолжается ЦА № 11, 12, 13, 14, 15, 16 на 3 скорости с суммарным расходом 36 л/с. Последний 1 м3 продавочной жидкости закачиваются одним цементировочным агрегатом на третьей скорости с расходом 6 л/с.

Определение времени цементирования:

Время на закачку буферной жидкости:

• где количество ЦА для закачки буферной жидкости;
• подача агрегата, м3/с.

Время на закачку ОЦР:

Время на закачку ЦР:

Время на продавку:

Режим работы цементировочной техники представлен в таблице 2.17.

Таблица 2.17

Работа цементировочной техники

Номер ЦАБуферная жидкостьОЦРЦРПродавкаВсего2010,7л/с191810,71710,710,7л/с6л/с6л/с1610,710,7л/с6л/с1510,710,7л/с6л/с1410,710,7л/с6л/с1310,710,7л/с6л/с1210,710,7л/с6л/с1110,71010,7910,7810,7710,7610,7510,7410,7310,7210,7110,7л/с10,7Время, мин.913,413,615,43,150,119,22,8126,6

2.10.8 Контроль качества цементирования

В техническое оснащение цементировочных работ входит станция контроля процесса цементирования СКЦ — 3М, которая предназначена для одновременного автоматического измерения и регистрации основных технологических параметров процесса цементирования: давления нагнетания, плотности жидкости, подаваемой в скважину, суммарного расхода цементировочных агрегатов и объема закачанной жидкости. На пульте расположены показывающие и регистрирующие приборы для измерения плотности жидкости, давления нагнетания и расхода жидкости. Датчики станций установлены на блоке манифольда 1БМ — 700.

Комплект станции включает выносные блоки связи, позволяющие руководителю работ поддерживать постоянную связь с операторами, обслуживающими агрегаты и машины, и подавать команды.

На период цементирования на устье скважины устанавливают цементировочную головку, которая навинчивается на цементируемую колонну. Головка оснащена контрольным манометром и может иметь предохранительный клапан с отводом.

Качественное цементирование предполагает выполнение всех основных функций цементного камня на протяжении всего периода проведения работ в скважине, и прежде всего полное исключение перетоков и затрубных проявлений. Резкое изменение условий в скважине может привести к преждевременному нарушению герметичности затрубного пространства. Кроме того, цементный камень в скважине подвержен старению и разрушению под воздействием пластовых флюидов и других факторов. Поэтому было бы полезным контролировать состояние цементного камня в разные периоды.

Однако на практике применяют способы контроля цементирования, которые могут характеризовать его качество лишь в начальный период. Оцениваются следующие показатели качества: высота подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве; полнота замещения бурового раствора тампонажным в зацементированном интервале; равномерность распределения цементного камня в затрубном пространстве, что позволяет судить о соосности ствола скважины и обсадной колонны; сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины; герметичность обсадной колонны и затрубного пространства.

Высоту подъема тампонажного раствора замеряют для того, чтобы убедится, что обсадная колонна зацементирована в предусмотренном интервале. Для измерения высоты подъема тампонажного раствора можно применять методы термометрии, радиоактивной и акустической цементометрии.

Для определения надежности зацементированной обсадной колонны и затрубного зацементированного пространства их испытывают на герметичность. Эти исследования проводят после ОЗЦ. Герметичность проверяют путём опрессовки избыточным внутренним давлением. При испытании колонн способом опрессовки избыточное внутреннее давление на устье скважины равно:

Минимальное необходимое давление на устье скважины для испытания верхней секции определяется по формулам:

;

;

;

• где — минимально допустимое внутреннее давление при испытании на герметичность. Для колонны

Так как мы имеем опрессовочное давление больше 7 МПа, то при испытании на герметичность внутренним давлением обсадная колонна считается герметичной, если создаваемое в ней давление в течение 30 мин сохраняется или снижается относительно опрессовочного не более чем на 0,5 МПа. Наблюдения за характером изменения давления при этом необходимо начинать через 5 минут после создания в колонне заданного давления испытания.

2.11 Освоение скважины

Освоение скважины — это комплекс работ, проводимых в скважине с целью очистки зоны продуктивного пласта от загрязнения, подготовки ствола скважины для эксплуатации и получения промышленного притока пластового флюида. Для освоения в эксплуатационную колонну спускают насосно-компрессорные трубы, глубину спуска которых определяет добывающее предприятие. Устье скважины герметизируется при помощи фонтанной арматуры, крестовину которой устанавливают на верхний фланец колонной головки.

В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового, создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивлений фильтрации. Уменьшение противодавления на пласт производится переводом скважины на более легкую жидкость — с промывочной жидкости на нефть. После получения притока из продуктивного пласта отключают насос, а скважине дают поработать до получения промысловых значений давлений.

3. ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

3.1 Выбор буровой установки

Буровая установка выбирается исходя из условной глубины бурения и по начальной грузоподъемности, обусловленной весом в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб.

Вес бурильной колонны определяется из выражения:

GБК = (Gзд +GСБТ+GУБТ) ·К = 2174.229·1.25 = 2717.8

Где GЗД = 9,084 кН — вес забойного двигателя;

• К = 1,25 — коэффициент запаса.

Вес эксплуатационной колонны — хвостовика и инструмента, на котором он доставляется (спускается) меньше веса эксплуатационной колонны.

Вес эксплуатационной колонны:

GН = lII

• qII
• lII
• qII = 1735.830

Как видно из расчетов наиболее тяжелой является бурильная колонна при бурении под хвостовик. Максимальный вес колонны должен удовлетворять условию:

GMAX ?

• Рдоп;
• Где РДОП — допускаемая нагрузка на крюке, кН.

Наиболее подходящий для данных условий является буровая установка фирмы IRI грузоподъемность 435 тс = 4267,35 кН при осностке 6×7.

Проверка допустимой нагрузки:

,8 ?

• 4267.35 = 2844.9 кН

Условие выполняются.

Выбор кратности оснастки талевой системы:

• Т = ;
• Следовательно осностка 6×7.

3.2 Краткое описание конструкции буровой установки компании IRI

Буровая установка компании IRI, допустимая нагрузка на крюке — 363 тс. Привод буровой установки электрической, основных механизмов — постоянного тока. Способ сооружения буровой установки мелкоблочный.

Блок вышечно — лебёдочный. Основание блока двухъярусное: высота 7,92м, ширина — 12,2 м, длина — 13,7 м, допустимая нагрузка 454 тс, при одновременном весе расставленных на подсвечнике свечей 272 тс. Вышка буровая ВВМ-148-750 открытая консольная А — образная, высота мачты 45,1 м, статистическая нагрузка на крюке 454 тс при оснастке 6×7, рассчитана на силу ветра 42 м/с с трубами на подсвечнике, 53 м/с без труб. Кронблок с шестью роликами, один ролик Ø 1270 мм отдельно под канат Ø 34,9 мм.

Подкронблочная площадка. Площадка верхового, регулируемая по высоте от 25,0 до 26,4 м с шагом 0,38 м, включает будку верхового с сидением и электронагревателем. Пневматическая лебёдка на площадке верхового EUFD/PT компании INGERSOL-RAND, для работы с УБТ, устройство аварийного спуска верхового — скользящее по тросу Т — образное сидение с тормозом и консольными приборами, площадкой для работы с обсадными трубами, модели А с однотонным электроподъёмником, электродвигатель на 2.24 кВт. Буровая оборудована рамой для опоры НКТ с мостками с трёх сторон поручнями, обеспечивая опору расставленных на подсвечнике труб посередине свечей. В комплектацию буровой входит — устройство для подъёма вышки в комплекте с необходимыми приспособлениями. Комплект для центрации вышки — два домкрата на 50 тс с механическими насосами.

Кронблок ИТВ 525-6-50 фирмы IRI/IDECO шестироличный, грузоподъёмностью 476 тс, подъёмный крюк на пружинной подвеске Вертлюг TL — 400 фирмы IRI/IDECO, грузоподъёмностью 363 тс, рабочее давление 35,2 мПа. Механизм крепления неподвижного конца талевого каната Hercules 131т допустимое натяжение на струну каната Е-200 фирмы IRI/IDECO, грузоподъёмностью 363 тс при оснастке 5×6, приводная мощность 1567 кВт, скорости главного барабана: 4 вперёд, 4 назад, скорости тартального барабана и ротора: 2 вперёд, 2 назад с электрической системой контроля. Вспомогательная тормозная система с пультом управления и трансформатором. Ограничитель подъёма крюкоблока пневматическая. Автомат подачи долота на забой с пневматическим двигателем и пультом управления. Система охлаждения тормозов: теплообменного типа с круговой циркуляцией воды, включает в себя резервуар на 5,6 м, теплообменник титановый, 2 центробежных насоса 23R с электродвигателями по 14,9 кВт. Электропровод лебёдки и ротора GE752, электродвигатели постоянного тока, номинальная мощность 746 кВт, кратковременная 895 кВт. Гидравлическая система свинчивания и развинчивания труб — гидравлические цилиндры свинчивания, развинчивания и вращения с усилителем хода.

Циркуляционная система включает в себя шесть резервуаров для бурового раствора общим объёмом 304 м. Блок доливной ёмкости и центробежных насосов для блока очистки. Все ёмкости оборудованные уровнемерами передающие на пульт бурильщика информацию о наличии бурового раствора в мерниках. Мерники обвязаны между собой центробежными насосами для перекачек бурового раствора с одного мерника в другой. В каждом мернике стоят перемешиватели бурового раствора.

Блок очистки бурового раствора состоит из 6 тандемных вибросит, пескоотделителя и илоотделителя, две центрифуги, желобам для отвода шлама. Для отчистки бурового раствора от газа на мерниках установлен газодегазатор, он включает в себя вакуумную камеру Ø1524 мм производительность вакуумный насос, струйный — электродвигатель 3.73 кВт.

Смесительная система или блок приготовления бурового раствора включает в себя глиномешалки RII152,4LR оборудованные трубкой внутри или смешивающая турбина, насосы центробежные, насосы центробежные для перекачки бурового раствора, воронки для подачи составляющей бурового раствора, ёмкость для подачи барита в загрузочную воронку системы, перемешиватели механические.

Манифольд буровых насосов включает в себя нагнетательную линию и линию глушения, нагнетательная линия двойная Ø 125мм, линия глушения Ø50,8 мм, стояк манифольда двойной Ø 125 мм. Манифольд и стояк манифольда рассчитан на давление 35,2 мПа. Линия глушения рассчитана на давление 42,2 мПа.

Воздушная система оборудована помещением для расположения компрессоров. На буровой имеется — воздушной компрессор непрерывного действия производительностью 4,33 м/мин, воздушный компрессор для холодного запуска производительностью 0,91 м/мин, воздухосборник и воздухосушка самовосстанавливающаяся, система воздухопровода.

Буровая установка оснащена дизельгенераторами блоками марки САТ 3512 мощностью по 1500 кВт 3 штуки. Энергетическими блоками с укрытием, генераторы силовые контрольные кабели электродвигателей постоянного тока. Силовые и контрольные кабели верхнего привода.

Система освещения включает:

28 прожекторов S400HPS-1 по 4000 Вт

прожектора S400HPS-1 по 400 Вт

15 прожекторов S400HPS-2 по 150 Вт

41 флюоресцентную арматуру S60F-2 по 60 Вт.

Вся система однофазна на 220 В, 50 Гц, осоправочная взрывозащитная состоит из ламп дневного освещения и ламп высокого давления

1 сигнальную лампу предупреждения летающих объектов AOL 100 на 100 Вт на подкронблочной площадке

Аварийная система освещения включает:

4 лампы накаливания S1-50-XP На 500 Вт

4 лампы накаливания S1-50-VP На 500 Вт

вес на 24 В постоянного тока

Система связи:

2 погодозащитные пункты телефонной и громкоговорящей связи

Буровая также оборудована поддонами для сбора бурового раствора под буровыми и подпорными насосами. Поддонами для сбора бурового раствора под тандемными виброситами дренажной системой для сбора разлившегося бурового раствора под мерниками истоком его в бункер сбора. Для сбора раствора под буровой под роторным блоком устанавливается ванна для стока раствора в шахту с последующей перекачкой его в бункер сбора.

На буровой имеется верхний привод 1050Е CANRIG его характеристика:

номинальная нагрузка 500 т,

нагрузка на подшипник 305 т,

потребляемая мощность длительная 843 кВт,

максимальное число оборотов 300 в мин.,

крутящий момент: непрерывный длительный 1057 Н.м, при раскреплении соединений 2406 Н.м,

номинальная мощность 453 кВт,

устройства расстановки труб с дистанционным управлением

элеватор дистанционного управления 9ВЕ грузоподъемность 363 т, для труб от 77,47 мм до 203,2 мм система управления пневматическая.

двумя комплектами штропов элеватора грузоподъемности 318 т и 454 т.

Двумя буровыми насосами Т — 1600 HP фирмы IRI/DECO, трехцелиндровые одностороннего действия, допустимое давление 40 МПа, приводная мощность 1193 кВт.

Теплоснабжение осуществляется: от индивидуальной котельной установки на два котла ПКН-2С, бойлерной установки на 149 кВт производительностью 3136 кгс/см2, топливо: дизельной, сырая нефть, природный газ. В насосном сарае и на мерниках поддерживается температура в зимних условиях +3 0С, под буровой 0 0С, +1 0С.

Обеспечение технической водой проектируется: в зимнее время — из двух артезианских скважин, расположены вне буровой площадки на расстоянии 120 м, летом — из индивидуальной водонасосной на два поршневых насоса НБ — 125 возле озера Лебяжье. Обеспечение питьевой водой предполагается так же из этих источников, если вода будет соответствовать требованиям ГОСТ 2874-84. Вода в противном случаи должна использоваться привозная из ближайшего источника питьевого водоснабжения. Все коммунальные системы должны находится в изоляционной оболочке.

Верхний привод

Многие специалисты — буровики считают, что роторное бурение имеет существенные недостатки, устранение которых возможно за счёт использования на буровой установке систем верхнего привода. Использование верхних приводов позволяет также применять новейшие технологии в бурении скважин.

На буровой имеется верхний привод 1050Е CANRIG, его характеристика:

номинальная нагрузка 500 т,

нагрузка на подшипник 305 т,

потребляемая мощность длительная 843 кВт,

максимальное число оборотов 300 в мин.,

крутящий момент: непрерывный длительный 1057 Н.м, при раскреплении соединений 2406 Н.м,

номинальная мощность 453 кВт,

устройства расстановки труб с дистанционным управлением

• элеватор дистанционного управления 9ВЕ грузоподъемность 363 т, для труб от 77,47 мм до 203,2 мм система управления пневматическая.

двумя комплектами штропов элеватора грузоподъемности 318 т и 454 т.

В самом общем виде преимущества использования верхнего привода можно определить как повышение эффективности ведения буровых работ, снижение рисков возникновение аварий и осложнений скважин в процессе бурения, безопасность работы для персонала и улучшение возможности управления скважиной в процессе нефтегазопроявлений (НГВП).

