Буровой шлам после отделения от бурового раствора на блоке очистки ЦС собирается в контейнеры и автотранспортом вывозится в земляной амбар для захоронения [20].

Буровые сточные воды, отработанный буровой раствор с буровой площадки (насосный блок, блок емкостей циркуляционной системы) по канавкам собираются в металлической емкости. По мере накопления откачиваются в специальную емкость - шламовоз и автотранспортом вывозится в земляной амбар для захоронения. Часть раствора в объеме 300 м3 остается в емкостях циркуляционной системы для повторного использования при бурении последующих скважин в кусте.

Буровые сточные воды, разливы бурового раствора, происходящие в результате наращиваний и спуско - подъемных операциях, с пола рабочей площадки вышечного блока буровой установки собираются в металлической ванне. Ванна сооружается под полом вышечного блока и имеют конусообразную конструкцию [20]. По мере наполнения, вода откачивается и вывозится в шламонакспитель "Одопту".

Газ при опробовании скважины, подается через сепаратор на факельную установку для сжигания, нефть собирается в емкости и транспортируется на нефтепромысел Одопту. Остатки дизельного топлива и смазочных материалов остается на точке бурения для дальнейшего использования.

На площадке вахтового поселка предусматривается хозяйственно- бытовая система канализации.

Хозяйственно-бытовые сточные воды от вагончиков вахтового поселка отводятся на очистные сооружения полной биологической очистки (септики и поля подземной фильтрации). Концентрация загрязнений в сточных водах, поступающих на очистку по взвешенным веществам и БПКпопн. составляет 300 мг/л, после очистки - 15 мг/л.

Канализационная сеть выполняется самотечной из асбестоцементных безнапорных труб по ГОСТ 3982-80 и частично из чугунных канализационных труб по ГОСТ 6942.3-80. Сеть прокладывается подземно с устройством на сети смотровых колодцев и сборных железобетонных элементов. Водоотведение принято равным водопотреблению - 49 м3 / сут.

Сухой бытовой мусор и твёрдые пищевые отходы вывозятся для захоронения на поселковую свалку п. Тунгор.

Расчет объемов отходов при строительстве скважины

1 Объем выбуренного шлама

Объем выбуренной породы в плотном виде - 553 м3, в том числе:

o под кондуктор

0.7854х0.66042x106 = 36 м3

o под первую промежуточную колонну

0.7854х0.44452х1230 =191 м3

o под вторую промежуточную колонну

0.7854х0.311152 х3750 = 301 м3

o под эксплуатационную колонну

0.7854x0.21592x700 = 25 м3

Объем шлама разуплотнение

1.2х553 = 663 м3

2 Отработанный буровой раствор

Отработанный буровой раствор при бурении под колонны:

o кондуктор

0,7854х0,66042x(90 - 14) = 36 м3

o первую промежуточную колонну

0,7854х0,44452х(1350 - 90) =191 м3

o вторую промежуточную колонну

0,7854х0,311152 х(5775 - 1350) = 301 м3

o эксплуатационную колонну

0,7854x0,21592x(6390 - 5775) = 25 м3

Остается в скважине за колонной D = 245 мм:

0,7854x(0,317862 - 0,24452)х1050 = 34 м3

Объем отработанного бурового раствора с учетом потерь при наращиваниях и спуско - подъемных операциях:

(36+191+301+25)х1,05 - 34 = 546 м3

3 Объем отходов испытания объекта на продуктивность

Принимается один объем скважины до искусственного забоя 209 м3

4 Хозяйственные отходы

Фекальные сточные воды 338 м3.

Сухой бытовой мусор и твердые пищевые отходы 25 м3 {соответственно 0,002 и 0,003 м3 в сутки на человека - 0,005х[20х22/3 + 60х161,3/2]}.

Результаты расчета приводятся в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Отходы бурения и испытания

Вид отходов	Объем, м3
шлам	663
отработанный буровой раствор	546
буровые сточные воды	645
отходы испытания	209
сточные воды для хозяйственных нужд	338
сухой бытовой мусор и твердые бытовые отходы	25

5.3 Предупреждение возникновения аварийных ситуаций

Организационные мероприятия, исключающие вероятность возникновения аварийных ситуаций заключаются в следующем:

• соблюдении правил и норм руководящих документов по безопасному ведению буровых работ;

• соблюдении технологических параметров режима работ;

• действенном контроле за возможными утечками, принятии неотложных мер по их установлению и устранению;

• знании обслуживающим персоналом технологической схемы оборудования, а также плана действии при возникновении аварийной ситуации, чтобы быстро и безошибочно производить необходимые действия.

