Выбор конструкции поисковой скважины глубиной 2800 м на Северо-Демьяновской площади

Цементно-перлитовые растворы, подвижные при обычных условиях, попадая в условия гидродавления, изменяют свои структурно-механические свойства. Уже при давлении 5 кГ/см2 поры перлита вскрываются, вода заполняет их, подвижность раствора снижается, он густеет. Создается впечатление быстрого загустевания и схватывания раствора. Однако, хотя сроки схватывания раствора при этом несколько сокращаются, принципиальным недостатком следует считать рост вязкости и динамического напряжения сдвига. Указанные осложнения могут быть ликвидированы только при тщательном подборе рецептуры тампонажных растворов с учетом конкретных условий скважины.

В практике цементирования наблюдаются случаи, когда циркуляция раствора прекращается и ее невозможно восстановить. Основная причина прекращения циркуляции -- гидравлический разрыв пластов вследствие повышения давления на них. Гидравлический разрыв пластов происходит в результате значительного превышения удельного веса цементного раствора над глинистым и увеличения вязкости цементного раствора. Поэтому трудно цементировать колонну с подъемом тампонажного раствора на высоту более 1000 м, если удельный вес глинистого раствора 1,2-- 1,6 Г/см3, а цементного -- стандартный.

Когда на пласты создается давление, близкое к давлению гидроразрыва, даже незначительные остановки весьма опасны, так как последующее даже небольшое увеличение давления при возобновлении прокачки раствора приводит к гидроразрыву.

Создание больших скоростей восходящего потока цементного раствора в затрубном пространстве приводит в общем случае к возрастанию давления на стенки скважины и в результате пласты подвергаются гидроразрыву. Во многих случаях наряду с уменьшением разницы между удельными весами цементного и глинистого растворов для обеспечения высококачественного цементирования необходимо понижать скорость движения цементного раствора в затрубном пространстве до скорости глинистого раствора в процессе последней промывки скважины. При цементировании мелких скважин определяющее значение для возникновения гидроразрыва имеет разница удельных весов растворов, и чем она выше, тем больше вероятность гидроразрыва пластов.

При наличии в разрезе пластов, склонных к гидроразрыву, небольшое повышение гидродинамического давления на стенки скважин приводит к поглощению цементного раствора.

Возросшая глубина скважин, уменьшившиеся зазоры между стенкой скважины и обсадными трубами обязывают подходить к назначению скорости восходящего потока цементного раствора дифференцированно, в зависимости от геологических условий, способности стенок скважины сопротивляться возникающим гидродинамическим сопротивлениям и конструкции скважин.

При наличии недоброкачественного глинистого раствора (в основном раствор с высоким значением статического напряжения сдвига) во многих скважинах наблюдались поглощения вследствие высокого СНС глинистого раствора.

О резких колебаниях давлений при цементировании скважин

В процессе цементирования давление иногда повышается при внезапных остановках цементировочных пробок. Этот вид осложнений может возникать, если внутренние размерь обсадных труб значительно отличаются. Наиболее часты подобные осложнения при колоннах 168x127 мм и использовании обточенных пробок, предназначенных для 168-лш обсадных труб

При цементировании бывают резкие снижения давления. Они объясняются различными причинами: продавливанием пробок, срывами стоп-кольца, нарушениями колонн, особенно при продавливании цементного раствора.

Упорное кольцо должно выдержать нагрузку при ударяющейся пробки. Важно также чтобы упорное кольцо и цементовочная пробка (металлическая шайба) выдерживали избыток, давление. При применении обратных клапанов необходимо тщательно следить за доливом колонны через каждые 100--200 м, и только после спуска последних 200--300 м труб долив может быть прекращен из-за значительного веса спущенной колонны.

При расчете обратного клапана необходимо учитывать не только статические нагрузки, создаваемые разностью удельных весов глинистого и цементного растворов, но и возможные динамические, испытываемые клапаном при расхаживании колонн. Практика показывает, что дополнительное давление, приходящееся на обратный клапан, достигает 30--50 кЦсм2.

При неправильном подсчете количества продавочной жидкости возможны преждевременная посадка цементировочной пробки настоп-кольцо, значительный гидравлический удар с последующим разрушением обсадной колонны. Иногда цементировочная пробка во время выхода из цементировочной головки при неполностью открытых стопорных болтах оказывается разделенной на части.

горный порода скважина тампонажный

3. ОХРАНА ТРУДА И ПРИРОДЫ

3.1 Требования охраны труда к конструкции скважины

Требование к конструкции скважины должно обеспечивать:

- надежное перекрытие неустойчивых интервалов разреза;

- изоляцию водоносных горизонтов;

- перекрытие интервалов поглощений, желобообразований, обвалов стенок скважины и зон АВПД;

- принятая технология подготовки ствола скважин к спуску обсадных колонн, технология цементирования должна быть направлена на создание прочного монолитного цементного камня за колоннами, исключающего возможные пластовые перетоки.

При строительстве артезианских скважин неоходимо соблюдать следующие основные мероприятия:

- бурение артезианских скважин для обеспечения технической водой производить по проектам, согласованным с бассейновыми инспекциями управления по регулированию использования и охране вод Минводхоза и наличия разрешения комплексных геологических экспедиций Нижневолжского геологического управления Министерства Геологии.

- в процессе испытания артезианских скважин все ранее испытанные горизонты изолируются установкой цементных мостов;

- на период эксплуатации артскважин устье их оборудуется запорной арматурой;

- в процессе эксплуатации артскважин вести регулярный учет добываемой воды;

- ликвидация артскважин после их использования производится с инструкцией по ликвидации скважин.

Восстановление нарушенных земель осуществляется двумя этапами - техническим и биологическим. Технический этап заканчивается планировкой плодородного слоя почвы на восстановленую территорию, после бурения согласно проекта на рекультивацию. При биологическом этапе необходимо проводить работы по восстановлению и повышению плодородия рекультивируемых земель, в соответствии с проектом на рекультивацию.

3.2 Воздействие аварийных ситуаций на природу

Под аварийной ситуацией понимается неуправляемое фонтанирование скважины пластовым флюидом (нефтью, газом, высокоминерализованной водой и тд.) как правило, аварийные ситуации провоцируются осложнениями в процессе строительства скважины, к которым относятся:

- нефтегазоводопроявления

- поглощение бурового или тампонажного раствора (частичное или полное)

- нарушение устойчивости пород, слагающих стенки скважин (осыпи, обвалы, кавернообразование)

- самопроизвольное искривление оси ствола скважины.

Для обеспечения предотвращений' загрязнения окружающей среды необходимо обеспечить строгое соблюдение проекта, который составлен на основе действующих норм и правил, инструкций, указаний и других нормативно-технических документов Миннефтепрома, Госгортехнадзора, Минводхоза, Мин рыбхоза, Минздрава, а также местных директивных и контролирующих органов.

Данные, характеризующие расположение буровой, расстояние ее до водоемов, жилых и хозяйственных объектов, а также сведения о климате и характеристике технологического процесса с точки зрения окружающей среды, представленны в соответствующих разделах проекта.

