Проектирование эксплуатационной скважины на Ватинском месторождении

При СПО трубы на подсвечник и с подсвечника могут перемещаться только крючком или вилкой. Крючок верхового должен быть закреплен для предупреждения падения его вниз.

Весь персонал должен находиться на буровой в касках.

Буровая установка должна быть обеспечена маршевыми лестницами. Угол падения их не более 60°, ширина 0,7 м. Лестницы оборудуются 2-х сторонними перилами высотой 1 м. Между маршами лестниц необходимо установить переходные площадки. Расстояние по высоте между ступеньками не должно превышать 0,25 м. Ступеньки должны иметь уклон внутрь от 2⁰ до5°. Ступеньки должны иметь планки из рифленого металла, исключающего возможность скольжения.

2. Во избежания опасности, связанной с разрушением сосудов работающих под давлением необходимо:

* все сосуды находящиеся под давлением (0,7 атмосфер и более) должны быть испытаны на полуторократное рабочее давление.

* должны быть установлены необходимые контрольно-измерительные приборы (манометры, датчики, защитная аппаратура).

* все работы должны производиться в соответствии с «Правилами безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением.» и с

«Правилами безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов».

3. Во избежание пожаров при работе на буровой необходимо:

* исключить наличие на объекте горючих веществ;

* отсутствие источников возгорания;

* укомплектовать буровую установку первичными средствами пожаротушения;

* все работы проводить в соответствии с «Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности».

Первичные средства пожаротушения:

* огнетушители пенные ОХП-10 (ГОСТ 16005 - 70) -8 шт.

* Ящик с песком, емкостью: - 0,5 м³ -4 шт.

- 1 м³ -2 шт.

* Лопаты -5 шт.

* Ломы -2 шт.

* Топоры -2 шт.

* Багры -2 шт.

* Ведра пожарные -4 шт.

Противопожарный инструмент должен находиться на щитах в специальноотведенных местах на буровой и котельной.

4. Предупреждения электротравматизма на объектах достигается выполнением следующих мероприятий (в соответствиями с «Правилами технической эксплуатации электроустановок» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок»):

· обеспечение недоступности прикосновения человека к токоведущим частям механизмов, находящихся под напряжением;

· устройство заземляющего провода;

· установка молниезащиты;

· устройство зануления;

· применение блокировочных устройств;

· применение защитных средств при обслуживании электроустановок (диэлектрические перчатки и коврики, токоизолирующие клещи т.п.);

· применение малого напряжения питания электрической аппаратуры

· согласно ГОСТ 12.1.009 - 76;

· допуск к работе квалифицированного персонала согласно ГОСТ 12.1.018-76.

Защитное заземление - это преднамеренное соединение с землей металлических токоведущих частей, которые могут оказаться под напряжением в случае аварии.

При занулении установка автоматически отключается. Заземление -подключение корпусов электрооборудования к нулевому проводу. На буровой должны быть заземлены все корпуса электрических механизмов.

Система заземления представляет собой контур шнуровых заземлений. Общее сопротивление заземления не должно превышать 4-х Ом для обеспечения безопасности работ.

Расчет защитного заземления.

1. Рассчитывается сопротивление одного электрода (длина которого составляет L = 2,5 м., диаметр d=0,05 м.) заложенного в глубину на h-1,9 м. до центра электрода.

R_Э=0,336*( p / L ) * ( Ln * ( 2L / d ) + ( l / 2 ) * Ln *(4h + L / 4h -L)), (4.1)

где р-удельное сопротивление грунта р=80 Ом*м.

К_э=0,34*(80/2,5)*(Ln*(2*2,5/0,1)+(1/2)*Ln*(4*1,9+2,5/4*1,9-2,5))=25Ом.

2. Необходимое число заземлений рассчитывается по формуле:

n= R_э / R_доп, (4.2)

где R_доп - допустимое сопротивление заземления, предусмотренное «Правилами безопасности ведения геологоразведочных работ.», R_доп < 4 Ом

n= 25 / 4 = 6 шт.

3. Сопротивление соединительной полосы:

Длина этой полосы составляет:

L_п=1,05*а

a = 2*L= 2*2,5=5 м.

