Проектирование строительства буровой скважины

Конструкция вспомогательной лебедки должна обеспечивать плавное перемещение и надежное удержание груза на весу. С пульта управления лебедкой оператору должен быть обеспечен обзор места работы и перемещения груза. При невозможности выполнения этого требования устанавливается дублирующий пульт.

Буровая установка должна быть укомплектована:

- ограничителем высоты подъема талевого блока;

- ограничителем допускаемой грузоподъемности;

- лебедки;

- блокирующими устройствами по отключению привода буровых насосов при превышении давления в нагнетательном трубопроводе на 10ч15% выше максимального рабочего давления насосов для соответствующей цилиндровой втулки;

- станцией контроля параметров бурения;

- 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;

- системой емкостей, оборудованных уровнемерами и автоматической сигнализацией уровня жидкости в них;

- механизмами для приготовления, обработки, утяжеления, очистки, дегазации и перемешивания раствора, сбора шлама и отработанной жидкости при безамбарном бурении;

- емкостями для запаса бурового раствора;

- 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.

На буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долина скважины, оборудованная уровнемером.

Конструкция основания буровой вытки должна предусматривать возможность:

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

- установки стола ротора на уровне пола буровой;

- рационального размещения:

- средств автоматизации, механизации и пультов управления;

- обогреваемого подсвечника со стоком раствора;

- воздухе-, масло-, топливопроводов и средств системы обогрева;

- механизма крепления неподвижной ветви талевой системы;

- механизма по изменению положения машинных ключей по высоте;

- механизма крепления страховых и рабочих канатов машинных ключей;

- шурфов для наращивания, установки ведущей трубы и утяжеленных бурильных труб.

Работы по установке ведущей трубы и УБТ в шурф должны быть механизированы.Вышки (кроме мобильных буровых установок) должны быть оборудованы площадками для обслуживания кронблока и замены бурового шланга. При ручной расстановке свечей вышки оборудуются площадкой верхового рабочего с устройством для его эвакуации в случае аварийной обстановки. Устройство должно быть расположено за пределами вышки и обеспечить эвакуацию верхового рабочего за пределы внутривышечного пространства.

Вышки должны оснащаться лестницами-стремянками с устройством 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 балкона верхового рабочего с переходными площадками через каждые 6 м, а выше - лестницей тоннельного типа или лестницей-стремянкой с устройством для безопасного подъема и спуска.

На буровых насосах должны устанавливаться компенсаторы давления, заполняемые воздухом или азотом, при этом необходимо осуществлять контроль за давлением в компенсаторе.

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.

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

3.2 Защита природы от загрязнения химреагентами

Среднесуточный расход воды на одну бурящуюся скважину составляет в среднем 100ч120 м³. Объем сточных вод при этом изменяется от 25 до 40 м³/сут. К основным загрязнителям сточных вод относятся буровые растворы (особо опасны на нефтяной основе), химические реагенты, а также диспергированные глины, выбуренные породы, утяжелители (механическая примесь), смазочные масла, буровой шлам, содержащий все химические соединения, использующиеся при приготовлении буровых растворов, в том числе 0,8ч7,5% нефти, 15%химических реагентов (УЩР, КССБ, КМЦ и др.), выбуренную породу, 30ч90% глин и 10ч30% утяжелителя.

Вместе с буровым раствором в сточных водах содержатся реагенты УЩР, КССБ, ПФЛХ, гипан, нитропилнин, хромкан, ВЖС, КМЦ, ПАВ (образует пену, затрудняет самоочищение водоема) и другие токсичные вещества. Биохромная окисляемость сточных вод составляет от 7,3-Ю³ до 5,2-10⁵ мгОг/м³ и окисляемость - от 9,4-10⁴ до 5,2-10⁶мгОг/м³. Буровые сточные воды, попадая в водоемы или поглощающие скважины, опасно загрязняют подземные пресные воды, другие водоемы и почву и убивают все живое, обитающее в этих средах. Причины опасного загрязнения растворами водоемов (особенно при наличии земляных амбаров) связаны с переливами и выбросами бурящихся скважин, избыточного раствора, образующегося при разбуривании глинистых пород, сбросом растворов в овраги и водоемы, перетоками их по поглощающим горизонтам (пластам), «выдавливании» перемычки между траншеями (глубиной до 5 м) и отбором и др. При этом не вытекающий густой осадок остается в земляном амбаре и при затвердевании засыпается землей.