С целью предотвращения загрязнения почвы, поверхностных и подземных вод перед началом строительно-монтажных работ необходимо обеспечить выполнение следующих мероприятий:

- произвести оформление земельного отвода расположение которого должно быть не ближе чем 500 м. от водных бассейнов;

- при выборе места расположения скважин (нефтегазовых, артезианских) следует руководствоваться принципом нанесения минимального ущерба пахотным землям;

- на основании норм отвода земельных участков и руководствуясь схемами расположения бурового оборудования, установить границы участка буровой, путем обвалования. Внутри участка предусмотреть площадку складирования оборудования, материалов для монтажа;

- с учетом «розы ветров» и уменьшения объемов земляных работ перед началом монтажа, следует привязать к местности схему расположения бурового оборудования;

- перед началом земляных работ необходимо в первую очередь снять плодородный слой почвы и произвести его складирование с последующим закреплением откосов травами.

С цель снижения фильтрации бурового раствора, ГСМ, химреагентов, повышения противопожарной безопасности и промсанитарии необходимо выполнить следующие мероприятия:

- стенки и дно шламового амбара должны быть заглинизированны;

- площадка под буровую установку должна быть забетонирована с устройством дренажной системы;

- размеры шламового амбара емкостью 2500 м3 должны быть строго соблюдены т.к. эта емкость должна обеспечить сбор отработанного бурового раствора, высокоминерализованной воды и бурового шлама за весь срок строительства скважины;

- два выкидных амбара емкостью на 100 м3 служат для сбора, утилизации нефти и сжигания газа располагаются они с подветренной стороны от буровой; для очистки выхлопных газов дизелей и повышения пожарной безопасности, вывод выхлопов должен осуществляться в две выхлопные емкости по 10 м3 заполненные водой;

- для повторного использования отстоявшейся воды у шламового амбара устанавливается центробежный насос;

- хранение запаса бурового раствора предусматривается только в емкостях.

Мероприятия по охране окружающей среды на данном этапе строительства скважин следующие:

- транспортировку сыпучих материалов производить упакованными в мешках или другую тару на бортовых автомашинах, снабженных брезентовым укрытием;

- не затаренные сыпучие материалы перевозить спецтранстпортом типа цементовозов или специальных машин;

- жидкие материалы - нефть, химреагенты, ГСМ, и др. перевозить в цистернах или в специальных закрытых емкостях;

- хранение материалов осуществлять с учетом предохранения почвы от загрязнения на площадках с твердым покрытием (бетон, асфальт) и в хозяйственных складах;

- особо токсичные химреагенты хранить в закрытых емкостях;

- добавки жидких химреагентов, нефти в буровой раствор производить по трубопроводам;

- образующиеся при спуско-подъемных операциях переливы раствора и сточной воды после мойки пола в буровой будут попадать на бетонированные площадки и по канавка и дренажной системе стекать в шламовый амбар;

- отработанные масла со всех агрегатов буровой установки необходимо собирать в специальную емкость и сдавать на регенерацию;

- хозяйственные и фекальные сточные воды (с пищеблока, душевых, умывальников, санузлов), а также твердые отходы собирать в водонепроницаемые погреба и своевременно вывозить в специально отведенные места;

- выбуренная порода и другие твердые и жидкие производственные хозяйственнофекальные отходы (после бурения скважины) необходисо вывозить на шламоотвалы и другие места захоронения и утилизации, согласованные с местными советскими, коммунальными инспектирующими органами (санэпидстанцией, бассейновой инспекцией и др.).

На период опробирования и исследования скважин проводить следующие мероприятия:

- устье скважин оборудования по охране, утвержденной объединением «Нижнефолжскнефть» и согласованной с органами Госгортехнадзора;

- при опробывании и исследовании скважины производится сепарация газа и газ обязательно сжигается;

- работы по опробыванию и испытанию скважин производить по специальному плану, утвержденному главным инженером и главным геологом УБР.

При проведении ликвидационных работ необходимо обеспечить надежное разобщение и изоляцию всех вскрытых пластов, исключающие перетоки пластовых вод и загрязнение вышележащих водоносных пластов.

Ликвидационные работы по скважинам (включая и артезианские) производить по планам утвержденным объединением и Управлением Госгортехнадзора.

4. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Организационная структура ООО «ЛУКОЙЛ - Бурение»

Бурение нефтяных и газовых скважин - подотрасль нефтегазовой промышленности, организационную структуру которой составляют Управления буровых работ (УБР), входящих в состав нефтегазодобывающих объединений.

УБР является производственным предприятием по строительству нефтяных и газовых скважин

В соответствии с приказом ОАО «Нижневолжскнефть» №244 от 12.05.95г. Жирновское управление буровых работ, Коробковское управление буровых работ и Тампонажное управление с 1 декабря 1995г. были реорганизованы в единое управление с возложением на управление обязанностей правоприемника реорганизационных подразделений.

С 1 января 2000 года управление «Нижневолжскбурнефть» реорганизовано в ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», а затем в ООО «Нижневолжскбурнефть», в настоящее время общее руководство обществом осуществляется ООО «ЛУКОЙЛ -- Бурение» Самара. В ООО «ЛУКОЙЛ - Бурение» входят УБР Когалыма, Перми, Западно-Сибирского филиала, Жирновское, Астраханское.

Руководство Обществом в г. Жирновске осуществляется генеральным директором Общества через своих заместителей и аппарат управления.

Структура Общества представлена следующими службами и подразделениями (см. схему)

Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС), которая осуществляет оперативное руководство производством.

В ее состав входят инженерно технологические службы:

- РИТС-1 имеет в составе 5 буровых бригад.

- РИТС-2 - в составе 2 буровые бригады

- Службы по креплению скважин, по опробованию и испытанию скважин, по сервисному обслуживанию буровых бригад керноотборным инструментом и компрессорными установками, по контролю за буровыми растворами.

Вышкомонтажный цех - в составе 2 вышкомонтажные бригады, в том числе, одна в составе Коробковского филиала. Тампонажный цех (р.п. Линево) База производственного обслуживания (БПО) в составе:

-участок по прокату и ремонту бурового оборудования,

-участок по прокату и ремонту электрооборудования, паровых котлов и средств КИП и автоматики,

-инструментальная площадка,

-механические мастерские.

Для оперативного материально-технического обслуживания вышкомонтажных, буровых бригад Коробковской площади на промбазе экспедиции имеются инструментальная площадка, склад, механическая мастерская.

Бригады в г. Жирновске выполняют работы по обустройству промышленной базы, жилищному строительству в г. Жирновске и г. Котово, ремонтом промышленных зданий и сооружений.

Аппарат при руководстве представлен: механо-энергетическим, производственно-техническим отделом, геологическим, организации труда и заработной платы, планово-экономическим отделом, бухгалтерией, проектно-сметной группой, отделом материально-технического снабжения, хозяйственным отделом и отделом капитального строительства, отделом внешнеэкономических связей, отделом кадров.