За счёт использования верхнего привода можно получать значительные эксплуатационные преимущества, за счет того, что:

• отсутствуют временные затраты на извлечение и установку вертлюга и квадрата в шурф при переходе от бурения к СПО и обратно;

• наращивание бурильной колонны при наклонно-направленном бурении происходит таким образом, что компоновка находится непосредственно в забое, что сокращает затраты времени на переориентацию бурового инструмента после каждого наращивания;

• важнейшим аспектом бурения с верхним приводом является возможность обеспечения непрерывного вращения бурильной колонны и циркуляции раствора при проработке ствола скважины методом «сверху вниз» и «снизу вверх»;

• непрерывное вращение бурильной колонны позволяет значительно понизить силы трения при её подъёме в наклонные или горизонтальные скважины;

• снижается опасность того, что бурильная колонна или дорогостоящее скважинное оборудование и инструменты будут прихвачены в стволе и т.д.

Проталкивающе — вытесняющий механизм для спуска и подъёма бурильных труб.

Двухплашечный проталкивающий захват позволяет контролировать движение трубы в скважину и из неё при работе, как с толстостенными, так и облегчёнными трубами. Развиваемое усилие проталкивания труб 25000кг, а вытягивания 11000кг.

Кроме того, использование верхнего привода особенно эффективно при бурении скважин с малой вертикалью и большим горизонтальным отходом для передачи дополнительной нагрузки на долото.

3.3 Обогрев буровой установки в зимних условиях

Теплоснабжение осуществляется: от индивидуальной котельной установки на два котла ПКН-2С, бойлерной установки на 149 кВт производительностью 3136 кгс/ч воды при температуре 100 0С, допустимое рабочее давление 10,5 кгс/см2, топливо: дизельное, сырая нефть, природный газ, подогревателя воздуха на 1230 кВт типа IDF-21 ВОTIOGA производительностью 595 м3/мин при атмосферном давлении и 16 электронагревателей типа FRI-24 мощностью по 0,37 кВт, топливо — сырая нефть, природный газ. В насосном сарае и на мерниках поддерживается температура в зимних условиях +3 0С, под буровой 0 0С, =1 0С.

Водоснабжение

Обеспечение технической водой проектируется: в зимнее время — из двух артезианских скважин, расположенных вне буровой площадки на расстоянии 120 м, летом — из индивидуальной водонасосной на два поршневых насоса НБ-125 возле озера Лебяжье на расстоянии 150 м от буровой площадки, предусматривается сооружение подводящего водопровода ø 100м мм на поверхности земли. Обеспечение питьевой водой предполагается также из этих источников, если вода источников будет соответствовать требованиям ГОСТ 2874-84, в противном случаи должна использоваться привозная вода из ближайшего источника питьевого водоснабжения. Все коммуникационные системы должны находится в изоляционной оболочке.

4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения

Конечная цель бурения скважин — получение нефти и газа из продуктивного горизонта. Получение начального притока нефти и газа из пласта зависит от технологии бурения, состава и свойств промывочной жидкости, схемы вскрытия и длительности воздействия на продуктивный пласт.

Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта

• Состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта.

— Состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу пластовой воды, заполняющей пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки и эмульсии.

— В составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной растворимой (мел, мрамор) твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт.

• Соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды.
• Фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат — нефть.
• Водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной.
• Плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, — меньше нуля.

(4.1)

где — плотность промывочной жидкости, кг/;

• плотность пресной воды, кг/.

Рекомендуется во избежание газонефтепроявлений и поглощений в процессе бурения соблюдать следующее неравенство:

(4.2)

а необходимую величину относительной плотности промывочной жидкости определять по формуле:

(4.3)

где — коэффициент резерва

Методы вхождения в продуктивную толщу

Метод вхождения — это порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктивной толщи. В практике бурения применяют следующие методы.

Метод 1. Продуктивный горизонт вскрывается долотами того же диаметра, что и вышележащие породы. В скважину спускают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой перфорирована и выполняет функцию фильтра. Скважина цементируется выше продуктивной толщи. Метод применяют при вскрытии неустойчивых пород, продуктивный горизонт содержит одну жидкость, Т.е. однороден, параметры промывочной жидкости при вскрытии продуктивной толщи и прохождении вышележащих пород практически одинаковые.

Метод 2. Отличается от первого тем, что после разбуривания в скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, затем цементируют. Для сообщения полости эксплуатационной колонны с продуктивным пластом ее перфорируют (простреливают большое число отверстий).

Метод применяется при вскрытии неоднородных по составу флюидов, малых и перемещающихся пропластков, Т.е. когда требуется селективная эксплуатация. Параметры промывочной жидкости, как правило, при вскрытии не меняются.

Метод 3. Перед вскрытием продуктивной толщи вышележащую породу обсадной колонной, а также колонну цементируют. Затем продуктивную толщу проходят долотом меньшего диаметра, оставляя ствол открытым. Метод применяется при вскрытии устойчивых пород и однородного флюида. Параметры промывочной жидкости подбирают только с учетом характеристики продуктивной толщи.

Метод 4. В отличие от предыдущего метода ствол скважины в продуктивной толще оборудуют фильтром, подвешенным в обсадной колонне и изолированным пакером. Метод применяется при вскрытии слабоустойчивых пород и однородных флюидов.

Метод 5. При этом методе после спуска обсадной колонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования вскрывают продуктивную толщу долотами меньшего диаметра, а затем перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине и перфорируют против заданных интервалов. Метод применяется при необходимости селективной эксплуатации различных пропластков.

Методика выбора способа вхождения в продуктивную толщу

При выборе способа вхождения в продуктивную зону следует:

• а) оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число проницаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глубины скважины;
• б) определить характер насыщенности всех проницаемых пластов, Т.е.

содержат ли они одну и ту же жидкость или насыщены разными (один — водой, второй — нефтью, третий — газом и т.д.);

• в) выявить устойчивость пород продуктивной зоны;
• г) учесть соотношение коэффициентов аномальности пластов давлений в продуктивной толще и в расположенных выше ее проницаемых горизонтах оценить возможную степень загрязнения продуктивной толщи буровым pacтвoром в процессе бурения.

Методы вхождения в продуктивную толщину

• Обсадная колонна;
• 2 — цементный камень;
• 3 — нефтеносные пласты;
• 4 — водоносные пласты;
• 5 — открытый ствол;
• 6 — пакер;
• 7 — фильтр;
• П- продуктивный пласт

4.5 Буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта. Характеристика предлагаемого термостойкого бурового раствора

Гидрофобные эмульсионные растворы являются системами типа вода в масле, относятся к классу растворов на углеводородной основе и предназначаются для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны, бурение скважин с большими горизонтальными отходами от вертикали.

Гидрофобные эмульсионные растворы имеют нулевую фильтрацию при измерении по стандартной методике. Вязкость этих растворов сильно зависит от содержания воды: чем выше содержание водной (внутренней) фазы, тем выше вязкость. В зависимости от вида задач поставленных при строительстве скважины, содержание водной фазы колеблется от 50 до 80 объемных %.

Гидрофобные эмульсионные растворы легко прокачиваются существующими типами насосов. Не утяжеленные гидрофобные эмульсии в виду отсутствия в них твердой фазы могут перекачиваться плунжерными. насосами. Наличие тиксотропных свойств позволяет утяжелять эти растворы существующими утяжелителями (барит, гематит и др.), что позволяет получать гидрофобные растворы различной плотности (от 0,98 до 2,0 г/).

При использовании в качестве водной фазы растворов солей (NaCl, CaCl, MgCl и т.д.) гидрофобные растворы не теряют своих свойств в широком диапазоне температур от 50°С до + 130°С.

Материалы применяемые для приготовления гидрофобных эмульсионных растворов. Дисперсионная среда — дизельное автотракторное топливо марки () и обезвоженная нефть охинского месторождения. Дисперсная фаза минерализованная вода. Для минерализации могут быть использованы хлориды натрия, кальция или магния. Можно использовать минерализованную пластовую воду.

Состав используемого на месторождении раствора приведен в таблице 4.1 Таблица 4.1

Состав используемого бурового раствора

Наименование компонента бурового раствораСодержание компонента в %Интервал913501350-57755775-6390Вода пресная4224,524,5Дизельное топливо — 402753,253,2Нефть охтинская,9,79,49,4Эмультал в стальных бочках222СЭТ-1122СМАД-143,33,3Хлористый кальций (кальцированный )151010VG-PLUS (органофильная глина)0,51,11,1Окись кальция0,81,11,1Характеристика химических реагентов Эмульгаторы

Эмультал — сложный эфир триэтаноламина и дистиллированного талового масла. Вязкая) текучая при положительных температурах жидкость темного цвета с характерным хвойным запахом. Хорошо растворим в продуктах переработки нефти. Прекрасный эмульгатор систем В/М. Гидрофобизирующие и стабилизирующие свойства выражены довольно слабо. Поэтому в рецептуре предлагается его использование совместно с ПАВ обладающими гидрофобизирующими и стабилизирующими свойствами. При отрицательных температурах для выгрузки из тары его необходимо подогреть, допускается введение острого пара внутрь тары. Поставляется в металлических бочках емкостью 200-250 литров.

СЭТ-1 — стабилизатор — эмульгатор термостойкий.

Структурообразователи и дополнительные стабилизаторы:

СМАД-1 М — раствор окисленного петролатума в дизельном топливе в соотношении 1:1. СМАД-1М обладает эмульгирующими, стабилизирующими и гидрофобизирующими свойствами. Оптимальная дозировка 2-4%. В разработанной рецептуре бурового раствора для скважины № 201 применяется в качестве гидрофобизирующего и стабилизирующего ПАВ дополняя тем самым эмультал.

Органофильный бентонит Vg-рlus — представляет собой продукт химического взаимодействия четвертичных аммониевых солей (с длинными органическими. радикалами) с бентонитовыми глинами, обладающими высокой обменной емкостью. Этот продукт придает системе РУО структуру. То есть, набухая в углеводородной среде РУО, образует внутри РУО молекулярную сетку, которая и работает, удерживая от оседания выбуренную породу, утяжелитель и т. п., повышая вязкость системы и т. д. Так же он эффективно снижает фильтрацию бурового раствора, позволяет повысить значение реологических показателей.

При бурении скважин с большим отходом от вертикали и с горизонтальным окончанием бурильный инструмент лежит на нижней стенке скважины. Так как бурение ведется роторным способом, то из-за сил трения между стенкой скважины и бурильными, трубами, УБТ и элементами КНБК происходит сильное повышение температуры. При повышении температуры эмульсионный раствор может разделиться на углеводородную и водную фазы. Это происходит вследствие того, что химический состав эмульгатора при повышенных температурах изменяется, и поэтому теряются эмульгирующие свойства. Распад эмульсии на фазы приводит к тому, в продуктивный пласт попадает вода, коллекторские свойства пласта ухудшаются, что приводит к снижению дебита скважины. Так же есть вероятность того, что распавшаяся эмульсия при охлаждении не восстановится, и тогда появится необходимость полностью заменить раствор, что приведет к незапланированным затратам химических регентов и материальных средств.

Для повышения термостойкости раствора в данном проекте рассматривается 2 компонента, которые повышают термостойкость гидрофобных эмульсионных растворов: битум и реагент СЭТ-1. Полученные результаты представлены в таблице 4.2

Таблица 4.2

Технологические параметры буровых растворов

ПоказательЗначение параметров при различной рецептуреНефть (9,4%), ДТ (53,2%), СЭТ-1+битум (41%), СМАД-1М(3,3%), вода+CaCl(30%), Vg-Plus(1,1%), CaO(1,1%),Барит(15%)Нефть(9,4%), ДТ(53,2%), СЭТ-1+битум (7,4%), вода+CaCl(30%),

Vg-Plus(1,1%),(1,1%),

Барит(15%)Соотношение фаз, У/В70/3070/30Электростабильность, В460480Плотность, кг/ 11601160ПФ, /30 мин33Коэффициент трения корки через время, мин50,090,09100,110,12150,140,16Пластическая вязкость, мПас3,33,6ДНС, дПа3835СНС через 1 мин./10 мин., Па8,2/12,39,1/13,4Термостойкость, °С131133Электростабильность после остывания, В400440

4.6 Заключение

По результатам проведенных лабораторных исследований можно сделать следующие выводы:

• для повышения термостойкости инвертного эмульсионного раствора целесообразно в состав эмульгатора СЭТ-1 вводить слабо окисленный битум в количестве 15%, что повышает термостойкость эмульсии до 131°С;
• при повышении температуры выше 131°С данный раствор распадается на углеводородную и водную фазы, но после остывания способен восстановиться при перемешивании;
• с улучшением свойств эмульгатора СЭТ-1 отпадает необходимость использования более дорогостоящего Эмультала.

Из выше сказанного следует) что при бурении скважин с большим отходом от вертикали и с горизонтальным окончанием целесообразно использование инвертного эмульсионного раствора, в состав которого входит в качества эмульгатора СЭТ-1 с добавленным в него 15% слабо окисленного битума.

Для данного месторождения инвертный эмульсионный раствор с полученными свойствами (высокий коэффициент. выноса шлама и высокая термостойкость) является наиболее подходящим.

5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Современная научная организация труда невозможна без создания благоприятных условий труда на каждом рабочем месте. Механизация и автоматизация производственных процессов, научная организация труда — основы снижения и исключения производственного травматизма, аварий и профессиональных заболеваний. В современных условиях главным в проблемах безопасности труда является создание техники, исключающей несчастные случаи на производстве. Кроме оградительной техники необходимо устанавливать соответствующие блокировочные и предохранительные устройства, цель которых — автоматически выключить машину или отдельные блоки при возникновении угрозы несчастного случая.

Охрана труда в области разведки месторождений имеет ряд специфических особенностей. Это пожароопасность производственных объектов, связанная с наличием углеводородов, которые легко воспламеняются, что вызывает необходимость разработки специальных мер по безопасности в тесной связи с противопожарной профилактикой. Большое значение для безопасности работников имеет герметизация оборудования, исключающая загрязненность рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и отравлений.

Характерна сложная производственная среда, воздействующая на машины и персонал. Влияние производственной среды на машины, несомненно : вибрации приводят к разрушению узлов и деталей машин, повышенная влажность, перепады температуры, наличие в воздухе различных примесей уменьшают их долговечность и т.д. Производственная среда может и косвенно, через человека, влиять на машины: недостаточная освещенность, повышенный уровень звука и прочие факторы могут привести к неправильным, приводящим к авариям, действиям человека в связи с его физическим или психическим утомлением. Машины, в свою очередь, могут влиять на состояние производственной среды, насыщая ее шумом, вибрацией, токсичными выбросами, выделением тепла, влаги, электричества и т.д.

Большинство производственных процессов идут на открытом воздухе (бурение, спускоподъемные операции и т.д.), часто при неблагоприятных метеорологических условиях. Эксплуатационное оборудование подвержено внешним воздействиям, коррозии, что приводит к нарушению прочностных характеристик и их преждевременному разрушению.

Технологическим процессам присущи высокие нагрузки. Специфичным является применение громоздкого и тяжелого бурового и эксплуатационного оборудования, которое приходится часто перемещать при монтаже, ремонте, погрузке, выгрузке и перебазировании.

О промышленной безопасности опасных производственных объектов № 116 от 21.07.97

5.1 неблагоприятные природные факторы условий труда

К основным неблагоприятным природным факторам относятся:

• климатические: повышенная температура (в летний период она достигает + 33 0С);
• пониженная температура (в зимний период она опускается до — 37 0С);
• перепады температур в весенне-зимний период (днем повышенная, а ночью пониженная);
• сильные ветра, осадки в виде дождя и снега;

биологические: обилие насекомых (мошка, комары), дикие звери (медведи, лоси);

• географические: заболоченность, большое количество озер.