L_п=1,05*5 м. =5,25 м.

Размеры сечения полосы 1=0,05м, h=0,8м

Коэффициент сезонности з_o=2

R_n= 0,336 * ( 80 / 0,05 ) * Ln * ( 2* 0,05 /0,05 * 0,8 ) * 2 =10 OM.

4. Общее заземление контура определяется по формуле:

R=l / ((n_эт / R_т * n ) + ( n_вэ / R_вэ )), (4.3)

где n_вэ - коэффициент, учитывающий взаимное экранирование;

n_эт - коэффициент экранирования труб.

0,2 < n < 0,9

R = 1/(( 0,5 /20 * 6 ) + ( 0,5 / 10 ))= 3,88 Ом.

R < R_доп следовательно рассчитанная схема заземления пригодна для ее использования на буровой. Схема защитного заземления показана на рисунках

Рис.8. Защитное заземление и схема крепления электродов.

Электроды вбивают в грунт по контуру вокруг буровой установки.

При сопротивлении превышающем требуемое значение, внутрь электродов заливают раствор поваренной соли или каустической соды. Цель устройства защитных заземлений - исключить опасность поражения людей из-за замыкания проводников.

Расчет молниезащиты

Рис.9. Молниезащита(расчетная схема).

h₀=41м - высота вышки;

h=42м - высота вышки с молниеотводом;

h_x - высота оборудования;

г_х- радиус зоны защиты на уровне высоты оборудования;

r₀ - радиус зоны защиты на уровне земли.

Зона А - 99,5 %

Расчет производится по следующим формулам:

r₀=(1,1 - 0,002*h)*h,

г₀=(1,1 - 0,002*42)*42=42,6м; (4.4)

r_x=(l,l * 0,002* h ) * ( h - h / 0,85 ), (4.5)

N= ( S + 6 * h ) * ( L *6 * h) * n * 10⁶, (4.6)

где N - число ожидаемых ударов молний;

S - ширина пола буровой, м (S=18м);

L - длина пола буровой, м (L = З6м);

n- среднее число грозовых часов в год в регионе ведения работ n=50 часов;

N=(18+6*4)*(36+6*4)*50*10⁶=0,13

г_х=(1,1- 0,002 * 42 ) * ( 42 - 4 / 0,85 ) = 37,9 м.

Молниеотвод должен быть присоединен к контуру заземления буровой установки не менее, чем в двух местах.

Вредные факторы.

1. Климатические условия.

Работа на буровой сопряжена с работой на открытом воздухе, что приводит к различным заболеваниям обслуживающего персонала.

Для предупреждения этого предусматриваются укрытия, индивидуальные средства защиты (специальная одежда), необходимые перерывы в работе. За вредность выплачиваются различные компенсации.

При температуре воздуха ниже минус 45° С рабочий день актируется.

2. Шум (хаотичное чередование звуков).

Шум на рабочем месте не должен превышать 85 ДбЛ ( в соответствии с ГОСТ 12.1.003-83).

Для снижения шума на объекте работы используются как индивидуальные, так и коллективные средства защиты. К индивидуальным относятся:

наушники, вкладыши, шлемы. К коллективным относятся: пневморазрядники под полом буровой, звукоизоляционные перегородки внутри вышки, шумопоглотители.

3. Вибрация.

Для борьбы с вибрацией на объекте производят балансировку вращающихся частей, устанавливают амортизаторы, виброизолирующие хомуты на напорных линиях буровых насосов.

В качестве индивидуальных средств защиты применяют специальные виброгасящие коврики под ноги у пультов управления механизмов.

Вибрация 16 Гц не должна превышать амплитуду 0,28 мм. Уровень вибрации не должен превосходить допустимых норм согласно ГОСТ 12.1.012-90.

4. Освещение.

Освещение должно равномерно распределять яркость, быть постоянным во времени (не мерцать), иметь спектр, близкий к естественному.

При освещении буровой как естественное, так и искусственное освещение должно соответствовать СНИП 23-05-95.

Таблица 4.1. Нормы освещенности.