Общество выполняет работы по строительству разведочных и эксплуатационных скважин в соответствии с утвержденной программой

Геофизические исследования, испытание скважины пластоиспытателем в процессе бурения и другие исследования проводила промысловая геофизическая экспедиция.

Автотранспортом, спецтехникой Общество обеспечивало

«Нижневолжсктрансервис»

Материально-техническое обеспечение осуществлялось через УПТО КО Медведицкую, Волгоградскую, Лапшинскую и непосредственно по прямым договорам с поставщиками.

Финансирование разведочного и эксплуатационного бурения для ООО «ЛУКОИЛ-Нижневолжскнефть» осуществлялось самим Обществом через заказчиков, которыми являются Коробковское и Арчединское НГДУ. В настоящее время ведутся буровые работы на территориях Фроловского, Николаевского и Котовского районов.

Вновь назначенный, генеральный дирекгор ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть Н.М. Николаев (16янв. 2001г) в интервью с журналистами г. Жирновска сказал: «Существующий уровень добычи нефти недостаточный. Надо наращивать запасы, а значит огромное внимание будет уделяться разведочным работам. Будем работать и на левом берегу и здесь. Работа предстоит сложная и огромная. Ее будет очень мною. Я скажу так: жирновские нефтяники еще даже не догадываются, какая работа их ждет».

4.2 Технико-экономические показатели и анализ их выполнения

Таблица 12

Показатели	Ед.изм	Факт за 2001год	С начала года	% 2001 2002
			план	факт
1. Проходка	м	23258	35500	34243	147
эксплуатационное, НВН		550	0	0	0
разведочное, НВН		14158	26000	24705	174
разведочное, СП		8550	9500	9538	112
2. Кол-во одновременно раб-х	станков	2,2	5,9	3,7	172
эксплуатационное,НВН		1,3	1,6	2,4	180
Разведочное,НВН		0,8	1,3	1,3	167
разведочное, СП	м/ст.мес
3. Коммерческая скорость		1100	0	0	0
эксплуатационнон,НВН		890	444	852	96
разведочное,НВН		910	628	628	69
разведочное, СП	скв
4. Колличество скважин, начатых		9	10	11	122
бурением.		1	0	0	0
эксплуатационной, НВН		5	6	7	140
разведрчное,НВН		3	4	4	133
разведочное, СП	скв
5. Количество скважин		5	8	10	200
законченных испытанием		1	0	0	0
эксплуатационной, НВН		2	6	6	300
разведочное, НВН		2	2	4	200
разведочное, СП	скв
6. Кол-во скважин сданных в		3	0	3	100
эксплуатацию, всего		1	0	0	0
эксплуатационной, НВН		1	0	2	200
разведочное,НВН		1	0	1	100
разведочное, СП	сут
7. Продолжительность
сооружения законченных скв.
по полному циклу		39,7	0	0
эксплуатацион.,НВН		170,2	164	164	96
разведочное,Н В Н		178	143	143	80
разведочное, СП
8. Средняя глубина скважин,	м
законченных строительством		550	0	0
эксплуатационнон.НВН		3163	3500	3339	106
разведочное, НВН		3295	2630	2760	84
разведочное, СП

За отчетный год план по проходке в разведочном бурении выполнен на 96,5%. При задании 35500м пробурено 3443м, в т.ч. для ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» пробурено 24705м при задании 26000м. Невыполнение обусловлено тем, что по вине «Заказчика» увеличились сроки исследования с целью геологического изучения по скважинам №81, 83, 54 - Чернушинской площади, для СП «Волгодеминойл» при плане 9500м пробурено 9538м.

Эксплуатационное бурение в отчетном году не планировалось.

Закончено строительством 10 скважин при плане 8, в т.ч. для ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» - 6, при плане 6, для СП «Волгодеминойл» -4, при плане 2.

Проходка на одну буровую бригаду составила 4963м при количестве 6,9 буровых бригад на конец отчетного года.

Разведочное бурение велось в интервале 0 -3308м.

Расчетная коммерческая скорость по скважинам пробуренным для ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» выполнена на 191,9%, при расчетной скорости 444 м/ст.мес.

Фактическая скорость составила 852 м/ст.мес., перевыполнение обусловлено снижением фактического времени на механическое бурение и вспомогательные работы по сравнению с проектом. Для «Волгодеминойл» расчетная и фактическая скорость составили 628 м/ст.мес.

Из 10 пробуренных скважин дали промышленный приток нефти 2 скважины.

Нефть получена на скважинах: №10-Платовская, №52-Чернушенская. Сухие: 60, 57,56,53,33 - Чернушенские, №16,21,22 -Платовские.

На 01.2003 г в незавершенном производстве находились 8 скважин, в т.ч. для ООО «ЛУКОИЛ-Нижневолжскнефть» 5, из них №54,81,83 - Чернушенские в испытании, №33 -Чернушенская в ожидании ликвидации, №45 - Чернушенская в бурении.

Для СП «Волголгодеминой» в незавершенном производстве находились 3 скважины, в т.ч. № 161 в консервации, № 2-Платовская в ожидании ликвидации, №30-Платовская в монтаже.

Продолжительность цикла строительства скважин в отчетном году сократилась и составила для ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» 164 сут. Против 171,2 сут. В 1999 году на 1 скважину. Снижение обусловлено сокращением времени на освоение по причине того, что из 6 пробуренных скважин 5 не дали промышленный приток и исследования на этих скважинах не проводились.

4.3 Экономическое обоснование продолжительности строительства проектируемой скважины

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

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

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

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

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

Нормы устанавливают по каждой нормативной пачке как среднеарифметические данные из соответствующих сгруппированных величин, результаты расчетов сводятся в таблицу 13.

Таблица 13

Анализ карточки обработки долот

№ пачки	№ сква-жины	Интервал бурения, м	Размер долота	Суммарная проходка	Сумма	Механич. скорость	Время бурения 1м	Кол-во долот, шт	Проход-ка на долото
					Время мех бурения	Время СПО
1	42	0-280	393,7	280	40,2	6,26	8,3	0,12	3	111,7
1	56	0-290	393,7	290	36,3	6,4	9,1	0,11	4	82,5
1	47	0-310	393,7	310	45,5	6,18	7,7	0,13	2	175,0
2	42	280-850	295,3	570	172,8	31,2	4,2	0,24	6	120,0
2	56	290-930	295,3	640	184,6	32,4	3,8	0,26	8	88,8
2	47	310-870	295,3	560	173,8	30,9	4,5	0,22	1	112,9
3	42	850-2300	215,9	1450	445,25	86	1,5	0,65	5	137,0
3	56	930-2380	215,9	1450	460,8	70,5	1,6	0,64	7	102,9
3	47	870-2320	215,9	1450	402,6	78,7	1,5	0,66	6	101,7
4	42	2300-2520	215,9	220	639,6	70	1,2	0,82	11	70,9
4	56	2380-2580	215,9	200	655,2	69,5	1,2	0,84	10	78,0
4	47	2320-2600	215,9	280	979	71,1	0,9	1,1	9	98,9
5	42	2520-2800	215,9	280	848	185	0,4	2,65	5	64,0
5	56	2580-2820	215,9	240	675	164	0,4	2,25	4	75,0
5	47	2600-2850	215,9	250	508	197	0,4	2,54	3	66,7

