Вскрытие продуктивных пластов бурения

КМЦ используют в виде водного раствора, обычно 10%-ной концентрации. Она является высокоэффективным понизителем водоотдачи глинистых растворов. Вязкость пресных растворов при этом значительно возрастает. Чем выше степень полимеризации, тем более устойчива KMII, к солевой агрессии.



11. Гидравлический расчёт промывки скважины по интервалам глубины

Бурение гидравлическими забойными двигателями (трубобур и ВЗД).

Методики гидравлических расчетов при турбинном и роторном способах бурения мало отличаются друг от друга.

При расчете дополнительно лишь необходимо учитывать перепад давления в трубобуре (ВЗД), а также между ним и стенками скважины. Имея ввиду изложенное выше, проделаем гидравлический расчет в конспективной форме.

Предварительно вычислим параметры ц и ?(ДРКП). Значение ц рассчитаем по формуле (9.2).

Vм = 9,8 м/ч = 0,59•10-3 м/ч -- для ВЗД (п.7)

Q = 0,04 м3/с (п.5)

Для турбинного способа бурения:

т.е. содержание шлама в потоке (1- ц) ? 0

Для бурения ВЗД:

Также содержание шлама в потоке (1- ц) ? 0

Действительные числа Рейнольдса Reкп в кольцевом пространстве определим по формуле (9.5)

За трубобуров и ВЗД:

За УБТ:

За ТБПВ:

Критические числа Рейнольдса Reкп на однородных участках кольцевого канала найдем по формуле (9.3); учитывая, что для технической воды ф0=0. Тогда

За трубобуром и ВЗД Reкр = 2100

За УБТ и ТБПВ Reкр = 2100

Таким образом, в кольцевом канале за УБТ, ТБПВ, трубобуром и ВЗД режим течения жидкости турбулентный.

Потери давления в кольцевом пространстве определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

(11.1)

(11.2)

Рассчитаем коэффициент лкп по формуле (9.24):

За трубобуром и ВЗД:

За УБТ:

За ТБПВ:

Найдем скорости течения жидкости на однородных участкоах кольцевого канала по формуле (11.1):

За ВЗД:

За УБТ:

За ТБПВ:

Вычисляем потери давления по формуле (9.23):

За ВЗД:

За УБТ:

для турбинного способа бурения

За УБТ для бурения ВЗД:

Потери давления за ТБПВ рассчитаем до глубины залегания подошвы слабого пласта соответственно:

Для бурения ВЗД:

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (11.3)

Для бурения ВЗД:

Суммируя значения РКП, получим:

Для бурения ВЗД:

? (ДРКП) = (0,12+0,004+0,032+0,003)• 106=0,159•106 Па

Найдем по формуле (11.1):

Для бурения ВЗД:

Так как >, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

Вычислим потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнолдса Reкр определим по формуле (11.2):

В ВЗД, УБТ и ТБПВ Reкр = 2100

Действительные числа Рейнолдса ReТ определим по формуле (11.3):

В УБТ:

В ТБПВ:

Так как ReТ > Reкр ,то в колонне течения жидкости турбулентное.

Значение коэффициентов лТ внутри УБТ и ТБПВ найдем по формуле (11.4):

В УБТ:

В ТБПВ:

Потери давления внутри УБТ и ТБПВ рассчитаем по формуле (11.5):

Для турбинного способа бурения:

В УБТ:

В ТБПВ:

Для бурения ВЗД:

В УБТ:

В ТБПВ:

Местные потери от замков ЗП-127 в колонне определяем по формуле (11.6):

Для турбинного способа бурения:

Для бурения ВЗД:

Потери давления в наземной обвязке вычислим по формуле (11.7) с учетом коэффициентов б0, бш , бв, бк найденных при роторном способе бурения:

ДР0 =(0,4+1,2+0,43+0,4)•105•1060•0,042=0,412•106 Па

Перепад давления ВЗД рассчитаем по формуле (11.7):

ВЗД:

Пересчитаем эти значения для каждого способа бурения на полную длину 2055м.

Для бурения ВЗД:

Вычислим сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением потерь давления в долоте, по формуле (11.9).

Для бурения ВЗД:

ДР• ДРд= (0,162+0,032+0,003+3,61+3,13+0,07+0,005+0,412+4,19)•106 =11,614 МПа

Рассчитаем резерв давления ДРд для потерь в долоте по формуле (11.10) при b=0,8

Для бурения ВЗД:

ДРд= 0,8•22,3•106--11,614•106=6,226•106 Па

Определим возможность использования гидромоторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (11.12) при м=0,95.

Для ВЗД:

Так как в обоих случаях Vg > 80 м/с и ДРд < ДРд =7 МПа, то бурение возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв Vg = 80 м/с, найдем перепад давления по формуле (11.13):

Рабочее давление в насосе составит:

для ВЗД:

Рн=(11,614+3,7)•106=15,314•106 Па.

По графику определим величину утечек Qу в зависимости от полученного значения ДРд и находим площадь промывочных отверстий долота по формуле:

(11.14)

Qу = 0,0006 м3/с

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (11.15):

Строим график распределения давления в циркуляционной системе.

Определяем дополнительные данные, необходимые для построения графика давлений.

Вычисляем величину гидростатического давления по формуле:

Рс=g•с•L (11.15)

для бурения ВЗД:

Рс=1060•9,81•1740=18,1•106 Па

Вычислим величину гидростатического давления с учетом шлама по формуле:

Рс`=[ц•с+(1- ц)•сш]•g•L (11.16)

для бурения ВЗД:

Рс`=[0,999•1060+(1-0,999)•2590]•9,81•1740=18,2•106 Па.