Рабочие места подлежащие освещению	Места установки светильников	Норма освещенности, люкс
Роторный стол	На ногах вышки на высоте 4 метра под углом 45...50 градусов.	40
Щит контролъно-измерителъных приборов	Перед приборами	50
Полати верхового рабочего	На ногах вышки на высоте не менее 2,5м от пола полатей под углом не менее50 градусов	25
Путь талевого блока	На лестничных площадках по высоте вышки под углом не менее 65... 70 градусов	13
Кронблок	Над кронблоком	25
Приемный мост	На передних ногах вышки на высоте не менее 6м.	13
Редукторное помещение	На высоте 6 метров	30
Буровые насосы	На высоте 3 метра	25
Глиномешалка	На высоте 3 метра	26
Превентор	Под полом буровой	26
Площадка горючесмазочных материалов	На высоте 3 метра	10
Желобная система	На высоте 3 метра на всем протяжении желобов	10

5. Запыленность и загазованность могут вызвать удушье человека, аллергические отравления, поражения и раздражения дыхательных путей, слизистых оболочек, кожи, повредить внутренние органы, нервную систему и т. п.

Для контроля за запыленностью и загазованностью установлены предельно допустимые концентрации (ПДК), которые недопустимо превышать.

Для исключения нежелательных последствий от запыленности и загазованности используются респираторы, очки, перчатки. Чтобы исключить запыленность и загазованность необходимо закрывать источник их распространения. Склад для химических реагентов необходимо располагать по розе ветров. Вентиляции должны быть смонтированы в соответствии с СНиП 11-33-75.

6. Ожоги могут быть в следствии попадания химических веществ на кожу и слизистую оболочку. Во избежании этого хим. вещества необходимо перемещать только на тележках, а при работе с ними исключить, попадание хим. реагентов на открытые части тела. При приготовлении промывочной жидкости необходимо использовать респираторы, очки, перчатки, резиновые сапоги, резиновый фартук.

Во избежании ожогов от открытого огня необходимо не замазучивать спец. Одежду и не подходить близко к открытому огню, а так же не прикасаться к горящим предметам. Во избежании ожогов от электрического тока необходимо изолировать все токоведущие части.

Все работы по сооружению скважины должны проводиться в соответствии с "Единой системой управления охраной труда в нефтяной промышленности", в том числе со следующими положениями:

1. ГОСТы системы стандартов безопасности труда (ССДТ).

2. Номенклатура мероприятий по охране труда.

3. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

4. Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности. 5. Правила технической эксплуатации электроустановок.

6. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок.

7. Правила безопасной эксплуатации грузоподъемных механизмов.

8. Правила безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов.

9. Правила безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением. 10. Единые правила безопасности при взрывных работах.

4.2 Охрана окружающей природной среды

В последние годы при формировании Западно-Сибирского нефтегазового комплекса резко возросло воздействие человека на окружающую среду, в результате чего она превращается из системы, контролируемой естественными факторами, в систему регистрирующую и отражающую техногенные воздействия.

Основными источниками загрязнения окружающей среды при бурении являются:

- промывочная жидкость и реагенты, используемые для регулирования ее свойств;

- частицы горных пород, выносимые потоками промывочной жидкости из - скважины или выбрасываемые из нее во время открытого фонтанирования;

- пластовые жидкости, выходящие из скважины с потоком промывочной жидкости либо изливающиеся во время газонефтеводопроявлений, при освоении и испытании;

- нефть и нефтепродукты;

- некоторые виды буферных жидкостей;

- горючесмазочные материалы;

- остатки тампонажных растворов.

Свести к минимуму загрязнение окружающей среды (ОС) при бурении можно только путем комплексного решения задачи.

Работы по строительству скважины должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, инструкциями и правилами по охране ОС с учетом специфических условий района проведения работ.

Учитывая все вышеизложенное предлагаются следующие мероприятия по охране ОС.

Охрана окружающей среды при строительно-монтажных работах:

1. До начала строительно-монтажных работ нужно снять почвенный слой и складировать его на отдельной площадке, а после завершения буровых работ снятую почву использовать для восстановления плодородия использованного участка.

