Периодичность и регистрация инструктажа на рабочем месте в период проходки ствола скважины устанавливается буровой организацией с учетом действующих нормативов в этой области.

3.2.5 Требования безопасности при спуско-подъемных операциях

Ведение спуско-подъемных операций должно осуществляться с использованием механизмов для свинчивания-развинчивания труб и специальных приспособлений.

Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть обеспечена надежная связь, в т.ч. путем установления четкого порядка обмена сигналами между верховым рабочим и бурильщиком.

Крепить и раскреплять резьбовые соединения бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны вращением ротора запрещается.

При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.

Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных (обсадных) труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор.

Скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимого колебания гидродинамического давления и продолжительность промежуточных промывок регламентируются проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести коррективы в регламент по скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.

При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтираторов).

При появлении посадок во время спуска бурильной колонны следует произвести промывку и проработку ствола скважины в интервалах посадок.

На устье необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при отсутствии в ней колонны труб и при спуско-подъемных операциях.

Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны страховаться от выпадения из-за пальца.

Запрещается проводить спуско-подъемные операции при:

- отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;

- неисправности спуско-подъемного оборудования и инструмента;

- неполном составе вахты для работ на конкретной установке;

- скорости ветра более 20 м/с;

- потери видимости более 20 м при тумане и снегопаде.

Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и др.) с записью в журнале.

При спуско-подъемных операциях запрещается:

- находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховых канатов;

- открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого блока;

- подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их без использования специальных приспособлений;

- пользоваться перевернутым элеватором.

Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб, должны исключать возможность раскачивания талевой системы.

При применении пневмораскрепителя необходимо, чтобы натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной плоскости. Канат должен надежно крепиться к штоку пневмораскрепителя. Работа пневмораскрепителя без направляющего поворотного ролика запрещается.

В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу следует поднимать из скважины на пониженной скорости буровой лебедки.

Запрещается поднимать или опускать талевый блок при выдвинутых стрелах механизма подачи труб.

3.2.6 Предупреждение газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования скважин

Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможнымифлюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:

- инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварии (ПЛА);

- проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений;

- учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровой организацией;

- оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую.

Организация работы по предупреждению газонефтеводопроявлений в организации должна осуществляться в соответствии с требованиями, установленными Госгортехнадзором России.

При обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу и действовать в соответствии с документацией по ликвидации проявления. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.

После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования.

Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.

Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м ³ подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений (ПЛА).

Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спуско-подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.

Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.

При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.

Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.

К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.

Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком, противофонтанной службой и заказчиком.

При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с ПЛА.

Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса специализированных организаций (служб).

Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб.

При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемых объемов металла труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора.

При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой, вращением труб ротором.

Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться силами работников противофонтанной службы по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке.

Перед вскрытием продуктивного горизонта и при наличии во вскрытом разрезе нефтегазосодержащих отложений, а также других высоконапорных горизонтов на объекте должны быть вывешены предупредительные надписи: "Внимание! Вскрыт продуктивный пласт!", "Недолив скважин - путь к фонтану!".

3.2.7 Пожарная безопасность

Пожарная опасность при бурении скважины определяется двумя основными факторами: наличие на буровой площадке горючих материалов, как в условиях нормальной работы, так и при возникновении аварийных ситуаций, а также возможностью образования источников зажигания в горючей среде.

Пожарно-профилактическая работа начинается с правильного выбора и планировки площадки для сооружения буровой установки. При этом важным условием правильного выбора является соблюдение противопожарных разрывов между бурящейся скважиной и жилыми близлежащими и промышленными объектами.

Важным условием обеспечения пожарной безопасности является правильное устройство и размещение двигателей внутреннего сгорания (ДВС). Двигатели, а также буровые насосы можно устанавливать в помещении любой степени огнестойкости с негорючим полом. Если ДВС размещаются в отдельном помещении, то внутри помещения разрешается устанавливать расходный топливный бачок вместимостью не более 200 л. Основание бачка должно быть несгораемым. Остаточный топливный запас должен храниться не ближе 20 м от помещения и других сооружений буровой.

