Проект бурения скважин БУ 2900/200 ЭПК на месторождении Акшабулак

n - частота вращения кривошипа,

z - число цилиндров,

f - площадь поперечного сечения штока.

Для буровой установки БУ 3200/200 ЭУК-2М в комплект входят два поршневых насоса УНБ-600А (У8-6МА2) (установка насосная блочная), с основными параметрами:

Таблица 2.7.2

Тип насоса	Даметр втулки мм	Предельное давление кгс/см2	Идеальная подача (л/с) при частоте двойных ходов, мин-1	Допустимое рабочее давление, кг/см2
				65	60	50	40	30	20	10
УНБ-600А (У8-6МА2)	200	100	51,9	47,9	39,9	31,9	23,9	16,0	8,0	80
	190	115	45,7	42,2	35,2	27,7	21,1	14,1	7,0	92
	180	125	42,0	38,8	32,3	25,8	19,4	12,9	6,5	100
	170	145	36,0	33,2	27,7	22,2	16,6	11,0	5,5	116
	160	165	31,5	29,1	24,2	19,4	14,5	9,7	4,8	132
	150	190	27,5	25,4	21,2	16,9	12,7	8,6	4,3	152
	140	225	23,3	21,5	17,9	14,3	10,7	7,2	3,6	180
	130	250	19,7	18,9	15,2	12,1	9,1	6,1	3,0	200

Буровой насос для промывки скважины в конкретных геологических условиях выбирается по технологически необходимому количеству промывочной жидкости и развиваемому при этом давлению для преодоления потерь напора в элементах циркуляционной системы буровой.

Количество необходимой промывочной жидкости при бурении под эксплуатационную колонну составляет 12 л/с. Определим теперь потери давления в циркуляционной системе, зная которые можно выбрать наиболее рациональную компоновку бурильного инструмента, обоснованно подобрать буровые насосы и полнее использовать их потенциальные возможности.

Потери напора, кГс/см², в циркуляционной системе буровой при роторном бурении определяются по формуле:

Р_нап = Рм + Рб.т + Ркп + Рд (2.7.3)

где Рм - потери напора при движении бурового раствора в наземных трубопроводах от насосной части до колонны бурильных труб, включая стояк в буровой, буровой шланг, а также вертлюг и ведущую трубу (потери шпора в наружной обвязке буровой - манифольде);

Рб.т - потери напора при движении бурового раствора в бурильных трубах и замковых соединениях (потери давления зависят от глубины скважины);

Ркп. - потери напора при движении бурового раствора в затрубном кольцевом пространстве скважины (потери давления зависят от глубины скважины);

Рд - потери напора при движении бурового раствора через промывочные отверстия бурового долота;

Рм, Рд - не зависят от глубины скважины, а Рбт.. и Ркп. увеличиваются с глубиной скважины.

При циркуляции очистного агента потери напора, кГс/см², различны при прокачке воды и глинистого раствора и зависят от их свойств и расхода.

Рм = 82,6*k*Lэ*г*Q2/d5, (2.7.4)

где k - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений при движении в трубах;

Q - расход бурового раствора, л/с;

г - удельный вес раствора, г/см³;

d - внутренний диаметр бурильных труб, см;

Lэ - эквивалентная длина наземных трубопроводов, которая определяется по формуле:

Lэ =Lн*(d/dн)5+Lс*(d/dс)5+Lш*(d/dш)5 +Lв*(d/dв)5+Lв.тр*(d/dв.тр)5+ +Lэ.ф*(d/dэ.ф) 5 (2.7.5)

где dн, Lн - внутренний диаметр и длина нагнетательной линии, идущей от буровых насосов к стояку;

dс, Lс - внутренний диаметр и длина стояка в буровой;

dш, Lш - внутренний диаметр и длина бурового шланга;

dв, Lв - внутренний диаметр ствола вертлюга и его длина;

dэ.ф, Lэ.ф - диаметр и эквивалентная длина фильтра, устанавливаемого под ведущей трубой;

dв.тр , Lв.тр - внутренний диаметр и длина ведущей трубы.

Lэ=30*(0,107/0,114)5+15*(0,107/0,114)5+15*(0,107/0,09)5+2,5*(0,107/0,09)5+ +16*(0,107/0,1)5+2*(0,107/0,114)5 = 96,85 м.

Рм = 82,6*0,026*96,85*2,13*(12)2/(10,7)5 = 0.5 кГс/см².

Рбт. = 82,6*k*г*Q²*(1+lэ/l)*Lб/d5, (2.7.6)

где Lб - длина бурильной колонны, м;

lЭ - эквивалентная длина замковых соединений, м;

l - расстояние между замковыми соединениями, м.

Рбт. = 82,6*0,026* 2,13*(12)²*(1+3,5/11)*3025/(10,7)5 = 18.5 кГс/см².

Ркп = 82,6* k₁*г*Q²*L/[(ДС - dн)3*(Дс + dн)²], (2.7.7)

где k₁, - коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в кольцевом (затрубном) пространстве;

Дс - диаметр скважины (долота), см;

dн - наружный диаметр бурильных труб, см.

Потери давления от замковых соединений в кольцевом пространстве составляют небольшую величину, поэтому ею обычно пренебрегают.

Ркп= 82,6*0,027* 2,13*122*3025/[(19.05-12,7)3*(19.05+12,7)2]= 8 кГс/см².