12. Обоснование выбора оборудования для бурения проектной скважины и разработка плана размещения его и обвязки

Скважины бурят в разнообразных геологических и климатических условиях глубиной от нескольких сот до нескольких тысяч метров, что учтено ГОСТ 16293 -- 82 (СТ ОЭВ 2446 -- 80) "Установки буровые комплектные для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения".

Основные параметры буровых установок -- допускаемая нагрузка на крюке и условная глубина бурения.

Первый параметр характеризует возможность буровой установки воспринимать все виды вертикальных нагрузок от веса бурильной, обсадной колонн и нагрузок, возникающих при ликвидации аварий и осложнений в скважине.

Второй параметр условен, так как предельная глубина бурения с помощью данной установки может увеличиваться или уменьшаться в связи с возможным изменением конструкции скважины, определяющей вес бурильных и обсадных колонн.

Буровая установка любого класса состоит из следующего оборудования:

- комплекта спуско-подъемного оборудования:; (вышки с балконом; лебедки; кронблока, смонтированного на верхней площадке вышки; крюкоблока, талевого каната ).

Для подвешивания спускаемой или поджимаемой бурильной колонны на крюкоблок надеваются штропы с элеватором, обхватывающим бурильную колонну под бурильным замком. Свечи после отвинчивания от бурильной колонны устанавливаются на подсвечник. Привод лебедки осуществляется от двигателя чере трансмиссию и коробку передач;

- оборудования для вращения бурильной колонны. Привод ротора осуществляется с помощью карданного вала от коробки передач;

- комплекта оборудования и емкостей для промывки скважины (буровых насосов, блока очистки промывочной жидкости от выбуренной породы, промежуточных емкостей и приемныхемкостей буровых насосов). Привод буровых насосов, как привод лебедки, осуществляется от двигателей через трансмиссии . Силовой и насосный блоки имеют укрытие ;

- блока приготовления промывочной жидкости ;

- вспомогательного оборудования (крана для погрузки труб на стеллажи , вспомогательной лебедки , бытовых помещений, запасных емкостей для хранения промывочной жидкости и химических реагентов).

Буровое оборудование монтируется на металлических основаниях. Для входа в буровую и для подтаскивания труб и инструментов имеются мостки.

Некоторые буровые установки укомплектованы крупными блоками (вышечным, лебедочным, силовым, насосным, блоком циркуляционной системы, блоком приготовления промывочной жидкости и др.), что позволяет осуществлять крупноблочный монтаж и демонтаж оборудования и быструю перевозку блоков на новую площадь транспортными средствами на гусеничном или колесном ходу и вертолетами.

Оборудование для вращения бурильной колонны представлено, как выше отмечалось, ротором и вертлюгм. Ротор предназначен для передачи вращательноого движения бурильной колонне и, следовательно, долоту, для полного или частичногоподдержанияна весу бурильной колонны с помощью элеватора или клиньев при спуско-подъемных и вспомогательных работах и обсадной колонны при спуске ее в скважину. Поэтому ротор должен обеспечить необходимую частоту вращения бурильной колонны и легко менять направление вращения, а грузоподъемность его должна превышать вес наиболее тяжелой колонны. Диаметр отверстия в столе ротора отределяет максимальный размер долота, которое может быть пропущено через него. Для смазки трущихся деталей и отвода тепла, образующегося при работе зубчатых передач и подшипников , в станину ротора заливают масло.

Вертлюг - промежуточное оборудвание между бурильной колонной и талевой системой. Во время бурения бурильная колонна вращается (при роторном бурении) или переодически проворачивается (при бурении с забойным двигателем ) , а талевая система перемещается вниз по оси вышки по мере углубления скважины.

Следовательно, вертлюг связывает вращающуюся, поступательно движущуюся бурильную колонну и только поступательно движущуюся талевую систему. При этом вертлюг направляет промывочную жидкость из бурового шланга в бурильную колонну.

Буровые насосы имеют два (или три) цилиндра, расположенных горизонтально, и являются двойного действия т.е. при передвижении поршня в какую либо сторону одновременно происходят всасывание жидкости в цилиндр и вытеснение ее из цилиндра.



13. Обоснование выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения оси скважины, свойств промывочной жидкости и состояния скважины

Непрерывный контроль за параметрами режима бурения и их исследование, являющиеся обязательной частью технологического процесса бурения скважин, позволяют: установить оптимальный режим бурения применительно к конкретным ГТУ и корректировать его с учетом изменения геологического разреза; предупреждать аварийные ситуации, возникающие в процессе бурения; получать объективные сведения о балансе рабочего времени, что позволяет выявлять резервы роста производительности труда; автоматизировать процесс.

Параметры режима бурения устанавливаются и контролируются с помощью средств измерения одиночных параметров (веса бурового инструмента и осевой нагрузки на забой скважины; крутящего момента на роторе; расхода бурового раствора; давления бурового и цементного растворов), а также комплекса приборов контроля и регистрации основных технологических параметров бурения.

Нагрузку на забой с помощью ГИВ определяют как разницу между весом бурильной колонны, когда инструмент чуть приподнят над забоем, и весом ее во время бурения. Вес инструмента, висящего на крюке талевой системы, определяется как произведение усилия в неподвижном конце каната на число его струн, несущих талевый блок.

Для измерения веса бурильной колонны, подвешенной на крюке талевой системы, и косвенного определения осевой нагрузки на долото служит прибор, называемый индикатором веса.

При управлении процессом бурения скважин необходим контроль момента вращения бурильной колонны, работающей в напряженном состоянии, так как превышение установленного значения крутящего момента может привести к сложной аварии. Крутящий момент устанавливают по изменению упругих свойств вала, углу его закручивания, тангенциальным напряжениям на поверхности или по изменению силы активного тока ротора электродвигателя. скважина каверн горизонт ламинарный

В качестве преобразователей крутящего момента в электрический сигнал могут быть использованы индуктивные, индукционные, емкостные, магнитоупругие, струнные, тензометрические типы датчиков.