5.1.1 Опасные и вредные производственные факторы

Опасные и вредные производственные факторы при глубоком бурении на нефть и газ приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Опасные и вредные производственные факторы

Опасные и вредные производственные факторыИсточники причины и места возникновенияМеры защитыДвижущиеся и вращающиеся части оборудованияРаботающее оборудование: Ротор, бурильный инструмент, глиномес, лебёдка, АКБУстановка ограждения, не совать части тела во вращающиеся механизмыЭлектрический токТрансформаторы, двигателя, верхний привод, вибросита, освещение. При пробое изоляции, нарушение заземленияОбувь на резиновой подошве, защитные перчатки, правильная эксплуатация электрооборудованияОборудование, работающее под давлениемНагнетательные линии насосов, сепараторы.Необходим своевременный внутренний и наружный осмотр и прессовкаРабота на высотеБуровая вышкаВерховой должен быть привязан страховочным тросомПовышенный уровень шумаРабота бурового оборудованияИспользования СИЗ (наушники, беруши)Недостаточное освещение рабочих местНеисправность осветительного оборудования, не соответствие норм освещенностиИсправить осветительное оборудование в соответствии с нормамиПовышенный уровень вибрацииНеисправность оборудования, несвоевременная подтяжка оборудованияАнтивибрационная обувь и рукавицы, так же необходимо исправить и подтянуть оборудованиеПониженная и повышенная температурыПогодные условияСпец одежда, обогрев и вентиляция помещенийХимическиеТоксические, раздражающиеХимические реагенты, сероводород, загазованность помещенийПрименение средств индивидуальной защиты (противогаз, респиратор, перчатки, обувь)БиологическиеНасекомыеМошка, комары, клещиПрименение соответствующей спец одежды, мази, аэрозоли, прививки от инцифалитаПсихофизиологическиефизические перегрузки, нервно-психические перегрузкиТяжёлые условия труда, большие физические нагрузки, монотонностьПерерывы в работе, отдых

5.1.2 Мероприятия по обеспечению нормативных условий труда

1.2.1 Организация работ по охране труда

Для создания безопасных условий труда при строительстве скважин необходимо соблюдать требования и мероприятия, соответствующие:

• нормативам оснащения объектов нефтяной и газовой промышленности механизмами и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации;

правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Буровая установка оснащается техническими средствами (приспособлениями и устройствами), позволяющими устранить опасные и трудоёмкие производственные факторы. Необходимо обеспечить рабочий и инженерно-технический персонал необходимой нормативно-технической документацией по безопасности труда. Для обеспечения безопасности работающих на случай пожара каждая буровая обеспечивается первичными средствами пожаротушения и нормативно-технической документацией по пожарной безопасности.

Руководители работ отвечают за обучение рабочих, в том числе:

• предварительное обучение рабочих при приеме на работу;
• профессиональное обучение и знание ТБ;
• инструктивное обучение-проведение работнику инструктажа (вводного при приёме на работу, первичного, периодического, внепланового);

— специальное обучение — предопределяет получение особых знаний (проведение работы на высоте, электроустановках, сосудах, работающих под давлением, умение преодолевать водные преграды, работать в охранной зоне воздушных, наземных, подземных коммуникаций).

Контроль знаний проводится либо в устной, либо в письменной форме с выставлением оценки.

Обучение ИТР проводится, как правило, самостоятельно, путем изучения ПТБ при ГРР или других документов. Такое обучение заканчивается экзаменами не реже 1 раза в 3 года, а если полевые условия, то перед выездом на работу.

Руководители работ отвечают за:

• техническое состояние используемого на объекте оборудования, аппаратуры, инструмента;
• ведение и хранение технической документации;
• своевременную поставку, хранение и поддержание в работоспособности средств индивидуальной защиты;
• комплектность и рабочее состояние противопожарных средств;
• своевременное расследование несчастных случаев, аварий и ДТП;
• обучению рабочих умению пользоваться средствами индивидуальной защиты, правилами оказания первой медицинской помощи, пожарной безопасности.

• использование на объекте транспортных средств, складов ГСМ и других средств, необходимых для выполнения работ;

соблюдение на производстве трудовой дисциплины.

Основными документами по охране труда на буровой являются:

• технические документы на все оборудование и приборы;
• схема участка работ с указанием расположения объектов работ;
• журнал инструктажа на рабочем месте;
• схема электроснабжения участка или объекта работ;
• инструкции по ПТБ, пожарной безопасности, медицинскому инструктажу;
• текущая документация по испытанию различного оборудования, аппаратуры, инструмента, оборудования (заземлители, проводники и т.п.).

Специальные документы, используемые при бурении скважины:

• геолого-технический наряд;
• акт приемки буровой в эксплуатацию;
• буровой журнал.

5.1.2.2 Лечебно-профилактическое и санитарно-бытовое обслуживание рабочих

Все рабочие перед выходом на работу проходят медицинский осмотр, инструктаж по санитарии и гигиене. К работам не допускаются люди, страдающие заболеваниями крови, почек, психическими расстройствами, имеющие травматические повреждения. С целью изучения специальных знаний и овладения методами и приемами первой доврачебной помощи, проводится обучение всех работающих. Медицинское обеспечение включает в себя профилактику травматизма и несчастных случаев, обеспечение путевками санаторно-курортного лечения. Буровая обеспечивается медицинскими аптечками из расчета одна аптечка на 5-7 человек.

Для обеспечения безопасных условий труда при строительстве и выполнении основных требований, рабочий персонал обеспечивается средствами защиты работающих: санитарно-бытовыми помещениями, средствами индивидуальной защиты, средствами контроля воздушной среды и необходимым уровнем освещенности.

В соответствии со СНиП 2.04.05-91 «Административные и бытовые здания» и «Нормативы санитарно-бытового оснащения бригад, занятых бурением и ремонтом скважин» при вахтовом методе организации труда буровая оснащается:

• санитарно-бытовыми помещениями, которые необходимо ежедневно убирать и проветривать;
• гардеробные, душевые и другие санитарно-бытовые помещения, которые должны периодически дезинфицироваться;

• помещением с бачком с питьевой водой (предварительно подвергшейся анализу), аптечкой с полным набором медикаментов первой помощи, носилками и мебелью;

• эмалированными и алюминиевыми бачками для питьевой воды (легко очищаемыми и дезинфицируемыми), снабженными кранами. Крышки бачков должны запираться на замок и закрываться брезентовым чехлом. Температура питьевой воды должна быть в пределах +8 …+20 0C;

туалетами, которые соответствуют санитарным нормам, не загрязняют почву, колодцы и водозаборы;

• выгребными ямами с устройствами, не допускающими загрязнения почвы.

Таблица 5.2 — Санитарно — бытовые помещения

НаименованиеКоличествоВагон-домик с кабинетом мастера и комнатой отдыха, оборудованной устройствами для обогревания и охлаждения, умывальником, баком для питьевой воды1Вагон-домик с гардеробной, сушилкой для спецодежды и обуви, душевой кабинкой1Вагон-домики или брусовые дома — общежития для буровой бригады5Банно-прачечный комплекс1Столовая на санях1Наружная уборная, выполненная в виде деревянной будки с выгребной ямой с двумя санитарными приборами1

Для предупреждения инфекционных заболеваний питьевая вода соответствует ГОСТ-2874-01, что обеспечивается централизованным водоснабжением. Применение воды разрешается только после кипячения. Суточный расход воды на питьевые нужды одного человека составляет 2-2,5 л. На время полевых работ устанавливается трехкратное питание с промежутками между приемами пищи не более 5-6 часов. Обеспечение продуктами питания предусматривается со складов базы экспедиции.

5.1.2.3 Обеспечение работающих средствами индивидуальной защиты

Для безопасности работающих на буровых установках и профилактики профзаболеваний предусматриваются средства индивидуальной защиты (таблица 5.3).

Средствами индивидуальной защиты оснащаются все пом. буры, дизелисты, мастера, персонал, проводящий геофизические работы, трактористы, независимо от выполняемых работ.

Таблица 5.3

Средства индивидуальной защиты, спецодежда

ПрофессияСредства защитыСрок носки, месКоличествоНа одного работающегоНа весь состав подразделенияп/бур,бурКостюм х/б12156п/бур,бурКостюм брезентовый12148п/бур,бурСапоги кирзовые12148п/бур,бурРукавицы брезентовые0,5148п/бур,бурПортянки суконные3148п/бур,бурКуртка х/б на утеплённой подкладке12160п/бур,бурБрюки х/б на утепленной подкладке12160п/бур,бурВаленки12160п/бур,бурПолушубок12150п/бур,бурШапка — ушанка12150п/бур,бурМеховые рукавицы0,5150п/бур,бурЭлектрообогрев к-кт «Пингвин»24154п/бур,бурГалоши12148п/бур,бурКаска24150п/бур,бурШлем с подшлемником24150СварщикКостюм брезентовый с огнеупорной пропиткой2416МастерКостюм х/б с водоотталкивающей пропиткой1212п/бур,бурРукавицы комбинированные0,5112п/бур,бурПлащ непромокаемый2411п/бур,бурБотинки кожаные1212п/бур,бурСапоги резиновые24110п/бур,Предохранительный пояс верхового рабочего2414п/бур,бурПротивогаз с коробкой марки А1218

Применение средств индивидуальной защиты предусмотрено в обязательном порядке отраслевыми правилами техники безопасности. Выдача спецодежды, спецобуви и других средств защиты регламентированы типовыми нормами выдачи сертифицированных спец., одежды, спец., обуви и других СИЗ работающим, утвержденными приказом Минздравсоцразвития № 443 от 6.07.2005.

Учитывая наличие паров органических веществ в воздухе рабочей зоны: углеводородов, эфиров, альдегидов в соответствии с каталогом «промышленные противогазы и респираторы» члены буровой бригады и бригады опробования скважины для защиты органов дыхания обеспечиваются противогазами марки А (время защитного действия — 120 мин при максимальном содержании вредных веществ в воздухе в диапазоне 24000-26000 мг/м3).

5.2 нормализация санитарно-гигиенического условия труда

2.1 Микроклиматические условия труда

Микроклиматические условия установлены по критериям оптимального теплового и функционального состояния человека. Они обеспечивают общие и локальные ощущения теплового комфорта в течение рабочей смены при минимальном напряжении механизмов терморегуляции, не вызывают отклонений в состоянии здоровья, создают предпосылки для высокого уровня работоспособности. Настоящие работы относятся по тяжести к уровню IIБ.

Климат района — резко континентальный. Самая низкая температура в январе достигает -37 °С, самая высокая в июле +33°С. Средняя температура в январе -25°С, в июле +25°С. Осадков выпадает небольшое количество (250-300 мм в год), максимальная высота снежного покрова достигает 510 мм.

На основании результатов исследования влияния метеорологических условий на рабочих, разработаны санитарные нормы. В холодный и переходный периоды года при температуре наружного воздуха ниже +10°С температура воздуха в помещениях с незначительными тепловыделениями (20 ккал/м3-ч и менее) допускается в пределах 19-24°Скаттегория 1б, при легкой работе 2а, 2б 12,4°С-средней тяжести. В помещениях со значительными тепловыделениями (более 20 ккал/м3-ч) в тот же период года допускается температура 17-24 °С при легкой работе, 13-17 °С при тяжелой работе. Для защиты от пониженной температуры используется спец., одежда (см. таблица 5.3) и перерыва для обогрева и отдыха.

5.2.2 Загазованность и запыленность воздуха рабочей зоны

В процессе работ выделяются следующие вредные пары и газы: окислы азота, акролеин, альдегид масляный, окись углерода, масла минеральные, сероводород, углеводороды, формальдегид, ангидрид сернистый. Для контроля за содержанием вышеперечисленных веществ в воздухе проводиться отбор проб и сравнение их с ПДК.

Концентрация вредных веществ на основных рабочих местах не превышает ПДК.

Загрязнения возникают в основном при выделение паров дизельного топлива на основных рабочих местах, от газов, возникающих при сгорании дизтоплива, газа выделяющегося из раствора при вскрытии продуктивного пласта, при приготовлении раствора с использованием мелкодисперсных сыпучих химреагентов (глина, цемент).

При повышенной концентрации углеводородов у работающих возможно раздражение слизистых оболочек и кожи, головная боль. При повышенной концентрации эфиров: раздражение слизистой оболочки верхних дыхательных путей и глаз, поражение печени и почек. При повышенной концентрации альдегидов: сильно раздражает кожу, слизистую оболочку глаз.

Для защиты органов дыхания используется: противогаз и респиратор; противопыльная тканевая маска; ватно-марлевая повязка.

Для защиты кожи используются рабочие костюмы (куртки и брюки), ватники, перчатки и рукавицы. Для защиты ног: резиновые сапоги, боты, калоши, валенки с калошами или ботинки из кожи или кожзаменителей.

При приготовлении углеводородных растворов, в том числе и БИЭР, при несоблюдении правил гигиены труда и техники безопасности могут оказать вредное влияние на организм человека. Поэтому строгое соблюдение правил гигиены труда — одно из обязательных условий при работе буровой бригады с РУО.

Нефть и нефтепродукты состоят в основном из углеводородов, обладающих токсическим действием на организм человека, вызывающих острые и хронические отравления.

Большие концентрации паров этих веществ, быстро насыщая кровь, вызывают острые отравления с поражением дыхательного центра. Появляются головокружения, неустойчивая походка, состояние опьянения, сердцебиение, общая слабость, тошноту, возбуждение, сопровождающееся смехом и плачем, иногда потерей сознания.

Длительное вдыхание углеводородов в сравнительно небольших количествах обуславливает хроническое отравление. При этом наблюдается уменьшение частоты пульса и дыхания, возникновение гипотонии, гипотермии, изменение состава крови.

Выделяющийся из нефти и нефтепродуктов сероводород вызывает острые и хронические отравления, раздражает органы дыхания (иногда с потерей сознания, параличом дыхательного центра), слизистую оболочку глаз, вызывает слезотечение, светобоязнь, конъюнктивит с явлениями отека ткани роговых оболочек; наблюдаются сильные боли и резь в глазах, спазмы век. Совместное присутствие в воздухе углеводородов и сероводорода резко увеличивает их токсическое действие на организм человека. Отмечается резко выраженный отек легких и жировое перерождение клеток печению

При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертных эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности — приниматься меры по ее устранению. При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.

Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины.

Токсическое действие углеводородов усиливается с повышением температуры воздуха. При циркуляции температура выходящего раствора в ряде случаев может достигать 60-65 °С, что вызывает повышенное содержание паров углеводородов в воздухе. Для предупреждения вредного их влияния на здоровье, в случае превышения предельно допустимой концентрации (ПДК) углеводорода насосный блок и буровая должны оборудоваться принудительной вентиляцией.

При непосредственном контакте БИЭР с кожей может произойти слабое покраснение. При длительном контакте, особенно в условиях повышенных температур, может наблюдаться сухость кожи, шелушение; наблюдаются различные кожные заболевания в виде дерматитов, фолликулитов и экзем.

Если же не предпринимать профилактических мер, могут возникнуть кожные поражения более выраженной степени. Для предотвращения подобных явлений необходимо при приготовлении и работе с БИЭР пользоваться индивидуальными защитными средствами, предохраняющими тело от прямого контакта с раствором.