Потери напора, кГс/см², в долоте зависят от конфигурации промывочных отверстий, от количества и площади их сечения, расхода очистного агента (бурового раствора).

Рд = С*k*Q², (2.7.8)

где С - коэффициент, характеризующий потери напора в промывочных отверстиях долота, который можно вычислить по формуле:

С = 0,51/(k₂ *f₀²) (2.7.9)

где k - коэффициент расхода,

f₀ - суммарная площадь сечений промывочных отверстий, см².

С = 0,51/(0,652*13,052) = 7*10^-3

Рд = 7*10^-3*2,13*122 = 2,15 кГс/см².

Вычислим суммарные потери напора при бурении

Р_Sнап = Рм + Рб.т + Ркп + Рд (2.7.10)

под эксплуатационную колонну:

Р_нап.э = 0.5+18.5+8+2,15 = 29.15 кГс/см².

под техническую колонну:

Р_нап.т = 127.7 кГс/см^2.

под кондуктор:

Р_нап.к = 120.4 кГс/см².

Таким образом, технологически необходимое количество (расход) промывочной жидкости для обеспечения своевременного и бесперебойного выноса шлама из забоя по затрубному пространству и очистки ствола скважины с учетом потерь давления, обеспечит нам насос УНБ-600А.

Выбор силовой установки

Под силовым приводом понимается комплексное устройство, осуществляющее преобразование электрической энергии или энергии топлива в механическую и обеспечивающее управление преобразованной механической энергии.

Основными элементами силового привода являются двигатель, передаточные устройства (механизмы) от него к исполнительному механизму и устройства системы управления.

Привод основных исполнительных механизмов буровой установки (лебедки, буровых насосов, ротора) называется главным приводом. Наиболее широко применяют в современных буровых установках электрический, дизельный, дизель-гидравлический, дизель-электрический приводы.

Технология бурения нефтяных и газовых скважин имеет свои особенности и предъявляет определенные требования к силовому приводу.

В процессе бурения основная часть мощности потребляется буровыми насосами и ротором, а в процессе спуско-подъемных операций - лебедкой и компрессором. Работа насосов в процессе бурения характеризуется постоянством нагрузки на силовой привод. При подъеме инструмента из скважины необходимо обеспечить в начале подъема каждой свечи плавное включение лебедки и постепенное увеличение скорости подъема, так как резкое включение и мгновенное увеличение скорости могут привести к разрыву талевого каната или поломке оборудования.

К силовому приводу буровых установок предъявляются следующие требования: соответствие мощности условиям работы исполнительных механизмов, гибкость характеристики, достаточная надежность и экономичность.

Выбор буровой вышки и талевой системы

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения.

Из вышек мачтового типа применяются А-образные.

Ее выбор осуществляется по высоте Н, м, и по грузоподъемности Q.

Определим высоту вышки (Н, м) по формуле:

Н = k*Lсв, (2.7.11)

где k- коэффициент, предупреждающий затягивание бурового снаряда в кронблок при его переподъеме (обычно k = 1,2-1,5);

Lсв - длина свечи, зависящая от глубины скважины, м.

Принимаем k = 1,5; Lсв = 24 м.

Н= 1,5*24 = 40 м.

Таким образом, вышка ВМУ-45*200У, входящая в комплект выбранной буровой установки, вполне подходит для выполнения проектируемых работ.

Талевая (полиспастовая) система буровых установок предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка и уменьшения нагрузки на ветви каната.

Произведем расчет оснастки и выбор талевого каната.

Вычислим количество рабочих ветвей по формуле:

m = Qкр/Рл*рm, (2.7.12)

где Qкр - вес бурового снаряда, Н;

Рл - грузоподъемность лебедки станка, Н;

рm - КПД талевой системы, равный 0,8 - 0,9.

Так как наибольший вес (173,5 т) будет иметь тех. колонна диаметром 245мм то производить расчет будем только для этой колонны:

m = 1735000/(200000*0,9) =10 ветвей.

Общее количество ветвей каната при симметричной системе равно:

m₀ = m+2

m₀ = 10+2=12.

Следовательно, будет применяться оснастка 5x6.

Длина талевого каната в оснастке Lоc. зависит от числа струн m в ней и полезной высоты вышки hn.

Lоc = (m +2)* hn+l3, (2.7.13)

где 13 = 30 м - длина каната, наматываемого на барабан.

Lоc = (12+2)*40+30 = 590 м.

Тогда вес каната

Gк = Lоc*qк, (2.7.14)

где qк - вес 1 м каната.

Gк = 590*33,8 = 19942 Н = 19,94 кН.

Определим наибольшую статическую нагрузку на подвижные струны каната талевой системы:

Рт с = L*q + lубт*qубт + Gтс (2.7.15)

где L - длина бурильных труб, м;

q - вес 1 м бурильных труб, Н;

lубт - длина УБТ, м;

qубт - вес 1 м УБТ, Н;

Gтс - вес талевого блока, каната и крюка, Н. Рассчитаем Gтс :

Gтс = Gтб +Gканата +Gкрюка (2.7.16)

Gтс = 67000+19942+35000 = 121942 Н = 121,94 кН.

Для снаряда при бурении под колонну диаметром 324 мм:

L = 922 м, q = 319Н. lубт= 98м, qубт = 1.56 кН.

Ртс = 922*319+ 98*1560+121942 = 568940= 568.94 кН.