Топливо от места хранения и напорному бачку должно подаваться насосом через топливопровод. Топливопровод оборудуется запорным вентилем, устанавливаемым в 5 м от машинного помещения. При сооружении топливопровода, а также других трубопроводов, предназначенных для нефтепродуктов, категорически запрещается использовать не бензостойкие резиновые шланги и муфты. Установка и обвязка ДВС должны обеспечивать достаточное удаление нагревающихся частей двигателя и потока выхлопных газов от горючих материалов. Выхлопные газы должны отводится от устья скважины на расстоянии не менее 15 м. При горизонтальной прокладке выходных труб конец трубопровода должен быть удален на расстоянии не менее 5 м от стен машинного помещения, а при вертикальной прокладке - на высоту не менее 1,5м над потолком крыши.

Необходимым условием обеспечения пожарной безопасности является строгое соблюдение требований, предъявляемых к электрооборудованию.

Буровые установки должны быть обеспечены аварийным освещением на-пряжением не выше 12 В и переносными взрывозащищенными светильниками того же напряжения. Питание их может осуществляться от автономного источника или от двухобмоточного трансформатора, корпус и один из низковольтных выводов которого должны быть заземлены. Особой предосторожности и тщательного соблюдения правил безопасности требуют работы, связанные с появлением на буровой площадке высокотемпературных источников зажигания. К ним в первую очередь относятся огневые работы и в особенности сварка обсадных колонн над устьем скважины.

Основные меры, обеспечивающие пожарную безопасность сварочных работ вблизи устья скважины - это удаление горючих материалов с места проведения сварочных работ и обеспечение надежной работы сварочного оборудования. Перед проведением сварочных работ рабочую площадку очищают от горюче-смазочных материалов, а горючие конструкции, находящиеся на расстоянии до 4 м от места огневых работ, защищают от искр металлическими листами или асбестом.

Набор первичных средств пожаротушения, приходящийся на одну бурящуюся скважину, должен включать: шесть пенных огнетушителей, 2 м 3 песка в ящиках, четыре лопаты, два лома, два топора, два багра, четыре пожарных ведра.

3.3 Экологичность

3.3.1 Охрана окружающей среды. Природоохранные мероприятия

К основным загрязнителям относятся буровые растворы (особо опасны на нефтяной основе), химические реагенты, а также диспергированные глины, выбуренные породы, утяжелители (механическая примесь), смазочные добавки, использующиеся при приготовлении буровых растворов.

Причины опасного загрязнения растворами водоемов (особенно при наличии земляных амбаров) связаны с переливами и выбросами бурящихся скважин, избыточного раствора, образующегося при разбуривании глинистых пород. При этом не вытекающий густой осадок остается в земляном амбаре и при затвердении засыпается землей.

Более современный способ удаления буровых растворов состоит в том, что для захоронения используют бетонированные амбары вместимостью 15-20 тыс.м. жидкие остатки в них отстаиваются в течение 2-х и более лет.

Эффективно использование отработанных буровых растворов для приготовления на их основе отвержденных смесей для крепления и изоляции зон поглощения. В качестве отвердителей можно использовать синтетические смолы, цемент, гипс и другие материалы. Образованное вещество нерастворимо в пластовых флюидах, непроницаемо и устойчиво к коррозии в водных растворах солей одновалентных металлов. Доказано использование обработанного бурового раствора в производстве керамзитового гравия по методу скоростной тер-мообработки глинистых пород.

3.3.2 Рекультивация земель

При добыче полезных ископаемых ухудшается гидрогеологический режим территорий, нарушается структура и состав земли. Это выдвигает необходимость своевременной рекультивации (восстановления) нарушенных земель и вовлечение их в хозяйственный оборот. На участках, выделенных для размещения буровых установок, плодородный слой земли снимают и складируют в пределах участка.

Поскольку верхняя часть почвы (перегнойно-аккумулятивный слой) толщиной 30 - 40 см более плодородна, чем нижняя толщиной 60-80 см, земля снимается бульдозерами в два приема. Для предотвращения воздушной и водной эрозии поверхность буртов засеивают многолетними травами.