Для очистки кожи от углеводородного раствора следует пользоваться мылом ДНС-АК. Для профилактики кожных заболеваний перед началом работ и периодически в течение рабочего дня участки кожи, подвергающиеся воздействию БИЭР, необходимо защищать гидрофильными пастами и мазями. Перед началом работы небольшое количество пасты деревянным шпателем наносят на кожу и слегка втирают в не защищенные одеждой участки кожного покрова, подвергающиеся воздействию раствора. По окончании работы пасту смывают холодной водой, а затем теплой водой с мылом.

На буровой должны быть оборудованы гигиенический пункт с действующей душевой, а также помещение и устройства для сушки рабочей одежды и обуви. Совершенно недопустимы перелив раствора при подъеме бурильного инструмента, что будет отмечено при рассмотрении правил пожарной безопасности.

При приеме на работу и в процессе работы необходимо проходить предварительные и периодические медицинские осмотры рабочих буровых бригад. Медицинские осмотры проводятся один раз в год. К работе с БИЭР допускаются рабочие после инструктажа и проверки знаний по безопасным условиям работы с углеводородными системами.

5.2.3 Освещение производственных помещений

Для создания необходимого и достаточного уровня освещенности на рабочих местах с целью обеспечения безопасных условий труда необходимо руководствоваться «Отраслевыми нормами проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной и газовой промышленности» «Инструкции по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий», «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ-00).

Производственное освещение считается рациональным при соблюдении следующих требований:

• достаточной яркости освещаемой поверхности (глаз без напряжения должен отчетливо различать нужные ему предметы);
• достаточной равномерности распределения светового потока на рабочих поверхностях;
• расположения приборов для искусственного освещения таким образом, чтобы глаз не испытывал слепящего действия от чрезмерной яркости как источника света, так и отражающих поверхностей;
• отсутствия резких и глубоких теней на рабочих поверхностях и на полу в проходах.

На нефтегазодобывающих предприятиях освещение должно обеспечивать взрыво — и пожаробезопасность при освещении, как помещений, так и наружных установок, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей. В производственной обстановке используют три вида освещения: естественное, искусственное и смешанное.

Естественное освещение бывает боковым — через окна, верхним — через световые фонари перекрытий и комбинированным- через окна и фонари. Достаточность естественного освещения определяется коэффициентом естественной освещенности.

Естественное освещение имеет то преимущество, что оно содержит ультрафиолетовые лучи, полезные для человека, однако недостаток его — изменение на протяжении дня, что не обеспечивает достаточную и равномерную освещаемость рабочих мест.

Искусственное освещение бывает общее или комбинированное.

Для общего освещения применяют мощные высоко подвешенные светильники. Равномерность освещения рабочих помещений достигается таким размещением светильников, при котором не создаются падающие тени от работающего и от расположенного вблизи оборудования. Если по условиям работы тени нельзя устранить, то освещенность в тени должна соответствовать нормам освещенности. Избежать теней можно правильной подвеской и распределением светильников. При общем освещении каждое место работы для смягчения теней должно освещаться несколькими светильниками.

При комбинированном освещении в дополнение к общим светильникам на рабочих местах устанавливают местные источники света, располагаемые вблизи освещаемых поверхностей.

В производственных помещениях, в которых прекращение освещения может привести к взрыву или пожару или же недопустимо длительному расстройству технологического процесса, предусматривают аварийное освещение, которое должно составлять не менее 10 % основного.

Аварийное освещение делают самостоятельным, не зависимым от основного освещения.

В качестве источников света на производстве чаще всего используют лампы накаливания и люминесцентные, характеризующиеся высокой светоотдачей, повышенным к. п. д., меньшей яркостью, невысокой температурой нагрева. К недостаткам этих ламп относятся сложность конструкции, более высокая стоимость и осложнения, возникающие при эксплуатации их при низких температурах.

Нормы освещенности приведены в таблице 5.4

Таблица 5.4

Нормы освещенности

Места освещенияОсвещенность, лкМеста установки светильниковЧисло светильниковМощность светильников, ВтРабочие места у бурового станка (ротора, лебедки)100Сбоку от механизмов на высоте 2,2-2,5 м2220Щиты контрольно-змерительных приборов150Перед приборами1100Полати, площадка для кронблока50Над полатями и кронблоками на высоте не менее 2 м2100Двигатели, насосы100Над механизмами на высоте 2,2-2,5 м2100Слесарный верстак75Над верстаком1100Лестницы, входы в буровую, приемный мост103-4100

Запроектированное освещение удовлетворяет нормативным значениям.

Выполнение, класс изоляции электрооборудования и способы его установки предусматриваются в соответствии с нормальным напряжением сети и условиями окружающей среды.

Помещения, имеющие естественное освещение днем и искусственное в темное время суток:

• буровая вышка (естественное и комбинированное);
• насосно-компрессорный блок (боковое естественное и искусственное);
• склад химических реагентов (боковое естественное и искусственное);
• склад ГСМ (верхнее естественное и общее искусственное);
• помещения в поселке (боковое естественное и общее искусственное).

Для улучшения условий видимости и уменьшения ослепляемости, световые приборы на буровых вышках снабжаются жалюзийными насадками или козырьками, экранирующими источниками света или отражателями от бурильщика или верхнего рабочего.

При устройстве общего освещения для пультов управления источники света необходимо располагать таким образом, чтобы блики отражения от защитного стекла измерительных приборов не попадали в глаза оператора.

Выбор типа светильников производится с учетом характера светораспределения, окружающей среды и высоты помещения. Для общего освещения помещений основного производственного назначения (вышечно-лебедочный блок, силовое и насосное помещение, циркуляционная система, противовыбросовое оборудование и т.д.) следует применять газозарядные источники света, для подсобных и административных помещений — лампы накаливания или люминесцентные лампы. Для освещения производственных площадок, неотапливаемых производственных помещений, проездов следует также применять газозарядные источники света.

На буровой освещение обеспечивается во взрыво — и пожаробезопасном исполнении.

В производственных помещениях, в которых прекращение освещения может привести к взрыву или пожару или же недопустимо длительному расстройству технологического процесса, предусматривают аварийное освещение, которое составляет не менее 10 % от общего.

5.2.4 Шум и вибрация

В процессе бурения работающие подвергаются воздействию повышенного уровня шума и вибрации, следовательно, в соответствии с требованием ГОСТ 12.1.003-83 по ограничению действующих уровней шума и вибрации, буровая установка оснащается коллективными средствами снижения уровня шума и вибрации. Шум и вибрация возникают вследствие работы дизелей и механизмов трансмиссии. Для уменьшения шума и вибрации необходимо:

• строго соблюдать правила монтажа и крепления оборудования для предотвращения повышенного уровня шума и вибрации;

• регулярно осуществлять профилактические осмотры и плановые ремонты оборудования во избежание возникновения дополнительного шума вследствие повышенного износа деталей и узлов;

после ремонтов обязательно проводить контроль параметров шума и вибрации, не допускать эксплуатацию неисправного бурового оборудования.

Замеры уровня шума, проведенные в июне 2006 года, показали, что уровень шума на основных рабочих местах не превышает ПДУ согласно ГОСТ 12.1.003-083 , СН 2.2.4/2.1.8 562-96 , замер уровня вибрации также удовлетворяет нормативным в соответствии с ГОСТ 12.1.012-01, СН 2.2.4/2.1.8 566-96.

Средства индивидуальной защиты (СИЗ) от вибрации по методу контакта оператора с вибрирующим объектом подразделяют на СИЗ рук, ног и тела оператора (наушники, спец., перчатки, беруши)

5.3 техника безопасности

3.1 Электробезопасность

К основному оборудованию, работающему под напряжением 220/380 В на буровой относятся: дизельные электростанции, распределительные устройства, электрокомпрессора, электролебедки, краны, освещение.

Основные причины электротравматизма на геологоразведочных работах:

• использование неисправного оборудования;
• допуск к работе с электрооборудованием неквалифицированных лиц. Лицо, допускаемое к работе с электрооборудованием, должно иметь IV квалификационную группу по технике безопасности (для электроустановок до 1000 В).

При эксплуатации электрооборудования запрещается:

• обслуживание электроустановок без применения защитных средств (диэлектрических перчаток, бот, изолирующих подставок);

• управление лебедками и другим электрооборудованием без диэлектрических перчаток, если рукоятки управления не имеют надежного изоляционного покрытия;

• эксплуатация стационарного электрооборудования без изолирующих подставок в условиях повышенной влажности и проводимости почвы (пола);

ремонт электрооборудования, находящегося под напряжением;

• работа электроустановок при неисправном или неправильно выполненном защитном заземлении, а также при неисправной защите от опасных токов утечки;

держать под напряжением не использующиеся электрические сети (за исключением резервных).

Получение электротравм возможно при работе с электрооборудованием в сырую погоду без средств защиты (диэлектрических перчаток, резиновых ковриков и.т.д.), также в помещении буровой при работе с электрораспределительными устройствами и линиями освещения. Безопасность работ может быть обеспечена только при применении следующих средств и методов защиты: защитное заземление; защитное отключение; изоляция токоведущих частей; знаки безопасности, средства защиты.

Безопасность обслуживающего персонала обеспечивается путем применения следующих методов и способов защиты: диэлектрические перчатки, инструмент с изолированными рукоятками, указатели напряжения; дополнительные защитные средства (применяются в электроустановках напряжением до 1000 В): диэлектрические галоши, резиновые коврики, изолирующие подставки.

Выбор тех или иных изолирующих средств, для применения при оперативных переключениях или ремонтных работах регламентирован правилами эксплуатации установок и техники безопасности, специальными инструкциями, а также определяется местными условиями на основании требований этих правил и инструкций.

Все основные изолирующие защитные средства рассчитаны на применение их в закрытых или открытых распределительных устройствах и на воздушных линиях электропередачи только в сухую погоду. Основными условиями возникновения электрических травм являются прикосновения к частям электрооборудования, находящихся под напряжением, прикосновение к конструктивным металлическим частям электроустановок нормально не находящихся под напряжением при повреждении электрической изоляции.

Одно из основных защитных мероприятий применяемое в Ноглинской РН-Бурение это заземление.

Заземление этого вида применяют так же в сетях выше 1000 В с заземленной нейтралью. В установках до 1000 В заземленной нейтралью трансформаторов применяют систему с защитными проводниками, соединенными с этой нейтралью.

Изоляция обеспечивает электобезопасность, повреждение ее это основной источник аварий и несчастных случаев. Все изолирующие защитные средства делятся на основные и дополнительные.

К основным средствам относится: оперативные и измерительные штанги; изолирующие и токоизмерительные клещи; указатели напряжений; изолирующие устройства и приспособления для ремонтных работ.

Применяются также защитные средства из изоляционных материалов с достаточно устойчивыми диэлектрическим характеристиками (фарфор, эбонит).

К ним относится диэлектрические перчатки инструмент с изолированными рукоятками, указатели напряжения.

К дополнительным защитным средствам относят: резиновые галоши, резиновые коврики, изолирующие подставки.

Основными мерами по защите от зарядов статистического электричества являются: отвод зарядов заземления оборудования, резервуаров, коммуникаций и трубопроводов; заполнение аппаратов, емкостей и другого оборудования инертным газом; очистка жидкостей от загрязнения коллоидными веществами; предотвращение возможности образование взрывоопасной смеси горючих веществ с воздухом в тестах образования и накопления зарядов.

5.3.2 Требования к буровым установкам, техническим устройствам, инструменту

Управление буровой лебедкой осуществляется с пульта бурильщика. Пуск буровых насосов в работу производится с местного поста управления, а регулирование их работы и остановка — с пульта бурильщика и местного поста управления.

Работы на приемном мосту буровой установки по затаскиванию и выбросу труб, а также работы по обслуживанию (замене) гидравлических блоков буровых насосов механизируются, а управление грузоподъемными механизмами для работы на приемном мосту — дистанционным.

Конструкция вспомогательной лебедки проектируется таким образом, чтобы обеспечивать плавное перемещение и надежное удержание груза на весу. С пульта управления лебедкой оператору обеспечивается обзор места работы и перемещение груза

Буровая установка укомплектовывается:

• ограничителем высоты подъема талевого блока;
• ограничителем допускаемой нагрузки на крюке;
• блокирующими устройствами по отключению привода буровых насосов при превышении давления в нагнетательном трубопроводе на 10-15% выше максимального рабочего давления насосов для соответствующей цилиндровой втулки;

• приемным мостом с горизонтальным участком длиной не менее 14 м, шириной не менее 2 м и стеллажами. Запрещается укладка труб на стеллажах в штабели высотой более 1,25 м;

устройством для осушки воздуха, подаваемого в пневмосистему управления буровой установки;

• успокоителем ходового конца талевого каната;
• системами обогрева рабочих мест;
• блокирующими устройствами по предупреждению включения ротора при снятых ограждениях и поднятых клиньях ПКР;

• системой запасных и приемных емкостей, оборудованных уровнемерами и автоматической сигнализацией уровня жидкости в них;

градуированной мерной емкостью для контролируемого долива скважины, оснащенной уровнемером.

Конструкция основания буровой вышки предусматривает возможность:

• монтажа превенторной установки на устье скважины и демонтажа основания при установленной фонтанной арматуре или части ее;

средств автоматизации, механизации и пультов управления;

• обогреваемого подсвечника со стоком раствора;
• воздуха — масло-топливопроводов и средств системы обогрева;
• механизма крепления неподвижной ветви талевой системы;
• механизмов по изменению положения машинных ключей по высоте;
• механизма крепления рабочих и страховочных канатов машинных ключей;
• шурфом для наращивания, установки ведущей трубы и (при необходимости) утяжеленных бурильных труб.

Вышка оборудуется площадками для обслуживания кронблока и замены бурового шланга. При ручной расстановке свечей вышки оборудуются площадкой верхового рабочего с устройством для его эвакуации в случае возникновения аварийной ситуации. Устройство располагается за пределами вышки и обеспечивает эвакуацию верхового рабочего за пределы внутривышечного пространства.

Вышка оснащается лестницами-стремянками с устройствами инерционного или другого типа, для безопасного подъема и спуска верхового рабочего, или лестницами тоннельного типа с переходными площадками через каждые 6 м, или маршевыми лестницами до рабочей площадки верхового рабочего (балкона) с переходными площадками через каждые 6 м, а выше — лестницей тоннельного типа или лестницей-стремянкой с устройством для безопасного подъема и спуска. Вышки для мобильных установок оборудоваться лестницами тоннельного типа без переходных площадок.

На буровых насосах устанавливаются компенсаторы давления, заполняемые воздухом или инертным газом, с приспособлениями для контроля давления в компенсаторах.

Буровые насосы надежно крепятся к фундаментам или к основанию насосного блока, а нагнетательный трубопровод — к блочным основаниям и промежуточным стойкам. Повороты трубопроводов выполняются плавно или делаются прямоугольными с отбойными элементами для предотвращения эрозионного износа. Конструкция крепления элементов нагнетательного трубопровода (стояка и т.п.) к металлоконструкциям предусматривает возможность центровки талевой системы по отношению к оси скважины. На соединение фланцев нагнетательного трубопровода устанавливаются съемные металлические хомуты.

Управление исполнительными механизмами и приводом силового блока осуществляется с пульта управления, расположенного компактно с пультами управления другим оборудованием буровой установки (лебедкой, автоматическим ключом и др.).

Грузоподъемность верхнего привода предусматривается в соответствии с грузоподъемностью буровой установки.