Статическая нагрузка на 1 струну:

Р = Ртс / m, (2.7.17)

где m - число ветвей талевой системы.

Р =568.94/12 = 47.41 кН.

Для снаряда при бурении под колонну диаметром 245 мм:

L = 2364.5, q = 319Н, lубт= 85.5м, qубт = 1.56 кН;

Ртс = 2364.5*319+85.5*1560 + 121942 = 1009608Н = 1009.608 кН.

Статическая нагрузка на 1 струну:

Р = 1009.608 /12 = 84.13 кН.

Для снаряда при бурении под колонну диаметром 140 мм:

L = 2936 м, q = 319 Н, lубт= 89 м, qубт= 1,56 кН.

Ртс = 2936*319+89*1560+ 121942 = 1197366 Н= 1197.366 кН.

Статическая нагрузка на 1 струну:

Р = 1197.366/12 = 99.78 кН.

Для технической колонны диаметром 245мм:

Lк = 2450 м, q = 708 Н,

Ртс = 2450*708+ 121942 = 1856542Н= 1856.542кН.

Статическая нагрузка на 1 струну:

Р = 1856.542/12 = 154.7 кН.

Учитывая вычисленные статические нагрузки, выбираем стальной талевый канат правой крестовой свивки типа ЛК-РО конструкции 6x31+1 м. с диаметром 32 мм (по ГОСТ 16853-88).

III. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

3.1 Техника безопасности

На всех объектах - кустовых насосных станциях (БКНС), печах подогрева воды (ПТБ - 10/160), нагнетательных скважинах, трубопроводах, колодцах и других коммуникациях - независимо от их состояния или назначения запрещается производить какие-либо работы при:

- обнаружении запаха газа на рабочем месте ;

- шуме и вибрации ;

- отсутствии освещения ;

- замазученности территории или рабочего места ;

- электроопасности ;

- отсутствии или неисправности необходимых защитных средств ;

- неблагоприятных метеорологических условиях.

Рабочее помещение БКНС оборудуем приточно-вытяжной вентиляцией с механическим возбуждением. Для легковоспламеняющихся веществ и материалов установим емкости и контейнера вне помещения БКНС на расстоянии, предусмотренном СН 433-79.

Все движущиеся и вращающиеся части механизмов двигателей, трансмиссий и насосов имеют надежные, прочные, съемные металлические ограждения. Выступающие детали вращающихся частей (шпонки валов, болты муфтовых соединений и т.д.) закрывают кожухами по всей окружности вращения. Ремонт и осмотр огражденных частей механизма и снятие ограждений допускается только после полной остановки механизма. Пусковые автоматы агрегатов располагаем на безопасном расстоянии от напорных патрубков. Фланцевые соединения всех трубопроводов, находящихся под давлением, ограждаем металлическим кожухом. Для предотвращения самозапусков агрегатов при отключении электроэнергии используют масляные выключатели. Чтобы не допустить перепуск воды из нагнетательных скважин через монифольды кустовых насосных станций, на выходе насосов устанавливают обратные клапана. Электрооборудование имеет заземление.

Освещение выполнено во взрывоопасном исполнении. Электрораспределительные щиты имеют металлическое сетчатое ограждение.

Рабочее оборудование и щиты КИПиА расположены в отдельных помещениях. На БКНС имеется пожарный щит, ящик с сухим песком, пожарный водяной вентиль.

Перед оборудованием устья арматуру испытывают на герметичность, при давлении, предусмотренном в паспорте, а после ее установки спрессовывают при давлении не превышающим допустимое. При обвязке нагнетательных скважин на фланцах водоводов, не имеющих уплотнительных колец, устанавливают защитные кожухи.

Перед демонтажем оборудования устья необходимо отключить напорный водовод и вывесить предупреждающий знак: «Не открывать».

При замене задвижек, заглушек, прокладок или уплотнительных колец не разрешается стоять перед разъемной частью фланцевого соединения. Открывать и закрывать задвижки следует с помощью штурвального ключа.

3.2 Производственная санитария

Метеоусловия рабочих мест можно подразделить: на стационарные и на открытой местности. В стационарных, т.е. операторских будках применяют внутрипромысловое газовое отопление и кондиционирование воздуха через кондиционеры БК-1200. А для групп трудящихся, работающих на открытых площадках предусматриваются санитарно-бытовые помещения, расположенные в административных зданиях каждого участка промысла. В их состав входят: душевые, умывальники, гардеробы для чистой и спецодежды и другие.

Во время приготовления химикатов и при работе с ними предназначено одевать очки, противопылевые респираторы.

На территории цеха ППД имеется различное оборудование и процессы, расположенные на значительной площади (100*100 м), требующие различные нормы освещенности. Поэтому в цехе ППД применяют прожекторное освещение территории и местное освещение отдельных рабочих мест и помещений. При проектировании прожекторного освещения необходимо по углам установить две прожекторные мачты высотой 10 м и требуется создать по возможности равномерную освещенность не менее 5 лк, так как цех ППД работает круглосуточно и с большой загруженностью.

3.3 Пожаробезопасность

При внутриконтурном заводнении осваивают скважины под нагнетание воды в нефтяную часть пласта. В этом случае особо необходимо соблюдать все правила пожарной безопасности.