Более современным является способ удаления буровых растворов на поля орошения, где для захоронения используют бетонированные (облицованные) амбары вместимостью 15ч20 тыс. м³. Жидкие остатки в них отстаиваются в течение 2-х и более лет.

Химически обработанный буровой раствор содержит токсичные вещества (КССБ, КМЦ, РС-2, сульфанол, высшие жирные спирты и др.), в смеси со сточными буровыми водами, нефтью, нефтепродуктами и смазочными маслами он образует, попадая в водоемы, стойкие не отстаивающиеся суспензии.

Объем «наработки» бурового раствора, а следовательно, и загрязненные территории вокруг буровой можно значительно снизить удалением выбуренной породы (шламоочистными сооружениями). Для очистки неутяжеленных растворов можно эффективно использовать вибрационные сита, гидроциклонные пескоотделители и шламоочистители; для утяжеленных -вибросита, гидроциклонные установки и центрифуги.

Потери бурового раствора минимальны при очистке его с помощью вибросита. Более эффективна трехступенчатая система - вибросито - пескоотделитель - илоотделитель Объем удаляемого шлама в этом случае в 4 раза меньше объема раствора, нарабатываемого безмеханической очистки. Использование илоотделителя в третьей ступени в 3,5 раза уменьшает избыточный объем раствора. Потери бурового раствора в этом случае почти в 5 раз меньше объема раствора, «нарабатываемого» при отсутствии такой очистки. При этом улучшаются технико-экономические показатели буровых работ.

Актуальной научно-прикладной проблемой в бурении остается изыскание наиболее простых и дешевых способов утилизации отработанных буровых растворов. Наиболее перспективным здесь остается многократное их использование. Этот метод пригоден только при плотной сетке бурящихся скважин.

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 таким образом вещество нерастворимо в пластотых флюидах, непроницаемо и устойчиво к коррозии в водных растворах солей - одновалентных металлов. Доказана возможность использования обработанного бурового раствора в производстве керамзитового гравия по методу скоростной термообработки глинистых пород.

Для защиты окружающей среды от химических реагентов, цемента и глинистого порошка все химические вещества (УЩР, КССБ, КМЦ, СМАД, кальцинированная сода и др.) доставляют на буровые в заводской упаковке, полиэтиленовых мешках «ли 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 химических реагентов вывозят в специальных контейнерах на пункты утилизации.

4. Организационно-экономический раздел

4.1 Производственный процесс в строительстве скважин

Производственный процесс в строительстве скважин характеризуется цикличностью. При этом за определенный отрезок времени выполняют цикл работ, т.е. законченную совокупность взаимосвязанных работ, повторяющихся в известной последовательности. Цикл строительства скважин включает следующие работы:

подготовительные к строительству буровой вышки;

по строительству вышки и привышечных сооружений;

по монтажу бурового и энергетического оборудования;

подготовительные к бурению скважины;

по бурению скважины и ее креплению;

по испытанию скважины на продуктивность;

по демонтажу оборудования.

Продолжительность цикла строительства скважины характеризуется производственным циклом.

Под производственным циклом понимают период пребывания предмета v средств труда в производственном процессе с начала изготовления до выпуске готового продукта. Производственный цикл в строительстве скважин измеряют в станко-месяцах, станко-сутках, станко-часах.

Производственный цикл состоит из рабочего периода, т.е. количества времен необходимого для получения готового продукта (скважины), и перерывов в процесс производства, обусловленных технологией (например, ожидание затвердения цемент (ОЗЦ) после крепления скважины), режимом работы цехов и служб бурового предприятия (например, перерывы из-за односменности в процессе строительств вышки), природными условиями, а также недостатками в организации труд управления, материально-технического обеспечения и т.д. Состав производственно цикла в строительстве скважин представлен в виде схемы ниже.

Состав производственного цикла показывает, какие рабочие периоды перерывы в процессе строительства скважины требуют затрат времени. Сокращение производственного цикла ускоряет процесс строительства скважины, в результате чего ускоряется оборачиваемость оборотных средств и достигается и: экономия, улучшается использование производственных мощностей. С целью выявления резервов сокращения производственного цикла изучают состав и структур; цикла строительства скважины, т.е. состав работ и долю затрат времени на каждый процесс, входящий в комплекс работ по строительству скважины.