Система противофонтанной арматуры включает не менее двух встроенных шаровых задвижек. Одна из задвижек оснащается дистанционным управлением с пульта.

В процессе работы контролируются:

• скорость вращения бурильной колонны;
• величина крутящего момента при свинчивании и бурении;
• положение элементов трубного манипулятора;
• положение системы противофонтанной арматуры.

В системе управления автоматическим ключом предусматривается возможность полного отключения механизмов от линии питания рабочего агента, а также блокировка с целью предотвращения случайного включения.

Механические передачи (цепные, карданные, зубчатые и др.), муфты сцепления, шкивы, другие вращающиеся и движущиеся элементы оборудования, а также их выступающие части ограждаются металлическими ограждениями, соответствующие установленным требованиям.

5.3.3 Требования к эксплуатации оборудования, механизмов, инструмента

Пневматическая система буровой установки (трубопроводы, краны, соединения и т.д.) испытывается на заводах-изготовителях на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза. После монтажа на месте производства работ, а также после ремонтных работ пневмосистема испытывается давлением в 1,25 раза превышающее рабочее, но не менее чем на 0,3 МПа.

Буровые насосы оборудуются предохранительными устройствами. Конструкция этих устройств обеспечивает их надежное срабатывание при установленном давлении независимо от времени контакта с буровыми растворами и содержания в них абразивной твердой фазы, длительности воздействия, перепада температур. Предохранительные устройства при их срабатывании предусматриваются для исключения возможности загрязнения оборудования и помещения насосной.

Диафрагма, устанавливаемая в предохранительных устройствах насоса, проектируется такой, чтобы обеспечить срабатывание при давлении, превышающем на 10% рабочее давление насоса, соответствующее диаметру установленных цилиндровых втулок.

Обвязка буровых и центробежных насосов низкого давления обеспечивает:

• возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора с одновременной промывкой скважины;

полный слив жидкости и продувку нагнетательного трубопровода сжатым воздухом.

На нагнетательном трубопроводе насосов устанавливается задвижка с дистанционным управлением, позволяющая пускать буровые насосы без нагрузки с постепенным выводом их на рабочий режим (при контроле за давлением).

Выкид от пусковой задвижки осуществляется прямолинейно и надежно закрепляется с уклоном в сторону слива.

Нагнетательные трубопроводы, их детали и арматура после сборки на заводе, а также после ремонта с применением сварки подлежат опрессовке пробным давлением, в остальных случаях давление опрессовки равно рабочему, умноженному на коэффициент запаса прочности. Продолжительность выдержки под давлением составляет не менее 5 мин.

Испытание манифольда буровыми насосами запрещается.

Буровой шланг обматывается мягким стальным канатом диаметром не менее 12,5 мм с петлями через каждые 1,0-1,5 м по всей длине. Концы каната крепятся к вышке и к корпусу вертлюга.

Ходовые и неподвижный концы талевого каната под нагрузкой проектируются таким образом, чтобы касаться элементов вышки.

Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных канатах диаметром не менее 12,5 мм и оборудуются контргрузами, для легкости регулирования высоты. Механизмы уравновешивания машинных ключей ограждаются.

Машинные ключи, кроме рабочих канатов, оснащаются страховыми канатами диаметром не менее 18 мм, которые одними концами крепятся к корпусу ключей, а другими — к основанию вышечного блока или ноге вышки.

Металлический пол люльки верхового рабочего рассчитывается на нагрузку не менее 130 кгс и имеет перильное ограждение со сплошной обшивкой до пола. Высота перильного ограждения не менее 1 м. Люлька страхуется от падения.

Состояние ограничителя грузоподъемности лебедки и ограничителя подъема талевого блока проверяется перед началом работы каждой вахты (смены).

Эксплуатация буровой установки при неустановленных или поврежденных защитных ограждениях запрещается.

5.4 пожарная безопасность

Оборудование буровой, территории вокруг буровой и работы связанные с бурением проектируется согласно ССБТ «Установки, геологоразведочные буровые», «Требования пожарной безопасности» ОСТ-41-01-244-01. Буровая оборудуется всеми противопожарными средствами в соответствии с требованиями «Правил пожарной безопасности для геологоразведочных организаций и предприятий».

Правилами предусматривается:

• назначение на буровой ответственного лица за пожарную безопасность;
• прохождение вновь принимаемым на работу противопожарных инструктажей;
• молниезащита.

Чтобы предупредить возгорание от удара молнии все буровые установки оснащаются молниезащитой.

Вокруг буровой установки в радиусе 50 м выкашивается трава, а территория очищается от валежника и листьев.

Территория склада ГСМ очищается от сухой травы, пней и сучьев, окружается земляной обваловкой согласно требований. На видном месте устанавливается четкая надпись «ОГНЕОПАСНО». Цистерны заземляются и окрашиваются в белый цвет.

Не допускается разлив нефтепродуктов на территории участка ведения буровых работ.

На территории буровой проектируется необходимое количество единиц пожарной техники.

На буровой установке запрещается:

• курить, применять факел и другие источники открытого огня для освещения и других нужд;
• отогревать замерзшие трубопроводы и оборудование, а также разогревать в зимнее время емкости с буровым раствором при помощи открытого огня (только паром или горячей водой).

В случае пожара эвакуация рабочего персонала осуществляется по схеме, приведенной на рисунке 5.1.

Таблица 5.5

Нормы пожарной безопасности буровых установок

Наименование параметровНормыТерритория очищенная вокруг буровой в радиусе не менее, м50Расстояние от буровой установки до (м, не менее): — мест хранение топлива (дров, угля)8-мест хранения ГСМ50- площади разведения огня15Зазор между трубами и горючими конструкциями здания буровой, м (не менее)0,15Размер отверстий в металлической сетке искрогасителя, мм (не более).5 ×5Кол-во выходов из буровой, не менее2Емкость пожарного ящика для песка, м3 (не менее)0,2Ширина окантовки пожарного щита красной краской, м0,02-0,05

Таблица 5.6

Количество пожарной техники на буровой установке

Наименование пожарной техникиКоличествоХимические огнетушители (пенные) ОХП-10, (Курительная комната, общежитие, емкости для хранения нефти, дизтопливо4Химические огнетушители (углекислотные) ОУ-3, ОУ-5, (лаборатория)2Ящик с песком V= 0,2 м3 емкости для хранения нефти, дизтопливо, общежитие)2Ведра пожарные ( общежитие, курительная комната, емкости для хранения нефти, дизтопливо)6Войлок-асбестовое полотно 4м21Комплект пожарного оборудования (топор, багор, лом, лопата) (общежитие, курительная комната, емкости для хранения нефти, дизтопливо)3

Рис. 5.1. План эвакуации при пожаре

• мостки;
• 2 — ротрно-лебедочный блок;
• 3 — силовой блок;
• 4 — насосный блок;
• 5 — лаборатория;
• 6 — блок приготовления раствора

В местах возможного скопления и выделения паров углеводородов устанавливается контроль за воздушной средой с помощью стандартных или переносных газоанализаторов.

Для создания естественной вентиляции рекомендуется предусмотреть на обшивках рабочей площади и насосного сарая буровой открывающиеся окна, фрамуги и.т.п.

При монтаже буровой установки предусмотреть достаточную естественную вентиляцию под полом буровой с целью уменьшения скопления паров углеводородов.

5.5 обеспечение безопасности труда в аварийных ситуациях

Аварии, возникающие при бурении скважин: выбросы, открытое фонтанирование, падение инструмента (буровых труб и УБТ) при подъеме, разрушение элементов конструкции вышки, обрыв канатов и падение талевого блока, прихват инструмента.

Работы по ликвидации аварий проводятся под руководством лица, имеющего право ответственного ведения буровых работ (буровой мастер, инженер по бурению, технический руководитель).

Сложные аварии в скважинах ликвидируются по плану, утвержденному главным инженером.

До начала работ по ликвидации аварий буровой мастер и бурильщик обязаны проверить исправность вышки, оборудования, талевой системы, спускоподъемного инструмента и контрольно-измерительной аппаратуры.

При ликвидации аварий, связанных с прихватом труб в скважине, запрещается создавать нагрузки одновременно лебедкой станка и домкратом (гидравлическими цилиндрами подачи станка).

При работе с домкратами обеспечить их правильную установку.

5.6 выбросы и открытое фантанированиие

К наиболее опасным авариям относятся нефтегазовые выбросы и открытое фонтанирование. Для их предупреждения, бурение осуществлять в строгом соответствии с ГТН и техническим проектом, ЕТП ведения работ при бурении скважины на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, ПВ в НГДП и «Инструкцией по предупреждению открытого фонтанирования при бурении скважин».

При спуске колонны 146 мм в превенторе устанавливают плашки диаметром 146 мм. В период ОЗЦ (колонны диаметром 219 и 146 мм) превентор закрыт.

Монтаж буровых установок производить по типовой схеме и обеспечивать ее привязку к рельефу местности, с учетом расположения ПВО по высоте и ширине, беспрепятственное обслуживание, замена и т.д., соблюдением безопасных расстояний от рек, лесов зданий и сооружений.

Буровая установка до начала бурения обеспечивается емкостями с запасной промывочной жидкостью. Установка вакуумных дегазаторов обязательная для газовых и нефтяных скважин с высоким газовым фактором.

Крепление скважин обсадными колоннами, с установкой противовыбросового оборудования удовлетворяющими по прочности условиям герметизации устья при открытом фонтанировании и смонтированными в соответствии с типовой схемой. Необходимо постоянно иметь однократный от объема скважин запас промывочной жидкости, который участвует в циркуляции. Кроме того, на скважине держат запас соли, утяжелителя, глинопорошка и химреагентов. Время создания этого запаса и его объем соответствует техническому проекту на строительство скважин и указываться в ГТН и режимно-технологической карте.

Превенторная установка и ее обвязка независимо от состояния и сроков работы, перед установкой и после установки на устье скважины, должны быть опрессованы. Данные опрессовки оформляются актом.

Плашки превентора, установленного на устье скважины, соответствуют диаметру бурильных труб.

В случае применения колонны бурильных труб разных диаметров на буровой необходимо иметь опрессованную бурильную трубу под плашки превентора с переводником под бурильный инструмент и окрашенным в белый цвет (полосами).

В зимний период ПВО и его обвязка, а также емкости (амбары) с запасом бурового раствора обогреваются.

Перед вскрытием продуктивных горизонтов на буровой предусматривается два опрессованных обратных клапана с приспособлением для их открытия, комплект ключей для докрепления фланцевых соединений устьевого оборудования и выкидных трубопроводов, ловильный инструмент, штуцерные задвижки, задвижки высокого давления на манифольде, грязевый шланг, сменные запчасти к буровым насосам, КИП и приборы для замеров параметров промывочной жидкости.

Вскрытие продуктивных горизонтов при соответствии конструкции скважины, исправной обвязки ПВО на устье, способа бурения, производительности и давления насосов, проектов документации, соблюдение заданной механической скорости, разбуривании продуктивных горизонтов, скорости СПО при вскрытии продуктивных горизонтов, периодичности, продолжительности промывок перед подъемом инструмента, постоянном доливе скважины при подъеме бурильного инструмента (в соответствии с объемом поднятия труб) и регистрацией долива в буровом журнале, наличие промывочного переводника в компоновке бурильной колонны и наличии газокаротажной станции с момента забуривания, а также необходимого запаса промывочной жидкости в соответствии с параметрами ГТН и проектной документации.

Буровая обеспечивается Инструкцией по предупреждению аварий при бурении скважины, «Типовым планом по ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов», а также согласованными с ИВЧ по ПВ и ЛОНГФ планами на вскрытие продуктивных горизонтов, работ по ликвидации аварий (осложнений) при наличии в скважине вскрытых продуктивных горизонтов, графиков круглосуточного дежурства ответственных ИТР, протоколов на изменение конструкции скважины, параметров промывочной жидкости и прочности спускаемых в скважину обсадных труб.

Буровые вахты инструктируются и обучаются мерам, необходимым при газопроявлениях внезапных газонефтяных выбросах из скважины. На буровой составляется аварийное расписание по действию буровых вахт в случае внезапного нефтегазопроявления и открытого фонтанирования.

Буровой мастер лично не реже одного раза в неделю проверяет работоспособность установленных превенторов и задвижек, результаты проверок заносить в журнал проверки технического состояния оборудования. При прохождении пластов с нефтегазопроявлениями исправность превенторов и задвижек проверять перед каждым спуском и подъемом бурильного инструмента.

Буровой мастер и ИТР не реже одного раза в декаду, согласно утвержденному графику, проводят учебные тревоги по сигналу «Выброс» с буровыми вахтами, а также инструктажи и практические обучения производственного персонала необходимым приемам и методам предупреждения возникновения и ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов.

В случае открытого фонтанирования скважины необходимо отключить все линии электропередачи; потушить технические и бытовые топки и другие огни, находящиеся поблизости от скважины; закрыть движение на прилегающих к скважине проезжих дорогах; соорудить амбар для приёма конденсата, установить насосы и проложить трубопровод для перекачки конденсата в закрытую ёмкость; вызвать работников пожарной охраны, военизированного отряда и медицинский персонал; устроить вокруг фонтанирующей скважины канавы для стока конденсата, воды и промывочной жидкости. Доступ к фонтану проектируется со стороны, не занятой амбарами.

Работы у устья по ликвидации открытого фонтана выполняются работниками специальных военизированных отрядов и пожарной части; к этим работам могут быть допущены также специально обученные и проинструктированные рабочие, снабженные необходимыми средствами защиты и соответствующей спецодеждой.

Во всех случаях руководство буровой организации, заранее (не позднее, чем за двое суток до начала работы) ставит в известность руководство ИВЧ по ПВ и ЛОНГФ, для получения разрешения на проведения в скважинах следующих работ: дальнейшее углубление скважины после обвязки устья, монтажа и опрессовки ПВО; испытание продуктивных горизонтов в процессе бурения с помощью испытателей пластов; разбуривание цементного моста при вскрытом продуктивном горизонте; установку нефтяной, кислотной или водяной ванн при вскрытом продуктивном горизонте; покрытие продуктивного горизонта и перфорацию при испытании первого объекта после обследования скважины специальной комиссией и составления акта готовности; дальнейшее производство работ после устранения нарушений отмеченных в ранее выданных запрещениях.

6. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

6.1 основные источники загрязнения

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/diplomnyie-rabota-pri-razrabotke-mestorojdeniy/

Рациональное использование природных ресурсов и охрана окружающей природной среды — важнейшие проблемы человечества на современном этапе его развития. Они отражают общественную потребность в предотвращении и устранении вредных последствий хозяйственной деятельности человека.

В процессе разработки любого месторождения углеводородов источниками воздействия на окружающую природную среду является бурение, обустройство и эксплуатация скважин и других сооружений (трубопроводов, резервуаров, пунктов подготовки нефти).

Основными объектами воздействия, как правило, являются компоненты окружающей природной среды: атмосферный воздух, почва, рельеф, недра, поверхностные и подземные воды, растительный и животный мир, человек.

Основные источники и виды воздействия на компоненты окружающей природной среды при разработке месторождения «Одопту-море» представлены в таблице 6.1.