Таблица 14

Средние показатели карточек отработки долот

№ пачки	Интервал бурения	Показатели	Скважины	Средний показатель
			8	2	10
		1 .Суммарная проходка	335	330	350	358
		2. Время бурения	40,2	36,3	45,5	40,667
		3.Время СПО	6,26	6,4	6,18	6,28
1	0-280	4. Время мехбурения	8,3	9,1	7,7	8,4
		5. Время бурения 1 м.	0,12	0,11	0,13	0,12
		6.количество долот	3	4	2	3
		7. Проходка на долото	111,67	82,5	175	123
		1 .Суммарная проходка	720	710	790	740
		2. Время бурения	172,8	184,6	173,8	177,07
		3.Время СПО	31,2	32,4	30,9	31,5
2	280-850	4. Время мехбурения	4,2	3,8	4,5	4,2
		5. Время бурения 1 м.	0,24	0,26	0,22	0,24
		6.количество долот	6	8	7	7
		7. Проходка на долото	120	88,75	112,86	107
		1 .Суммарная проходка	685	720	610	671,67
		2. Время бурения	445,25	460,8	402,6	436,22
3	850-2300	3.Время СПО	86	70,5	78,7	78,4
		4. Время мехбурения	1,5	1,6	1,5	1,5
		5. Время бурения 1 м.	0,65	0,64	0,66	0,65
		6.количество долот	5	7	6	6
		7. Проходка на долото	137	102,86	101,67	114
		1 .Суммарная проходка	780	780	890	816,67
		2. Время бурения	639,6	655,2	979	757,93
4	2300-2520	3.Время СПО	70	69,5	71,1	70,2
		4. Время мехбурения	1,2	1,2	0,9	1,1
		5. Время бурения 1 м.	0,82	0,84	1,1	0,92
		6.количество долот	11	10	9	10
		7. Проходка на долото	70,909	78	98,889	83
		1 .Суммарная проходка	320	300	200	273,33
		2. Время бурения	848	675	508	677
5	2520-2800	З.Время СПО	185	164	197	182
		4. Время мехбурения	0,4	0,4	0,4	0,4
		5. Время бурения 1 м.	2,65	2,25	2,54	2,48
		6.количество долот	5	4	3	4
		7. Проходка на долото	64	75	66,7	69

Таблица 15

Нормативная карта гл. 2800 м Северо - Демьяновская площадь

Выполняемая работа	№ пачки	Интервал бурения	Кол-во метров	Типоразмер долота	Норма проходки	Расчет кол-во рейсов	Время мех. бурения	Время на СПО	Время на наращивание	Проч. работ	Итого времени на интервал	Время на ремонт работы	Всего на интервал бурения
		от	до					На 1м. бурен.	На весь интер	Hal рейс	На весь интер
Бурение под 324 мм	1	0	280	280	394	123,1	4	0,12	40,2	1,57	6,28	0,28	1,57	48,33	3,87	52,2
Измерительные работы													8,5	8,5	0,68	9,18
Проверка, смена т/б													1,62	1,62	0,13	1,75
См. обтират., клиньев													1,83	1,83	0,15	1,98
Крепление скв. 324 мм													65,3	65,3	5,22	70,52
ИТОГО:				280			4		40,2		6,28	0,28	78,82	125,58	10,5	135,63
Бурение под 245 мм	2	280	850	570	295,3	107,2	9	0,24	172,8	3,5	31,5	12,1	10,5	226,9	18,15	245,05
Измерительные работы													9,5	9,5	0,76	10,26
Заготовка раствора													0,48	0,48	0,04	0,52
Перт, талевого каната													9,6	9,6	0,77	10,37
Смена клиньев, элеват.													3,07	3,07	0,25	3,32
Смена инструмента													8,9	8,9	0,71	9,61
Сборка УБТ													14,7	14,7	1,18	15,88
Набор р-ра на долив													11,5	11,5	0,92	12,42
Проверка превентора													9,8	9,8	0,78	10,58
Крепление скв. 245 мм													201,7	201,7	16,14	217,84
ИТОГО:				570			9		172,8		31,5	12,1	279,75	496,15	39,69	535,84
Бурение под 168 мм	3	850	2300	1450	215,9	114	14	0,65	867,75	5,6	78,4	21,3	4,2	971,65	77,73	1049,38
Бурение под 168 мм	4	2300	2520	220	215,9	82,6	11	0,94	253,8	7,8	85,8	6,2	3,1	348,9	27,91	376,81
Измерительные работы													147	147	11,76	158,76
Заготовка раствора													35,8	35,8	2,86	38,66
Выброс инструмента													3,23	3,23	0,26	3,49
Переоснастка талевого каната													42	42	3,36	45,63
Смена плашек клиньев элеваторов													18,75	18,75	1,5	20,52
Набор р-ра на долив													31,4	31,4	2,51	33,91
Проверка превенторов													45,4	45,4	3,63	49,03
Смена обтиратора													72	72	5,76	77,76
Крепление скв. 168 мм													215,6	215,6	17,25	232,85
ИТОГО:				1670			25		1121,56		164,2	27,5	618,48	1931,7	154,54	2086,27
Бурение 139,7 мм	5	2520	2800	280	139,7	68,6	18	2,56	460,8	9,1	163,8	6,7	47,88	679,18	54,33	733,51
Измерительные работы													131,1	131,1	10,49	141,59
Заготовка раствора													39,78	39,78	3,18	42,96
Сборка, выброс УБТ													25,33	25,33	2,03	27,36
Расширка после отбора керна													24,6	24,6	1,97	26,57
Работа ШМУ													75,08	75,08	6,01	81,09
Дефектоскопия													31,23	31,23	2,5	33,73
Смена плашек элеват.													25,2	25,2	2,02	27,22
Проверка превенторов													31,75	31,75	2,54	34,29
ИТОГО:				280			18		460,8		163,8	6,7	431,95	1063,3	58,06	1148,31
ИТОГО ПО СКВАЖИНЕ				2800			57		1799,55		367,16	46,98	998,88	3212,6	206,5	3419,07

Таблица 16

Баланс строительства скважины

Затраты времени	Ранее пробуренная	Проектир
Время монтажа	550	550
Время подготовительных работ к бурению	96	96
Время механического бурения	1894,35	1799,55
Время СПО	388,14	367,16
Время наращивания	46,98	46,98
Время рейсовое	2329,47	2213,69
Время вспомогательных работ	494,51	494,51
Время ремонтных работ	217,30	206,50
Время крепления	504,37	504,37
Время ликвидации осложнений нормативных
Технически необходимое время	3545,65	3419,07
Время ликвидации аварий
Время организационных простоев	48,00
Коммерческое время	3593,65	3419,07
Время испытаний	360,00	360
Время демонтажа	37,00	37
Время цикла строительства скважин	4636,65	4462,07
Глубина скважины	2800	2800

Таблица 17

Продолжительность бурения и крепления в сутках

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

Из таблицы 17 берем данные для корректировки сметного расчета 3.1. "Бурение скважины" и 3.2 "Крепление скважины"

Расчет скоростей бурения.