Один из важнейших параметров режима промывки скважины - расход бурового pacтвоpa.

Контроль за ним в нагнетательной линии насоса и на выходе из скважины позволяет установить возникновение газонефтепроявлений или поглощений, их интенсивность, момент окончания разбуривания поглощающих и проявляющих пластов, оценить эффективность изоляционных работ, т.е. свести к минимуму технико-экономические потери, связанные с осложнениями при бурении скважин.

При турбинном способе расход бурового раствора характеризует режим бурения. Знание последнего необходимо для оценки процесса разрушения горных пород в его взаимосвязи с энергетической характеристикой забойного двигателя. Для измерения расхода разработаны различные устройства. Мгновенный расход бурового раствора в нагнетательной линии контролируют с помощью индукционного расходомера РГР-7 или сменившего его РГР-100.

Расходомеры РГР-7 и РГР-100 предназначены для контроля мгновенного расхода электропроводных жидкостей, в частности бурового раствора на водной основе, и устанавливаются в напорном трубопроводе бурового или тампонажного манифольда.

Для измерения параметров промывочной жидкости могут быть использованы следующие приборы: ареометр АГ-ЗПП-для измерения плотности бурового раствора; ВСН-3- для определения реологических показателей; СНС-2 - для измерения статического напряжения сдвига промывочной жидкости; проницаемость сформировавшейся фильтрационной корки определяется с помощью прибора ВМ-6; измерение водородного показателя производится прибором РН-340.

Для определения положения ствола скважины в пространстве используются инклинометры.



14. Безопасность и экологичность проекта

1. Безопасность труда при вскрытия кыновского горизонта буровыми промывочными жидкостями с применением ВЗД

Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола, обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде.

Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

- 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25 - 30 кгс/см2 (2,5 - 3,0 МПа) для более глубоких скважин.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10 - 15 % эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика допускаются отклонения от требований в следующих случаях:

- при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции). Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий по недопущению газонефтепроявлений. План должен быть согласован с территориальным органом Ростехнадзора России и противофонтанной службой;

- при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).

Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности - приниматься меры по ее устранению.

При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.

Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 50 °С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.

Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины.

Все работы должны проводятся в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03.

Инструкция по технике безопасности при приготовлении и обработке буровых промывочных жидкостей в условиях буровой при бурении в ламинарном режиме

Для приготовления и химической обработки бурового раствора допускаются лица, достигшие 18-летнего возраста, после медицинского освидетельствования в установленном порядке и не имеющие противопоказаний к выполнению данного вида работ.

Рабочие обязаны соблюдать график работы и отдыха, утвержденный начальником управления и согласованный с председателем профкома.

В процессе работы на рабочих могут воздействовать опасные и вредные производственные факторы.

Вредными производственными факторами могут быть:

физические факторы:

-температура, влажность, скорость движения воздуха;

-производственный шум;

-вибрация (локальная, общая);

-освещение - естественное (отсутствие или недостаточность), искусственное (недостаточная освещенность, пульсация освещенности);

химические факторы:

-химические реагенты при приготовлении бурового раствора.

Опасные производственные факторы:

-тяжесть и напряженность трудового процесса;

-возможность выделения сероводорода;

-газонефтеводопроявления.

В соответствии с действующим законодательством рабочие (буровой вахты) обеспечиваются нижеследующими индивидуальными средствами защиты (СИЗ), предусмотренными типовыми отраслевыми нормами :

-костюм из ткани термостойкого и антистатичного материала;

-сапоги кирзовые;

-рукавицы брезентовые;

-каска защитная;

-подшлемник;

-противогаз с коробкой КД;

-полушубок;

-куртка и брюки на утепляющей прокладке;

-валенки;

-галоши.

Рабочие извещают своего непосредственного руководителя о любой ситуации, создающей угрозу жизни и здоровью людей, о несчастном случае, произошедшем на производстве, об ухудшении состояния своего здоровья, в том числе о проявлении признаков заболевания.

В отсутствие бурового мастера на буровой эти сведения сообщаются начальнику смены ЦИТС.

Рабочие должны:

-перед приемом пищи, после посещения туалета мыть руки с мылом, насухо вытирать чистым полотенцем для личного пользования;

-не допускать приема пищи на рабочем месте.

Рабочие должны знать:

-инструкцию по охране труда по электробезопасности и промышленной санитарии;

-инструкцию по пожарной безопасности при бурении скважин, эксплуатации электронагревательных и отопительных приборов.

В случае аварии, несчастного случая руководитель работ организует оказание пострадавшему первой медицинской помощи, оповещает руководство предприятия и обеспечивает сохранность обстановки на рабочем месте и оборудование таким, каким они были на момент происшествия (если это не угрожает жизни и здоровью работающих) до начала расследования несчастного случая.

Рабочие, занятые приготовлением и химической обработкой промывочной жидкости, дополнительно обеспечиваются средствами индивидуальной зашиты в соответствии с выполняемой работой:

- при работе с комовыми и сыпучими материалами( глина, гематит, бурый угль и др.) применять предохранительные очки;

- при работе с твердыми и жидкими химреагентами ( каустическая сода, кальцинированная сода, известь, сульфит-спиртовая барда и др.) применять предохранительные очки, прорезиненный фартук, резиновые сапоги, перчатки, респиратор;

- при работе с особо вредными веществами (хроматами и биохроматами натрия и калия и др.) для защиты органов дыхания необходимо пользоваться респиратором; рукава спецодежды должны иметь напуск на резиновые перчатки, а брюки должны быть с напуском на резиновые сапоги.

Жидкие химреагенты должны храниться в специальной емкости; емкость должна иметь запорное устройство и соответствующую надпись с названием химреагента.

Переходные площадки, трапы, лестницы у глиномешалок и запасных емкостей для хранения бурового раствора должны содержаться в чистоте, а зимой - очищаться от снега и льда.