№Вид работИсточник воздействияВид воздействияОбъект воздействия123451.Подготовительные работы к строительству скважины и производство строительно-монтажных работ: планировка буровой площадки, транспортировка и складированиеоборудования, сооружение амбаров, проведение монтажных работ и строительство складов для хранения химреагентов и ГСМАвтодорожный транспорт, строительная техника. выхлопные газы автотранспортной, строительной и дорожной техники, привозной грунт, материалы для строительных работ и реагенты для приготовления буровых и тампонажных растворов, хозбытовые сточные воды, загрязненные поверхностные воды, твердые бытовые отходы.Нарушение и загрязнение почвенно-растительного покрова, природных ландшафтов зоны аэрации. Нарушение местообитаний животных и растений в районе строительства скважин и изменение условий жизни сообществ вплоть до исчезновения отдельных видов животных и растений, нарушение путей миграции животных. Шумовое и вибрационное воздействие.Почвенно-растительный покров на территории, отведенной под строительство скважин (площадка для монтажа бурового оборудования, трассы линейных сооружений: дорог, трубопроводов, линий электропередач).

Растительный и животный мир, атмосферный воздух, почвы, грунты, недра, поверхностные и подземные воды. Работники бригад, местное население.2.Бурение скважин эксплуатационных и нагнетательных скважинБлок приготовления буровых растворов, устье скважины, циркуляционная система, система сбора отходов бурения, амбары, емкости ГСМ, двигатели внутреннего сгорания, котельные. Химические вещества, используемые для приготовления буровых и тампонажных растворов, топливо и смазочные материалы, отходы бурения.Нарушение и загрязнение почвенно-растительного покрова, природных ландшафтов зоны аэрации, нарушение температурного режима пород, деградация верхних горизонтов. Нарушение местообитаний животных и растений в районе строительства скважин и изменение условий жизни сообществ вплоть до исчезновения отдельных видов животных и растений, нарушение путей миграции животных. Шумовое и вибрационное воздействие, привнос загрязнителей в атмосферный воздух, Механическое и химическое воздействие на недра.Растительный и животный мир, грунты, недра, поверхностные и подземные воды, атмосферный воздух. Работники бригад, местное население. 3.Испытание, освоение скважинЗатрубное пространство и нарушенные обсадные колонны, фонтанная арматура, продувочные отводы, сепаратор, факельная установка, пожары и разливы нефти и нефтепродуктов при авариях. Продукты испытания скважин, минерализованные пластовые воды, продукты аварийных выбросов скважин (пластовые флюиды, тампонажные смеси), хозяйственно-бытовые сточные воды, твердые бытовые отходы, химические реагентыНарушение и загрязнение почвенно-растительного покрова, природных ландшафтов зоны аэрации, нарушение температурног режима пород, деградация верхних горизонтов. Нарушение местообитаний животных и растений в районе строительства скважин и изменение условий жизни сообществ вплоть до исчезновения отдельных видов животных и растений, нарушение путей миграции животных. Шумовое и вибрационное воздействие.Растительный и животный мир, грунты, недра, поверхностные и подземные воды, атмосферный воздух, среда обитания животных и человека. Работники буровых бригад, местное население. 4.Ликвидация и консервация скважинНегерметичные колонны, фонтанная арматура, задвижки высокого давления, загрязненные пласты, потери и разливы нефти, нефтепродуктов. Нефть, конденсат, минерализованная вода, химические реагенты.Нарушение и загрязнение почвенно-растительного покрова, природных ландшафтов зоны аэрации, нарушение температурного режима грунтов. Нарушение местообитаний животных и растений в районе строительства скважин и изменение условий жизни сообществ вплоть до исчезновения отдельных видов животных и растений, нарушение путей миграции животных. Шумовое и вибрационное воздействие.Растительный и животный мир, грунты, недра, поверхностные и подземные воды, атмосферный воздух, среда обитания животных и человека. Работники буровых бригад, местное население. 5.Строительство и эксплуатация систем сбора и транспорта продукции скважинАвтодорожный транспорт, строительная техника, выхлопные газы автотранспортной, строительной и дорожной техники, привозной грунт, материалы для строительных работ. Неплотности в соединениях (трубопроводы, арматура), утечки и испарения нефти, конденсата, строительный мусор, отходы потребления, хозяйственно-бытовые и производственные сточные воды.Отчуждение земель, нарушение и загрязнение почвенно-растительного покрова, природных ландшафтов, нарушение температурного и гидрологического режима почв и грунтов. Нарушение ареалов обитания животных и растений, сокращение и уничтожения , нарушение путей миграции животных, и другие изменения условий жизни сообществ вплоть до исчезновения отдельных видов животных и растений. Шумовое и вибрационное воздействие, привнос загрязнителей в атмосферный воздухРастительный и животный мир, грунты, поверхностные воды, атмосферный воздух, среда обитания животных и человека. Работники вахтовых бригад, местное население.

6.2 охрана атмосферного воздуха

Качество атмосферного воздуха определяется содержанием вредных примесей, поступающих в воздушный бассейн с выбросами от стационарных и передвижных источников загрязнения. В качестве критерия допустимого уровня загрязнения используются ПДК примесей в атмосферном воздухе населенных мест или рабочей зоны.

Эколог версии 2.5. при разработке. По результатам расчета сделаны следующие выводы:

максимальные концентрации вредных веществ отмечаются только по ингредиенту диоксиду азота и достигают 0,3 ПДК, полное рассеивание происходит в пределах расстояния 800-1000 м от источников.

выбросы имеют ограниченную зону воздействия и не оказывают влияния на существующее фоновое состояние атмосферного воздуха.

Основными источниками воздействия на качество атмосферного воздуха являются:

При строительстве скважин

строительная, тампонажная техника;

котельные установки;

двигатели внутреннего сгорания главного привода и дизель — электростанции;

факельное устройство;

пластовые флюиды;

емкости нефти и дизельного топлива, отработки скважины, бурового раствора.

При обустройстве скважин и эксплуатации систем сбора, подготовки, транспорта продукции

строительная техника;

продувочно-задавочные линии;

продувочные свечи

дымовые трубы технологических печей;

неплотности соединений;

При переводе скважин на режим эксплуатации центробежными погружными электронасосами:

негерметичность в уплотнении проходного отверстия для силового кабеля в устьевой арматуре.

Ниже, в таблице 6.2 приведены характеристики основных загрязняющих веществ:

Таблица 6.2 — Основные загрязняющие вещества

Наименование загрязняющих веществПДК (ОБУВ), мг/м3Класс опасностимаксимально разоваяСредне суточнаярабочей зоныДиоксид азота0,0850,042,02(3)Оксид азота0,40,065,03(3)Оксид углерода5,03,020,04(4)Сернистый ангидрид0,50,05103(3)Метан50,0-7000-(4)Углеводороды предельные С1-С550 (ОБУВ)—Углеводороды предельные С6-С1030 (ОБУВ)—Углеводороды предельные С12-С19 (дизтопливо)1,0—4Сажа0,150,05-3Бенз(а)пирен-0,1мкг/100 м30,000151(1)Формальдегид0,0350,0030,52(2)Пыль неорганическая, 20<Si<70%0,30,163(4)

В скобках представлен класс опасности загрязняющего вещества при содержании указанных концентраций его в воздухе рабочей зоны. В составе добываемой нефти, конденсата по результатам исследований Аналитической лаборатории «СахалинНИПИморнефть» соединения серы отсутствуют.

Для уменьшения воздействия на качество атмосферного воздуха и рассеивания загрязняющих веществ до установленных предельно допустимых концентраций необходимо предусматривать проведение следующих воздухоохранных мероприятий:

размещение стационарных источников выбросов вредных веществ (ВВ) (котельные, факельные установки, ДВС и др.) с целью обеспечения рассеивания вредных веществ до санитарных норм в рабочей и селитебной зоне с учетом господствующего направления ветра в районе производства работ;

проведение испытания, освоения скважин при благоприятных метеорологических условиях (ветер от вахтовых поселков, отсутствие штилей и штормовых ветров, приземных инверсий и прочее) с последующим сжиганием образовавшихся продуктов в специальных амбарах. Время продувки скважин, должно быть сведено до минимума;

выбор сокращенного режима работы оборудования в периоды неблагоприятных метеоусловий, позволяющего уменьшить выброс ВВ в атмосферный воздух на 20-60%, обеспечивая тем самым снижение их концентраций в приземном слое атмосферы и уменьшении зоны опасного загрязнения;

использование закрытых и герметичных систем на неорганизованных источниках выбросов ВВ, таких как емкость блока приготовления бурового раствора, системы сбора и очистки буровых вод, устье скважин, узлы приема и измерения параметров поступающего нефти;

монтаж на устье скважин оборудования обвязки обсадных колонн и противовыбросового оборудования;

регулирование топливной аппаратуры дизельных двигателей на буровых установках и транспортных средствах с целью снижения загазованности на рабочих площадках, использование гостированных сортов топлива для строительной техники;

отвод отработанных газов дизелей через гидрозатвор и выхлопные трубы, параметры которых обеспечивают рассеивание отходящих газов до уровня санитарно-гигиенических норм;

преимущественное использование буровых установок с электроприводом в замен дизельных буровых для уменьшения выбросов в атмосферу;

использование в качестве топлива природного газа;

исправность и герметизация технологического оборудования, осуществление -100% контроля радиографическим методом качества сварных соединений трубопроводов;

В целях контроля за состоянием атмосферного воздуха, как на территории площадок, так и за их границами необходима организация системы мониторинга атмосферного воздуха. Методы, периодичность контроля, точки отбора проб определяются в «Проекте нормативов предельно допустимых выбросов» в соответствии с РД 39-0148070-069-89.

6.3 охрана поверхностных и подземных вод

Возможность использования поверхностных вод зависит от требований, предъявляемых каждым видом водопользования к качеству воды, В настоящее время оно нормировано для хозяйственно-питьевого, культурно-бытового, а также рыбохозяйственного водопользования.

Для рыбохозяйственного водопользования нормативы качества воды установлены с целью сохранения и воспроизводства наиболее ценных видов рыб, обладающих высокой чувствительностью к содержанию в ней загрязняющих примесей. Качество воды поверхностных водных объектов сравнивается с рыбохозяйственными нормативами;

хлоридов…………………………………300 мг/л,

сульфатов……………………………….100 мг/л,

общая минерализация…………….1000 мг/л,

содержание нефтепродуктов суммарно 0,05 мг/л.

Для питьевого, хозяйственно-бытового и рекреационного водопользования гигиенические требования устанавливаются СанПиН согласно которому ПДК на основные показатели нефтепромыслового загрязнения поверхностных вод следующие:

хлоридов…………………………………350 мг/л,

сульфатов………………………………..500 мг/л,

общая минерализация………………1000 мг/л,

пленки нефтепродуктов……………..не допускается.

Залив Пильтун является одной из самой крупной лагун полуоткрытого типа, соединяющейся с морем, постоянно существующим проливом. На уровень и химический состав вод такого вида водоемов влияют сезонные колебания стока впадающих рек, особенно весеннего половодья при сходе снегового покрова, а также в осенний паводок при выпадении обильных осадков.

Данные по загрязнению поверхностных вод и донных грунтов в северной части залива Пильтун и прилегающей к району нефтепромысла морской акватории согласно информации Сахалинского УГМС отсутствуют.

Подземные воды относятся к водоносному комплексу четвертичных отложений. Питание подземных вод этого комплекса осуществляется за счет инфильтрации атмосферных осадков, подтока подземных вод из других водоносных комплексов.

Имеющиеся данные по составу подземных вод ограничиваются анализами неорганических веществ, проведенными по артезианским скважинам №№ 1730, 1731 на момент ввода скважин в эксплуатацию в 1996 году. Последующих проб на анализ не производилось. Результаты проведенных анализов подземных вод показывают, что качество воды в целом является хорошим, вода может применяться для технических нужд

ОАО «НК «Роснефть» — Сахалинморнефтегаз» с 1998 года проводит экологический мониторинг за состоянием окружающей природной среды при разработке месторождения «Одопту-море». Мониторинг проводится Аналитической лабораторией института «СахалинНИПИморнефть» совместно охраны природы НГДУ «Оханефтегаз». Объектами исследований являются поверхностные воды, донный грунт и почвы.

В настоящее время основными, а также потенциальными источниками загрязнения поверхностных и подземных вод при разработке и эксплуатации месторождения «Одопту-море» являются места водозабора и выпуски сточных вод, амбары-накопители отходов бурения, емкости ГСМ и места складирования химреагентов, непосредственно технологические процессы бурения и испытания, эксплуатация скважин.

Воздействие на водные объекты заключается во временном изменении качественного состава вод за счет привноса загрязняющих веществ (нефтепродуктов, взвешенных веществ, органических и неорганических соединений) при строительстве скважин и при прокладке трубопроводов через водотоки, аварийных ситуациях.

Для предотвращения загрязнения и рационального использования водных ресурсов в первую очередь необходима:

гидроизоляция площадки под буровой и привышечными сооружениями, дна и стенок земляных амбаров путем укладки полимерных пологов.

использовать герметичные циркуляционные системы и металлические емкости с последующей утилизацией жидких и твердых отходов.

обеспечить герметичность насосного оборудования, фонтанной арматуры, трубопроводов, резервуаров и других нефтепромысловых сооружений.

своевременный ремонт и замена нефтепроводов и водоводов соленых вод, использование труб с антикоррозийными покрытиями и эффективными ингибиторами коррозии,

утилизация в системах ППД всего объема добываемых попутно с нефтью пластовых вод.

строительство нефтеулавливающих устройств на ручьях, малых речках и оврагах.

установка стационарных плавучих (боновых) ограждений для локализации и сбора нефти с водной поверхности.

создание эффективной сети режимных наблюдений за состоянием подземных вод.

6.4 охрана земель, лесов, флоры

Залив Пильтун является одним из наиболее крупных в цепи составляющих лагун и заливов Северо-восточного Сахалина с характерным типом гидроморфного ландшафта.

В рамках «Программы экологического мониторинга» на Пильтунской косе вдоль трассы коммуникаций и рядом с площадкой №1 с 1999 года ежегодно производится отбор и анализ почв. Отбор проб производят специалисты лаборатории экологического мониторинга «СахалинНИПИморнефть» совместно с отделом охраны природы НГДУ «Оханефтегаз». Точки отбора закреплены реперами на местности и нанесены на карту-схему. Анализы производятся в аккредитованной в установленном порядке Аналитической лаборатории института.

Комплекс аналитических исследований почв включает определение нефтяных углеводородов и водородного показателя водной вытяжки.

По данным аналитических исследований почвы северной части Пильтунской косы значительно загрязнены НУ (0,1-0,89 мг/г).

В районе кустовой площадки содержание у/в составляет 0,003-0,11 мг/г Анализ проб показал, аккумуляция НУ происходит на глубине около 0,5 м. На многих точках наблюдения содержание нефтяных ту/в выше, чем на поверхности.

Воздействие на почвенный покров и растительность при разработке месторождения «Одопту-море» проявляется в нескольких видах. Основное значение имеют механические нарушения при производстве земляных, планировочных работ, движении автотранспорта и дорожной техники. В периоды производства строительно-монтажных работ механические нарушения выражены площадными и линейными формами: первые возникают при строительстве эксплуатационных и нагнетательных скважин и других сооружений, вторые при подготовке траншей для прокладки нефтегазовых коллекторов, водопроводов.

Помимо механических нарушений, возможно химическое загрязнение почвенно-растительного покрова нефтепродуктами, реагентами, другими органическими и неорганическими веществами, что вызывает разрушение структуры почв, изменение ее физико-химических параметров. В результате резко снижается водопроницаемость, увеличивается соотношение между углеродом и азотом, приводящие к ухудшению азотного режима почв и нарушению корневого питания растений.