2. Транспортировка бурового оборудования должна осуществляться только по дорогам, соединяющим основную трассу и буровую площадку.

3. Кустовая площадка должна иметь обваловку высотой не менее 1 м. для исключения попадания загрязненных сточных вод в водоемы. Площадка должна иметь уклон в сторону шламовых амбаров. Величина уклона не должна превышать 0,5м на всю ширину площадки.

Охрана окружающей среды при бурении, креплении и освоении скважины:

1. Конструкция скважины.

Проектная конструкция скважины должна: обеспечивать охрану от загрязнения поверхностных грунтовых вод хозяйственно питьевого назначения обязательным спуском направления и подъемом цемента за ним до устья;

- обеспечивать охрану недр надежным разобщением флюидосодержащих горизонтов друг от друга;

- предупреждать возникновение ГНВП и открытых выбросов нефти и газа в ОС.

2. Буровые растворы.

Выбор показателя плотности по интервалам бурения в проекте должен производиться в соответствии с "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности";

В проекте должны применяться экологически малоопасные рецептуры бурового раствора, обеспечивающие ограничение его отрицательного воздействия на ОС;

Перевозка материалов должна производиться спец. транспортом и в спец. таре, исключающих их попадание в ОС;

Не допускать разливов бурового раствора и хим. реагентов на почву;

Оставшаяся часть раствора накапливается в шламовом амбаре для последующей утилизации.

3. Горюче-смазочные материалы.

ГСМ являются потенциально сильными загрязнителями ОС. Проектом предусмотрены следующие решения, исключающие попадание их в ОС:

- доставка ГСМ на буровые должна осуществляться спец. транспортом или в герметичных емкостях с последующей закачкой в склад ГСМ;

- в спец. журнале должен вестись учет прихода и расхода всех видов ГСМ;

- ГСМ должны храниться в специально оборудованных герметичных блоках по 3 емкости с обваловкой высотой не менее 1м.

4. Горючие газы.

Горючие газы, выделяющиеся при дегазации промывочной жидкости или выходящие из скважины при ее освоении, испытании и открытом фонтанировании, сжигают в специальном факеле, устанавливаемом не ближе 100м от скважины. Если же в составе газов содержится H₂S, то простого сжигания недостаточно, так как при сгорании H₂S образуются более тяжелые, чем воздух, оксиды серы, которые скапливаются в пониженных или плохопродуваемых участках рельефа местности и образуют с влагой сильно ядовитую серную кислоту. Поэтому H₂S и другие сильно токсичные компоненты пластовых жидкостей необходимо нейтрализовать еще во время нахождения их в скважине или в очистной системе буровой установки, связывать водонерастворимые химические соединения.

5. Буровые сточные воды и буровой шлам.

Накопление жидких отходов бурения и бурового шлама производится в шламовом амбаре. Вокруг шламового и водяного амбаров для защиты от животных должны быть установлены деревянные ограждения. Конструктивные особенности амбаров разрабатываются специализированной проектной организацией. Жидкие отходы бурения утилизируются.

6. Хозяйственно-бытовые сточные воды и твердые бытовые отходы.

Сбор бытовых отходов производить в мусоросборники, которые устанавливаются за кухней-столовой и вывозить спец. транспортом по мере их заполнения. Жидкие отходы кухни-столовой, душевой и туалета накапливать в выгребных ямах, которые после окончания строительства куста должны быть засыпаны грунтом.

Контроль за состоянием окружающей среды.

Для организации ведомственного контроля за состоянием и охраной окружающей природной среды на предприятиях создаются соответствующие структурные подразделения; службы, лаборатории или отделы. Форма и содержание работы, распределение обязанностей и ответственности, вид и содержание учетной документации и отчетности определяются в соответствии с действующими нормативными актами, видом и объемом производственной деятельности.

Работы по контролю охраны окружающей природной среды при строительстве скважины предусматривают:

- детальное обследование источников загрязняющих выбросов и отходов, определение массы выбрасываемых загрязняющих веществ;

разработку организационно-технических мероприятий по предупреждению или максимальному снижению загрязняющих выбросов и отходов производства;

- разработку Заказчиком плана, контроля за состоянием и охраной окружающей природной среды и согласование плана с контролирующими природоохранными органами;

- контроль за выполнением проектов и действующих проектных решений.

