Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "Тюменбургаз"

Чтобы создать безопасные условия труда в процессе производства СПО, необходимо соответствие технического состояния бурового оборудования и инструмента правилам и нормам техники безопасности. Для исключения травматизма при эксплуатации машинных ключей, необходимо, чтобы поверхность ручки машинного ключа была гладкой, а место расположения ручки исключало возможность защемления и ушиба рук рабочих. Диаметр ручки должен быть в пределах 20-30 мм., а размер её не менее 120-170 мм. При раскреплении замковых соединений бурильных труб нередко наблюдается самопроизвольное открывание ключа, которое становится причиной возникновения несчастных случаев, для устранения опасности необходимо следить за исправностью запорного устройства. При раскреплении и креплении машинные ключи иногда ломаются, вызывая травмирование рабочих. Поломки ключей в основном происходят, когда для раскрепления замкового соединения требуется приложить к рычагу ключа максимальное усилие, которое оказывается больше допустимого. Для предотвращения этого необходимо применять исправные ключи, в которых отсутствуют трещины, наплывы и другие дефекты, приводящие к слому ключа, а так же не создавать нагрузки выше допустимой.

При работе машинных ключей наблюдаются случаи заедания шарнирных соединений вследствие того, что после работы ключи не промываются и остатки промывочной жидкости образуют корку. Несвоевременная смазка ключа тоже является причиной его заедания. Кроме того, заедание может происходить при погнутом пальце или его чрезмерной посадке. Поэтому при СПО необходимо проверить наличие смазки в шарнирных соединениях пальца, плавность движения отдельных челюстей и наличие пружин в защелке. Большое значение имеет место расположения подвесных ключей, т.е. расстояние их от центра скважины, целесообразно устанавливать так, чтобы правый свободно подвешенный машинный ключ располагался по продольной оси ротора и 30-35см. от поперечной оси в сторону приемного моста. Для облегчения регулирования расположения машинного ключа по высоте на втором конце каната подвески ключа подвязывают контр грузы, которые должны передвигаться под полом буровой.

Для обеспечения безопасной эксплуатации стационарного бурового ключа необходимо соблюдать следующие условия:

1. Запрещается:

а) подходить близко к работающим механизмам ключа;

б) производить какие-либо поправки «на ходу»;

в) вести работы в случае обнаружения неисправности в механических частях и в пневмолинии, следует производить при перекрытии краном пневмолинии, идущей к коллектору пульта управления, с обязательным выпуском оставшегося воздуха из пневматической системы ключа. Каждая рукоятка должна быть застопорена с помощью предохранительного стопорного кольца. На пульте вывесить предупредительный плакат: «Не включать - работают люди»

2. При работе с ключом запрещается:

а) спускать колонну труб в скважину при не полностью отведённом ключе;

б) подводить ключ в бурильной колонне до момента окончательной посадки на клинья или элеватор и в момент установки свечи в муфту трубы;

в) включать механизмы, если в зоне действия ключа находятся люди.

3. Вращение трубозажимного устройства и включение зажима нижних челюстей производить только после того, как челюсти полностью обхватят замок.

4. Приподнимать колонну труб разрешается только после полного отвода ключа.

5. После выполнения каждой операции свинчивания - развинчивания, необходимо все рукоятки пульта управления ставить в нейтральное положение, и зафиксировать их в этом положении стопорными кольцами.

6. По окончании работы ключом следует перекрыть центральный ключ пульта; воздух, оставшийся в обвязке ключа, необходимо выпустить.

Существующие конструкции элеваторов не исключают опасность возникновения несчастных случаев при их эксплуатации. Ответственным узлом элеватора является замок, с помощью которого элеватор удерживается в закрытом положении и оно часто выходит из строя, в результате чего возможно открывание замка и падение труб.

В процессе СПО возможны неожиданные кратковременные посадки в местах сужений. В момент остановки колонны труб, подвижная часть талевой системы с элеватором продолжает двигаться. При движении элеватора по трубе от действия силы трения собачка элеватора поднимается и дверца самопроизвольно открывается. После прекращения посадки бурильный инструмент совершает свободный полёт на забой скважины. Поэтому следует применять те элеваторы, которые имеют надёжное устройство, предотвращающее самопроизвольное открытие замка.