Для хранения почвы в буртах выбирают возвышенные участки, на которых не застаиваются поверхностные и не выступают грунтовые воды. При рекультивации промплощадок сначала засыпают нижний слой почвы, а затем верхний. Толщина создаваемого плодородного слоя должна быть не менее 50- 70см. Все работы выполняются в соответствии с планом-графиком, согласованным с графиком движения буровых станков. На проведение работ по каждой скважине составляют проектно-сметную документацию.

Способ удаления сточных остатков, заключается в вывозе их на поля испарения, представляющие собой огражденные амбары для твердой и жидкой фаз вместимостью 1500 м 3 каждый. В этих амбарах в течение двух лет сточные воды опресняются. Опресненную воду откачивают. Экономически этот способ целесообразно использовать в случае, когда расстояние до полей испарения не превышает 30 км. При этом на поля испарения вывозится только жидкая часть стоков, а оставшаяся грязь выдавливается в узкие траншеи.

После удаления стоков рекультивируемый участок очищают от строительного мусора и металлических предметов, перепахивают на глубину, при которой после покрытия плодородным грунтом толщина очищенного слоя составляла бы не менее 0,7 м. Затем участок по акту передают землепользователю.

3.3.3 Контроль за состоянием и охраной окружающей среды

Контроль за состоянием и охраной окружающей среды при бурении скважин на нефть и газ осуществляется в виде разноплановых мероприятий.

Для предупреждения нефтегазопроявления и открытых выбросов применяют промывочные жидкости с параметрами, соответствующими геолого-техническому наряду (ГТН).

Промывочную жидкость по удельному весу и вязкости контролируют:

- в емкостях не реже 2 раза в неделю;

- при разбуривании газоопасных горизонтов через каждые 30 мин.

При необходимости промывочные растворы дегазируют вакуумным дегазатором ДВС-2. Перед вскрытием горизонта на буровой установке создают запас химических реагентов, утяжелителя.

При вскрытых продуктивных и водонапорных горизонтах в случае вынужденного простоя, устье скважины герметизируют превентором при спущенном бурильном инструменте для периодических промывок с целью выравнивания параметров глинистого раствора.

Для предотвращения загрязнения окружающей среды горючесмазочными материалами дизельное топливо, необходимое для работы буровой установки, хранят в специальных емкостях, которые перед заполнением испытывают на прочность, оборудуют мерными трубками, дыхательными и предохранительными клапанами.

Для защиты окружающей среды от химических реагентов, цемента и глинистого порошка все химические вещества доставляют на буровые в заводской упаковке: полиэтиленовых мешках или резино-кордовых контейнерах и хранят в специальных помещениях. После растворения в воде химические реагенты вводят в раствор без потерь и остатков. Бумажную и другую тару от цемента, барита, графита, мела и т.п., полиэтиленовые мешки от реагентов вывозят в специальных контейнерах на пункты утилизации.



4. Организационно-экономический раздел

4.1 Организационно-производственная структура бурового предприятия

Основу деятельности каждого промышленного предприятия составляет производственный процесс-совокупность взаимосвязанных процессов труда и естественных процессов, направленных на преобразование предмета труда в продукт труда.

Производственный процесс строительства нефтяной или газовой скважины делится на следующие частичные процессы: подготовительные работы к строительству скважины, сооружение вышки, монтаж бурового оборудования, подготовительные работы к бурению, проходка скважины, испытание скважины на продуктивность, демонтаж оборудования, транспортировка буровой установки.

Бурение относится к капитальному строительству, создающему наиболее важную часть основных производительных фондов в нефтегазодобыче. Строительство скважины сопряжено с большим объемом работ по проведению глубоких горных выработок. Это определяет отличительные особенности предметов труда в бурении. Помимо таких элементов, как обсадные трубы, цемент, в их состав входят горные породы, преграждающие доступ к полезным ископаемым. Их разрушение и извлечение из скважины требуют применения специального оборудования и сложной технологии ведения буровых работ. К главнейшим из средств труда, непосредственно используемых в процессе строительства скважин, относят буровое и силовое оборудование, буровой инструмент (бурильные трубы, долота), спуско-подъемное оборудование и инструмент, ловильный инструмент, объекты малой механизации и транспортные средства.