4.3 Чрезвычайные ситуации

Район работ находится в Западной Сибири и проектируемый объект может подвергаться таким стихийным бедствиям как: наводнение, пожары, ураганы, нефтегазовыбросы.

Большую трудность и опасность представляет ликвидация возникшего фонтана, особенно газового, где малейшая негерметичность устьевого оборудования может свести к нулю все попытки по ликвидации фонтана. Первичные действия буровой бригады при обнаружении ГНВП:

1. Первый заметивший признаки ГНВП сообщает об этом бурильщику.

2. Бурильщик подает звуковой или световой сигнал "выброс".

3. Поднимают буровой инструмент до выхода муфты трубы на 1 метр

выше ротора и закрепляют тормоз лебедки.

4. Останавливают буровые насосы.

5. Открывают задвижку на линии дросселирования.

6. Закрывают универсальный превентор.

7. Закрывают шаровой кран.

8. Закрывают задвижку перед регулируемым дросселем.

9. Устанавливают наблюдение за давлением на блоке дросселирования.

10. Бурильщик должен сообщить о ГНВП мастеру, который в свою очередь сообщает в РИТС и ЦИТС.

Дальнейшие работы должны производиться под руководством аварийного мастера.

При возникновении фонтана, рекомендуется следующий порядок его ликвидации:

1. Срочно принимать меры по оборудованию устья скважины для его герметизации, выбирая метод в зависимости от конкретных условий каждой скважины.

2. При угрозе образования грифонов необходимо пробурить мелкие разгрузочные скважины.

3. Если невозможно ликвидировать фонтан известными методами с осуществлением работ на устье скважины, то следует пробурить наклонные скважины, через которые закачивать раствор для задавливания фонтанирующей скважины, или производить взрыв в них с целью обрушения пород в фонтанирующей скважине, или с целью отвода газа через них.

Для предупреждения несчастных случаев необходимо следующее:

1. При возникновении аварий должен быть уведомлен главный инженер предприятия.

2. Работы по ликвидации аварии в скважине ^6 должны вестись под руководством старшего инженера (мастера по сложным работам или главного инженера конторы бурения, экспедиции, участка). Присутствие остальных инженерно-технических работников в пределах опасной зоны нежелательно.

3. Каждая вахта буровой бригады дополнительно инструктируется по технике безопасности перед началом работ по ликвидации аварии.

4. Ликвидация аварии ведется по плану, утвержденному руководством данного предприятия и согласованному с главным инженером треста.

5. Организационно-экономическая часть

5.1 Организационная структура «Мегионского Укрупненного Управления Буровых Работ»

Основным видом деятельности предприятия является оказание сервисных услуг (вышкомонтаж, бурение, подземный ремонт и т.д.) заинтересованным организациям.

Руководителем филиала компании является директор. Директор имеет заместителей по различным вопросам производства.

Технический директор - является первым заместителем директора МУУБР. В подчинении у технического директора находятся:

· центр зарезки вторых стволов (ЦЗВС). Главной задачей центра является планирование технологии зарезки второго ствола и контроль за ее выполнением;

· районная инженерно-технологическая служба (РИТС).

Инженерно-технологическая служба является органом оперативного управления основным производством, обеспечивающим выполнения плана-графика строительства скважин в целом по предприятию с соблюдением установленной технологии. Начальнику РИТС непосредственно подчинены начальники смены РИТС, другие инженерно-технические работники РИТС, через которых организуется работа бригад;

· цех тампонажных работ. Организует работу по креплению скважин, обеспечивает основное производство исправной техникой, производит ремонт и обслуживание тампонажной техники;

· цех вышкомонтажных работ (ЦВР). Организует работу по обеспечению выполнения плана-графика строительства буровых, организации и выполнения переездов и передвижек буровых установок, а также по установке и монтажу оборудования с соблюдением установленной технологии. Цех возглавляет начальник, которому подчинены все инженерно-технологические работники цеха;

· производственно-технологический отдел (ПТО).