Исключение возможных аварий достигается путем обеспечения конструктивной надежности скважины. Выбор конструкции скважины, удельный вес бурового раствора выполнен в соответствии с [21].

Продуктивных горизонтов до глубины 1430 м (XIX пласт) по вертикали (4360 по стволу) не ожидается. Ожидаются залежи нефти в XIX, XX, ХХ1 пластах. Пластовые давления до кровли XIX пласта гидростатические, градиенты пластовых давлений XIX - ХХ1 пластов - 0.101 - 0.104.

В соответствии с ожидаемыми горно-геологическими и техническими условиями принята трехколонная конструкция скважины:

• направление шахтовое диаметром 720 мм на глубину 14 м;

• кондуктор диаметр 508 мм в интервале 0 - 90 м с целью изоляции сообщения с морем и водоносными горизонтами с питьевой водой; бурение долотами диаметром 660,4 мм; высота подъема цемента до уровня земли;

• первая промежуточная колонна диаметром 339,7 мм в интервале 0 - 1350 м по стволу (0 - 835 м по вертикали) с целью перекрытия рыхлых песков в верхней части разреза и интервала набора угла наклона: бурение долотами диаметром 311,15 мм с последующим расширением до диаметра 444,2 мм, высота подъема цемента до уровня земли;

• вторая промежуточная колонна диаметром 244,5 мм в интервале 0 - 5775 м по стволу (0 - 1565 м по вертикали) с целью перекрытия части ствола с желобными выработками и уменьшения выхода открытым стволом при бурении под эксплутационную колонну; бурение долотами диаметром 311,15 мм, высота подъема цемента до глубины 1050 м по стволу (по вертикали 776 м, на 150 м выше кровли XIX пласта по вертикали);

• эксплутационная колонна-хвостовик со щелевым фильтром диаметром 168,3мм а интервале 5050 - 5560 м по стволу (1562 - 1636 по вертикали), бурение долотами диаметром 215,9 мм, цементирование не производиться. Бурение под кондуктор осуществляется буровым раствором на водной основе. Ниже проектируется использование бурового раствора на углеводородной основе. Оборудование обвязки обсадных колонн на устье скважины:

• ОКК2-53-168х245х350;

Оборудование устья скважины противовыбросовым оборудованием;

• колонна D = 339,7 мм по схеме ОП4-350/80х35 ГОСТ 13862-90;

• колонна D = 244,5 мм по схеме ОП4-280/80х35 ГОСТ 13862-90;

• при бурении под колонну D = 168,3 мм остается оборудование,

установленное под колонну D = 244,5 мм;

5.4 Техника безопасности при приготовлении и использовании ИЭР

Углеводородные растворы, в том числе и БИЭР, при несоблюдении правил гигиены труда и техники безопасности могут оказать вредное влияние на организм человека [22]. 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 [20].

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 печени [20].

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 [21]. 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 [21].

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 сарай 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 [22].

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 [20]. 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 [21].

5.5 Противопожарные мероприятия при использовании ИЭР

В связи с тем, что БИЭР представляет собой пожароопасную систему, при работе с ним следует строго соблюдать правила пожарной безопасности [21]. Еще на стадии проектирования и монтажа буровой необходимо предусмотреть противопожарные разрывы между узлом приготовления раствора, емкостями для его хранения и устьем скважины не менее 50 м. Вся циркуляционная система, механизмы по обработке и заготовке раствора, площадка для хранения порошкообразных реагентов должны быть под навесом для защиты от атмосферных осадков. Все деревянные и тканевые покрытия привышечных сооружений, находящиеся в непосредственной близости от циркуляционной системы и приемных емкостей, пропитываются 25 - 30% раствором жидкого стекла. Над желобами и приемными емкостями должна быть обеспечена естественная вентиляция.