Для производства работ применяется исправный инструмент (носилки, лопаты и др).

Место производства работ по приготовлению и химобработке промывочной жидкости должно иметь освещенность не менее 25лк.

Материалы и химреагенты, доставляемые на место производства работ, укладываются рядами и не должны загромождать доступ к трапу глиномешалки.

Блок с площадкой, на который устанавливается глиномешалка по своим размерам должен быть удобен в обслуживании. Глиномешалка, если она установлена на высоте более 0,75 м, оборудуется перилами высотой 1,25м, поперечными планками, нижней бортовой доской шириной 0,15м, трапом, имеющим ширину не менее 1,0м. На трапе должны быть планки, расположенные на расстоянии 0,25м друг от друга. Уклон трапа не должен превышать 300.

Люк глиномешалки закрывается металлической решеткой, выполненной из проката диаметром не менее 10 мм, сетчатая часть решетки должна быть со сторонами не менее 100мм на 100мм. Металлическая решетка должна иметь запорное устройство.

Вращающиеся части механизмов глиномешалки должны быть закрыты кожухами.

При разгрузке материалов и химреагентов, доставляемых без тары, а также жидких химреагентов, рабочие должны стоять с наветренной стороны относительно места разгрузки.

2 Экологическая безопасность работы с циркуляционной системой при бурении в ламинарном режиме.

Важнейшие требования, предъявляемые к циркуляционным системам буровых установок,-- качественное приготовление, контроль и поддержание необходимых для данных геолого-технических условий состава и физико-механических свойств бурового раствора. При выполнении этих требований достигаются высокие скорости бурения и в значительной мере предотвращаются многие аварии и осложнения в скважине.

Технологический процесс должен обеспечить надежную защиту от загрязнения почвы, поверхностных и подземных вод фильтратами буровых растворов и технологических жидкостей на весь период строительства и ремонта скважин.

Рисунок 14.2 - Схема амбарной системы бурения скважины

Геометрические размеры амбаров (длина, глубина, ширина, планировка откосов с учетом типа грунтов) должны удовлетворять требованиям РД 51-1-96.

Степень готовности амбаров и соединительных лотков к гидроизоляции подтверждается письменным заключением лица, ответственного за строительство амбаров.

Работы по гидроизоляции производятся в присутствии представителя УБР.

Гидроизоляция земляных амбаров и соединительных лотков осуществляется бригадой в составе 4-6 человек.

Технологический процесс гидроизоляции земляных амбаров и соединительных лотков состоит из следующих основных операций:

-определение способа гидроизоляции с учетом гидрогеологических

условий и фильтрующих способностей грунта;

- подготовка поверхностей земляных амбаров и соединительных лотков

подлежащих гидроизоляции;

- гидроизоляция земляных амбаров;

- гидроизоляция соединительных лотков;

- герметизация стыков на границах гидроизоляции

( переход " амбар-амбар ", " амбар-лоток ");

- контроль качества и приемка работ.

Выбор способа гидроизоляции определяется на основании заключения о категории грунта двухсторонней комиссии в составе представителейзаказчика и УБР.

Подготовка поверхностей подлежащих гидроизоляции.

Произвести выравнивание дна и стенок амбара, с формированием плавного перехода "дно-стенка" и "стенка-бровка".

Удалить с изолируемых поверхностей предметы, способных вызвать нарушение целостности гидроизоляции в процессе монтажа и эксплуатации.

Наличие воды или снега на дне амбаров и соединительных лотков не допускается.

Размеры гидроизоляционных экранов должны обеспечивать сплошнуюгидроизоляции поверхности амбаров, соединительных лотков с учетом допуска для крепления экрана и формирование гофры для самоукладки при чрезмерном натяжения экрана в процессе эксплуатации.

Расчет размеров ( длины, ширины) экрана производится по формуле:

А * В = ( а + 2,2с + К) х ( в + 2,2с + К) ,

где : А - длина экрана, (м);

В - ширина экрана, (м);

а - длина амбара, (м);

с - глубина амбара, (м);

в - ширина амбара, (м)

К - коэффициент, учитывающий допуск на крепление экрана и формирование гофры для самоукладки.

Для глинистых, суглинистых, щебенчатых и песчаных грунтов, К принимается равным - 2, для скально-трещинных и насыпных - 2,5.

Полученные результаты расчета длины экрана округляются в большую сторону до значения кратного пяти, ширина - кратного трем.

Гидроизоляция подготовленной поверхности амбара, построенного в скально-трещинном, щебенчатом или насыпном грунтах, выполняется в следующей последовательности:

- уложить и закрепить защитный экран на дно и стенки амбара, с учетом площади поверхности, занятой под каменистые прослойки ( допускается полная или частичная укладка защитного экрана);

- переместить гидроизоляционный экран в транспортном чехле на бровку амбара;

- извлечь гидроизоляционный экран из транспортного чехла и разложить его по длине амбара;

- закрепить край экрана на бровке амбара монтажными скобами и присыпать по всей длине местным грунтом (применение камней, кусков льда или снега в качестве пригруза не допускается);

- произвести постепенную укладку экрана сварными швами наружу на дно и стенки амбара до противоположной бровки, одновременно пригружая края экрана по ширине, при этом материал экрана не должен быть натянут;

- закрепить свободные края уложенного экрана по всему периметру амбара монтажными скобами и присыпать грунтом ( при этом свободный край экрана в месте установки монтажной скобы необходимо подвернуть в два слоя на 70-100 мм);

- сформировать гофру из материала экрана на бровке амбара по всему периметру, для самоукладки, и зафиксировать грунтом с интервалом 2,5-3 м.

Гидроизоляция подготовленной поверхности амбара, построенного в глинистых, суглинистых и песчаных грунтах, выполняется в последовательности указанной выше, за исключением применения защитного экрана.