Заместителю директора по производству подчиняются:

· административно-хозяйственный отдел (АХО);

· база производственного обеспечения (БПО). Обеспечивает бесперебойную работу объектов основного производства, поддерживает их в работоспособном состоянии и обеспечивает своевременное материально-техническое, профилактическое и ремонтное обслуживание в планово-предупредительном и оперативном порядке. В состав БПО входят: прокатно-ремонтный цех бурового оборудования (ПРЦБО), прокатно-ремонтный цех электрооборудования (ПРЦЭО), цех пароводоснабжения (ЦПВС), участок по ремонту и прокату гидравлических забойных двигателей (ГЗД), имеющий следующие функции:

ПРУБО обеспечивает ремонт технологического и подъемно-транспортного оборудования, проведение планово-предупредительного ремонта бурового оборудования, проведение пуско-наладочных работ;

ПРЦЭО обеспечивает подачу электроэнергии и обслуживание всего электрооборудования, объектов основного и вспомогательного производств, проведение планово-предупредительного ремонта и испытания электрооборудования, проведение пуско-наладочных работ;

УПВС обеспечивает паром и технической водой объекты основного и вспомогательного производства, производит эксплуатацию и ремонт котельных установок и коммуникаций паропроводов;

Участок по ремонту и прокату ГЗД обеспечивает эксплуатацию, обслуживание ГЗД и проведение пуско-наладочных работ, проведение планово-предупредительного ремонта;

В непосредственном подчинении заместителя директора по экономике находятся:

· отдел экономического анализа и планирования;

· отдел финансов, контактов и инвестиций;

· отдел ценообразования;

· отдел организации труда и заработной платы (ООТиЗ).

Заместителю директора по безопасности подчиняется служба безопасности (СБ), организованная для охраны на месторождениях и пресечения несанкционированного вывоза материалов с объектов.

Заместителем директора является также главный геолог. В подчинении главного геолога находится геологический отдел.

В состав компании входят также технологический отдел, возглавляемый главным технологом, бухгалтерия, возглавляемая главным бухгалтером, отдел подготовки и учета кадров, юридическая служба.

5.2 Анализ технико-экономических показателей и анализа рабочего времени буровых бригад

Анализ технико-экономических показателей

Для проведения анализа работы ЗАО «МУУБР» за 1999 год рассмотрим технико-экономические показатели его деятельности.

В 1999 году ЗАО «МУУБР» вело эксплуатационное бурение на Ватиском, Северо-Покурском, Мегионском, Северо-Остравном, Мыхтпайском месторождениях для ОАО «Славнефть».

Бурение разведочных и поисковых скважин не велось. Средняя глубина скважин составляет 2624 метра.

Планом бурения и сдачи на 1999 год предусматривалось всего закончить строительство 45 скважин.

Проходка на одного работающего составила 119,3 метра, а на одну буровую бригаду 22167 метров. Снижение абсолютной проходки на бригаду произошло в следствии сбоев в работе подрядчиков, отключений электроэнергии, климатических условий, а также в связи с бурением скважин с горизонтальным окончанием ствола. Всего потеряно 124 суток, в том числе из-за устранения аварий и брака в работе потеряны 51 сутки.

В целом в 1999 году план по основным показателям был перевыполнен, исключение составили:

· коммерческая скорость бурения - 42%;

· проходка на одну буровую бригаду - 78,7%.

За 1999 год было освоено капиталовложений на сумму 232712,7 тыс.руб.

Себестоимость выполненных работ и услуг по плану должна была составить 285241 тыс. руб, однако фактически она составила 304956 тыс. руб, в том числе по:

ОАО «Славнефть» - 151525 тыс.руб;

Сторонними организациями - 153431 тыс.руб.

Экономистами ЗАО «МУУБР» от реализации всего объема продукции планировалось получить выручку в размере 231668 тыс.руб., однако эта цифра фактически оказалась выше и составила 296041 тыс.руб.

Число работающих в ЗАО «МУУБР» на конец 1999 года составило 1129 человек (инженерно-технических работников - 279 человек, рабочих 850 человек) в том числе в бурении 892 человека.