Увеличивается пожарная опасность, связанная с деятельностью человека (от костров до случайного возгорания от искр отопительных объектов).

Помимо уничтожения растительности вокруг скважин и трубопроводов, наблюдается снижение биологической продуктивности фитоценозов на прилегающих к ним территориях.

Так как почвы и растительность в пределах строительных площадок и коммуникаций являются наиболее уязвимыми объектами воздействия, необходимо снижение до минимальной величины площади земельных участков, где будет нарушен почвенно-растительный покров. Ширина полосы отвода определяется в соответствии с нормами отвода земель для строительства сооружений.

Кроме того, компанией «НК «Роснефть» — Сахалинморнефтегаз» минимизация негативного воздействия на почвенно-растительный покров при разработке месторождения «Одопту-море» решается путем:

использования для размещения объектов обустройства площадок, ранее затронутых антропогенным воздействием;

профилактики пожаров;

устройство и гидроизоляция шламовых амбаров с последующей их рекультивацией;

транспортировка и хранение ГСМ в герметичных емкостях, на обвалованной площадке;

хранение сыпучих материалов и химреагентов в таре, и сооружениях имеющих навес;

мониторинга эрозионных процессов на протяжении трасс трубопроводов;

недопущения захламления территории, сброса неочищенных сточных вод;

проведения экологического мониторинга;

проверки качества антикоррозионного покрытия;

своевременного предупреждения и устранения утечек и др.

Учитывая, что лишенные растительного покрова поверхности сильнее подвергаются эрозионно-дефляционным процессам, важное значение для восстановления почв имеет проведение рекультивационных работ, включая этапы технической и биологической рекультивации.

Зоны уничтоженного растительного покрова теряют свое значение как среда обитания животных. Участки временно нарушенной растительности покидаются животными на время строительства и вновь активно осваиваются при восстановлении исходного ландшафта.

6.5 санитарно — защитные охранные зоны

Для улучшения, поддержания благоприятной экологической и санитарно-эпидемиологической обстановки за границами промышленных площадок месторождения и в районе ближайших населенных пунктов (г. Оха, пос. Тунгор) выделяются санитарно-защитные зоны, в которых ограничивается или полностью запрещается строительство новых промышленных и бытовых объектов.

Санитарно- защитные зоны вокруг предприятий по добыче нефти устанавливаются на расстоянии не менее 300 м до жилой застройки, согласно «СанПиН 2.2.1/2.1.1.1031-03. Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов».

В соответствии с Постановлением Правительства РФ № 1404 от 23.11.1996 г вдоль рек, ручьев и водоемов устанавливаются водоохранные зоны и прибрежные защитные полосы для водотоков длиной:

до 10 км — минимальная ширина водоохраной зоны — 50 м.

от 10 до 50 км — минимальная ширина водоохраной зоны — 100 м.

Минимальная ширина водоохранных зон для озер принимается при площади акватории до 2 кв.километров — 300 метров, от 2 кв. километров и более — 500 метров.

В пределах водоохранных зон запрещаются:

мест складирования и захоронения промышленных, бытовых и сельскохозяйственных отходов, кладбищ и скотомогильников, накопителей сточных вод;

складирование мусора;

заправка топливом, мойка и ремонт автомобилей и других машин и механизмов; — размещение стоянок транспортных средств,

проведение рубок главного пользования;

проведение без согласования с бассейновыми и другими территориальными органами управления использованием и охраной водного фонда Министерства природных ресурсов Российской Федерации строительства и реконструкции зданий, сооружений, коммуникаций и других объектов, а также работ по добыче полезных ископаемых, землеройных и других работ.

Вокруг родников, артезианских скважин предусматриваются 3 пояса санитарной охраны.

I пояс — зона строгого режима 30-50 м. В этой зоне запрещено строительство объектов не связанных с эксплуатацией данного источника, площадка должна быть спланирована для отвода поверхностного стока за се пределы и огорожена.

II пояс — зона защиты от бактериального и химического (так как он находится внутри третьего пояса) загрязнений, рассчитывается по фильтрационным свойствам водовмещающих пород.

III пояс — зона защиты от химических загрязнений (зона питания), зависит от фильтрационных свойств водовмещающих пород.

Во втором и третьем поясах санитарной охраны подземных источников необходимо:

выявление, тампонирование (или восстановление) всех старых, бездействующих, дефектных скважин, представляющих возможность загрязнения пресного водоносного горизонта;

регулирование бурения новых скважин и другого строительства при обязательном согласовании с местными органами санитарно-эпидемиологической службы;

запрещение закачки отработанных вод подземные горизонты, складирование отходов, ядохимикатов, горюче-смазочных материалов, накопителей промстоков, размещение кладбищ, скотомогильников, полей фильтрации, животноводческих ферм, птицефабрик, обуславливающих возможность химического и микробного загрязнения пресных подземных вод.

6.6 охрана недр

Недра являются частью земной коры, расположенной ниже почвенного слоя, а при его отсутствии — ниже земной поверхности и дна водоемов и водотоков, простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения.

Пользование недрами в целях геологического изучения включает поиск, разведку, добычу и оценку запасов месторождений полезных ископаемых. Их изучение и освоение весьма специфично с той точки зрения, что с одной стороны извлекаются запасы полезных ископаемых на нужды народного хозяйства, с другой оказывается непосредственное воздействие на недра как объект окружающей среды.

Рациональное использование природных ресурсов и охрана недр являются главными факторами предотвращения отрицательного воздействия на геологическую среду.

Пользование недрами возлагает на недропользователя ряд обязанностей, поэтому во исполнение Закона РФ «О недрах», «Соглашения об условиях пользования участком недр» и согласно «Правил пользования недрами» пользователь обязан обеспечить:

полноту геологического извлечения, рациональное, комплексное использование и охрану недр;

безопасное для работников и населения ведение работ, связанных с использованием недр;

охрану, атмосферного воздуха, земель, лесов, вод и других объектов окружающей среды, зданий и сооружений от вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами;

приведение нарушенных при пользовании недрами земельных участков в безопасное и пригодное в народном хозяйстве состояние.

Воздействие на недра носит прямой характер и связано с механическим нарушением при сооружении скважин, бурение и эксплуатацию которых можно по технологическим признакам разбить на взаимосвязанные этапы:

подготовительные работы к строительству скважины;

строительно-монтажные работы, включая работу сооружений и демонтаж оборудования;

бурение и крепление скважины, включая испытание (или опробирование) в процессе бурения;

испытание и освоение скважины;

эксплуатация скважины.

Негативное воздействие на продуктивные горизонты в процессе поиска и дальнейшего извлечения углеводородов может проявиться в возможности перетоков пластовых вод и углеводородов из одного пласта в другой, аварийном фонтанировании, а так же в значительном поступлении химических реагентов в составе буровых, тампонажных растворов при несоблюдении:

принятой технологической схемы разработки месторождения;

принятых проектных решений при бурении, креплении, освоении и испытании объектов в скважине.

Выделение каких-то отдельных мероприятий по охране недр при строительстве и эксплуатации скважин не представляется возможным, т.к. конструктивные особенности скважин, закладываемые при техническом проектировании в целом определяют это сооружение как геотехническую систему.

В процессе бурения и добычи нефти существует возможность перетоков жидкостей и углеводородов из одного объекта в другой, загрязнение химреагентами, ухудшения свойств коллекторов, нарушения скелета пласта и преждевременное обводнение скважин. В результате воздействий может произойти потеря или снижение качества извлекаемой нефти и промышленной ценности месторождения. Бурение, испытание скважин должно вестись на установленных технологических режимах, обеспечивающих охрану недр.

При строительстве скважин на месторождении «Одопту-море» нефтяной компанией «ОАО «НК «Роснефть» — Сахалинморнефтегаз» предусмотрен комплекс мер по предупреждению и предотвращению выбросов, сальникообразования, грифонообразования, обвалов стенок скважин, поглощения бурового раствора и других осложнений:

Нефтеносные и водоносные интервалы изолируются друг от друга. Качественное цементирование затрубного пространства скважин позволяет изолировать нефтеносные и водоносные интервалы друг о друга тем самым позволяет устранить возможность перетоков флюидов из одного объекта в другой, предотвращает ухудшение свойств коллекторов;

Устье скважины оборудуется колонными головками и ПВО по схеме, согласованной с органами Госгортехнадзора. Компоновка бурильной колонны должна быть обеспечена обратным клапаном, соответствующим типоразмеру бурильного инструмента;

Применяются безвредные или малотоксичные химреагенты и разрабатываются составы буровых растворов, снижающих степень опасности для всех объектов окружающей природной среды;

Для исключения химического загрязнения почв и миграции вглубь токсичных веществ — компонентов бурового раствора при производстве буровых работ проектами, разрабатываемыми институтом «СахалинНИПИморнефть» ОАО «НК «Роснефть» — Сахалинморнефтегаз» предусмотрена система сбора, хранения и захоронения отходов бурения. Хранение и транспорт материалов для буровых растворов и ГСМ осуществляются в герметичных емкостях.

Охрана недр при добыче нефти на первое место ставит задачу максимально полного отбора флюидов, а также защиты верхних водоносных горизонтов от загрязнения. Работа добывающих скважин должна вестись на установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета пласта и не допускающих преждевременного обводнения скважин.

Ликвидация или консервация скважин производится с соблюдением требований промышленной безопасности, и охраны недр и окружающей природной среды согласно «Инструкции о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами».

Консервация скважин осуществляется по инициативе пользователя недр (ОАО «НК «Роснефть» — Сахалинморнефтегаз») в случаях временной невозможности или нецелесообразности его дальнейшей эксплуатации по технико-экономическим, экологическим, горнотехническим и другим причинам.

При ликвидации скважин необходимость и глубина установки цементных мостов определяется из расчета перекрытия нефтегазонасыщенных пластов, зон водонапорных комплексов или зон, содержащих токсичные компоненты.

При ликвидации скважин, обсажденных эксплуатационной колонной, продуктивный пласт перекрывается цементным мостом по всей мощности

Консервация и ликвидация скважин с межколонными давлениями осуществляется по индивидуальным планам, согласованным с органами Госгортехнадзора по Сахалинской области и предваряется следующими операциями: разгружаются межколонные давления и источники притока, проводятся изоляционные и ремонтные работы по восстановлению герметичности крепи, исследуется состояние крепи скважины с определением класса опасности (технологической и экологической).

После консервации скважины могут быть использованы после согласования с органами Госгортехнадзора России. Скважины, находящиеся в консервации обследуются не реже одного раза в квартал с целью оценки их технического и экологического состояния.

7. Экономическая Часть

Проектные данные

Наименование данныхЗначение показателей№ скважины240Местоположение скважиныо. Сахалин, Одопту-Море, р-н крайнего севера (районный коэф-т 1.7)Цель бурения и назначения скважиныЭксплуатационнаяПроектная глубина6 390Профиль скважиныНаклонно-напрвленнаяСпособ буренияРУС Power Drive Exceed

7.1 Расчёт нормативной продолжительности сооружения скважины

Перечень работ по строительству скважины включает в себя следующие виды:

подготовительные работы к строительству скважины;

вышкомонтажные работы; сут.

подготовительные работы к бурению; сут.

бурение скважины и ее крепление; сут.

испытание и ее опробование; сут.

демонтаж. сут

Нормативная карта — это документ, в котором указывается нормы времени на выполнение отдельных операций в процессе строительства скважины, а также общее время на строительство скважины.

Расчёт нормативного времени на механическое бурение:

где — нормативное время на механическое бурение рассчитываемого интервала;

— нормативное время на механическое бурение одного метра данного интервала (из местных норм), час;

— количество метров в интервале, м.

. Интервал 0 — 90:

=0,07ч;

=90м;

=0,07*90=6,3ч.

. Интервал 90 — 1350:

=0,11ч;

=1260м;

=0,11*1260=138,6ч.

3. Интервал 1350-5800:

=0,10ч;

=4450м;

=0,10*4450=445ч.

. Интервал 5800-6390:

=0,23ч;

=550м;

=0,23*550=126,1ч.

Расчёт нормативного количества долблений по каждому интервалу:

где — нормативное количество долблений;

— количество метров в интервале, м;

— проходка на долото (из местных норм).

. Интервал 0-90:

=90/500=0,18

2. Интервал 90-1350:

=1260/330=3,81

. Интервал 1350-5800:

=4450/2400=1,85

. Интервал 5800-6390:

=550/2400=0,2

Расчёт количества свечей по интервалам:

N = LT / lcв

где lcв — длина одной свечи, м;

LT — длина бурильных труб LT, м;

LТ = Lc — LH;

где Lc -глубина спуска бур. инструмента, м;

LH — длина неизменной части бурильного инструмента, м;

Lc = Lк — Ln,

где Lк — глубина кондуктора, м;

Ln -длина цементного стакана, м.

. Интервал 0-90:

Lc = Lк — Ln =90-0=90м;

LТ = Lc — LH =90-22,5=67,5м;

N = LT / lcв =67,5/30=2,25 штук.

. Интервал 0-1350:

Lc = Lк — Ln =1350-5=1345м;

LТ = Lc — LH =1345-43=1302м;

N = LT / lcв =1302/30=43,4 штук.

. Интервал 0-5800:

Lc = Lк — Ln =5800-5=5775м;

LТ = Lc — LH =5775-44=5725,55м;

N = LT / lcв =5775,55/30=192,5 штук.

. Интервал 0-6521:

Lc = Lк — Ln =6390-0=6390м;

LТ = Lc — LH =6390-43=6347м;

N = LT / lcв =6347/30=210 штук.

Расчёт нормативного времени на СПО по интервалам:

где и — нормативное время соответственно на спуск и подъем одной свечи, мин.

При оснастки талевой системы :

мин; мин.

При оснастке талевой системы :

мин; мин.

При глубине залегания интервала более 2500 м, к нормам времени на спуск и подъем одной свечи добавляется 0,1 мин.

1. Интервал 0-90:

=1,6*2,25/60=0,06ч;

=1,7*2,25/60=0,063ч.

2. Интервал 0-1350:

=1,6*43,4/60=1,157ч;

=1,7*43,4/60=1,23ч.

. Интервал 0-5800:

=1,7*197,7/60=5,6ч;

=1,8*197,7/60=5,931ч.

. Интервал 0-6390:

=1,7*216/60=6,12ч;

=1,8*216/60=6,48ч.

Расчёт нормативного времени на наращивание:

где — нормативное время на одно наращивание, 0,1 час;

— количество наращиваний, которое определяется по формуле:

где — длина интервала, м;

— длина неизменной части инструмента, м;

— длина трубы (10) м.

1.Интервал 0-90:

= (90-22,5)/10 = 6,75;

= 0,1*6,75=0,675 ч.

2.Интервал 90-1350:

= (1260-43)/10 = 121,7;

= 0,1*121,7=12,17 ч.

.Интервал 1350-5800:

= (4450-44)/10 =440,6;

= 0,1*440,6=44,06 ч.

.Интервал 5800-6390:

= (550-43)/10 = 50,7;

= 0,1*50,7=5,07 ч.

Расчёт нормативного времени на смену долот по интервалам:

где — нормативное количество долблений по интервалам;

— нормативное время на смену 1 долота.