Пожары на скважинах могут нанести большой материальный ущерб и вызвать несчастные случаи с людьми. Поэтому у устья запрещено пользоваться огнем, курить, включать электрооборудование, проводить сварочные работы. Загорание следует ликвидировать. Пламя можно погасить сбиванием его сильной струей воды или инертного газа, изоляцией от воздуха и так далее. Загорание ликвидируют с помощью первичного инвентаря пожаротушения, который должен быть на пожарном посту и в автомашине для исследований скважин.

IV ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Охрана земель и недр

В процессе разработки нефтегазового месторождения почва загрязняется нефтью, различными химическими веществами и высокоминерализованными сточными водами. Нефть и другие компоненты, попадая в почву, вызывают значительные, а порой необратимые изменения ее свойств -образование битумозных солончаков, гудронизацию, цементацию и тому подобное. Эти изменения влекут за собой ухудшение состояния растительности и биопродуктивности земель. В результате нарушения почвенного покрова происходит эрозия почв, дефляция, криогенез.

Грунты месторождения представлены глинистыми и песчаными фракциями - суглинок легкий, песок разнозернистый, глина пылеватая и песчанистая.

Технологической схемой предусматривается снятие плодородного слоя толщиной 25 см с помощью автогрейдеров для исключения смешения плодородного слоя с минеральным грунтом. Для предотвращения загрязнения воздушной и водной среды верхняя поверхность складированной почвы засевается многолетними травами.

Основные мероприятия по охране почвы: герметизация систем сбора, сепарации, подготовки и транспорта нефти; автоматическое отключение скважин при авариях отсекателями; валовка устья скважин земляным валом на случай разлива нефти; максимальное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в пласт, для предупреждения излива на рельеф; проводить качественную техническую рекультивацию земель.

Загрязнение недр и их нерациональное использование отрицательно отражается на состоянии и качестве поверхностных и подземных вод, атмосферы, почвы, растительности и так далее.

Основными требованиями к обеспечению экологической устойчивости геологической среды при проектировании, строительстве и эксплуатации месторождения являются разработка и выполнение профилактических и организационных мероприятий, направленных на охрану недр.

Исследованиями установлено, что в процессе бурения и эксплуатации нефтегазовых месторождений создаются условия для нарушения экологического равновесия недр. Развитие биохимических процессов в нефтяной залежи, в свою очередь увеличивает содержание сероводорода в нефти, в пластовых водах и газе и способствует снижению проницаемости пластов. Мероприятия по охране недр являются важным элементом и составной частью всех основных технологических процессов при строительстве нефтяных и газовых скважин, разработке и эксплуатации месторождения.

Меры по охране недр должны включать: комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов стенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений. Для этого нефтяные, газовые и водоносные интервалы изолируются друг от друга, обеспечивается герметичность колонн, крепление ствола скважин кондуктором, промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементажа.

4.2 Охрана водной среды

Согласно схемы гидрогеологического районирования, преобладающая часть месторождения Акшабулак входит в состав Арысского артезианского бассейна подземных вод.

На описываемой территории выделяются около 13 различных водоносных горизонтов.

Их можно объединить в два этажа подземных вод, учитывая тот фактор, что воды некоторых отложений находятся в тесной гидравлической связи между собой, а также идентичность условий их формирования. Итак, выделяем два этажа, разделенных платформенным чехлом выдержанных эоценовых глин и мергелей мощностью 20-120 метров. Подземные воды верхнего гидрогеологического этажа приурочены к олигоцен-четвертичным отложениям, нижнемеловым.

Возможными источниками загрязнения подземных вод являются производственные и бытовые сточные воды, а также фильтрационные утечки вредных веществ из емкостей, трубопроводов и других сооружений. Максимальный среднегодовой объем промышленных стоков составляет 5100 тыс. м³/год.

Наибольший промышленный интерес представляют верхнемеловые (туронский и сенонский) и верхнеальбсеноманские водоносные горизонты, которые используются для центрального хозпитьевого водоснабжения на месторождении. С ростом темпа отбора нефти водозабор из этих горизонтов непрерывно увеличивается. Для технических нужд используются воды верхнеальбсеноманских отложений восточной части месторождения. За предполагаемый период разработки месторождения для реализации экологических требований в районе размещения водозабора предусматривается зона санитарной охраны строгого режима и зона ограничений.

В пределах зоны наблюдений запрещаются проведение земляных работ, сброс сточных вод, размещение шлако-накоплений, складов ГСМ, то есть объектов, являющихся потенциальными загрязнителями подземных вод.

Грунтовые воды подлежат охране от загрязнения и истощения. Запрещается сброс в водные объекты производственных, бытовых и других отходов. Сброс сточных вод допускается лишь в случаях, если он не приведет к увеличению содержания загрязняющих веществ сверх допустимых норм по отдельному технологическому решению, согласованному в установленном порядке с надзорными инстанциями.

IV. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

5.1 Обоснование нормативной продолжительности цикла производства скважины

Нормативную продолжительность цикла строительства скважин определяют по отдельным составляющим его производственных процессов:

- строительно-монтажные работы;

- подготовительные работы к бурению;

- бурение и крепление ствола скважины;

- испытание скважин на продуктивность.