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

Механическая скорость проходки определяется по формуле:

Vм = H/tм

Механическая скорость показывает интенсивность разрушения породы

Рейсовая скорость проходки определяется по формуле:

Vp = H/tp

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

Техническая скорость бурения определяется по формуле:

VТ = H/TТ

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

Коммерческая скорость бурения определяется по формуле:

Vk = Н/Тк

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

Цикловая скорость определяется по формуле:

Vц = Н/Тц

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

На основании данных таблицы 16 рассчитаем скорости бурения.

Vm-H/ tM

Vm1= 1,531 м/час

Vm2= 1,612 м/час

Vp=H/tр

Vpl= 1,245 м/час

Vp2= 1,310 м/час

Vт=Нх720/Тт

Vxl= 588,890 м/ст.мес

Vt2= 610,692 м/ст.мес

Vк=Нх720/Тк

VKl= 581,024 м/ст.мес

Vk2= 610,692 м/ст.мес

Vц=Нх720/Тц

Vц1 = 450,325 м/ст.мес

Vц2= 467,944 м/ст.мес

4.4 Экономическое обоснование сметной стоимости строительства проектируемой скважины

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

Первая группа затрат зависит от времени, затраченного на бурение скважины.

К ним относят: содержание бурового оборудования (включая его амортизацию), прокат турбобуров или электробуров, расход материалов и запасных частей, используемых при эксплуатации бурового оборудования, расходы на обслуживающий транспорт и доставку вахт, заработная плата буровой бригаде и т.н.

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

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

Сводная смета на строительство скважин включает следующие разделы:

- подготовительные работы к строительству скважины,

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

Кроме того, в смете отражаются затраты на промыслово- геофизические работы, на проведение работ в зимний период, накладные расходы и плановые накопления, а также затраты на составление проектно-сметной документации, авторский надзор и резерв на непредвиденные работы.

Таблица 18

Корректировка сметного расчета 3.1. «Бурение скважины»

Наименование работ или затрат	Ед. изм	Стоимость един изм	Подготовительн. работы	Направление	Кондуктор	Технологическ колонна	Эксплуатацией, колонна	Открытый ствол
			Кол-во	Всего	Кол-во	Всего	Кол-во	Всего	Кол-во	Всего	Кол-во	Всего	Кол-во	Всего
Затраты, зависящие от времени
1. Зарплата при безметраж. работах в интервале свыше 1500м до 4000м	сут	102	4	408
2. 3арппата бур бригады в интервале свыше 1 500 до 4000м	сут	107			0,30	32	2,9	310	13,9	1487	77,94	8340	47,85	5120
3. Зарплата доп слесаря, электромонтера 1смена, 4разрлд	сут	0,24	4	1	0,30	0	2,9	1	13,9	3	77,94	19	47,85	11
4. Содержание бур. Оборудования до 10 станков ДВС	сут	92,54	4	370	0,30	28	2,9	268	13,9	1286	77,94	7213	47,85	4428
5. Амортизация бур. оборудования при бурении, креплении, испытании	сут	24,3											47,85	1163
6. П/выбросовое оборудование ОП2-350x350	сут	709	4	2836	0,30	213	2,9	2056			77,94	55259	47,85	33926
7. П/выбросовое оборудование ОП2-230x350	к-т	32,85					2,9	95			77,94	2560	47,85	1572
8. И зное бурового инструмента	к-т	24,85	4	99	0,30	7	2,9	72	13,9	345	77,94	1937	47,85	1139
9. Иэнословильного инструмента	к-т	7,85			0,30	2	2,9	23	13,9	109	77,94	612	47,85	376
10. Материалы и запасные части в бурении котором или электробуром	сут	100,26					2,9	291	13,9	1394	77,94	7814	47,85	4797
11. .Материалы и запчасти при турбинном бурении	сут	115,54	4	462	0,30	35	2,9	335
12. Прокат турбобуров бурения до 10 станков, на забое до 50%	сут	24,17	4	97	0,30	7
13. Прокат турбобуров бурения до 10 станков, на забое до 45%	сут	151,87			0,30	46	2,9	440
14. Содержание бур труб, трубная база до50 тыс м	сут	42,69	4	171	0,30	13	2,9	124	13,9	593	77,94	3327	47,85	2043
15. Эксплуатация ДВС бурение 5 двигат В2 - 450 АВТ-3 при подготов работ	сут	89,1	4	366
16.Эксппуатация ДВС бурение 5 двиг В2-450 ABC в комплекте	сут	262,8			0,30	79	2,9	762	13,9	3653	77,94	20483	47,85	12575
17. Эксплуатация ДВС передвижной электростанции АСДА-20Д	сут	61,9	4	248	0,30	19	2,9	180	13,9	860	77,94	4824	47,85	2962
18. Автоспецтранспорт на 76-100км	сут	21,18	4	85	0,30	6	2,9	61	13,9	294	77,94	1651	47,85	1013
19. Перевоэка вахт автотранспортом на 76-100км	сут	121,8	4	487	0,30	37	2,9	353	13,9	1693	77,94	9493	47,85	5828
20. Базовая стоимость средств контроля, диспетчер из упр проц бур	сут	23,01	4	92	0,30	7	2,9	67	13,9	320	77,94	1793	47,85	1101
21. Содержание полевой лаборатории по эаэработ рецептур пригот бур раст	час	28,72	4	115	0,30	9	2,9	83	13,9	399	77,94	2238	47,85	1374
22. Эксплуатация бульдозера	час	11,1	4	44	0,30	3	2,9	32	13,9	154	77,94	865	47,85	531
23.Дежурство Ца-320 тампонажного контроля	час	246,24											47,85	11783
24. Пробег ЦА-320	км	53,04											66,38	3521
25. Глинопорошок; 1 сорт	час	38,26							236,6	9052
26. УЩР - А	км	80,85							1	81
27. КМЦ технич марка 85/500 1 сорт	т	1023					77	78773	12	12276	47,6	46696	4,3	4399
28. Сода кальцен технич порошкообразная 1 сорт	т	69,95					11	769	12	839	13,9	972	1,8	126
29. Сода каустическая 1 сорт	т	70,63							0,6	42	2,4	170	0,2	14
30. Полиакриламид	т	2514					0,3	754	0,2	503	0,8	2011	0,1	251
31. Барит порошкообразный 1 сорт пл отность4, 25г/с мЗ	т	1 35,55					1,3	176	0,4	54	1,6	217	0,14	19
32. MAC-20G	т	52,02					3	156			44	2289
33. Эксплуатация КПУ-1 6-250	т	31,4					4,1	129
34. ПробегКПУ-16-250	руб	93,6
Транспортировка:	т	110					0,9	99					2	220
графит	т	240,5							2	481	1,1	265
нефть	т	34					0,9	31			7,2	245
материалов и запчастей на 35 км	т	4,79					23	110	1,2	6	7,7	37	6,7	32
турбобуров на 86 км	т	6,1					24	146
ГСМ на 53 км	т	15,02					56	841	36,2	544	241,4	3626	211,2	3172
материалов 1 группы на 109 км	т	6,784					13	88	12	81	91,7	622	4,3	29
материалов 4 группы на 53 км	т	7,67							7,7	59	23,6	181	2	15
материалов 5 группы на53 км	т	6,58							0,7	5	2,9	19	0,2	1
ИТОГО ПО ЗАТРАТАМ, ЗАВИСЯЩИМ ОТ ВРЕМЕНИ: (по проектируемой скважине)				5871		542		87628		36616		1 87778		103592
ИТОГО ПО ЗАТРАТАМ, ЗАВИСЯЩИМ ОТ ВРЕМЕНИ: (по ранее пробуренной скважине)				5871		541 ,878		87628		39608		193284		103592
Затраты, зависящие от объема работ
35. Износ бурильных труб 0-500м бурением забойным двигателем	м	0,62					333	206
36. Износ бурильных труб 0-500м бурение юторное	м	0,62							165	102
37. Иэнос бурильных труб 501-ЮООм бурение ротором	м	1,48							500	740
38. Износ бурильных труб 1 001 -1 500м бурение роторное	м	3,73							100	378	400	1512
39. Иэнос бурильных труб 1 501 -2000м бурение роторное	м	6,14									500	3320
40. ИЭНОС бурильных труб 2X1 -2500м бурение роторное	м	9,25									500	4648
41. Износ бурильных труб 2501 -3000м бурение роторное	м	12,31									201	2474	109	2450
42. Долото iii-393,7 С-Цв	шт	343,2							2	686
43. Центратор Д-393,7мм	шт	474,4							1	474
44. Долото 295,3 МСЗ-ГНУ R=37	шт	437,2									1,2	5246
45. Центратор Д-295,Змм	шт	340,4									1	380
46. Долото 215,9 СЗ-ГАУ R=1 6	шт	668,9									16	10703
47. КалибраторД=21 5,9мм	шт	337,9									1	669
48. Бур.головка 21 7,7/80 ТКВ	шт	237,64									1	328
49 Колонковый снаряд "Недра"	шт	3606,9									2	579
50. Долото 1 шарнирное 1139,7 СЗ-Н	шт	79,79									1	3607
51. Бурголовка К 107,3/БАТКЗ	шт	382,01									1	80	9	710
52. Колонковый снаряд "Недра" (КД11-190/80)	шт	3606,9											2	764
53. Кран шаровой нижний КШН-5	шт	202,2											1	3637
54. Клапан обратный	шт	102,74											2	404
55. Опрессоака ТБ	м	0,16											17	205
5б. Опрессовка	м	0,05									2701	432
57. ПробегЦА-320	км	53,04					1	53	1	53	1	53
58. Дефектоскопия конусов ВТ, бурение	шт	0,17									274	162	464	274
59. Пробег дефектоскопической установки	км	57,8									1	58	1	158
60 Износ шурфа 244,5x10,0 25%	м	4,04					1,8	73
Транспорт, перевозка груза 2 группа свыше 100 км.	т	7,21					1,1	8
Перевозка груза 2 группа свыше 45км	т	12,2					33,8	412	38,1	465	87,5	1063	76,6	559
Долот на 320 км	т	16,87					2,8	12	1,7	28	4,1	69	3,5	158
ИТОГО ПО ЗАТРАТАМ, ЗАВИСЯЩИМ ОТ ОБЪЕМА РАБОТ без транспортировки вахт								764		2926		35383		9119
ИТОГО ПО "БУРЕНИЮ СКВАЖИН"
Ранее пробуренной				5871		542		68392		42534		228667		112711
Проектируемой				5871		542		87628		39542		223161		112711