Настил на буровой в месте прохождения желоба выполняется из несгораемого материала. Ширина несгораемой части настила должна быть не менее 2 м. Стационарно установленные электрические аппараты и приборы, искрящие по условиям работы, при установке в помещениях должны иметь маслонаполненное или пыленепроницаемое исполнение (класс II--I), а при наружной установке - закрытое (класс II--III). Все оборудование заземляется. Устье скважины оборудуется поддоном, полностью исключающим разлив раствора, а боковины подсвечника обвариваются листовым железом. С подсвечника должен быть оборудован сток в желобную систему. Буровая должна быть оснащена пеногенераторной установкой, а водяная линия должна находиться под давлением [21].

Наиболее важное мероприятие по обеспечению пожарной безопасности - предупреждение вероятности соприкосновения БИЭР с открытым пламенем и искрами. Для этой цели выхлопные трубы дизелей оборудуют искрогасителями. Все выявленные течи в глиномешалках и в приемных емкостях устраняются. Напорные трубопроводы опрессовываются. Под сальником глиномешалок оборудуются специальные желоба для отвода вытекающей углеводородной фазы. Места для курения должны быть расположены на расстоянии не менее 50 м от циркуляционной системы. Имеющиеся на буровой средства пожаротушения доукомплектовываются: четырьмя огнетушителями, двумя лопатами, двумя баграми и ломами, пожарным рукавом длиной 40 м со стволом, кошмой. На видных местах территории буровой вывешиваются плакаты: «Огнеопасно», «Не курить». Первичные средства пожаротушения представлены в таблице 5.2 [21].

На буровой должна быть инструкция о мерах пожарной опасности, определяющая правила пожарной безопасности и противопожарной защиты, а также обязанности отдельных работников по предупреждению загораний и пожаров. Перед началом работ с БИЭР все члены буровой бригады должны быть дополнительно проинструктированы о мерах пожарной безопасности работе с растворами на углеводородной основе. Во время приготовления и работы с БИЭР необходимо следить за тем, чтобы температура выходящего раствора или углеводородной фазы (на стадии приготовления через скважину) была на 25 - 30 0С температуры вспышки паров. При появлении утечек раствора через фланцы, сальниковые уплотнения и т. д. необходимо принимать меры для их устранения. Места разлива засыпаются баритом или сухим песком с последующим удалением их за территорию буровой [21].

Таблица 5.2

Первичные средства пожаротушения

№№П/П	Наименование	ГОСТ, ТУ	Количество, шт
1	Огнетушители пенные ОХП-10	ГОСТ 16005-71	6
2	Огнетушители углекислотные ОУ-8		3
3	Ящики с песком 0.5 м31.0 м3		41
4	Лопаты	ГОСТ 3620-76	4
5	Лом пожарный лёгкий ЛПЛ	ГОСТ 16714-71	2
6	Топор пожарный поясной ТПП	ГОСТ 16714-71	2
7	Багор пожарный БП	ГОСТ 16714-71	2
8	Ведро пожарное ВП	ТУ 220 РСФСР	4
9	Щит пожарный деревянный ЩПД	ТУ 220 РСФСР	2
10	Рукава пожарные со стволами		3

Перед началом подъема бурильного инструмента во избежание переливов в трубы следует закачать порцию более тяжелого раствора. Во время спуска бурильного инструмента в скважину необходимо предупреждать удары замковых соединений с деталями ПКР или ротора во избежание искрообразования. Очистка поднимаемых из скважины труб производится воздухом. Пол в буровой и в насосном помещении, проходы вдоль желобной системы, площадки регулярно очищаются от раствора смывом 5% содовым раствором. Нельзя допускать скопление раствор на площадке под буровой. Ее следует периодически очищать. Использованный обтирочный материал подлежит немедленному удалению с территории буровой и уничтожению [21].

Электросварочные работы можно вести только после соответствующей подготовки свариваемых деталей, узлов и прилегают ним района (очистка, пропарка и др.). В случае воспламенения раствора необходимо остановить насосы, выключить дизели и электродвигатели. Горящий раствор при плотности менее 1000 кг/м3 тушится пеной, а при более высокой плотности допускается использование воды [21].