Продолжительность строительно-монтажных работ берётся из готового наряда на производство работ, так как не вносит не каких изменений в технику и организацию вышкомонтажных работ. Продолжительность строительно-монтажных работ составляет 73,7 суток. Продолжительность подготовительных работ к бурению и самого процесса бурения рассчитывают при составлении нормативной карты (см. приложение Г). При расчёте затрат времени в нормативной карте используются:

- данные геологической, технической и технологической части проекта;

- нормы времени на проходку 1 метра и нормы проходки на долото;

- справочник [23] для нормирования спускоподъемных операций, вспомогательных, подготовительно-заключителных, измерительных и работ связанных с креплением и цементированием скважин.

Время подготовительно-заключительных работ к бурению составляет 1,2 суток.

Суммарное нормативное время на механическое бурение по отдельным нормативным пачкам определяется по формуле:

ТБ=ТБ1h час, (5.1)

где ТБ1 - норма времени на бурение одного метра по ЕНВ, час;

h - величина нормативной пачки, метр.

При расчёте нормативного времени на СПО вначале определяют количество спускаемых и поднимаемых свечей, а также число наращиваний по каждой нормативной пачке при помощи вспомогательных таблиц в справочнике [24] или по формулам:

NСП=(n (H1+H2-2d - h))/2L, (5.2)

NПОД= NСП +(n h)/L, (5.3)

где NСП, NПОД - соответственно количество спускаемых и поднимаемых свечей;

H1, H2 - соответственно начальная и конечная глубина интервала, метр;

d - длина неизменной части инструмента (ведущая труба, турбобур, калибратор, долото), м;

h - проходка на долото, м;

L - длина свечи, м;

n - количество долблений в данном интервале.

Нормативное время на СПО определяется по формулам:

ТСП= NСП Т1СВ/60 час, (5.4)

ТПОД=NПОД Т1СВ/60 час, (5.5)

Где NСП, NПОД - соответственно количество спускаемых и поднимаемых свечей;

ТСП, ТПОД - соответственно время спуска и подъёма свечей, час;

Т1СВ - нормативное время на спуск и подъём одной свечи по ЕНВ [24] ,час.

Нормативное время на выполнение остальных операций рассчитывают на основании объема этих работ и норм времени по ЕНВ.

Время бурения одной скважины глубиной 3800 метров составляет 6,3 суток (механического бурения), время СПО составит 4,4 суток.

Продолжительность испытания скважины определяется в зависимости от принятого метода испытания и числа испытываемых объектов по нормам времени на отдельные процессы, выполняемые при испытание скважин, приведённых в справочнике [24]. Время на испытание скважины всего составляет 7,8 суток.

Общая продолжительность бурения и крепления скважины составляет 20 суток.

После обоснования продолжительности цикла строительства скважины должны быть определены скорости:

Механическая скорость бурения определяется по формуле:

VМ=H/tМ м/час , (5.6)

где Н - глубина скважины, м;

tМ - продолжительность механического бурения, час;

VМ=3105/151,2=20,5м/час.

Рейсовая скорость бурения определяется по формуле:

VР=H/(tМ+ tСПО+ tПВО) час, (5.7)

где tСПО - время СПО, час;

tПВО - время на предварительно- вспомогательные работы, связанные с рейсом, час;

VР=3105/(151,2+105,6+ 1)=12 м/час.

Коммерческая скорость определяется по формуле:

VК=H720/ТК м/ст.мес, (5.8)

где ТК - календарное время бурения, час.

VК=3105720/480=4657 м/ст.мес.

Цикловая скорость определяется по формуле:

VЦ=H720/ТЦ м/ст.мес, (5.9)

где ТЦ - время цикла строительства скважины, час;

VЦ=3105720/631,2=3542 м/ст.мес.

Техническая скорость определяется по формуле:

VТ=H720/ tПВ м/ст.мес, (5.10)

где tПВ - производительное время бурения, час;

VТ=3105720/480=4657 м/ст.мес.

Средняя проходка на долото по скважине определяется по формуле:

hср=H/n м, (5.11)

где n - количество долот, необходимых для бурения скважины;

hср=3800 /16=237,5 м.

На основании вышеизложенного, составляется нормативная карта (ГТН) на проводку скважины.

4.2 Эффективность геологоразведочных работ на месторождении

Подготовка месторождения Акшабулак под поисково-разведочное бурение осуществлялась комплексом геофизических работ. Затраты по видам проведенных работ приведены в таблице.

Стоимость геолого-геофизических работ по подготовке площади Акшабулак

Метод работ	Объемы выполненных работ
Структурное бурение	71374 пог. м
Гравиаразведка	134 км2
Электроразведка	100 км2
Сейсморазведка	324,5 пог. м
Всего фактических затрат на подготовку к поисково-разведочному бурению на момент оценки работ, тыс. тенге.	113148,2

По состоянию на 01.07.15 на месторождении Акшабулак пробурено 28 скважин, из них: 1 параметрическая, 15 поисково-разведочных, 12 эксплуатационных. Первоначальная стоимость работ суммировалась по фактическим затратам в ценах на период проведения геофизических работ и бурения скважин.

Для расчетов в текущих ценах, на момент оценки запасов (01.09.13), были применены индексы удорожания, фактически сложившиеся при проведении аналогичных геофизических работ и в поисково-разведочном бурении.

Стоимость геофизических работ на момент оценки равна 121067,9 тыс. тенге.

Сведения о проходе и стоимости пробуренных скважин приведены в таблице.