Для обеспечения безопасности при работе с любыми типами элеваторов, необходимо перед СПО и наращиванием инструмента тщательно проверить исправность корпуса и замка элеватора. Элеваторы бракуются, если имеются следующие дефекты:

трещина в корпусе;

износ торца элеватора под замок труб более 2 мм.;

прогнутость нижней торцевой поверхности;

люфт в шарнирных соединениях дверцы элеватора;

ручка элеватора деформирована, сварные швы нарушены;

трещина в замке или выступах замка элеватора;

заедание в шарнире замка;

деформация или слом пружины, винта или ушка.

Для предотвращения несчастных случаев необходимо использовать только те элеваторы, которые имеют приспособление, предохраняющее штропа от выпадения из проушин. Подавать элеватор на стол ротора и снимать его с ротора следует при помощи якоря и только в закрытом состоянии. Сбрасывать его с ротора не следует, так как при этом, можно задеть стоящих у ротора людей, а также повредить элеватор. Заводить элеватор под муфту трубы необходимо только после полной остановки бурильной трубы. Во избежание самопроизвольного открытия элеватора, бурильные свечи необходимо спускать плавно, не допуская удара элеватора о стол ротора. Для улучшения условий труда верхового рабочего необходимо при подъёме элеватора, замок его ориентировать в сторону верхового рабочего.

Применение пневматических клиньев, встроенных в ротор (ПКР), устраняет трудоёмкие ручные операции, но не всегда обеспечивает надёжный захват труб, вследствие чего происходит медленное проскальзывание колонны, и рабочий при освобождении элеватора из-под муфты (или при подведении его под муфту) может получить травму.

Для устранения данных недостатков надо применять клинья, обеспечивающие надёжный захват бурильных и обсадных труб без деформирования их поверхности.

При эксплуатации ПКР необходимо:

проверять соответствие размера плашек клиньев диаметру труб;

комплектно заменять при изношенности плашки;

строго следить за центрированностью вышки;

перед установкой механизма на буровой проверять прямолинейность плоскостей пазов клиньев под плашки и опорных сопрягаемых поверхностей клиньев и вкладышей;

не допускать резкой посадки труб на клинья.

ПКР бракуются, если имеются:

трещина или слом в корпусе;

слом, трещина, забоины на конусной поверхности клиньев, износ зубчатой насечки плашек;

слом, трещина, забоины на трущихся поверхностях вкладышей;

слом, трещина, изгиб длинного конца рычага, выход из строя ролика, заедание в шарнирных соединениях рычага;

негерметичность системы управления;

сработка поршня цилиндра управления;

слом педали крана управления от механических повреждений, заедание крана управления.

5.3 Безопасная организация при проведении сложных работ

Перед выполнением, какого либо вида сложных работ, буровая бригада проходит специальный инструктаж по технике безопасности.

Работы по ликвидации аварии ведутся буровым мастером под руководством мастера по сложным работам или под руководством ведущего специалиста предприятия.

Перед установкой нефтяной ванны, при ликвидации прихватов, которые являются самым распространенным видом осложнений, при бурении горизонтальных скважин, обязательно проверяются: противоприхватное оборудование, насосы, циркуляционная система, оборудование и буровая вышка, количество и качество запасного бурового раствора, наличие и исправность предохранительных клапанов и манометров, заливочная головка с трехходовым краном высокого давления и двумя отводами к нагнетательной линии от цементировочных агрегатов. Обратный клапан опрессовывается на полуторократное давление, возникающее к моменту начала выхода жидкости ванны из труб в затрубное пространство. Проверяются площадки под вышечными и дизельными блоками с целью исключения возможности загорания, а также наличие и состояние противопожарных средств.

Для предупреждения несчастных случаев с персоналом, участвовавшем в ликвидации аварии, необходимо строго руководствоваться “Правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности”, “ Отраслевой инструкцией по безопасности труда при ликвидации прихватов бурильного инструмента и обсадных колонн”.