При строительстве скважин основной процесс - проходка ствола скважин осуществляется с поверхности земли без непосредственного доступа человека к забою, находящемуся на большой глубине. Это обуславливает применение особых технических средств и технологических методов, которые обеспечивали бы бурение скважин в точно заданном направлении, надежный контроль за работой породоразрушающего инструмента и забойного двигателя, доставку этих механизмов к забою и обратно. Особенность технологии проходки скважин состоит в том, что она не остается стабильной. Для эффективного бурения технологические параметры (нагрузка на долото, количество и качество промывочной жидкости, частота вращения инструмента) должны корректироваться, т.е. поддерживаться оптимальными при росте глубины скважины и изменении геологических характеристик проходимых пород. Не остаются неизменными также размер и тип долот.

Состав и специфика работ по строительству скважин определяют особенности производственной структуры буровых предприятий, структуры и профессионального состава кадров.

Важной особенностью процесса строительства скважин является его подвижность, которая обусловлена технологией разведки и разбуривания нефтяных месторождений. Фронт буровых работ перемещается с одних площадей на другие, а в пределах месторождения - от одной скважино-точки к другой.

Периодическое движение буровых работ с площади на площадь вызывает необходимость реорганизации буровых предприятий, их перебазирования из одного района бурения в другой. В новых районах, как правило, заново создаются производственные объекты, складское хозяйство, жилье и бытовые комплексы. Переходной период длится 2-3 года. При этом даже передовые предприятия, добившиеся на прежних площадях хороших результатов, значительно снижают темпы строительства скважин.

Производственная структура предприятия зависит от форм и методов организации производственных процессов и, прежде всего, от уровня их концентрации, специализации, кооперирования и комбинирования.

Под производственной структурой понимается совокупность внутрипроизводственных подразделений и служб предприятия, соотношение и взаимосвязь между ними.

Организационно-производственная структура бурового предприятия на Западно-Сургутской площади представляет ОАО " Сургутнефтегаз"

Общее и административное руководство предприятием осуществляет руководитель - начальник филиала. Он организует работу филиала и координирует действия заместителей начальника филиала, направляет работу предприятия по производству продукции, внедрению новой и совершенствованию действующей техники, технологии и организации производства, определяет пути и методы выполнения задания по бурению и креплению скважин, содействует своевременному обеспечению производства необходимыми материально-техническими средствами и обеспечивает выполнение плана работ по ремонту скважин, повышению эффективности производства и качества работ. Руководитель осуществляет планирование производства, материально-технического снабжения, финансирования, капитального строительства на основе Устава предприятия.

Важнейшая работа по управлению - организация непосредственно производства и техническое руководство по усовершенствованию техники и технологии. Ее осуществляет служба главного инженера. Главный инженер -первый заместитель начальника управления и наравне с ним отвечает за правильное производственно-техническое руководство. Главный инженер возглавляет научно-исследовательскую и рационализаторскую работу на предприятии, обеспечивает выполнение качественных ремонтов скважин, осуществляет техническое и технологическое руководство деятельностью подразделений, определяет основные задачи, направляет деятельность и осуществляет контроль за работой отделов и служб (ВМЦ, ОТиПБ, ТО, ПТО, МЭО, ЦИТС), руководит постоянно действующими комиссиями по безопасности труда, по аттестации и рационализации рабочих мест.

Вышко-монтажный цех (ВМЦ) в его состав входят бригада электромонтеров и бригада ремонта связи.

Служба охраны труда и промышленной безопасности (ОТиПБ) должен обеспечить создание четкой системы организации работы в области охраны труда и техники безопасности, проведение профилактических мероприятий, направленных на предотвращение травматизма, аварий и пожаров, сбор и анализ информации о состоянии охраны труда, разработке по результатам анализа эффективных мероприятий.

Основная задача технологического отдела (ТО) разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин, анализ режимов бурения и технологии.