Для предупреждения всплытия экрана и возникновения эффекта "парусности", на дно амбара уложить полиэтиленовые мешки, заполненные сыпучим материалом с плотностью, выше 1000 кг/м3 (по периметру, с интервалом 3 -4 м, а также под всасывающую линию бурового насоса на расстоянии не менее 0,7 м от всасывающего патрубка).

Гидроизоляция лотков производится с применением пленочныхматериалов из полиэтилена.

Крепление свободных краев гидроизоляционного материала лотков,осуществляется аналогично способу крепления экрана, без формирования гофры.

Герметизация стыков на границах гидроизоляции

Герметизация стыков осуществляется путем контактной сварки материала смежных экранов электронагревательным инструментом.

В случае отсутствия электроэнергии, а также при температуре окружающей среды ниже +5 оС, герметизацию стыков выполнять в следующей последовательности:

- в местах стыковки подготовить приямок глубиной и шириной 0,15 м, на всю длину стыкуемого участка материала;

- свернуть в единый, плотный рулон участок смежных экранов длиной по 0,3 м на сторону

- уложить полученный рулон на дно приямка и придавить полиэтиленовыми мешками, заполненными сыпучим материалом по всей длине приямка, при этом пригруз не должен быть препятствием для потока жидкости .

Гидроизоляция считается удовлетворительной если:

- после заполнения хотя бы одного амбара уровень жидкости снизился (несанкционированно) менее чем на 0,1 м в течение 24 часов;

- целостность гидроизоляционного экрана в местах его крепления к бровке амбара не вызывает сомнения (отсутствие разрывов материала экрана).

В случае снижения уровня жидкости в амбаре, необходимо выяснить причину ( определяется совместным актом между УБР и сервисной организацией)и устранить её за счет виновной стороны.

Приемка работ по гидроизоляции земляных амбаров и соединительных лотков подтверждается путем составления трехстороннего акта с участием представителей УБР, сервисной организации и заказчика.

Постоянный визуальный контроль над состоянием гидроизоляции земляных амбаров производит буровая бригада. При приемке-сдаче вахты целостность гидроизоляции амбаров должна фиксироваться в вахтовом журнале. В целях недопущения нарушения целостности гидроизоляции амбаров илотков буровой мастер (буровая бригада ) обязаны:

- Предотвращать возникновение эффекта " парусности " гидроизоляционного экрана при незаполненном амбаре или обеспечивать своевременное заполнение амбаров водой или буровым раствором.

- Запрещается создание натяжения гидроизоляционного экрана под массой жидкости, при заполнении амбара. При этом, натянувшийся край экрана необходимо освободить и ослабить натяжение, затем снова закрепить экран.

- Не допускать воздействия потоков жидкости высокого давления на стенки и дно амбаров и соединительных лотков.

- Следить за надежностью крепления экрана на бровках амбаров и лотков.

- Не допускать нахождение персонала и посторонних лиц (без необходимости ) у бровки амбаров на расстоянии менее 1,5 м;

- Исключать возможность попадания воды под гидроизоляционный экран.

- Принять меры по недопущению попадания посторонних предметов в амбар или лоток, способных повредить гидроизоляционный экран.

- При нарушении целостности гидроизоляции амбаров, буровой мастер должен поставить в известность ЦИТС УБР, для принятия решения.

Оборудование циркуляционных систем для безамбарного бурения. За период 1990-2004 г.г. произошло достаточно полное переоснащение циркуляционных систем новым современным оборудованием, обеспечивающим решение технологических и экологических проблем в области промывки скважин. Его качество и надежность растут, как итог укрепляется тенденция закупки буровыми компаниями более дешевых изделий отечественного производства. Кроме ценовых вопросов, для буровых компаний тем самым решается и проблема запасных частей, сервиса и квалификации обслуживающего персонала.

Рисунок 14.1 - Схема безамбарной системы бурения скважины

К сожалению, все современные разработки ранее и сейчас выполняются на инициативной основе и не финансируются ни бюджетом, ни нефтегазодобывающими предприятиями. Существующая тендерная система закупок зачастую производится при недостаточном участии технических специалистов, что приводит к приобретению более дешевого, но не всегда качественного оборудования. Вследствие этого научно-производственные компании, занимающиеся созданием новых изделий, ограничены в сбыте своей более современной продукции и в финансировании собственных научных разработок.

1. Обезвреживание отходов бурения в процессе производства грунтошламовой смеси.

2. Использование грунтошламовой смеси при рекультивации нарушенных земель.

Состав и характеристики грунтошламовых смесей, требования к ним и исходным компонентам, методы испытаний, экологические показатели приведены в технических условиях ТУ 5711-007-55446355-2004 "Строительный материал для рекультивации нарушенных земель" и ТУ 5711-011-55446355-2004 "Смеси грунтошламовые для рекультивации нарушенных земель".

Комплекс работ по обезвреживанию буровых шламов может быть проведен на специализированных полигонах или площадках, обустроенных вблизи мест бурения скважин, рекультивации земель.

При переработке бурового шлама в строительный материал - смесь грунтошламовую, производится перемешивание в определенных пропорциях отходов бурения, торфа и песка. При необходимости по результатам анализов в смесь вводятся биодеструкторы углеводородов, сорбенты, адаптогены, минеральные удобрения.

Грунтошламовая смесь является, по сути, грунтом, водно-физические и агрохимические свойства которого можно регулировать, изменяя соотношение компонентов композиции и вводя необходимые добавки. Смеси с минимальным содержанием торфа могут быть использованы в качестве грунта для засыпки выемок. При увеличении доли торфа в композиции и введении в нее расчетного количества элементов питания, мелиорантов грунтошламовая смесь применяется для создания плодородного рекультивационного слоя.