Основные требования этих документов сводятся к следующему [21]:

1) работы по ликвидации аварии в скважине буровой мастер должен вести под руководством старшего инженера по сложным работам или главного инженера УБР. Присутствие остальных инженерно-технических работников внутри фонаря и в пределах опасной зоны нежелательно;

2) до начала работ необходимо проверить соединение талевого каната, приспособление для крепления неподвижного конца талевого каната, индикатор веса и особенно правильность положения стрелок приборов, четкость записей пишущего прибора, качество и состояние крепления дюритового шланга и трубочек от трансформатора к показывающим и пишущим приборам индикатора веса, вышки и крепление ее соединений, а также прочность фундаментов под ногами вышки, кронблока, талевого блока, трансмиссий и тормозной системы лебедки, вкладышей и стопорных устройств ротора и вертлюга;

3)работы по расхаживанию и провороту колонн выполняются при застопоренных вкладышах и зажимах клиньев ротора, чтобы предупредить выпадение их при резком вращении или внезапном подъеме. Кроме того, зажимы (клинья) должны быть закреплены болтами;

4) площадь внутри вышки должна быть свободной от посторонних предметов;

5) при работах по освобождению прихваченной бурильной или обсадной колонны необходимо удалить всех рабочих, кроме бурильщиков, из опасной зоны на расстояние не ближе 60 м от вышки. Необходимо также дополнительно укрепить штроп вертлюга от выпадения из зева крюка петлями из прядей талевого каната, которые закрепляются в серьгах вертлюга. Во время расхаживания и попыток провернуть бурильную колонну ротором необходимо постоянно наблюдать за состоянием крепления ведущей трубы с вертлюгом в левом соединении, чтобы исключить возможность их развинчивания;

6)при отбивке бурильной колонны ротором с подъемного крюка должны быть сняты штропы;

7) При установке ванн под заливочной головкой или ведущей трубой устанавливается обратный клапан.

5.4 Охрана недр и окружающей среды при бурении скважин

В настоящее время охрана окружающей среды стала одной из актуальных проблем современности. Большое значение при проведении буровых работ имеют технико-экономические аспекты охраны окружающей среды, заключающиеся в рациональном выборе технологии производства, технических средств, обеспечивающих при наименьших экономических затратах реализацию необходимых природоохранительных мероприятий.

При проведении буровых работ могут возникнуть следующие основные виды отрицательного воздействия на окружающую среду:

1) отчуждение и вывод из строя плодородных земель;

2) нарушение почвенного слоя и уменьшение продуктивности почв на месте ведения буровых работ;

3) поступление в водоносные горизонты и продуктивные пласты химических реагентов;

4) переток подземных вод из одного горизонта в другой;

5) загрязнение поверхностных вод различными маслами, нефтепродуктами и химическими веществами;

6) загрязнение подземных вод при использовании таких технических средств при бурении эксплуатационных скважин на нефть и газ, как торпедирование, солянокислотная обработка призабойной зоны и гидроразрывного пласта.

При строительстве скважин с целью охраны окружающей среды от загрязнений необходимо выполнять следующие мероприятия:

1) кустовая площадка должна иметь обваловку высотой не менее 1 м для исключения попадания сточных вод в водоемы;

2) площадка должна быть очищена от леса, кустарника, травы и тщательно спланирована, а также иметь уклон в сторону шламовых амбаров, обеспечивающий водосток, величина уклона не должна быть больше 0,5 м на всю ширину площадки. Для предотвращения растекания бурового раствора вокруг циркуляционной системы необходимо производить обваловку шламового амбара высотой 1 м;

3) при бурении скважин использовать высококачественный глинистый раствор, обработанный реагентами, позволяющими сократить применение нефти для обработки раствора. Очистку раствора производить с помощью трехступенчатой системы очистки;

4) при строительстве скважин предупреждать нефтяные и газовые проявления установкой ПВО, применением раствора с параметрами, удовлетворяющими требованиям проводки скважин, не допускать грифонов и обвалов стенок скважины. Производить при необходимости изоляцию проявляющихся пластов друг от друга в соответствии с указаниями руководящих документов;

5) обеспечивать высокое качество крепления скважин, их герметичность;

6) в процессе бурения необходимо следить за герметичностью всасывающей и нагнетательной линиями насосов и фонтанной арматуры. Запрещается слив непосредственно на почву нефти, горюче-смазочных веществ, растворов, химических реагентов. При освоении скважины сброс должен производиться в нефтесборные емкости;

7) для сыпучих материалов и химических реагентов должны строиться закрытые помещения, пол которых должен быть гидроизолирован и возвышаться над уровнем земли;

8) после окончания бурения промышленные отходы утилизируются, бытовые сжигаются или закапываются. Земельный участок рекультивируется.