Каждый из этих элементов полного цикла представляет комплекс работ, входящих в элементарный цикл. В частности, цикл непосредственно проходки скважин включает механическое бурение, спуско-подъемкые операции, крепление скважины, вспомогательные и ремонтные работы, работы по ликвидации аварий и осложнений.

Длительность работ и перерывов, продолжительность и структура цикла строительства скважин зависят от многих обстоятельств: техники и технологии, организации работ и материально-технического снабжения, состояния ремонтных работ, квалификации кадров и т.д. Чем совершеннее эти факторы, тем короче цикл, тем лучше его структура, тем выше скорости бурения.

Сокращение цикла строительства скважин обеспечивает их ускоренный ввод в эксплуатацию, что дает эффект не только в увеличении объема добычи нефти и газа, но и в снижении себестоимости строительства.

4.2 Организация бурения скважин

Процесс бурения (проводки скважины) включает в себя следующие операции: механическое бурение (разрушение горной породы); спуско-подъемные операции, связанные со сменой изношенного долота; подготовительно-вспомогательные работы (наращивание инструмента, электрометрические исследования и т.д.); крепление ствола (спуск обсадных колонн и их цементирование); работы по ремонту оборудования, ликвидация осложнений, аварий, брака.

Все технические и организационные мероприятия в процессе механического бурения в первую очередь направлены на повышение скорости проходки и сооружения скважины в заданном направлении.

Повышение скорости бурения в значительной мере зависит от правильного выбора режима, к основным параметрам которого относятся осевая нагрузка на долото, частота его вращения, количество и качество промывочной жидкости.

Электрометрические исследования также помогают определять азимут (направление) и кривизну ствола.

Эти работы осуществляют специализированные партии, входящие в состав геофизического предприятия.

После спуска обсадных колонн производится цементирование, т.е. заливка цементного раствора в скважину с поднятием его до определенного уровня в заколонном пространстве. Эта операция обеспечивает герметичность системы «скважина--пласт».

Работы по цементированию выполняет специализированный тампонажный цех бурового предприятия или тампонажное управление. Основными производственными единицами являются бригады по цементированию.

Бурение скважины осуществляет буровая бригада, которую возглавляет буровой мастер. Ее количественный состав определяется с учетом необходимости обеспечения непрерывности процесса. Буровая бригада, как правило, состоит из трех основных вахт (смен) и одной дополнительной.

Количественный состав отдельной вахты зависит от типа силового привода буровой установки. Так, при электрофицированном силовом приводе вахта состоит из четырех человек: бурильщика и трех помощников. При силовом приводе с двигателями внутреннего сгорания в состав вахты дополнительно вводят одного-двух (в зависимости от количества двигателей) дизелистов. При бурении скважины электробуром в состав вахты включают одного электромонтера.

Старшим в вахте является бурильщик V или VI разряда в зависимости от категории скважины. Первый помощник бурильщика имеет IV разряд, второй помощник -- третий разряд. Разряды помощников бурильщика могут быть увеличены при бурении скважин глубиной свыше 4000 м в особо сложных геологических условиях.

Кроме персонала сменных вахт буровую установку обслуживает слесарь по ремонту оборудования, а при использовании электропривода кроме того и электромонтер, оба они работают в одну смену.

При спуске обсадных колонн состав вахты увеличивается на 2--4 человека в зависимости от диаметра колонн. При спуске обсадных колонн со стыкосварными соединениями в зависимости от вида сварки (ручная или автоматическая) в состав вахты вводят необходимое число электросварщиков.

В состав буровой бригады разрешается вводить дополнительно: должности начальника буровой, двух буровых мастеров и инженера по промывочной жидкости при бурении скважин глубиной свыше 4500 м; должности старшего бурового мастера -- начальника буровой, бурового мастера и инженера по промывочной жидкости при бурении скважин глубиной свыше 3500 м в осложненных геологических условиях.

Испытание скважин на продуктивность -- завершающий этап цикла строительства скважин, в него входят: монтаж и демонтаж установок для испытания (если необходимо), оборудование устья скважин, спуск насосно-компрессорных труб, перфорация обсадной колонны, вызов притока и исследование продуктивного горизонта, ремонто-изоляционные работы по перекрытию пластовых вод, работы по интенсификации притока.