Таблица 19.

Корректировка сметного расчета 3.2. «Крепление скважины»

Наименование работ или затрат	Ед.изм	Стоим ед.изм	Направление	Кондуктор	Технологичес колонна	Эксплуатац колонна
			Колво	Всего	Колво	Всего	Колво	Всего	Колво	Всего
Затраты зависящие от времени
1 Сдельная заработная плата буровой бригады в интервале 1500-4000М	сут	107	0,9	96	2,7	289	8,4	899	8,98	961
2 Заработная плата слесаря, эл. монтера, 1 смена	сут	6,26	0,9	6	2,7	17	8,4	53	8,98	56
3 Содержание бурового оборудования до 10 станков ДВС	сут	92,84	0,9	84	2,7	251	8,4	780	8,98	834
4. Амортизация бурового оборудования при бурении, креплении испытании скважины испыт Пластов	су/г	708,76	0,9	638	2,7	1914	8,4	5954	8,98	6365
5 ПВО ОП2-350х350	к-т	24,9	0,9	22	2,7	67	8,4	209	8,98	224
6 ПВООП2-350Х350	к-т	32,83	0,9	Зл	2,7	89	8,4	276	8,98	295
7 Износ бурового инструмента	к-т	24,03	0,9	22	2,7	65	8,4	202	8,98	216
8 Износ ловильного инструмента	к-т	7,09	0,9	6	2,7	19	8,4	60	8,98	64
9. Материалы и запасные части в бурении ротором или электробуром	сут	110,28					8,4	926	8,98	990
10 Материалы и запасные части в бурении т/рбобуром	сут	115,34					8,4	969
11 Прокат турбобура при бурении за 10 скв на забое до 45%	сут	151,07	0,9	136	2,7	408
12 Содержание буровой техники в бурении трубная база до 30000м	сут	42,63	0,9	38	2,7	115	8,4	358	8,98	383
13 Эксплуатация ДВС бурение 5 двиг 92-450 АВС-3 в комплекте	сут	262,07	0,9	236	2,7	708	8,4	2201	8,98	2353
14 Эксплуатация ДВС передв электростанд. АСДЛ-200	сут	61,9	0,9	56	2,7	167	8,4	520	8,98	556
15 Автотранспорт 76-100 км	сут	21,13	0,9	19	2,7	57	8,4	177	8,98	190
16 Перевозка вахт автотранс, на 30-100км	сут	121,5	0,9	109	2,7	328	8,4	1021	8,98	1091
17 Базовая стоимость средств куонтроля и управления бурением	сут	20,01	0,9	18	2,7	54	8,4	168	8,98	180
18 Эксплуатация бульдозера в бурен	сут	28,72	0,9	26	2,7	78	8,4	241	8,98	258
19 Содержание полевой лаборатории при подготовке бурового раствора	сут	11,1	0,9	10	2,7	30	8,4	93	8,98	100
20 Долото Д-393,7 С-ЦВ	шт	343,2			1	343			1	343
21 Фрезер ФЗ-295	шт	385,83			1	386
22 Долото гидромонит 295,3 ОВ-ГВ	шт	437,8					1	438
23 Фрезер ФЗ-220	шт	252,46					1	252
24 Долото Зх-215,9 СЗ-ГВ	шт	251 ,72							2	503
25 Фрезер ФЗ-140	шт	158,43							1	158
26 ОКК-2-350-168x245x324	шт	3202,4							1	3202
27 Башмак колонный БК-324	шт	54,65			1	55
28 Обратный клапан ЦКОД -324-2	шт	114,76			1	115
29 Пробка разделит. ПП-324х351	шт	158,49			1	158
30 Башмак колонный БК-324	шт	38,65					1	39
31 Обратный клапан ЦКОД-245-2	шт	95,09					1	95
32 Пробка разделит. ПП-219x245	шт	92,91					1	93
33 Башмак колонный БК-168	шт	25,67							1	26
34 Обратный клапан ЦКОД-168-1	шт	50,28							1	50
35 Центратор ЦЦ-168/216-245-1	шт	7,76							20	155
36 Бульдозер ЦТ-118/212-216	шт	7,1							10	71
37 Пробка разделит. ПП-146x168	шт	92,91							1	93
Транспортировка перевозка груза 4 группа	т	19,14							1,89	36
Материалы и запасные части на 33км	т	4,79			0,3	1	0,9	4	1,1	5
Турбобуров на 90км	т	6,1			9,3	57
ГСМ на 223 км	т	15,002			9,7	146	27,2	408	33,2	498
Долот на 320км	т	16,87			0,3	5	0,1	2	0,1	2
Башмак на 96км	т	7,67			0,2	2	0,2	2	0,2	2
Итого затрат зависящих от времени	т			1551		5922		16439		20259
Затраты зависящие от объема работ
38 Обсадные трубы ст Д4 323,9х9,5мм	м	20,34	57	1159
39 Обсадные трубы ст 244,5х10,0мм	м	20,94			225	4712	250	5235
40 Обсадные трубы ст Д244,5х8,9	м	18,93					850	16091
41 Обсадные трубы ст Д168,3х8,9мм	т	12,74							2781	35430
42 ПНТ-50,0бл, ПЦТ-1000бл, ПЦТ-1500бл	т	32,24					29,6	954	23,1	745
43 ПНТ-до 50 (ПНТ-до 100)	т	25,58			41	1049	58,9	1507
44 ПНТ-Д20-50 (ПНТ-Д20-100)	т	22,95							13,9	319
45 Перлит	т	77							1,7	131
46 Глинопорошок, 1сорт	т	38,25					7,8	298
47 Зола	т	38,37							1	38
48 Кальций хлористый жидкий, 1сорт	т	14,54			0,8	12	0,64	9
49 Сайпан	т	3770,8							0,19	716
50 ОЗДФ	т	3322,7							0,33	1096
51 Заливка колонны, тампонажная контора	т	123,3			5	617	5	617	8	986
52 Затворение цемента, тампонаж контора	т	3,47			41	142	88	305	37	128
53 Опресовка колонны, тампонаж контора	оп	43,52			2	87	2	87	4	174
54 Пробег ЦА-320	км	53,04			7	371	4	212	3	159