6. Обоснование организации работ при строительстве скважин

6.1 Составление геолого-технического наряда

К технологическому проекту прилагается геолого-технологический наряд и профиль наклонно-направленной скважины. Эти документы выдаются непосредственно буровой бригаде, осуществляющей по ним проводку скважины.

Геолого-технический наряд (ГТН) состоит из двух частей: геологической и технологической. Геологическая часть содержит следующие данные:

горизонты и глубины, на которой будет пройдена скважина, характер пород и предполагаемые углы падения на протяжении всей скважины;

интервалы, которые должны бурится с отбором керна и шлама из бурового раствора;

глубина замера кривизны скважины, проведение каротажа и других электрометрических работ;

интервал глубин, на которых могут ожидаться нефтегазопроявления, осложнения, связанные с нарушением целостности ствола скважины, затяжек и поглощения бурового раствора;

крепость проходимых пород.

Кроме того в геологической части наряда указывается конструкция скважины. Для эксплуатационной колонны указывается способ испытания на герметичность, а также интервалы перфорации скважины, и количество прострелов.

Технологическая часть наряда содержит следующие указания:

тип долота и его размеры, а также количество рейсов долотом каждого типа и размера;

частота вращения инструмента;

осевая нагрузка на долото;

режим работы буровых насосов.

Далее приводится указания по спуско-подъемным операциям: оснастка талевой системы, число свечей бурильных труб, которые можно поднимать на различных скоростях лебедки. Кроме того, указывается интервалы расширения ствола скважины перед спуском колонны обсадных труб, в верхней части ГТН даются общие данные по скважине (см. приложение…..).

Указывается месторождение, где расположена скважина, номер скважины и цель бурения, проектная глубина и проектный горизонт. Затем приводится перечень для определения нормативной продолжительности бурения и крепления скважины. Составляется нормативная карта (приложение 2), значение продолжительности строительства скважины по элементам представлены в табл. 5.1, где Т_смр - время на строительно-монтажные работы; Т_{вышк.монт.} - время на вышкомонтажные работы; Т_{бурения} - время бурения; Т_{крепления}; Т_исп - время испытания.

В особой таблице указывается, какими бурильными трубами будет буриться скважина. В процессе бурения скважины какие либо изменения ГТН могут производиться только с разрешения соответствующих органов.

Таблица 25. Продолжительность строительства скважины

Элементы цикла	Нормативная продолжительность, час	Коэффициент перевода	Плановая продолжительность, сут
1	2	3	4
1. Тсмр	1497,60	1	62,40
2. Твышк.монт.	230,40	1	9,60
3. Тбурения	168,41	1,068	7,50
в т.ч. кондуктор	47,07		2,70
экспл. колонна	121,34		5,40
4. Ткрепления	364,59	1,068	16,20
в т.ч. кондуктор	150,97		6,70
экспл. колонна	213,62		9,50
5. Тисп	187,20	1	7,80
Итого	2448,20		103,1

6.2 Составление нормативный карты

Основная часть наряда на производство буровых работ является нормативная карта, которая включает следующие объемы работ:

бурение скважин;

крепление скважины;

вспомогательные работы;

геофизические работы и т.д.

На основании ранее выбранного режима бурения и показателей работы долот по нормативным пачкам производятся расчеты количества долблений, наращиваний, объема спуско-подъемных работ.

Объем геофизических работ принимаются из технологического проекта и подсчитывается время на проведение этих работ в процентах от этого времени.

При подсчете времени на определенных операциях необходимо пользоваться ЕНВ (единые нормы времени). Нормативная карта включает объем работ, связанных с проводкой ствола скважины и разрабатываются с определенной последовательностью. Составляется перечень работ по проводке скважины.

6.3 Разработка мероприятия по улучшению организации работ и повышению качества строительства скважин

Технико-экономические показатели строительства скважин в большей мере определяются режимом бурения.