Организация процесса испытания скважин прежде всего зависит от применяемых техники и технологии. В настоящее время для испытания скважин широко используют передвижные специализированные агрегаты. Если процесс испытания скважин на продуктивность занимает незначительное время, то пользуются буровой установкой.

Организационные формы работ по испытанию скважин в различных районах неодинаковы, их осуществляют как буровые, так и специализированные бригады по испытанию, перфорацию обсадной колонны в скважине -- геофизические партии.

Вахты по испытанию скважин состоят из 4--5 человек. Они работают, как правило, в две смены. Для увеличения загруженности бригад в связи со значительными технологическими остановками предусматривается работа одновременно на двух скважинах. В некоторых районах испытание осуществляют буровое и нефтегазодобывающее предприятия совместно. В этом случае буровики производят спуск насосно-компрессорных труб с фильтром и промывку скважины, монтаж и опрессовку фонтанной арматуры. Нефтегазодобывающее предприятие монтирует емкости, трапы, подключает скважину к промысловому коллектору и производит вызов притока нефти (газа).

4.3 Экономическое обоснование продолжительности строительства проектируемой скважины

Общие затраты рабочего времени на строительство скважины в первую очередь зависят от показателей работы долот на забое, что требует правильного установления обоснования норм на механическое бурение.

Для нормирования механического бурения берем данные о работе долот не менее чем по трем скважинам, пробуренным за шесть последних месяцев.

Для расчета норм не могут быть использованы показатели работы долот, поднятых с забоя вследствие поломки, перехода на другой размер или в связи с необходимостью спуска долот для отбора керна и давших вследствие этого заниженную проходку.

После анализа и исключения отдельных параметров долот, по каждой нормативной пачке подсчитывается суммарная проходка, время механического бурения, время СПО, суммарное число долот.

Нормативной пачкой считают несколько однородных в литологическом отношении пластов, для которых устанавливают одинаковую проходку на долото и время механического бурения одного метра. При этом, в одну пачку рекомендуется объединять те нормативные поля, по которым показатели механической скорости проходки на долото по отдельным горизонтам различаются менее чем на 10%. Нормативные пачки укрупняют, если показатели работы долот в них различаются не более чем на +-15%

Нормы устанавливают по каждой нормативной пачке как среднеарифметические данные из соответствующих сгруппированных величин, результаты расчетов сводятся в таблицу 8.

Таблица 8. Анализ карточки обработки долот

№ пачки	№ сква-жины	Интервал бурения, м	Размер долота	Суммарная проходка	Сумма	Механич. скорость	Время бурения 1м	Кол-во долот, шт
					Время мех бурения	Время СПО
1	42	0-60	490	60	3,6	1,54	16,7	0,06	1
1	56	0-60	490	60	4,2	1,2	14,3	0,07	1
1	47	0-60	490	60	4,8	1,4	12,5	0,08	1
2	42	60-395	393,7	335	40,2	6,26	8,3	0,12	3
2	56	60-390	393,7	330	36,3	6,4	9,1	0,11	4
2	47	60-410	393,7	350	45,5	6,18	7,7	0,13	2
3	42	395-1115	295,3	720	172,8	31,2	4,2	0,24	6
3	56	390-1100	295,3	710	184,6	32,4	3,8	0,26	8
3	47	410-1200	295,3	790	173,8	30,9	4,5	0,22	7
4	42	1115-1800	215,9	685	445,25	86	1,5	0,65	5
4	56	1100-1820	215,9	720	460,8	70,5	1,6	0,64	7
4	47	1200-1810	215,9	610	402,6	78,7	1,5	0,66	6
5	42	1800-2580	215,9	780	639,6	70	1,2	0,82	11
5	56	1820-2600	215,9	780	655,2	69,5	1,2	0,84	10
5	47	1810-2700	215,9	890	979	71,1	0,9	1,1	9
6	42	2580-2900	139,7	320	848	185	0,4	2,65	5
6	56	2600-2900	139,7	300	675	164	0,4	2,25	4
6	47	2700-2900	139,7	200	508	197	0,4	2,54	3