Рекультивация земель с использованием грунтошламовых смесей не вносит принципиальных изменений в принятые технологии, но имеет ряд специфических особенностей. На склоновых песчаных грунтах (откосы дорог, карьеров), при закреплении песков грунтошламовая смесь готовится из шлама и торфа с максимально высокой допустимой долей отходов бурения скважин, наносится слоем 10- 15 см и перемешивается с грунтом фрезерованием на глубину 25- 30 см. Для раскисления и оструктуривания торфяных почв готовится смесь из отходов бурения и песка.

Биологический этап рекультивации нарушенных земель включает создание рекультивационного слоя с использованием грунтошламовых смесей, повышение его плодородия в соответствии с потребностями растений, посев многолетних трав или посадку саженцев древесно-кустарниковой растительности, уход за посевами и посадками. Компоненты грунтошламовой смеси (торф и отходы безамбарного бурения скважин) обладают достаточно высоким потенциальным плодородием, что позволяет снизить расход минеральных удобрений и мелиорантов, но не исключает их применения.

Нормы внесения агрохимикатов рассчитываются по результатам химического анализа смесей. Соответствие характеристик грунтошламовой смеси технологическим, экологическим и санитарным.



15. Экономическая оценка работы

1 Отечественный и зарубежный опыт внедрений новой техники и технологии

Концепция развития ОАО "Татнефть" в данном направлении по-прежнему направлена на разработку и внедрение новой техники и технологий в бурении и добыче нефти.

"Татнефть" продолжает уделять особое внимание разработке и применению новых технологий в бурении. С целью интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов нефти в 2008-2015 гг. будет продолжено бурение горизонтальных, многозабойных скважин, бурение в режиме равновесия. На период 2008-2015 гг. в ОАО "Татнефть" предусмотрена программа работ по восстановлению старого фонда скважин зарезкой БС и БГС в объеме свыше 60 ежегодно.

С целью снижения стоимости бурения скважин необходимо продолжить бурение скважин малого диаметра. Создание целевых программ по рентабельному разбуриванию низкопродуктивных участков и отдельных объектов позволит увеличить объемы бурения скважин этой конструкции до 30-40 в год, обеспечивая максимальное извлечение запасов из всех лицензионных участков недр.

Добыча нефти за счет третичных МУН в 2008-2015гг. сохранится на уровне 20% от общего объема добычи нефти.

Фонд скважин, оснащённый цепными приводами, на конец 2007 года составил 675 единиц. На период 2008-2015гг. запланировано внедрить 2 тысячи цепных приводов, а так же наладить промышленный выпуск цепного привода грузоподъёмностью 12 тонн с длиной хода 7,3 метра на производственных мощностях Бугульминского механического завода.

В перспективе расширение объемов внедрения и области применение технологии одновременно - раздельной эксплуатации пластов в скважинах. В настоящее время технологией ОРЭ оборудовано 207 скважин. В 2007 году получило развитие новое направление - одновременно-раздельная закачка, которая была внедрена на 19 нагнетательных скважинах. В 2008 году в ОАО "Татнефть" планируется внедрить 302 установки для ОРЭ, ОРЗ. К 2015 году сохранить объемы внедрения установок ОРЭ, ОРЗ до 200-300 в год.

ОАО "Татнефть" к 2015г. планирует перейти к технологии более глубокой восстановления скважинного оборудования.

С целью защиты подземного оборудования и эксплуатационных колонн скважин от воздействия высокого давления и коррозии необходимо продолжить реализацию программы по внедрению высоконадежных пакеров, которыми в настоящее время оборудованы 1390 нагнетательных скважин. К 2015 году высоконадежными пакерами будет оборудовано свыше 3 000 скважин.

Программа внедрения новой техники и технологий в бурении и добыче нефти:

- Бурение горизонтальных скважин на девон. С целью интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов нефти осуществляется бурение горизонтальных скважин на девон. Средний дебит нефти составляет 18.6 т./сут.

- Зарезка боковых и боковых горизонтальных стволов. Технология восстановления старого фонда скважин созданием боковых зарезок БС и БГС. Более 500 скважин были возвращены в эксплуатацию. Средний прирост дебита по нефти в 2007г. составлял 7,7 т./сут.

- Бурение многозабойных скважин на залежах карбонатных отложении. Применение технологии бурения многозабойных скважин позволяет оптимизировать плотность сетки скважин и осуществлять разработку объекта меньшим количеством пробуренных скважин. Дебит скважин увеличивается в 2 и более раз.

- Бурение скважин малого диаметра. С целью снижения стоимости бурения скважин до 40% по отношению к традиционному бурению и увеличения коэффициента нефтеизвлечения используется технология бурения скважин малого диаметра. Средний дебит по нефти составляет 5,2 т./сут.

- Гидроразрыв и гидрокислотный разрыв пластов. Данная технология успешно применяется на объектах разработки компании с 1999г. Гидроразрывы и гидрокислотные разрывы ежегодно проводятся на 110-120 скважинах, прирост нефти на 1 скважину в 2007г. составлял 4,4 т/сут.

- Применение современных технологий МУН. Предполагаемый эффект за счет применения современных технологий - ежегодная дополнительная добыча не менее 5 100 тыс.тонн нефти. Стабилизация добычи нефти возможна при разработке и применении собственных современных технологий МУН пластов и оптимизации затрат на ПНИ. Около 80% применяемых технологий разработаны в "ТатНИПИнефть".

- Внедрение цепных приводов штанговых глубинных насосов ПЦ60 и ПЦ80. Принципиальной особенностью внедрения цепных приводов, разработанных институтом "ТатНИПИнефть", по сравнению с балансирным станком-качалкой, является существенно меньшая зависимость габаритов и массы от длины хода, малая частота качаний, обеспечивающая реализацию тихоходных режимов откачки жидкости из скважин в непрерывном режиме.