При планировании, проектировании, организации буровых работ необходимо исходить из оптимального режима бурения. В процессе строительства скважины бывают различные осложнения, что вызывает непроизводительные простои и расходы. Требуется такая организация процесса, которая полностью предупреждала бы их.

Спуско-подъемные работы относятся к одним из наиболее трудоемких процессов. На них приходится до 40% всего времени затрачиваемого на строительство скважин. Автоматизация и механизация этих работ является наиболее эффективными средствами совершенствования их организации. Важное значение имеет для сокращения затрат времени, труда и средств на спуско-подъемные операции имеет также своевременная подготовка каждого члена буровой вахты к выполнению отдельных рабочих приемов, обучение передовым методам работы, содержание в чистоте рабочего места.

7. Экономическая часть

7.1 Составление сметы

Для составления сметы используется таблица плановой продолжительности строительства скважин.

Сметные расчеты составляются на основании:

данных технического проекта на объем отдельных видов работ и затрат в натуральных измерениях, об использованном оборудовании, инструментах и продолжительности работ;

сметных норм для отдельных районов;

нормативных документов, материалов в СН и П;

плановой скорости бурения проектируемой скважины.

Сметные расчеты на бурение и крепление скважины предоставлены в приложениях I. Сводный сметный расчет на строительство скважины приведен в приложении I.

7.2 Технико-экономические показатели

1. Время:

нормативная продолжительность механического бурения

Т_мех = 62,65 ч;

нормативная продолжительность СПО Т_спо = 15,35 ч;

производительное время бурения Т_бур = 533;

плановое общее время бурения Т^пл_бур = Т_бур * к_пл = 569,2 ч;

плановая продолжительность цикла строительства скважины

Т^м_ц = 43,1 ч.

2. Определение механической скорости проходки:



Где Н = 1300 м - глубина скважины по стволу;

t_мех - 64,65 ч,

3. Определение рейсовой скорости:

4. Определение технической скорости:

5. Определение плановой коммерческой скорости:

6. Определение цикловой скорости:



7. Определение количества буровых бригад:

принимаем 10 буровую бригаду.

8. Определим число вышкомонтажных бригад:

принимаем 4 вышкомонтажную бригаду.

9. Определение числа буровых установок, находящихся в обороте:

где к_об - коэффициент оборачиваемости,



необходимо 2 буровых установок.

10. Определение себестоимости строительства скважины:

где С_см - сметная стоимость строительства скважины, руб.;

П_н -плановые накопления, руб.;

11. Определение себестоимости одного метра проходки:

12. С учетом коэффициента пересчета 5,65 с цен 1991 года на цены 1998 года

Сводим полученные значения ТЭП в таблицу 26.

Таблица 26. Технико-экономические показатели

Показатели	Единица измерения	По предлагаемому проекту
1.Глубина скважины	м	1300
2.Продолжительность строительства скважины	сут	43,1
3.Продолжительность бурения скважины	сут	19
4.Скорость бурения:
механическая	м/ч	20,1
рейсовая	м/ч	16,25
техническая	м/ст.мес	1756
коммерческая	м/ст.мес	1644
цикловая	м/ст.мес	904,9
5.Себестоимость 1м проходки	руб./м	4741,06

7.3 Экономическая эффективность от применения рекомендуемых компоновок низа бурильной колонны для проработки скважины

7.3.1 Краткая аннотация

Из 10 аварий, по БП «Тюменбургаз» в 1997 году 2 аварии произошли в результате прихвата обсадных колонн. Для ликвидации этих аварий путем установки нефтяных ванн в среднем требуется 4,3 установки. Продолжительность ликвидации составляет в среднем 492 часа.

Предлагается использование наиболее эффективных компоновок низа бурильной колонны для проработки ствола скважины перед спуском обсадных колонн, что позволит сократить число аварий, вызванных прихватом обсадных колонн при спуске. Что значительно позволит сэкономить значительные материальные средства, сократить время бурения скважин, повысить технико-экономические показатели.

7.3.2 Методика расчета

Эксплуатационные затраты от безаварийного бурения, определяется суммированием экономии от уменьшения затрат времени и материальных средств.

Экономический эффект от безаварийного бурения при строительстве скважин, определяется путем сравнения затрат по базовому и новому вариантам.