6 ОБОСНОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН

6.1 Составление геолого-технического наряда

Геолого-технический наряд (ГТН) - оперативный план работ буровой бригады, основной документ, представляющий режим и процесс бурения скважин. ГТН состоит из двух разделов:

• геологического;

• технического.

В геологической части указывается:

o проектная глубина скважины в масштабе;

o стратиграфия;

o литология;

o возможные осложнения;

o продуктивные горизонты;

o конструкция колонны и высота подъёма цемента;

o указываются все электрометрические работы и интервалы, в которых они проводятся.

В технической части указывается:

o количество долблений;

o типоразмер долот;

o производительность насосов;

o оснастка талевой системы;

o тип и параметры бурового раствора;

o компоновка низа бурильной колонны;

o интервалы проработок и скорости, с которыми они выполняются.

6.2 Составление нормативной карты

Для производства буровых работ составляется наряд, который состоит из основных данных, характеризующих условия проводки скважин и нормативной карты. Для составления нормативной карты используются: ГТН, проектные данные на механическое бурение и единые нормы времени на бурение скважины.

Нормативное время на механическое бурение определяется, как правило, по отдельным интервалам, путём умножения нормы времени бурения одного метра на глубину интервала.

Нормативное время на СПО и наращивание определяется по нормам времени на спуск и подъём одной свечи.

Нормативное время на подготовительно заключительные работы, вспомогательные и другие работы, предусмотренные технологическим процессом, рассчитываются на основе объёма этих работ и норм времени на них [23]. Нормативная карта представлена в таблице 6.1.

7 ЭКОНОМИКА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН

7.1 Обоснование продолжительности строительства скважин

Продолжительность строительства скважины определяется как совокупность затрат времени на всех этапах цикла строительства, а именно:

• строительно - монтажные работы;

• подготовительные работы к бурению;

• бурение и крепление ствола скважины;

• испытание скважины на продуктивность.

Продолжительность бурения и крепления скважин определяется по формуле:

,

где - нормативная продолжительность бурения;

- коэффициент пересчёта, =1,1.

Результаты расчёта продолжительности строительства скважины сводятся в таблицу 7.1.

Таблица 7.1

Плановая продолжительность строительства скважины

Элементы цикла	Нормативная продолжительность, ч		Плановая продолжительность, сут
1. Подготовительные работы к строительству	96,00	1	4,00
2. ВМР	504	1	21,0
3. Время бурения всего под кондуктор под I промежуточную колонну под II промежуточную колонну под хвостовик	1339,23 14,85 200,61 834,71 289,06	1,1 1,1 1,1 1,1 1,1	61,38 0,68 9,19 38,26 13,24
4. Время крепления всего под кондуктор под I промежуточную колонну под II промежуточную колонну под хвостовик	632,06 48,09 154,31 335,33 94,33	1,1 1,1 1,1 1,1 1,1	28,97 2,20 7,07 15,37 4,32
5. Время испытания	152,6	1	6,36
Итого	2724		121,7

7.2 Составление сметы

Планирование и финансирование буровых работ, и расчёты заказчиков производятся на основе сметных расчётов на строительство скважин, по всем статьям затрат.

Для определения затрат на строительство скважин используются следующие проекты и нормативные документы:

• данные технического проекта от объёма работ;

• сборник элементарных сметных норм;

• строительные нормы и правила (СниП);

• единые районные единичные расценки;

• единые и местные цены на материалы.

Сметный расчет представлен в таблицах 7.2. и 7.3, а сводный сметный расчёт в таблице 7.4.

7.3 Технико-экономические показатели

1) Определение продолжительности строительства скважин:

,

где - нормативная продолжительность строительства скважины, сут;

- подготовительные работы, сут;

- время вышкомонтажных работ, сут;

- время бурения, сут;

- время крепления, сут;

- время испытания, сут;

2) Определение механической скорости:

3) Определение рейсовой скорости:

4) Определение цикловой скорости:

5) Определение коммерческой скорости:

6) Определение технической скорости:

7) Определение количества буровых бригад:

8) Определим число вышкомонтажных бригад:

принимаем 1 вышкомонтажную бригаду.

9) Определим число бригад на испытание:

принимаем 1 бригаду на испытание.