Главной задачей ПТО является разработка и анализ выполнения оперативных планов-графиков, составление документации на планово-предупредительное, материально-техническое обеспечение производственных объектов, разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин, ремонта и освоения скважин, направленной на повышение производительности труда и улучшение технико-экономических показателей бурения, ремонта и освоения скважин. ПТО работает в тесном контакте с центральной инженерно-технологической службой.

Обеспечение бесперебойной и качественной работы оборудования осуществляет механо-энергетический отдел. Он обеспечивает контроль и текущее обслуживание оборудования, планирует графики планово-предупредительного ремонта, разрабатывает наиболее совершенные методы проведения ремонтных работ, а также нормы времени на отдельные виды ремонтных работ. В состав механо-энергетического отдела входят прокатно-ремонтный цех бурового оборудования, труб и трубопроводов (ПРЦБО и Т), прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭ и Э).

Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС) возглавляет выполнение запланированных заданий по проходке и работам, обеспечивающим выполнение заданий буровых бригад, а также по аварийным заявкам.

Заместитель начальника отвечает за всю административно-хозяйственную работу, включая вопросы материально-технического обеспечения, жилищно-бытового, транспортного обслуживания, ремонта административных и жилищных помещений. Ему подчиняется ведущий инженер по производству, под руководством которого находятся следующие отделы: канцелярия, режимно-охранное отделение, автотракторная колонна (АТК), врачебный здравпункт, отдел материально-технического снабжения (ОМТС), склад.

Особые функции в управлении производством буровых предприятий выполняет геологический отдел, подчиняющийся главному геологу - второму заместителю начальника филиала. Главный геолог обеспечивает выбор и обоснование основных направлений поисково-разведочных работ, осуществление геологического контроля в процессе бурения, выявление промышленных нефтегазоносных горизонтов, оценку нефтегазоносности разбуриваемых площадей, выдачу достоверных исходных данных для составления технических планов на ремонт скважин, принимает участие в разработке перспективных годовых планов, месячных графиков по ремонту скважин. Анализирует информацию по производству ремонтных работ и, при необходимости, принимает меры по повышению качества ремонта скважин.

Отдел планирования, организации труда и заработной платы (ОПОТиЗ). Этот отдел осуществляет руководство работой по экономическому планированию в филиале, направленному на организацию рациональной хозяйственной деятельности, выявление и использование резервов производства с целью достижения наибольшей экономической эффективности и т.д.

Отдел кадров и социального развития выполняет задачи по обеспечению фирмы кадрами рабочих, специалистов и служащих требуемых специальностей и квалификаций в соответствии с планами по труду и заработной плате, их изучение, расстановка, подготовка и воспитание.

4.2 Система основных технико-экономических показателей работы бурового предприятия

Для оценки результатов деятельности бурового предприятия используется система технико-экономических показателей. Эти показатели характеризуют различные стороны деятельности предприятия: объемы и темпы буровых работ, экономические результаты работы, использование времени при строительстве скважины.

Различают количественные и качественные показатели.

Количественные показатели характеризуют объемные величины. В бурении скважин к ним относятся:

- проходка (в метрах) по целям бурения: эксплуатационное и разведочное (является основой при расчете скоростей бурения,

себестоимости 1м. проходки, производительности труда);

- количество скважин, начатых бурением;

- количество скважин законченных бурением и строительством;

- станко-месяцы (бурения, испытания, цикла строительства скважин);

- численность рабочих.

Качественные показатели характеризуют эффективность использования материальных и трудовых ресурсов предприятия. К качественным показателям относятся следующие технико-экономические показатели.

1. Механическая скорость бурения V_m характеризует проходку на долото в метрах по скважине за время работы долота на забое t_M в часах.

V_{m =} Н/t_M(60)



V_{m =} 2725 /269 = 10.1 м/ч

Этот показатель характеризует интенсивность разрушения пород, которая зависит от типа породоразрушающего инструмента и качества его изготовления, технологии бурения и зависит от природных условий бурения типа модели и размера долота и забойного двигателя, режима бурения, квалификации буровой бригады.