Цель бурения	Количество скважин	Суммарная проходка, м	Стоимость на 01.09.10, тыс. тенге.
Поисково-разведочное (+1 параметрическая)	16	52820,0	905348,1
Эксплуатационное	12	25817,0	50059,5
Всего	28	78637,0	955407,6

Общие затраты на подготовку запасов углеводородов категории С₁ на дату оценки составили:

- с учетом эксплуатационного бурения 1076475,6 тыс. тенге.

- без учета эксплуатационного бурения 1026416,1 тыс. тенге.

В результате выполненного объема геолого-разведочных работ подсчитаны запасы углеводородов категории С₁ и С₂

Нефть, млн. баррелей	Запасы углеводородов, категории
	С1	С2
	4472	494

Эффективность геолого-разведочных работ на месторождении Акшабулак характеризуется следующими показателями:

Стоимость 1 тыс. м³ запасов

а) без учета эксплуатационного бурения

10726416,1 тыс. тенге.: 4472 млн. м³ = 229,5 тенге./тыс. м³

б) с учетом эксплуатационного бурения

1076475,6 тыс. тенге.: 4472 млн. м³ = 240,7 тенге./тыс. м³

Количество запасов УВ на 1 скважину

а) без учета эксплуатационного бурения

4472 млн. м³: 28 скв. = 159,7 млн. м³/скв.

б) с учетом эксплуатационного бурения

4472 млн. м³: 16 скв. = 279,5 млн. м³/скв.

Количество запасов УВ на 1 тенге затрат в бурении

а) без учета эксплуатационного бурения

4472 млн. м³: 905348,1 тыс. тенге. = 4,94 м³/тенге.

б) с учетом эксплуатационного бурения

4472 млн. м³: 4955407,6 тыс. тенге. = 4,68 м³/тенге.

Количество запасов УВ на 1 метр проходки

а) без учета эксплуатационного бурения

4472 млн. м³: 52820 м = 84,7 тыс. м³/м

б) с учетом эксплуатационного бурения

4472 млн. м³: 78637 м = 56,9 тыс. м³/м

Общие сведения об эффективности геологоразведочных работ на месторождении приведены в таблице 21.

Таблица 21. Эффективность геологоразведочных работ по месторождению Акшабулак

№	Показатели	С1	С1+С2
		без учета эксплуатац. бурения	с учетом эксплуатац. бурения	без учета эксплуатац. бурения	с учетом эксплуатац. бурения
1	Количество скважин, всего	28		28
	параметрическая	1		1
	поисковые	4		4
	разведочные	11		11
	Эксплуатационные	12		12
2	Проходка всего, м	78637		78637
	параметрическая скв.	3460		3460
	поисковые скв.	14092		14092
	разведочные скв.	35268		35268
	эксплуатационные скв	25817		25817
3	Стоимость геофизических работ, тыс. тенге.	113148,2		113148,2
4	Стоимость геологоразведочных работ, тыс. тенге.	1026416,1	1076475,6	1026416,1	1076475,6
5	Начальные запасы, всего, млн. м3	4472		4966
6	Стоимость 1 тыс. м3 нач. запасов. тыс. тенге./тыс. м3	0,125	0,137	0,113	0,123
7	Кол-во нач. зап. УВ на 1 м проходки, тыс. м3/м	84,7	56,9	94,0	63,2
8	Кол-во нач. запасов УВ на 1 скв. млн. м3/скв.	278,1	158,9	310,4	177,4
9	Кол-во начальных запасов УВ на 1 тенге. затрат в бурении, тыс. м3/тенге.	0,0049	0,0047	0,0048	0,0046

Стоимость 1 тонны УТ приращенных запасов категории С₁ по месторождению Акшабулак составила 0,23 тыс. тенге без учета эксплуатационного бурения и 0,24 тыс. тенге с учетом эксплуатационного бурения. Средний показатель стоимости 1 тонны УТ приращенных запасов по акционерному обществу 0,571 тыс. тенге в среднем за 2009 и 2010 годы.

Показатель прироста запасов на 1 м поисковоразведочного бурения по месторождению Акшабулак также выше уровня среднего показателя по ТОО «Саутс-Ойл». Прирост запасов на 1 м проходки по месторождению равен 84,7 тыс. м³/м без учета эксплуатационного бурения и 56,9 тыс. м³/м с учетом эксплуатационного бурения против 42,9 в расчете на единицу условного топлива за 2012 и 2013 годы.

Эффективность геологоразведочных работ в целом за 2012-2013 годы на 1 тонну УТ приведены в таблице.

В целом, в расчете на условное топливо эффективность геологоразведочных работ по месторождению Акшабулак выше среднего уровня по акционерному обществу за последние 2 года.

Исходные данные для расчета стоимости строительства 1м скважины

№	Наименование показателей	Единица измерений	Показатели
1	Затраты на подготовительные работы к строительству скважины - всего	тыс.тенге	70,0
2	Строительство и разборка вышки и привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования	тыс.тенге	66,0
3	Подготовительные работы к бурению (постоянные по сметной документации)	тыс.тенге	40,0
4	Промыслово - геофизические работы - всего	%	6,0
5	Дополнительные затраты при производстве строительно - монтажных работ в зимнее время	%	0,65
6	Испытание скважин на продуктивность	т.р.	50,0
7	Накладные расходы в %-х от прямых затрат	%	18,0
8	Плановые накопления	%	8,0
9	Резерв на непредвиденные работы и затраты	%	2,0
10	Налог на добавленную стоимость	%	18,0

5.2 Расчет затрат для определения сметной стоимости (цены) строительства 1м. скважины

Общая сумма затрат на подготовительные работы к строительству скважины (строка 1) задаются в дипломном проекте и составляют 70 тыс.тенге.