Таблица 9. Средние показатели карточек отработки долот

№ пачки	Интервал бурения	Показатели	Скважины	Средний показатель
			42	56	47
		1 .Суммарная проходка	60	60	60	60
		2. Время механического бурения	3,6	4,2	4,8	4,2
		3. Время СПО	1,54	1,2	1,4	1,38
1	0-60	4. Механическая скорость бурения	16,7	14,3	42,9	24,6
		5. Время бурения 1 м.	0,06	0,07	0,08	0,071
		6. количество долот	1	1	1	1
		7. Проходка на долото	60	60	60	60
		1 .Суммарная проходка	335	330	350	358
		2. Время механического бурения	40,2	36,3	45,5	40,667
		З.Время СПО	6,26	6,4	6,18	6,28
2	60-395	4. Механическая скорость бурения	8,3	9,1	7,7	8,4
		5. Время бурения 1 м.	0,12	0,11	0,13	0,12
		б. количество долот	3	4	2	3
		7. Проходка на долото	111,67	82,5	175	123
		1 .Суммарная проходка	720	710	790	740
		2. Время механического бурения	172,8	184,6	173,8	177,07
3	395-1115	З.Время СПО	31,2	32,4	30,9	31,5
		4. Механическая скорость бурения	4,2	3,8	4,5	4,2
		5. Время бурения 1 м.	0,24	0,26	0,22	0,24
		6. количество долот	6	8	7	7
Продолжение таблицы 9
		7. Проходка на долото	120	88,75	112,86	107
		1 .Суммарная проходка	685	720	610	671,67
		2. Время механического бурения	445,25	460,8	402,6
4	1115-2450	3. Время СПО	86	70,5	78,7	78,4
		4. Механическая скорость бурения	1,5	1,6	1,5	1,5
		б. Время бурения 1 м.	0,65	0,64	0,66	0,65
		б. количество долот	5	7	6	6
		7. Проходка на долото	137	102,86	101,67	114
		1 .Суммарная проходка	780	780	890	816,67
		2. Время механического бурения	639,6	655,2	979	757,93
5	2450-2720	3. Время СПО	70	69,5	71,1	70,2
		4. Механическая скорость бурения	1,2	1,2	0,9	1,1
		5. Время бурения 1 м.	0,82	0,84	1,1	0,92
		6. Количество долот	11	10	9	10
		7. Проходка на долото	70,909	78	98,889	83
		1 .Суммарная проходка	320	300	200	273,33
		2. Время механического бурения	848	675	508	677
6		3. Время СПО	185	164	197	182
		4. Механическая скорость бурения	0,4	0,4	0,4	0,4
		5. Время бурения 1 м.	2,65	2,25	2,54	2,48
		6. количество долот	5	4	3	4
		7. Проходка на долото	64	75	66,7	69

Баланс строительства скважины

Затраты времени	Ранее пробуренная	Проектир
Время монтажа	550	550
Время подготовительных работ к бурению	96	96
Время механического бурения	1894,35	1799,55
Время СПО	388,14	367,16
Зремя наращивания	46,98	46,98
Время рейсовое	2329,47	2213,69
Время вспомогательных работ	494,51	494,51
Время ремонтных работ	217,30	206,50
Время крепления	504,37	504,37
Время ликвидации осложнений нормативных
Технически необходимое время	3545,65	3419,07
Время ликвидации аварий
Время организационных простоев	48,00
Коммерческое время	3593,65	3419,07
Время испытаний	360,00	360
Время демонтажа	37,00	37
Время цикла строительства скважин	4636,65	4462,07
Глубина скважины	2900	2900

Таблица 12. Продолжительность бурения и крепления в сутках

НАИМЕНОВАНИЕ	Направл	Кондукт	Технич, колонна	Экспл. колонна	Открыт ствол
Ранее пробуренная скважина	0,5	3,7	15,2	78,64	48,65
Проектируемая скважина	0,3	2,9	13,9	77,94	47,85
Крепление	0,9	2,7	8,4	8,98

Из таблицы 12 берем данные для корректировки сметного расчета 3.1. "Бурение скважины" и 3.2. "Крепление скважины"

Расчет скоростей бурения.

В экономике буровых работ определяют пять скоростей бурения: механическую, рейсовую, техническую, коммерческую и цикловую.