2. Рейсовая скорость бурения V_p характеризует отношение проходки по скважине в метрах к суммарным затратам времени на механическое бурение t_M и спуско-подъемным операциям t_cn.

V_p=Н/ (t_M+ t_cn) (61)

V_p=2725/ (269+ 210) = 7,02 м/ч

Этот показатель характеризует эффективность работы буровой бригады и оборудования в процессе разрушения горных пород, темп углубления скважины в единицу времени и зависит от природных условий бурения, глубины забоя, режима бурения, квалификации буровой бригады, выбора долот, техники спуско-подъемных операций.

3. Техническая скорость бурения V_t характеризует отношение проходки по скважине в метрах к суммарным затратам времени на выполнение технически необходимых видов работ t_пp в станко-месяцах.

V_t= H · 720 /t_пp (62)

Vt= 2725 · 720 /2680 =732,08 м/ст-мес

Этот показатель характеризует эффективность производства всего комплекса работ по бурению скважин, исключает влияние непроизводительных работ и остановок и поэтому используется для сравнительной оценки технических возможностей разных способов и видов бурения и выявления резервов роста скоростей бурения.

4. Коммерческая скорость V_k характеризует отношение проходки по скважине или группе скважин в метрах к общим затратам времени на бурение этих скважин t_б в станко-месяцах.

V_k= H · 720 /t_б (63)

V_k= 2725 · 720 /280 = 680,2 м/ст-мес

В общие затраты времени t_б включаются затраты на выполнение не только технически необходимых работ, но и работ по ликвидации аварий, не предусмотренных планом ремонтных работ, потери времени по организационным и другим причинам.

Этот показатель дает характеристику уровня техники, технологии и организации работ не всего цикла строительства скважины, а лишь бурения и имеет исключительное значение для оценки работы буровых бригад и бурового предприятия в целом, т.е. является обобщающим показателем, характеризующим эффективность всего процесса буровых работ.

Повышение коммерческой скорости бурения требует сокращения производительного времени бурения, а также сокращения и ликвидации непроизводительного времени.

Важными факторами повышения коммерческой скорости бурения являются упрощение и облегчение конструкций скважин, механизация и автоматизация спуско-подъемных операций, совершенствование техники и технологии бурения.

5. Цикловая скорость бурения V_ц характеризует эффективность использования времени всего цикла работ по строительству скважин и определяется отношением проходки по скважине в метрах к соответствующим затратам времени по всему циклу их строительства t_ц в станко-месяцах.



V_Ц = Н · 720 /t_Ц (64)

V_Ц = 2725 · 720 / 1560 = 1257,2м/ст-мес

Рост цикловой скорости бурения определяет сокращение необходимого парка буровых установок, повышение производительности труда, снижение себестоимости и улучшение других экономических показателей.

Повышение цикловой скорости бурения требует общего совершенствования техники, технологии и организации буровых работ на всех этапах цикла строительства скважин.

6. Проходка на долото - показатель характеризующий глубину бурения породы одним долотом при условии полной его отработки, в метрах. Средняя проходка на долото определяется делением суммарной проходки Н пробуренной группой долот на число отработанных долот n.

h_cp= Н/n (65)

h_cp= 2725/ 5 = 545 м/долото

Среднюю проходку определяют по типам долот, интервалам бурения скважины.

7. Производительность труда характеризует количество продукции, выработанной одним работающим (или рабочим) в единицу времени, или количество рабочего времени, затрачиваемого на производство единицы продукции.

В бурении производительность труда выражается следующими показателями:

а) проходка в метрах на одного работающего (или рабочего, либо рабочего буровой бригады) в единицу времени (год, месяц).

П_м= Н/К (66)

где К - среднесписочное число работающих.

П_м= 2725 / 42 = 64 м/чел.

Являясь одним из основных показателей, он не учитывает вышкомонтажных работ, работ по испытанию на приток нефти и газа, а также различную трудоемкость 1м.

б)Выработка в рублях на одного работающего (в сметных ценах).

П_см = С_см/К, (67)

где С_см - сметная стоимость выполненного объема буровых работ в руб.