Продолжительность операции определяется временем, затраченным на ликвидацию аварий, то есть без учета организационных простоев и работ по ремонту наземного оборудования и сооружения.

Затраты средств на ликвидацию аварий, зависящие от времени, определяются по формуле:

где С_ав - затраты средств на ликвидацию аварий, руб.;

С_ч - себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени;

t_а - время, затраченное на ликвидацию аварии, час;

0,98 - коэффициент, понижающий себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени, на период ликвидации аварии.

Общие затраты на ликвидацию аварий исчисляется по формуле:

где З_а - общая величина затрат, связанных с ликвидацией аварий, руб.;

З_вр - затраты, зависящие от времени ликвидации аварии;

З_м - стоимость материалов, израсходованных при ликвидации аварии, руб.;

З_би - стоимость бурильного инструмента, пришедшего в негодность в результате аварии, руб.;

З_у - стоимость услуг сторонних организаций, руб.;

Корректировка себестоимости часа эксплуатации буровой установки производится по формуле:



где З_ч - себестоимость часа эксплуатации буровой установки для базового варианта;

З_ч¹ - то же по табл. 1 и 1а приложения []

к_ч - коэффициент, учитывающий изменение себестоимости часа эксплуатации буровой установки в зависимости от скорости бурения.

Величина к_ч определяется по формуле:

где - рост (+), (-) - снижение, скорости бурения по сравнению с приведенными в таб.1 и1а приложения [], м/ст.мес;

- поправка к себестоимости часа в % на 100 /ст.мес. изменения скорости бурения.

7.3.3 Расчет экономического эффекта

Таблица 27. Экономический эффект

Показатели	Данные и расчеты
	При установке нефтяной ванны	При соблюдении технологии
1	2	3
Исходные данные
1.Цель бурения	эксплуатация	эксплуатация
2.Способ бурения	роторно-турбинный	роторно-турбинный
3.Вид привода	электрический	электрический
4.Глубина скважины, м	1300	1300
5.Количество прихватов, шт.	2
6.Средняя удаленность кустов от базы, км	27
7.Среднее количество нефтяных ванн на ликвидацию одного прихвата, шт.	4,3
8.Средне количество нефти на установку ванны, т	5,8
9.Среднее время закачки одной ванны агрегатом ЦА-320, час	0,6
10.Время, затраченное на ликвидацию прихватов в данном году, час	984
Расчетные показатели
11. Цена тонны нефти, руб.	870
12. Транспортировка тонны нефти, руб.	78,4
13. З/ плата буровой бригады при безметражных работах, вахта 4 чел, руб. в час	183,78
14. Работа ЦА-320 за час, руб.	169,0
15. Пробег ЦА-320 за км, руб.	4,95
Расчет установки нефтяной ванны
16. Количество нефти, затраченное на установку ванн, т.	2*4,3*5,8=49,88
17. Цена затраченной нефти, руб.	49,88*870=43395,6
18. Цена доставки нефти на буровую, руб.	49,88*78,4=3910,6
19. Стоимость пробега ЦА-320, руб.	4,95*27=133,7
20 .Стоимость работы ЦА-320, руб.	4,3*0,6*2*169,0=872,04
21. Всего на установку нефтяных ванн, руб.	48311,94
22. На ликвидацию одного прихвата, руб.	48311,94:2=24155,97
23. Время на ликвидацию одного прихвата, час	984:2=492
Расчет экономического эффекта
24.Себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени	1232,9
25. Себестоимость 1 м по затратам, зависящим от времени, руб.	1213173,6:1300=933,2	74,5*0,989=933,2
26. Коммерческая скорость,м/ст. мес.	1300:0,791=1646	1664
27. Время бурения, ст. мес.	569,2:720=0,79	1300:1664=0,78
28. Календарное время бурения, час	569,2	533
29 Себестоимость скважины по затратам, зависящим от времени, руб.	1300*933,2=1232,9	1300*933,2=1232,9
30.Всего затрат, связанных с установкой нефтяных ванн и зависящих от времени, руб.	230384,36	1232,9
Итого экономический эффект от соблюдения технологии ведения буровых работ не допустившими прихвата в скважине, руб.	229151,46

Размещено на Allbest.ru

...