Механическая скорость проходки определяется по формуле:

V_M = H/t_M

Механическая скорость показывает интенсивность разрушения породы

Рейсовая скорость проходки определяется по формуле:

Vp = H/t_p

Рейсовая скорость показывает эффективность работы не только бурового инструмента, но и СПО.

Техническая скорость бурения определяется по формуле:

V_T = H/Tт

Техническая скорость характеризует эффективность проведения всех видов работ по бурению скважины: механическое бурение, СПО, наращивание инструмента, комплекса вспомогательных работ, крепления скважины, ремонтных работ и работ по предупреждению осложнений.

Коммерческая скорость бурения определяется по формуле:

Vк = Н/Тк

Коммерческая скорость является одним из важнейших показателей, характеризующих не только эффективность технически необходимых видов работ, но и дает оценку непроизводительным затратам времени на устранение аварий и организационных простоев.

Цикловая скорость определяется по формуле:

Vц = НУТц

Цикловая скорость отражает использование времени по всему производственному циклу, т.е. как отработали строительно-монтажная бригада, буровая бригада, бригада по испытанию скважины.

На основании данных таблицы 11 рассчитаем скорости бурения.

Vм-H/t_M

V_Ml= 1,531 м/час

V_М2= 1,612 м/час

Vp=H/t_M

Vp_l= 1,245 м/час

Vp₂= 1,310 м/час

Vт=Нх720/Тт

Vx₁= 588,890 м/ст.мес

Vт₂= 610,692 м/ст.мес

Vк=Нх720/Тк

V_Kl= 581,024 м/ст.мес

Vк₂= 610,692 м/ст.мес

Vц=Нх720/Тц

Vц₁= 450,325 м/ст.мес

Vц₂= 467,944 м/ст.мес

4.4 Экономическое обоснование сметной стоимости строительства проектируемой скважины

Стоимость строительства нефтяных и газовых скважин зависят от ряда факторов геологического, технического и организационного порядка. Влияние этих факторов на стоимость строительства скважины различно. При этом, одна часть средств расходуется в зависимости от геологических условий бурения: глубины, проходимости пород, конструкции скважины; А другая часть расходуется в зависимости от продолжительности бурения скважины в данных геологических условиях. Поэтому в строительстве скважин затраты, связанные с бурением и креплением, делятся на две группы.

Первая группа затрат зависит от времени, затраченного на бурение скважины. К ним относят: содержание бурового оборудования (включая его амортизацию), прокат турбобуров или электробуров, расход материалов и запасных частей, используемых при эксплуатации бурового оборудования, расходы на обслуживающий транспорт и доставку вахт, заработная плата буровой бригаде и т.п.

Вторая группа затрат, изменяющаяся в зависимости от глубины скважины, диаметра и числа спускаемых для ее крепления обсадных колонн, обусловлена главным образом геологическими условиями бурения. К этим затратам относят: прокат и износ долот, опрессовка бурильных труб на буровой, износ бурильных труб, стоимость труб обсадных иколонной оснастки, тампонажных материалов (с тарой), химических реагентов для регулирования свойств тампонажного раствора, транспортные расходы и др.

К техническим проектам на строительство скважин составляют сметы (сводный сметный расчет, сметные расчеты). Мы будем пересчитывать только сметные расчеты 3.1. «Бурение скважины», сметный расчет 3.2.«Крепление скважины» и «Сводный сметный расчет»

Сводная смета на строительство скважин включает следующие разделы:

подготовительные работы к строительству скважины,

строительство и разборка вышки, привышечных сооружений, зданий котельных, водонасосных, монтаж и демонтаж бурового оборудования,бурение и крепление скважины, включая затраты на подготовительные работы, испытание скважины на продуктивность.

Кроме того, в смете отражаются затраты на промыслово-геофизические работы, на проведение работ в зимний период, накладные расходы и плановые накопления, а также затраты на составление проектно- сметной документации, авторский надзор и резерв на непредвиденные работы. В смете учитывают предполагаемый возврат материалов (после демонтажа), который снижает общую сметную стоимость строительства скважины.