55 Пробег ЦСМ	км	53,04			2	106	4	212	3	159
56 Работа ЦКС-2м тампонаж контора	км	64,07			1	64	1	64	1	64
57 Пробег СКЦ-2м	км	57,72			1	58	1	58	1	58
58 Работа блока манифольдов тампонаж контора	км	63,12			1	63	1	63	1	63
59 Пробег блока манифольдов	км	57,72			1	58	1	58	1	58
60 Работа осреднительной емкости, тампонаж контора	Агр/опер	104,89			1	105	1	105	3	315
61 Пробег осреднительной емкости	км	53,84			1	54	1	54	3	162
62 Доп. работы над обсадными трубами тампонаж контора	т	2,44			35,2	86	15,5	282	283	691
63 Доп. работы, пробег ЦА-320	т	10
Транспортировка перевозка груза 2гр 100км	т	7,21			1	7	1	7	1	7
Перевозка груза 2гр свыше 45км	т	6,1			20	122	67	409	107	653
Материалы 1 группа на 176 км	т	6,784			1,3	9	1,3	9	5,1	35
Материалы 1 группа на 176 км	т	6,784					7,8	53
Материалы 4 группа на 96 км	т	7,67			41	314	88	675	38,5	295
Материалы 5 группа на 96 км	т	6,58			1	7	0,8	5	0,7	5
Итого затрат зависящих от объема	т			1159		8041		27368		42487
Итого по креплению скважины				2710		13963		43807		62746

Таблица 20

Корректировка сводной сметы

Наименование	Ранее пробуренная	Проектируемая
	Сумма	В Т.Ч. возврат	Сумма	В Т.Ч возврат
Глава 1. Подготовительные работы по строительству скважины	14881	2183	14881
Глава 2. Строительство и разборка вышки и привышечных сооружений.	60190	15591	60190
Глава 3. Бурение и крепление Бурение. Подготовительные работы	5871		5871
Направление	5871		5871
Кондуктор	88392		87628
Техническая колонна	42534		39542
Эксплуатационная колонна	228667		223161
Открытый и ствол	112711		112711
Крепление.	114929		114929
Направление	1551		1551
Кондуктор	14652		14652
Техническая колонна	39311		39311
Эксплуатационная колонна	59413		59413
Итого по главе 3.	598975		589714
Глава 4. Испытание скважины на продуктивн.	22714		22714
Глаза 5. Промыслово-геофизичсские работы (9,4% от суммы гл 3 и 4)	58439		57568
Глава 6. Дополнительные затраты при строительстве скважины в зимний период	44646		44646
Итого по главам 1 -6	799845	17774	789713	17774
Глава 7.Накладные расходы (30% от пр.затрат)	239953		236914
Глава 8.Плановые накопления (сумма глав1-7 10%)	103980		102663
Итого по главам 1-8	1143778	17774	1129290	17774
Глава 9. Прочие работы и затраты Выплата премий(8,24%)	94247		93053
Полевое довольствие (1,41%)	16127		15923
НИОЭКР (2%)	22876		22586
Лабораторные работы (от суммы гл 3+4 0,3%)	1865		1837
Транспортировка вахт	31221		31221
Охрана природной среды	45981		45981
Топографические работы	205		205
Скважина на воду	77933		77933
Контроль за окружающей средой	14289		14289
Итого по главе 9.	304744		303029
Итого по главам 1 -9	1448522	17774	1432318	17774
Глава 10 Авторский надзор (0,2%)	2897		2865
Глава 11 Проектные и изыскательские работы	39590		39590
Итого по главам 1-11	1491009	17774	1471773	17774
Резервы средств на непредвиденные работы и затраты (5%)	74550		73739
Итого по сметному расчету	1565560	17774	1548512	17774
Коэффициент перевода по ценам на 2003г в тыс. руб	15185,93	172,41	15020,56	172,41

4.5 Технико-экономические показатели

Таблица 21

Технико - экономические показатели

Показатели	Единиц, измерен	Скважины	Отклон + /-
		Проектир	Ранее пробурен
1 . Проходка	м.	2800	2800
2 Продолжительность строительства	ст мес	6,197	6,440	-0,242
3 Продолжительность бурения	ст мес	4,749	4,991	-0,242
4 Механическая скорость	м/час	1,61	1,53	0,08
5 Рейсовая скорость	м/час	1,31	1,24	0,07
6 Коммерческая скорость	м/ст мес	610,69	581,02	29,67
7 Цикловая скорость	м/ст.мес.	467,94	450,32	17,62
8. Проходка на долото	м.	82,9	78,4	4,5
9. Сметная стоимость строительства скважины	т. руб	15020,56	15185,93	-165,37
10 Стоимость 1 м проходки	руб	5180	5237	-57

Выводы по расчетам

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

Возрастут скорости бурения:

Механическая скорость на 0,08 м/час

Рейсовая скорость на 0,07 м/час

Коммерческая скорость на 2967м/ст.мес

Цикловая скорость на 17,62м/стмес

Увеличится проходка на долото на 4,5 м

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

а стоимости 1 метра проходки на 57 руб

Следовательно, бурение проектируемой скважины экономически выгодно.