П_см = 10911868,47/ 42 = 259806,392руб./чел.

Этот показатель достаточно полно отражает трудоемкость буровых работ.

8. Себестоимость строительства скважин, которая может быть выражена показателями:

- себестоимость строительства законченной скважины;

- себестоимость 1м. проходки.

Себестоимость строительства скважин колеблется в широких пределах в зависимости от особенностей скважин, техники, технологии и организации производства, скорости бурения.

При сравнении себестоимости 1м. проходки в различных районах и периодах необходимо учитывать геолого-технические условия проходки скважин.

Поэтому при планировании себестоимости следует учитывать однотипность скважин, систему прогрессивных сметных нормативов, местные условия производства работ.

Система основных технико-экономических показателей строительства скважины на Западно-Сургутской площади представлена в таблице 18.

Таблица 18 - Система основных технико-экономических показателей строительства скважины на Западео-Сургутской площади

№	Показатели	Единицы измерения	2012 год
1	Конструкция скважины: 1 Шахтовое направление 2 Кондуктор 3 Эксплуатационная колонна	мм·м	50 750 750-2725
2	Проектная глубина	м	2725
3	Станко - месяцы бурения	ст-мес	2,19
4	Станко - месяцы цикла строительства скважины	ст-мес	4,2
5	Численность рабочих	чел.	42
6	Механическая скорость бурения	м/ч	10,1
7	Рейсовая скорость бурения	м/ч	7,02
8	Техническая скорость бурения	м/ст-мес	732,08
9	Коммерческая скорость бурения	м/ст-мес	680,2
10	Цикловая скорость бурения	м/ст-мес	1257,2
11	Средняя проходка на долото	м	545
12	Проходка на одного работающего	м/чел.	64
1	2	3	4
13	Выработка на одного работающего	руб./чел.	259806,392
14	Сметная стоимость затрат на бурение	руб.	10911868,47
15	Стоимость одного метра проходки	руб./м	3435,64

4.3 Сметный расчет бурения скважины на Западно-Сургутской площади

Финансирование буровых работ и расчеты с заказчиками осуществляют на основе смет на строительство нефтяных и газовых скважин, которые определяют общую сумму необходимых затрат, согласно техническому проекту. Порядок и методика составления сметной документации регламентируются соответствующей инструкцией.

Для определения сметной стоимости строительства скважины в зависимости от условий и состава работ разрабатываются более 30 сметные расчетов, объединяемых в сводный сметный расчет. Сводный расчет состоит из одиннадцати глав: подготовительные работы к строительству скважины; строительство и разборка (передвижка) вышки, привышечных сооружений, монтаж и демонтаж оборудования; бурение и крепление скважины; испытание скважины на продуктивность; промыслово-геофизические работы; дополнительные затраты при строительстве скважины в зимнее время; накладные расходы; плановые накопления; прочие работы и затраты; авторский надзор; проектные и изыскательские работы.

Предусматривается также резерв средств на непредвиденные работы и затраты, не предусмотренные рабочим проектом и не зависящие от исполнителя работ по строительству скважин. Суммированием затрат по перечисленным главам и резерва средств получают полную сметную стоимость строительства скважины, которая после утверждения является лимитом на весь срок строительства. Суммарная сметная стоимость всех скважин, подлежащих строительству в плановом периоде, определяет объем капитальных вложений на этот период.

Для определения затрат по разделам и статьям расходов используют следующие материалы: технические проекты на строительство скважин, которые содержат данные об объемах отдельных видов работ, об используемом оборудовании, инструменте, конструкции скважин, виде энергии, продолжительности строительства и другие показатели, определяющие технику, технологию и организацию работ.

Смета затрат на бурение скважины составляется по статьям затрат на подготовительные работы к бурению и интервалов бурения - под направление (в случае сооружения его в процессе бурения), водоизолирующую колонну, кондуктор, промежуточные и эксплуатационную колонны. Все затраты в сметном расчете подразделяются на затраты, зависящие от времени и затраты, зависящие от объема работ.