Затраты на строительство и разборку вышки и привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования задаются и составляют 66 тыс.тенге (строка 2).

Затраты на подготовительные работы к бурению (постоянные по сметной документации) задаются и составляют 40 тыс.тенге (строка 3).

Затраты на бурение скважины определяются поинтервально и зависят от глубины скважины.

при бурение под кондуктор (глубина спуска 30 м.) - составили 2,1 тыс.тенге.

при бурение 1 пром. колонны - 314,0 тыс.тенге.

при бурении 2 пром. колонны - 885,9 тыс.тенге.

под эксплуатационную колонну - 71,9 тыс.тенге.

Общая сумма затрат на бурение скважины составила 1273,9 тыс.тенге.

Затраты по креплению скважины также рассчитываются в зависимости от глубины спуска и затем суммируются

затраты по креплению кондуктора до 30 м. составляют 6 тыс.тенге.

А затраты на спуск и крепление промежуточных колонн составляют:

при спуске 1-й промежуточной колонны на глубину до 1010 м. затраты на крепление составляют 190,2 тыс.тенге.

при спуске 2-й промежуточной колонны до глубины 3835м. - 484,5 тыс.тенге.

при спуске эксплуатационной колонны до 4100 м. - 51,2 тыс.тенге

Общая сумма затрат по креплению скважины составляет - 731,9 тыс.тенге. Общая сумма промыслово-геофизических работ (строка 4) рассчитывается в % от суммы затрат на бурение, крепление и испытание первого объекта, т.е.

5,4% *(1273,9 + 731,9 + 45)/100 = 110,7 тыс.тенге.

7. Дополнительные затраты при производстве строительно-монтажных работ в зимнее время (строка 9) берутся в размере 0,85% от суммы затрат по строке 3 и 4, т.е.

0,85% * 106/100 = 0,9 тыс.тенге.

Общая сумма прямых затрат составляет 2288,4 тыс.тенге. (строка 11).

Накладные расходы берутся в размере 18,0% от суммы прямых затрат, т.е.

18,0% * 2288,4/100 = 411,9 тыс.тенге. (строка 12).

Итого с накладными расходами 2288,4 + 411,9 = 2700,3 тыс.тенге.

Плановые накопления составляют 8% от общей суммы, т.е.

8 * 2700,3/100-216,0 тыс.тенге.

Итого с плановыми накоплениями 2700,3 + 216,0 = 2916,3 тыс.тенге.

Затраты на транспортировку вахт наземным способом рассчитываются следующим образом:

в вышкостроении - 6% от суммы (стр.3 + стр.4): 6 * 106/100 = 6,4 тыс.тенге.

в бурении и креплении - 5% от суммы (стр.6 + стр.7)

5 * (1273,9 + 731,9)/100= 100,3 тыс.тенге.

в испытании - 5% от строки 10: 5 * 45/100 = 2,3 тыс.тенге.

Общая сумма затрат составляет - 109,0 тыс.тенге.

Резерв на непредвиденные расходы и затраты, оставляемые в распоряжении буровой организации берется в размере 2% от стоимости выполненных работ, т.е.

2 * 3025,3/100 = 60,5 тыс.тенге.

Итого затрат на строительство скважины:

3025,3 + 60,5 = 3085,8 тыс.тенге.

Налог на добавленную стоимость берется в размере 18% и составляет

18 *3085,8/100 = 555,4 тыс.тенге.

Всего затрат на строительство скважины, зафиксированных в базе для расчета цены 1м. строительства скважины составляет:

3085,8 + 555,4 = 3641,2 тыс.тенге.

В связи с инфляцией необходимо сделать перерасчет всех затрат с учетом переводного коэффициента К_пер = 22,4, т.е.

3641,2 * 22,4 = 81562,9 тыс.тенге.

Сметная стоимость (цена) строительства 1 м. скважины составляет 81562,9/4100= 19893 тенге/м.