Скважины, оборудованные цепными приводами с длиной хода 3м обеспечивают экономию удельных энергозатрат на подъем жидкости в среднем на 15% по сравнению с серийными станками-качалками. В результате применения цепных приводов с длиной хода 3м. межремонтный период работы скважин увеличился в 1,3 раза.

Цепные приводы с длиной хода 6 метров позволяют обеспечить снижение удельных энергозатрат на подъем жидкости по сравнению с УЭЦН в среднем на 57%.

Производство цепных приводов организовано на Бугульминском механическом заводе ОАО "Татнефть". Имеющиеся производственные мощности БМЗ позволяют изготавливать 480 цепных приводов в год.

- Внедрение установок для ОРЭ и ОРЗ. В ОАО "Татнефть" разработана и внедрена система одновременной раздельной эксплуатации двух и более пластов, обеспечивающая возможность отбора нефти из нескольких пластов одной скважиной и позволяющая увеличить дебит скважин. Дополнительный эффект от внедрения данной технологии получается за счет сокращения объемов бурения, одновременной эксплуатации объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствами нефти, повышения рентабельности отдельных скважин. Дальнейшее расширение области применения технологии ОРЭ - одновременно-раздельная закачка в разные пласты на нагнетательных скважинах (ОРЗ), совмещение нагнетания и добычи (ОРЭиЗ), использование ОРЭ в скважинах, оборудованных УЭЦН.

Изготовление оборудования для ОРЭ организовано на производственных площадях ОАО "Татнефть".

- Внедрение покеров М1-Х. Внедрение пакеров М1-Х для зашиты эксплуатационных колонн нагнетательных скважин, эксплуатируемых с давлением выше допустимого на эксплуатационную колонну, разделения различных пластов на скважинах с установками ОРЭ. ОРЗ.

В целях совершенствования организации и повышения эффективности буровых работ на период 2008-2015гг. планируется реформирование бурового комплекса ОАО "Татнефть" путем создания управляющей компании ООО УК "Татбурнефть", под управлением которой будет 5 предприятий: ООО "Бурение", ООО "Татбурмонтаж", ООО "ЛУ'ГР", ООО "Горизонт" и ООО "Татбурсервис".

Создание специализированных предприятий (по подготовительно-наладочным работам и прокату буровых установок, по освоению скважин, по технологическому сопровождению, по сервису буровых растворов) нацелено на повышение качества работ и сокращению сроков строительства скважин. Реорганизация вспомогательных служб в буровом комплексе позволит четко регламентировать ответственность и полномочия исполнителей работ, ограничить затраты договорными отношениями. Будет выявлено невостребованное оборудование, появится возможность использования оборудования в других сферах деятельности ОАО "Татнефть", в том числе на стороне.

Выход на новые рынки оказания услуг буровые предприятия компании планируют через поиск и организацию работ за пределами РТ по всем направлениям деятельности бурового комплекса (бурение скважин, тампонаж, телеметрия и т.д.)

На ближайшую перспективу запланированы работы по определению расположения новых точек бурения с кустов. На период 2008-2010гг. запланировано бурение 762 скважин по 204 кустам включенных в проекты обустройства месторождений. Строительство скважин кустовым методом имеет существенные преимущества - значительное сокращение материальных затрат на обустройство площадок под скважины, подъездных дорог к ним, упрощают автоматизацию процессов добычи и обслуживание.

Программа развития бурового комплекса:

- Реформирование бурового комплекса ОАО "Татнефть"

1.1 Создание специализированного предприятия по подготовительно-наладочным работам и прокату буровых установок. В результате будет обеспечено сокращение парка буровых установок на 22%, при этом выработка на буровую установку увеличится на 60%. Затраты на 1 час работы буровой установки снизятся на 24%.

1.2 Создание специализированного предприятия по освоению скважин Эффект достигается за счет сокращение цикла строительства скважин и повышения качества работ по освоению.

1.3 Создание специализированного предприятия по технологическому сопровождению. Выделение интеллектуального сервиса по технологическому сопровождению в отдельную структуру позволит гибко реагировать на изменяющуюся ситуацию, принимать наиболее оптимальные решения, и направлено на более эффективное использование капитальных вложений, что положительно скажется на конкурентоспособности бурового комплекса.

1.4 Создание специализированного предприятия по сервису буровых растворов. В результате будет достигнуто повышение качества буровых растворов и организован контроль в процессе бурении. Повышения качества вскрытия продуктивных горизонтов.

- Совершенствование организации работ и повышения эффективности буроывого комплекса. Эффективность работ будет достигнута за счет организации сервиса по прокату бурильных труб на базе ПБПО и СТ, забойных двигателей на базе ЦБПО ЭПУ.

- Поиск и организация работ за пределами РТ по всем направлениям деятельности бурового комплекса (бурение скважин, тампонаж, телеметрия)

Выполнение плана по повышению нефтеотдачи пластов и применению передовых технологий и оборудования по плану ОАО "Татнефть" проходило по пяти мероприятиям.

Внедрение мероприятий позволило в процессе эксплуатационного бурения производить доразведку и выявление новых залежей. Пробурено 792 м с отбором керна на 26 скважинах. Вынос керна составил 272,7 м, или 83,2%, в том числе снарядом "Кембрий" отобрано 464 м, вынос - 448 м или 97,0%.

Эти мероприятия в комплексе с геофизическми исследованиями позволили получить дополнительную информацию о нефтегазонасыщенности коллекторов.

Основной объем бурения в отчетном году производился лицензионными долотами, применялась усовершенственная гамма долот при бурении различных интервалов.

Средние показатели составили: проходка на долото 214,55м, механическая скорость 7,89 м/час. Долото отрабатывались турбобуром 3ТСШ1-195, винтовыми двигателями Д2-195, Д5-172, ДВ-172, роторным способом при бурении на глинистом растворе.