Таблица 15. Корректировка сводной сметы

Наименование	Ранее пробуренная	Проектируемая
	Сумма	ВТ. Ч. возврат	Сумма	ВТ. Ч возврат
Глава 1. Подготовительные работы по строительству скважины	14881	2183	14881
Глава 2. Строительство и разборка вышки и привышечных сооружений.	60190	15591	60190
Глава 3. Бурение и крепление Бурение. Подготовительные работы	5871		5871
Направление	5871		5871
Кондуктор	88392		87628
Техническая колонна	42534		39542
Эксплуатационная колонна	228667		223161
Открытый и ствол	112711		1 12711
Крепление.	114929		1 14929
Направление	1551		1551
Кондуктор	14652		14652
Техническая колонна	3931 1		39311
Эксплуатационная колонна	59413		59413
Итого по главе 3.	598975		589714
Глава 4. Испытание скважины на продуктивн.	22714		22714
Глаза 5. Промыслово-геофизические работы (9,4% от суммы гл 3 и 4)	58439		57568
Глава 6. Дополнительные затраты при строительстве скважины в зимний период	44646		44646
Итого но главам 1-6	799845	17774	789713	17774
Глава 7. Накладные расходы (30% от пр. затрат)	239953		236914
Глава 8. Плановые накопления (сумма глав 1-7 10%)	103980		102663
Итого по главам 1-8	1143778	17774	1 129290	17774
Глава 9. Прочие работы и затраты Выплата премий(8,24%)	94247		93053
Полевое довольствие (1,41%)	16127		15923
НИОЭКР(2%)	22876		22586
Лабораторные работы (от суммы гл 3+4 0.3%)	1865		1837
Транспортировка вахт	31221		31221
Охрана природной среды	45981		45981
Топографические работы	205		205
Скважина па воду	77933		77933
Контроль за окружающей 'средой	14289		14289
Итого по главе 9.	304744		303029
Итого по главам 1-9	1448522	17774	1432318	17774
Глава 10 Авторский надзор (0,2%)	2897		2865
Глава 11 Проектные и изыскательские работы	39590		39590
Итого по главам 1-1 1	1491009	17774	1471773	17774
Резервы средств на непредвиденные работы и затраты (5%)	74550		73739
Итого по сметному расчету	1565560	17774	1548512	17774
Коэффициент перевода по ценам на 2003г в тыс. руб	15185,93	172,41	15020,56	172,41

4.5 Технико-экономические показатели. Выводы по расчетам

Таблица 16. Технике - экономические показатели

Показатели	Единиц, измерен	Скважины	Отклон + /-
		Проектир.	Ранее пробурен
1 Проходка	м.	2900	2900
2 Продолжительность строительства	ст мес	6,197	6,440	-0,242
3 Продолжительность бурения	ст мес	4,749	4,991	-0,242
4 Механическая скорость	м/час	1,61	1,53	0,08
5 Рейсовая скорость	м/час	1,31	1,24	0,07
6 Коммерческая скорость	м/ст мес	610,69	581,02	29,67
7 Цикловая скорость	м/ст.мес.	467,94	450,32	17,62
8 Проходка на долото	м.	82,9	78,4	4,5
9Сметная стоимость строительства скважины	т. руб	15020,56	15185,93	-165,37
10 Стоимость 1 м проходки	руб	5180	5237	-57

Выводы по расчетам

Анализируя ТЭП видим, что в результате выполнения технологических мероприятий по бурению скважины будем иметь ускорен -0,24ст мес

Возрастут скорости бурения:

Механическая скорость на 0,08 м/час

Рейсовая скорость на 0,07 м/час

Коммерческая скорость на 2967 м/ст мес

Цикловая скорость на 17,62 м/ст мес

Увеличится проходка на долото на 4,5 м

Все это приведет к снижению сметной стоимости на -165,37 т. руб

а стоимости 1 метра проходки на -57 руб

Следовательно, бурение проектируемой скважины экономически выгодно. Примечание:

в связи с коммерческой тайной данные для расчета экономической части взяты условно.

Список литературы

1. Иогансен К.В. Спутник буровика. М., Недра, 1990. -304 с.

2. Иванов Е.А. и др. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-624-03. М., Нефть и газ, 2003. - 222 с.

3. Вязельщиков В.М., Варламов Е.П. Методические указания по гидравлическому расчету циркуляционной системы при бурении скважин. Куйбышев, 1988. - 34 с.

4. Шматов В. Ф. "Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности".

5. Броун С. И. "Нефть, газ и экономика использования".

6. Материалы НГДУ

Размещено на Allbest.ru

...