№ п/п	Наименование показателей	един. измер.	Показатели задания расчетные
1	2	3	4	5
1	Глубина скважины	м	5000
2	Глубина спуска обсадной колонны
	б) кондуктор	м	30
	в) I промежуточная колонна	м	1010
	г) II промежуточная колонна	м	3835
	д) Эксплуатационная	м	5000
3	Затраты на подготовительные работы к строительству скважины - всего	тыс.тенге	40,0	40,0
4	Строительство и разборка вышки и привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования	тыс.тенге	66,0	66,0
5	Подготовительные работы к бурению (постоянные по сметной документации)	тыс.тенге	20,0	20,0
6	Затраты на бурение скважины -всего:	тыс.тенге		1273,9
	в том числе:	тыс.тенге
	а) при бурении под кондуктор	тыс.тенге		2,1
	б) при бурении под I пром. колонну	тыс.тенге		314,0
	в) при бурении под II пром. колонну	тыс.тенге		885,9
	г) при бурении под экспл. колонну	тыс.тенге		71,9
7	Затраты по закреплению скважины -всего	тыс.тенге		731,9
	в том числе:
	а) по креплению кондуктора	тыс.тенге		6,0
	б) по креплению I пром. колонны	тыс.тенге		190,2
	в) по креплению II пром. колонны	тыс.тенге		484,5
	г) по креплению экспл. колонны	%, тыс.тенге		51,2
8	Промыслово- геофизические работы-всего	%, тыс.тенге	5,4	110,7
9	Дополнительные затраты при производстве строительно-монтажных работ в зимнее время	тыс.тенге	0,85	0,9
10	Испытание скважины на продуктивность	тыс.тенге	45,0	45,0
11	Итого прямые затраты (3+…..+10)	тыс.тенге		2288,4
12	Накладные расходы в % от прямых затрат	%, тыс.тенге	18,0	411,9
13	Итого с накладными расходами	тыс.тенге		2700,3
14	Плановые накопления	%, тыс.тенге	8,0	216,0
15	Итого с плановыми накоплениями	тыс.тенге		2916,3
16	Транспортировка вахт наземным транспортом в том числе:	тыс.тенге		109,0
	а) в вышкостроении	%, тыс.тенге	6,0	6,4
	б) в бурении и креплении	%, тыс.тенге	5,0	100,3
	в) в испытании	%, тыс.тенге	5,0	2,3
17	Резерв на непредвиденные работы и затраты, оставляемые в распоряжении буровой организации (в % от стоимости выполненных работ)	%, тыс.тенге	2,0	60,5
18	Прочие работы и затраты	тыс.тенге
19	Итого затрат на строительство скважины	тыс.тенге		3085,8
20	Налог на добавленную стоимость	%, тыс.тенге	18,0	555,4
21	Всего затрат на строительство скважины, зафиксированных в базе для расчета цены 1м. скважины	тыс.тенге		3641,2
22	Всего затрат на строительство скважины с учетом переводного коэффициента (Кпер = 22,4)	тыс.тенге		81562,9
23	Сметная стоимость (цены) строительства 1м. скважин	тенге/м		19893

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте по бурению скважин БУ2900/200 ЭПК на месторождении Акшабулак выполнен геологический раздел, в котором рассказано о месте расположения проектируемой скважины, стратиграфическом разрезе, нефтегазоносности, водоносности, геофизических исследованиях.

На основании этих данных выполнена техническая часть проекта, выбрана и принята конструкция скважины (количество колонн, глубина их спуска, название и назначение каждой колонны).

В цикл строительства скважины входят:

- подготовительные работы (в ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи; если рельеф местности неровный, то планируют площадку);

- монтаж вышки и оборудования (производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения; оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой);

- подготовка к бурению;

- процесс бурения;

- крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж (целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов);

- вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.

Произведен расчет бурильной колонны, выбраны бурильные трубы под каждый интервал бурения. При выборе типа бурового раствора учитывались пластовые движения, структура слагаемых пород.

Выполнена гидравлическая программа промывки скважины под каждую колонну, выбрана бурильная установка, предназначенная для бурения проектируемой скважины, механизмы и оборудования, типы долот.

ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА

1. Абдулин А.А. Рифтогенные области зоны сочленения структур Урала, Тянь-Шаня и Центрального Казахстана//Изв. АН.КаССР Сер.геол.1979. №1.-С1-8.

2. Жолтаев Г.Ж., геодинамические модели и нефтегазоносноть палеозойских осадочных бассейнов Западного и Южного Казахстана // Дис. На соиск. уч. степ. докт. геол.-минер. наук.-М.1992.-50с.

3. Жолтаев Г.Ж., Парагульгов Т.Х. Рифтогенез и нефтегазоносность. -М.:Наука, 1993.- С.112-116.

4. Клубов А.А. Геология и нефтегазоносность Тургайского прогиба .- Л.: Недра, 1973.-153с.

5. Ли А.Б. Тектоника и перспективы нефтегазоносности Южного Казахстана.- Алма-Ата : Наука, 1975. - 220с.

6. Нефтегазоносные комплексы Южно-Тургайской впадины //Х.Х.Парагульгов, А.Б.Ли, Т.Х.Парагульгов, Г.П. Филипьев// Вестн. АНкаССр.1990.№ 1.-С.49-59.

7. Особенности строения и перспективы нефтегазоносности мезозойских отложений южной части Тургайского прогиба / А.А.Абдулин, Ю.А.Волож, Ф.С. Рабкин и др// Изв.АнКаССР. сер.геол.1983.№4.-С.1-8.

8. Прагульгов Х.Т. Современное состояние проблемы рифтогенеза и нефтегазоносности // Геология и разведка недр Казахстана. 1995.№6.-С.11-15.

9. Парагульгов Х.Т., Парагульгов Х.Х., Ли А.Б., Хайбуллин Р.Р. Литолого-петрографические особенности пород фундамента Южно-Тургайской впадины// Вестн. Ан КаССР. 1991. №10.-С.49-52.

10. Нурсултанова С.Г., Жетписбаев Е. Перспективы нефтегазоносности доюрских отложений Южно-Тургайского прогиба

11. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: в 4 кн.- 2-ое изд., перераб. и доп. -М: Недра, 1996.-361 с.

12. Соловьев Е.Н. Заканчивание скважин: Учебник.-М: Недра, 1979.-303 с.

13. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. -М.: Госгортехнадзор, 1998. -160 с.

14. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. -М.: Недра, 1990. -302с.

5. Рязанов В.И. Направленное бурение бурение глубоких скважин: Практическое пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 1999-84 с.

Размещено на Allbest.ru

...