а) к затратам, зависящим от времени, относятся: оплата буровой бригады; оплата труда рабочих по обслуживанию буровой и рабочих, занятых заготовкой и обработкой бурового раствора; материалы и запасные части, расходуемые в процессе эксплуатации бурового оборудования, для ремонта вышек и привышечных сооружений; амортизация бурового оборудования, вышек, металлоконструкций, средств контроля, диспетчеризации и управления процессом бурения; амортизация и эксплуатация ППБУ, износ бурового и ловильного инструмента, содержания бурового оборудования и инструмента, средств контроля диспетчеризации и управления процессом бурения, бурильных труб, комплектов турбобуров, электро, буровой техники и специального оборудования, телеметрической системы, редукторных вставок, износ токоподвода при бурении электробуром, энергия двигателей внутреннего сгорания, электроэнергия (потребляемая электроэнергия и уплата за заявленную мощность, эксплуатация и амортизация двигателей внутреннего сгорания передвижных электростанций, содержание высоковольтной сети), другие виды энергии, эксплуатация и пробег компрессора, содержание трактора на скважине, эксплуатация водонасосной установки, содержание полевой лаборатории по разработке рецептур приготовления и обработки бурового раствора, материалы для приготовления бурового раствора и его обработки, техническая вода, специальный транспорт, транспортировка вахт, грузов, трактора и бульдозера до скважины;

б) к затратам, зависящим от объема работ, относятся: износ бурильных труб по интервалам, дефектоскопия бурильных труб и оборудования на буровой, износ шурфа (принимается в эксплуатационном бурении в размере 10 процентов и в разведочном бурении - 25 процентов сметной стоимости обсадных труб для шурфа, включаются в затраты по первому интервалу бурения), элементы компоновки низа бурильной колонны, опрессовка бурильных труб, транспортировка грузов;

в) затраты по бурению под направление предусматриваются в первом интервале бурения, начиная с нуля;

г) стоимость бурения по интервалам определяется, исходя из стоимости 1м. бурения каждого интервала. Этот расчет производится по интервальной шкале, которая составляется на основе приведенного в рабочем проекте объема проходки и продолжительности собственно бурения под каждую колонну и в каждом интервале. При этом из рабочего проекта берется продолжительность бурения каждого интервала, из сметного расчета переносятся суммы затрат, зависящих от времени бурения и объема работ, отдельно при бурении под направление, водоизолирующую колонну, кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны, определяется общая стоимость каждого интервала бурения путем деления затрат на соответствующие продолжительности бурения под направление, водоизолирующую колонну, кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны и умножением полученной стоимости одних суток на продолжительность бурения каждого интервала, стоимость одного метра бурения по каждому интервалу определяется делением отдельно затрат, зависящих от времени и объема работ на метраж данного интервала.



Список использованных источников

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

2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: ПБ 08-- 624-03: утв. Гостехнадзором России 05.06.03. - Вып. 4. - Сер. 08 Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: ГУП "НТЦ Промышленная безопасность", 2003. - 312 с.

3. Трубы нефтяного сортамента: Справочник/ Под общей ред. А.Е. Сараяна - 3е изд. перераб. и доп. -М.:Недра, 1987.- 488 с.

4. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие. / Под ред. А.Г. Калинина. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001.

5. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Т 38 Учеб.для вузов/ А.Н. Попов, А.И. Спивак, Т.О. Акбулатов и др.; Под общей ред. А.И. Спивака. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. - 509 с.: ил.

6. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных порол нефтяных и газовых месторождений [Текст] / М.Г. Абрамсон Б.В. Байдюк, В.С. Зарецкий и др.-М.: Недра, 1984. - 207 с.

7. Международный транслятор-справочник "Шарошечные долота". Под научной редакцией проф. В.Я. Кершенбаума и проф. А.В. Торгашова. - М.: Издательство "Нефть и газ", 2000.

8. Инструкция по расчету бурильных колонн. АООТ "ВНИИТнефть". М., 1997. Согласована с Госгортехнадзором России, № 10-13/298 от 11.06.97.

9. Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. - М.: Недра, 1996.- 183 с.

Размещено на Allbest.ru

...