10) Определение количества бур. установок, находящихся в обороте:

где коэффициент оборачиваемости;

11) Определение средней проходки на долото по скважине:

.

где N - количество долот;

12) Определение себестоимости строительства скважины:

13. Определение себестоимости одного метра проходки:

Сводим полученные значения ТЭП в таблицу 7.5.

Таблица 7.5

Технико - экономические показатели

Показатели	По проекту
1. Продолжительность строительства скважины, сут 2. Продолжительность бурения скважины, сут 3. Скорости бурения: -механическая, м/ч -рейсовая, м/ч -техническая, м/ст.мес -коммерческая, м/ст.мес -цикловая, м/ст.мес 4. Себестоимость 1м проходки, руб 5. Годовой экономический эффект, руб	121,7 61,38 10,06 7,51 2333,9 2121,7 1575,06 35071 2037132

7.4 Расчёт экономического эффекта при использовании бурового раствора на углеводородной основе (ИЭР-2)

Аннотация

В целях обеспечения успешной проводки скважин для сложных условий бурения (высокие температуры) разработана новая модификация бурового раствора на углеводородной основе - инвертный эмульсионный раствор с повышенной термостойкостью (ИЭР-2).

Буровой раствор ИЭР-2 отличается от применяемого ранее инвертного эмульсионного раствора (ИЭР-1) отсутствием эмульгатора Эмультал и увеличенной концентрацией эмульгатора СЭТ-1 с растворенной в нем добавкой, увеличивающей термостойкость раствора (слабо окисленный битум). Это обуславливает более высокий показатель термостойкости раствора.

Исходные данные и расчёт

Показатели	Вариант
	Базовый -ИЭР-1	Новый - ИЭР-2
1	2	3
Исходные данные
1. Цель бурения	эксплуатация
2. Способ бурения	роторный
3. Тип буровой установки	Е-2100IRI
4. Глубина скважины, м	6390	6390
5. Интервал бурения, м	1350	1350
7. Расход материалов и химреагентов на 1 м проходки, т/м:
- дизтопливо	0,0883	0,0883
- нефть	0,0143	0,0143
- СМАД-1М	0,00518	0,00518
- эмультал	0,00295	-
- СЭТ-1	0,00290	0,00492
- битум слабо окисленный	-	0,00087
- СаО	0,00471	0,0103
- VG+	0,00066	0,00066
- барит	0,0261	0,0261
- СаCl2	0,00369	0,00369
Итого:	0,15438	0,15432
1	2
8. Цена 1 т материалов и химреагентов, руб/т
- дизтопливо	3468,9
- нефть	1268,2
- СМАД-1М	5177,24
- эмультал	56949,64
- СЭТ-1	31432,5
- битум слабо окисленный	4169,3
- СаО	20708,96
- VG-plus	189537,03
- барит	6782,23
- СаCl2	3727,76
9. Годовой объём внедрения, скважин (А2)		4
Расчётные показатели
10. Проходка в интервале, м	700	700
11. Стоимость материалов и химреагентов, расходуемых на 1 м проходки, руб/м
- дизтопливо	306,3	306,3
- нефть	18,1	18,1
- СМАД-1М	26,8	26,8
- эмультал	168	-
- СЭТ-1	91,2	154,6
- битум слабо окисленный		3,6
- СаО	213,3	213,3
- VG+	125,1	125,1
- барит	177	177
- СаCl2	13,75	13,75
12. Итого затрат на материалы и химреагенты, расходуемые на 1 м проходки, руб/м	1139,6	1038,6
13. Изменяющиеся эксплуатационные затраты, руб., на:
- материалы и химреагенты	1139,6Ч5040=5743584	1038,6Ч5040=5234544
- транспорт материалов и химреагентов	1617Ч0,15438Ч5040= 1258148	1617Ч0,15432Ч5040= 1257659
Итого:	7001731	6492203
14. Экономия эксплуатационных затрат, руб		7001731-6492203= 509528
15.Экономия себестоимости метра проходки, руб/м
- в интрвале (С1-С2)		509528/5040=101,1
- в среднем по скважине		509528/6390=79,7
Расчёт экономического эффекта
16. Годовой экономический эффект, руб.	Э=79,7·4·6390=2037132

Размещено на Allbest.ru

...