В отчетном году всего ВЗД пройдено 91709 м всеми типоразмерами долот за 10515 часа механического бурения с использованием 373 долота, в том числе двигателем ДВ-172 пройдено 18439 м за 1907 часа механического бурения с использованием 81 долот. По ВЗД средняя механическая скорость составила 8,9 м/час, по ДВ-172 - 9,6 м/час. Средняя проходка на долото по ВЗД составляет 272,8 м, по ДВ-172 - 227м. Серийными турбобурами 3ТСШ1-195 пробурено 76740 м за 3931 часа механического бурения, проходка на долото составляет 182 м, механическая скорость составила 20,2 м/час, отработано 341 долото.

Отклонителями диаметром 195 мм пробурено 16087 м за время 10611,5 часа механического бурения, средняя механическая скорость составила 10,0 м/час. Отклонителями диаметром 240 мм пробурено 14796 м за 1470,4 часа механического бурения, средняя механическая скорость составила 10,1 м/час.

Объем роторного бурения по всем скважинам составил 31974 м, время механического бурения составляет 13976 часа, средняя проходка на долото составляет 145 м, механическая скорость - 2,28 м/час, отработано 220 долот.

При бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин применились рациональные профили.

Проектирование и контроль за проводкой скважины производилось с помощью персонального компьютера и современными телеситемами.

Для безаварийного управления зенитным углом и азимутом широко применялись калибраторы 12КСИ-215,9СТК, 8КС-295,СТ, ниппельные жесткие центраторы, а также центраторы двигателя ЦД-214. Использовались стабилизационные компоновки, включающие маховик и калибраторы, калибратор ЦД-212, двигатель Д5-172 со шпинделем ЦТ и ЦД-214.

Активно используются УМЦ, МСЦ, МСЦ-Б для цементирования скважин, также применяются облегченные порландцементы и различного рода добавки АСПМ, СУТМ, АСЦР, микрокремназем, буферы моющего типа НИКА-4, ГИПУС и.т.д.

Планомерно проводилось обучение рабочих, буровых мастеров и других ИТР радиональным методом наклонно-направленного бурения, отработки долот и ГЗД, применение новых компоновок для управления траекторией скважин, работ на компьютере. Обучение проводилось в виде лекций на буровых.

На сегодняшний день при бурении скважин ОАО "Татнефть" используются достаточное количество рецептур для вскрытия продуктивных пластов.

Разрабатываются и внедряются буровые растворы нового поколения которые наносят меньший вред окружающей среде имеют лучшие реологические свойства и соответствуют всем требованиям предъявляемым на сегодняшний день.

2 Методика оценки экономической эффективности мероприятия за условный год

Расчет экономического эффекта производится согласно требованиям РД 39-01/06-000-89 "Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности", который проводится с обязательным использование приведения разновременных затрат и результатов к единому для всех вариантов моменту времени - расчетному году tp.

(15.2.1)

Где

Эt - экономический эффект мероприятий за расчетный период;

Рt - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия за

расчетный период;

Зt - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за

расчетный период.

Стоимостная оценка результатов.

(15.2.2)

где Рt - стоимостная оценка результатов в t-ом году расчетного периода, т.р.

аt - коэффициент приведения по фактору времени;

tн, tк - начальный и конечный год расчетного периода.

Стоимостная оценка результатов (Рt) определяется как сумма основных и сопутствующих результатов.

Затраты (Зt) на реализацию мероприятия за расчетный период включают затраты при производстве и при использовании продукции без учета затрат на приобретение.

(15.2.3)

Затраты на производство (использование) продукции:

где - величина затрат всех ресурсов в году t, включая затраты на

получение сопутствующих результатов;

- текущие издержки при производстве (использовании) продукции в году t (без учета амортизационных отчислений на реновацию);

- единовременные затраты при производстве (использовании) продукции в году t;

- остаточная стоимость (ликвидационное сальдо) основных фондов, выбывающих в году t.

На основании формулы (15.2.2) стоимостная оценка результата осуществления мероприятия полученной от реализации дополнительной добычи нефти рассчитывается по формуле:

(15.2.4)

где Ц - средневзвешенная цена предприятия за 1 т нефти, руб.;

ДQН - дополнительная добыча нефти от внедрения мероприятия определяться по фактически отработанному времени, т.т. ;

3у.пер. - условно-переменная часть себестоимости добычи 1 т. нефти, руб.

Таким образом, формула (15.2.2)примет вид:

(15.2.5)

Где

Зt - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия, складывающаяся из затрат на приобретение, установку устройств манжетного цементирования и затрат на НИОКР.

Чистая прибыль (ЧП), остающаяся в распоряжении предприятия определяется как разность между экономическим эффектом (Эt) ( экономией эксплуатационных затрат ) и налога на прибыль (Н):

ЧП= Эt - Н (15.2.6)

Налог на прибыль составляет 20%:

Н= Эt *0,20 (15.2.7)

Основными показателями экономической эффективности внедрения мероприятий по развитию техники, технологии и организации производства в бурении являются:

· сокращение продолжительности строительства скважин и рост скорости бурения скважин;

· снижение себестоимости 1 метра проходки;

· рост производительности труда;

· снижение удельных капитальных вложений.

Рассмотрим методику расчета каждого из этих показателей.

1. Первый показатель - изменение времени и скорости бурения скважин.

В бурении большая часть затрат , составляющих себестоимость строительства скважин, зависит от времени бурения, а внедрение нового оборудования, как правило, направлено на сокращение сроков строительства скважины.

При оценке эффективности новой буровой техники необходимо учитывать дополнительный эффект, полученный за счет досрочного окончания строительства скважины:

Э= k*Sсм*Eн*?T, (15.2.8)

где k - коэффициент, учитывающий разновременность капитальных вложений в строительство скважины

...