Примечание: В связи с коммерческой тайной данные для расчета экономической части взяты условно.

4.7 Экология

Рассмотрим заболеваемость рабочего персонала в Жирновском УБР.

Общая заболеваемость по УБР в 2003 году составила 6015 дней, а в 2004 году -5224 дня. Из них не последнее место занимают болезни костно-мышечной системы, нервной системы и язвенные болезни пищеварительного тракта. Заболеваемости этого характера могли быть обострены и даже вызваны спецификой профессий на виброопасных участках работы.

Поэтому актуальной является проблема уменьшения вибрации на буровой и повышение качества защиты людей от ее вредного воздействия.

Бурение глубоких скважин на современном этапе характеризуется введением нового высокопроизводительного оборудования с постоянно увеличивающимися скоростями движения отдельных узлов, частей машин, что создает предпосылки для возникновения шумов и вибраций различной интенсивности и спектров.

Защита людей от вредного действия вибраций является одной из важнейших проблем в области охраны труда.

Особое внимание уделим защите обслуживающего персонала буровой установки от вредных вибраций во время выполнения основных операций при бурении скважин.

Вибрации, передаваясь отдельным частям тела и органам человека, могут вызвать в них стойкие и болезненные изменения. Особенно опасно их действие на центральную нервную систему. Продолжительное воздействие вибраций может вызвать изменения нервной и сердечно-сосудистой систем, желудочно-кишечного тракта, опорно-двигательного аппарата. Наиболее тяжелым следствием длительного воздействия вибраций является виброболезнь, которая становится одним из самых распространенных профзаболеваний. При виброболезни, которая может наступить от длительного воздействия вибраций в очень широком диапазоне частот, наступают изменения в кровеносных сосудах верхних и, реже, нижних конечностей, вызывая боль, чувство онемения, холода, а также усталости. Снижается артериальное давление, нарушается кровоснабжение органов, уменьшается частота сокращений сердца. Люди подвергающиеся частому воздействию общей вибрации, чувствуют боли в желудке, в области поясницы, нижней части живота, грудной клетки.

Кроме того вибрации могут привести к усталостному разрушению оборудования и вспомогательных механизмов, что нередко приводит к случаям производственного травматизма.

Для предприятий нефтяной и газовой промышленности характерно превышение уровня вибрации на рабочих местах, которые допустимы санитарными нормами и причиной аварий и несчастных случаев. Большую роль, в области безопасности рабочих, играет разработанное ВНИИТБ "Положение о режиме труда работников виброопасных профессий в нефтяной промышленности".

Для предупреждения попадания в почву, поверхностные и подземные воды отходов бурения и испытания скважины, хозяйственно-бытовых стоков, загрязненных ливневых стоков с участка буровой, организуется система накопления и хранения отходов бурения, включая:

1. Строительство обваловки площадки, ограждающей отведенный участок от попадания на него склонового поверхностного стока, с устройством проезда для транспорта; высота обваловки зависит от характера местности, но не должна быть менее 1 м;

2. Строительство накопительных шламовых амбаров; грунт от амбаров используется для обваловки площадки буровой;

3. Амбары должны быть двухсекционными, при этом первая секция является накопительной, в которую сбрасывается шлам, отработанный буровой раствор и вода, а вторая секция--отстойной, в которую поступает лишь жидкая часть отходов бурения, где и происходит отстаивание с целью их повторного использования в системе оборотного водоснабжения буровой; накопительная и отстойная секции амбара должны соединяться между собой с помощью труб;

4. Объемы амбаров определяются объемами образующихся отходов бурения и должны составлять не менее трех объемов скважины;

5. Амбар должен иметь по периметру обваловку из минерального грунта высотой не менее 0,5 м и проволочные ограждения;

6. Дно и стенки амбаров должны быть изолированы гельцементным раствором при помощи цементировочного агрегата, согласно временной инструкции по гидроизоляции шламовых амбаров;

7. В амбарах, сооружаемых в глинистых и суглинистых грунтах, гидроизоляционные работы не проводятся;

8. По мере заполнения амбара, вода должна быть очищена при помощи коагулянта и повторно использована на технические нужды;

9. Не допускается перелив воды за пределы площадки буровой даже после ее отстоя;

10. Вода, оставшаяся в амбаре, после окончания буровых работ, может быть закачана, по согласованию с заказчиком, в систему ППД или в систему сбора нефти; при отсутствии этих систем вода подлежит перевозке на ближайшую бурящуюся скважину для повторного использования или на ближайшую площадь эксплуатационного бурения;

11. Оставшиеся в амбаре шлам и другие отходы должны быть захоронены на глубину не менее 1 м от поверхности земли в амбарах, в которых проводился сбор шлама и других отходов;

12. Отделение жидкой фазы отработанного глинистого раствора производится в две стадии:

а) откачивается верхний отстоявшийся слой;

13. Продукты освоения собираются в металлические емкости для откачки, нефть и пластовая вода перевозятся в нефтесборный коллектор, глинистый раствор подается в шламовый амбар, где проходит обработку согласно пункту 12;

14. Перевозка материалов и тампонажных растворов для буровых должна производиться в исправной таре, транспортом, исключающим ее повреждение; хранение материалов осуществляется в закрытых помещениях.

Список используемой литературы

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

2. Малов Е.А. и др. Пробила безопасности о нефтяной и газовой промышленности РД 08-200-98. М., НПО ОБТ, 1999. - 222 с.

3. Сароян А.Е. и др. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин РД 39-7/1-0001-89. Куйбышев, 1989. - 196 с.

4. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. М, Недра, 2000. - 490 с.

5. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1993. - 414 с.

6. Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк ЯМ. Типовые задачи и расчеты б бурении М., Недра, 1986. - 296 с.

7. Соловьев Е.М. Закачивание скважин. М., Недра, 1979. - 303 с.

8. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газоваой промышленности. М., Недра, 1987. - 247с.

9. Шматов В. Ф. "Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности".М., Недра, 1990г.

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

11. Материалы НГДУ.

12. Данные предприятия

13. Журнал «Нефтяник»

14. Курсовой проект по бурению

15. Технический проект на строительство скважины

16. Смета на строительство скважины

Размещено на Allbest.ru