Интервал 0-90:

=0,18 (1 смена долота);

=5*1/60 = 0,083 ч.

1.Интервал 90-1350:

=3,81 (4 смены долота);

=5*4/60 =0,33 ч.

.Интервал 1350-5800:

=1,93 (2 смены долота);

=5*2/60 =0,166 ч.

.Интервал 5800-6390:

=0,22 (1 смена долота);

=5*1/60 =0,083 ч.

Время на подготовительно — заключительные работы.

Нормативное время на подготовительно — заключительные работы при спускоподъемных операциях рассчитывается по интервалам, суммируется с нормативным временем на смену долота и заносится в нормативную карту.

Расчет для каждого интервала по формуле:

где — норма времени одного цикла подготовительно — заключительных работ, равная в сумме 0,45 часа;

— нормативное количество долблений в интервале.

1.Интервал 0-90:

=0,45*0,18=0,081ч.

2. Интервал 90-1350:

=0,45*3,81=1,714ч.

. Интервал 1350-5800:

=0,45*1,93=0,868ч.

. Интервал 5800-6390:

=0,45*0,22=0,099ч.

Затем все данные записываются в нормативную карту (таблица 7.1)

Таблица 7.1 — Нормативная карта

Наименование работИнтервал буренияВремя бурения в часахКоличество долбленийСпуск инструментаНаращиваниеПодъём инструментаВремя на смену долотаВремя на подготовительно-заключительные работыВремя на прочие работыИтогоВремя на ремонтные работыВсего времениОтДоНа 1 метрВсегоКоличество свечейВремяКоличество трубВремяКоличество свечейВремя123456789101112131415161718Бурение0900,076,312,250,066,750,6752,250,0630,0830,0810,097,3520,78,052Спуск и крепление кондуктора Ø508 мм (от 0 до 90)32,553,235,75Бурение9013500,11138,6443,41,157121,712,1743,41,230,331,7141,3156,515171,5Проработка ствола скважины2,38Спуск и крепление I-ой промежуточной колонны Ø340мм (от 0 до 1350)26228Бурение135058000,10463,12192,55,6458,745,87197,75,9310,1660,8642,552450574Проработка ствола скважины8,5Спуск и крепление II-ой промежуточной колонны Ø245мм (от 0 до 5800)763,779,7Замена и опрессовка превентора24Выброс труб Ø168,3мм и их замена на Ø139,7мм48Бурение580063500,23124,212106,1249,74,972166,480,0830,0991,9143,814,3158,1Проработка ствола скважины11Спуск и крепление хвостовика Ø168мм (от 5800 до 6390)110Испытание132Всего по скважине1391

Расчет механической скорости:

М=H/tМ, м/час

где Н — глубина скважины, м;

• tМ — продолжительность механического бурения, час.
• Интервал 0-90:

VМ=90/6,3=14,28м/час.

• Интервал 90-1350:

VМ=1260/138,6=9,09м/час.

• Интервал 1350-5800:

VМ=4450/463,1=9,6м/час.

• Интервал 5800-6390:

VМ=550/124,2=4,42м/час.

Полностью по скважине:

VМ=6390/732,2=8,672м/час.

Расчет коммерческой скорости:

× 720/ТБ, м/ст месс

где ТБ — общее время бурения скважины, час.К=6390*720/1391=3286м/ст.мес.

Расчет средней по скважине проходки на долота:

hср=H/n, м

где n — количество долот, необходимых для бурения скважины;

hср=6390/8=793,75м.

7.2 Разработка календарного плана-графика строительства скважины

Строительство скважины будет осуществляться специализированными бригадами, вахтовым методом с круглосуточным режимом работы по 12 часов. Вахта будет меняться через 7 дней (таблица 7.3).

Монтаж буровой установки будет выполнять бригада монтажников. Бурение и крепление скважины будет вести буровая бригада. Испытание и опробование скважины — бригада испытателей. Для осуществления бесперебойной и безаварийной проходки скважины проектом предусматривается следующий состав бригады (таблица 7.2).

Таблица 7.2 — Численно-квалификационный состав бригады.

Наименование профессииРазрядЧисло рабочихИнженерно-технические работникиМастер-2Геолог-2Итого4Вышкомонтажная бригадаПрорабVI2МонтажникV4МонтажникIV8ТрактористV4Продолжение таблицы 7.2Наименование профессииРазрядЧисло рабочихВышкомонтажная бригадаТрактористIV2СварщикV4ЭлектрикIV2Итого26Основной состав буровой бригадыБурильщикVI4Помощник бурильщикаV8Помощник бурильщикаIV8Итого20Вспомогательный состав буровой бригадыРазнорабочий (Повар)III2Разнорабочий (Кухонный работник)II2СварщикV2ТрактористV2Машинист ЦА-320, СМН-20VI2ЭлектрикV2Машинист котельнойIII4Итого16Бригада испытателейМастерVI2БурильщикV4Помощник бурильщикаIV8ДизелистV4Машинист ЦА-320, СМН-20VI2Итого20Всего82

Таблица 7.3 — График выходов в вахту буровых бригад

Примечание: Д — дневная смена;

Н — ночная смена.

Рисунок 7.1 — Календарный график проведения подготовительных работ

Расчет сметной стоимости сооружения скважины

7.3 Расчет заработной платы

При работах по скважине предусматривается сдельно премиальная оплата. Оплата осуществляется по тарифной ставке, действующей на месторождении Одопту-Море (таблица 7.4).

Таблица 7.4 — Тарифные сетки на месторождении Одопту-Море

Часовая тарифная ставка, руб.РазрядIIIIIIIVVVIОсновной состав буровой бригады 5,69 5,99 6,70 6,945 8,364 10,162Вспомогательный состав3,5183,7744,0094,8505,737,021

С учетом тарифной сетки (таблица 7.4), производим расчет заработной платы (таблица 7.5).

Таблица 7.5 — Расчёт фонда заработной платы

7.4 Материальные затраты

.4.1 Электроэнергия

Таблица 7.6 — Затраты электроэнергии

Издержки на электроэнергию = 468001,27 * 1,45 = 678 601,84 руб.

.4.2 ГСМ

Таблица 7.7 — Затраты ГСМ

Итого: 5042300 руб.

7.4.3 Трубы

Таблица 7.8 — Затраты на трубы

Итого: 63 493 125

7.4.4 Хим. Реагенты

Таблица 7.9 — Затраты на хим. реагенты

МатериалВес, кгЦена единицы веса, руб.Цена итого, руб.Бентонит (2100напр + 11970 конд)140700,912 663Гивпан42614059 640Графит (284+796+127+306)1513140211 820Кальцинированная сода21371 491Kem Pas (16+150+115)28112635 406Poly Kem D (25+50)751269 450Kem X494378186 732НТФ (12+4+9)2512300ПЦТ 100 (6,8+23,3 экспл+10 конд+1 напр)411008328 800Итого:560 346,924

На основании таблиц 7.6 — 7.9 составляется сводная таблица материальных затрат (Табл. 7.10).

Таблица 7.10 — Материальные затраты

Вид затратЗначение затрат, рубЭлектроэнергия468 001,27ГСМ5 042 300Трубы63 493 125Хим. реагенты560 346,924Итого69 563 773,19

7.4.5 Отчисления социального страхования

ЕСН = 26% от фонда оплаты труда;

ЕСМ = 937 962,85* Индекс = 937 962,85*0,26= 24 387 022,1руб.,

ПФ (20%) = 937 962,85 * 20= 18 759 245

ФСС (2,9%) = 937 962,85 * 2,9= 2 720 092,265

ФОМС (3,1%) = 937 962,85 * 3,1=2 907 684,835

7.4.6 Амортизационные отчисления

Таблица 7.11 — Амортизационные отчисления

7.4.7 Плановые накопления

Рассчитываются на итог прямых затрат по главам 7.3.2 — 7.3.4

å=69563773,19+60029622,4+15607701,82+2774412,5=147 975 509,9 руб.

Пл.Нак. = 147975509,9*0,08=11 838 040,79 руб.

7.4.8 Непредвиденные расходы

Непредвиденные расходы составят 5% от издержек производства по главам 7.3.1 — 7.3.5:

Сумма издержек å = 147975509,9+11838040,79=159 813 550,7 руб.;

Непр.Расх. = 159 813 550,7* 5% = 7 990 667,535 руб.

Итого расходы 159813550,7+7990667,535=167 804 218,2 руб.

.4.9 НДС

Налог на добавочную стоимость составит 18% от сметного расчета,

НДС 167804218,2*0,18=30 204 759,28 руб.

Результаты расчетов заносятся в сводный сметный расчет (таблица 7.12)

Таблица 7.12 — Сводный сметный расчет

Наименование затратСтоимость строительства скважины, руб.Материальные затраты69 563 773,19Затраты на оплату труда60 029 622,4Отчисления с/с (ЕСН26%)15 607 701,82Амортизация2 774 412,5Плановые накопления11 838 040,79Непредвиденные расходы7 990 667,535НДС 18%30 204 759,28Итого по сводному сметному расчету198 008 977,515

Налог на имущество

Ни = 2% от Соф,

Ни = 78060000*0,02= 1 561 200 руб.

Налог на прибыль

Нп = 20% от Балансовой прибыли,

Нп = 11838040,79* 0,2 = 2 367 608,158 руб.

Прибыль чистая

Пч = Пвал — Нп — Ни;

Пч =11838040,79-2367608,158-1561200=7 909 231,842руб.

Производительность труда

Производительность труда — показатель, характеризующий степень плодотворности труда, эффективность целенаправленной деятельности людей при сооружении нефтяных и газовых скважин.

) Показатель объема работ (выработка) в стоимостном выражении на одного работника:

Ps = (S-НДС)/L,

Где S — сметная стоимость объема работ по строительству скважины, руб;

L — среднесписочная численность работников производственного персонала.

Ps = (198008977,515-30204759,28)/ 82 = 2 046 392,9руб.

) Показатель объема работ (выработка) в натуральном выражении на одного работника:

Рн = H/L,

Где Н — объем проходки, м;

Рн = 6390 / 82 = 77,4 м.

Таблица 7.13 — Технико-экономические показатели

Наименование показателяЕд.ПоказательОбъем работ в стоимостном выражениируб.198 008 977,515Объем работ в натуральном выражениим.6 390Стоимость 1 м проходкируб.33 256,51Продолжительность сооружения скважинысут.58Коммерческая скорость бурениям/ст.мес.3286Механическая скорость бурениям/час.8,672мЧисленность человекчел.82Выработка в стоимостном выражении на одного работникаруб/чел.2 046 392,9Выработка в натуральном выражении на одного работникам.80,5Прибыль (чистая)руб.7 909 231,842Нормативная прибыльруб.11 838 040,79

8. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/diplomnyie-rabota-pri-razrabotke-mestorojdeniy/

1. Аветисов А.Г., Кошелев А.Н., Крылов В.И. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин.-М.: Недра, 1981.-200 с.

2. Агзамов Ф.А., Аль-Сурури Я.М., Комлева С.Ф. Экспериментальная оценка герметичности межколонного пространства газовых скважин // Нефть и газ. Изв. вузов.-Тюмень.-2000.-№5- с.58-65.

3. Анализ применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Н.Я.Медведев, А.Г.Малышев и др. // Нефтяное хозяйство.- 2001.-№9.- с.58-62.

Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1988.-501 с.

• Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И., Крепление и цементирование наклонных скважин. М: Недра, 1983.

6. Болденко Д.Ф., Оганов А.С. Технология и техника восстановления бездействующих нефтяных и газовых скважин.// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-Экспресс-информация / ВНИИОНГ.-1993.-Вып.8.-с.1-8.

Булатов А.И., Справочник по бурению.-М.: Недра,-1985г., Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Лебедев О.А. Проектирование конструкций скважин.-М.: Недра, 1984., Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин.-М.: Недра, 1985., Гасанов А. П. Восстановление аварийных скважин. — М.: Недра, 1983.-128с., Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Справочное руководство по тампонажным материалам. М: Недра, 1987.

• Дмитриев А.Ю. Методика выбора оптимального варианта пространственного положения дополнительного ствола эксплуатационной скважины: Дисс… канд. техн. наук.-Томск, 1999.-208с.

— Зейгман Ю.В., Физические основы глушения и освоения скважин. -учебное пособие, УГНТУ, 1996 — 78 с. Измайлов Л.Б. Методы повышения долговечности обсадных колонн.-М.: Недра, 1984.-181с.

Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник.. — М.: Недра, 1990. — 303 с.

• Ишкаев Р.К. Восстановление нерентабельных скважин зарезкой боковых стволов // Нефтяное хозяйство.-1999.-№12.-с.28-30.

16. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин: Справочник. — М.: Недра, 1990.

Каталог УП «Омский завод нефтедобывающего оборудования»

• Качмар Ю.Д., Яремчук Р.С. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. -Львов: Высшая школа, 1982г -149с.

Леонов Е.Г. Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для вузов.-М.: Недра, 1987.

20. Ликвидация сложных аварий зарезкой второго ствола / С.В.Муравленко, В.Н.Артемьев, Н.И.Хисамутдинов и др. // Нефтяное хозяйство.-1994.-№2.-с.25-27.

Леонов Е.Г. Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для вузов.-М.: Недра, 1987.

• Нежельский А.А., Рябоконь С.А., Пеньков А.И. и др. Причины повреждения обсадных колонн // Нефтяное хозяйство.- 1991.-№3.- с.8-11.

• О’Брайен Т.Б. Причины повреждения обсадных колонн // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.-1984.-№6.- с.6-11.

• Оганов А.С. Технология восстановления бездействующих нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-1996.-№12.-с.3-7.

25. Проблемы и перспективы вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина — пласт» / Салихов Р.Г., Пермяков А.П., Крапивина Т.Н., Соболева Т.И., Крысин Н.И., Глухов С.Д., Баянов В.М. — Пермь, 2003 г.

• Панов Е.Г. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений: Учебник. -М.: Недра , 1982.

• Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: Утв. Гостехнадзором России 30.06.03.- М.: НПО ОБТ.

Правила безопасности в нефтедобывающей промышленности.-М.: Недра,1994.

29. РД 39-00147275-057-2000. Методическое руководство по проектированию, строительству и эксплуатации дополнительных (боковых) стволов скважин.-ДООО «БашНИПИнефть». — 2000.-47с.

• Самигуллин В.Х., Гилязов Р.М., Валуйскова Т.Н., Бикмухаметова Г.И., Юмашев Р.Х.. Восстановление бездействующих и малодебитных скважин путем бурения дополнительных стволов // Нефтяное хозяйство.-2001.-№11.-с.13-14.

— Сароян А.Е., Щербюк Н.Д., Якубовский Н.В. Трубы нефтяного сортамента. Справочное руководсво. М.: Недра,1976.

Саркисов Г.М. Расчеты бурильных и обсадных колонн.М.: Недра, 1971, Соловьев Е.М. Заканчивание скважин.-М.: Недра, 1985.

• Справочник пожаро-взрывоопасных веществ, материалов и средств их тушения / Под редакцией Баратова А.И. и Корольченко А.Я.-М.: Химия, 1990

• Сулейманов М.М., Газарян Г.С., Мангелян Э.Г. Охрана труда в нефтяной промышленности. — М.: Недра, — 1980г. — 393с.

• Фомин А.В. Состояние и перспективы развития нефтяной промышленности России // Нефтяное хозяйство. — 1994. — №1 — с. 6-9.