Фонд заработной платы составил 57911,1 тыс. руб., выплаты социального характера составили 2287,8 тыс.руб. средне месячная заработная плата рабочего составила 4229 руб., что связано с очередным повышением цены на нефть на мировом рынке.

Балансовая прибыль предприятия составила 2242 тыс.руб., что прежде всего связано с внедрением новых технологий и техники. Окончательный финансовый результат деятельности ЗАО «МУУБР» за 1999 год составил 18921 тыс.руб.

В 1999 году было закуплено несколько комплектов нового импортного оборудования и техники:

· долота завода «Волгабурмаш» по цене 940$ за штуку;

· долота фирм «Smith» и «Security» по цене 6000$ за штуку;

· позволяющие в сочетании с низкооборотными винтовыми забойными двигателями вскрывать продуктивный пласт за одно долбление. Применение данных долот позволяет сократить время на СПО и повысить нефтеотдачу пласта за счет снижения динамической фильтрации бурового раствора;

· винтовые забойные двигатели фирмы «Anadrill» по цене 60000$ за штуку;

· четырехступенчатая система очистки бурового раствора фирмы «Derrick» по цене 339000$ за комплект;

· блок флокуляционной очистки буровых и тампонажных растворов фирмы «Protec» по цене 300000$ за комплект;

· лаборатория буровых растворов фирмы «Fann» по цене 3500$ за комплект;

· гидравлические ключи с моментомером для свинчивания обсадных труб диаметром 102 - 324 мм по цене 70000$ за штуку.

Благодаря введению новой техники и технологии стало возможным бурение в водоохранных зонах.

На основании выше всего выше перечисленного для повышения технико-экономических показателей необходимо провести ряд мероприятий:

1.Принять меры по повышению трудовой дисциплины, организовать контроль за технологией сооружения скважины.

2.Ввести штрафные санкции по отношению к подрядчикам.

3.Организовать своевременную доставку оборудования, запасных частей, материалов с ремонтных баз и баз хранения.

4.Продолжить закупки нового оборудования и материалов.

5.Улучшить социальные условия работников.

6.Уделить внимание дорожному сообщению.

7.Повысить технический уровень персонала.

Анализ баланса рабочего времени

Общий баланс рабочего времени по ЗАО «МУУБР» приведен в приложении.

Организационные простои на 1999 год в буровых бригадах составили 2687 часов. Расшифровка организационных простоев представлена в таб. 5.1.

Таблица 5.1.

Организационные простои, ч	Фатеев	Гизатулин	Лесин	Гаджиев	Всего
Отключение электроэнергии	258	148	212	189	807
Ожидание электрооборудования	19	5	28	4	56
Ожидание материалов	5	7	23	10	45
Ожидание тампонажников	124	146	97	101	468
Ожидание частей и оборудования	51	24	12	15	102
Отогрев линий	92	39	86	50	267
Ожидание геофизиков	37	14	16	30	97
Ожидание передвижки БУ	72	64	80	134	350
Климатические условия	73	61	52	101	287
Бездорожье	39	47	50	72	209
Итого по бригадам:	770	555	656	706	2687

Из таблице 5.1. видно, что основное время простоев составляют простои из-за отключений электроэнергии - 807 часов, ожидания тампонажников - 468 часов, ожидание передвижки БУ - 350 часов, климатические условия - 287 часов.

Из вышеуказанного можно сделать вывод о том, что сократить время организационных простоев можно организовав бесперебойное снабжение объектов электроэнергией, согласовать взаимодействие буровых бригад с геофизиками, вышкомонтажниками и тампонажниками, профилактикой и утеплением коммуникаций в зимнее время.

Всего в простоях потеряно 124 дня. Аварийность в работах буровых бригад тесно связана с текучестью кадров, высококвалифицированные специалисты уходят в другие организации, где уровень организации труда и отдыха, а также социальное обеспечение рабочих ведется надлежащим образом. Также следует отметить тот факт, что основное число рабочих люди предпенсионного возраста, большинство которых не имеют высшего технического образования и имеющие недостаточное представление о новых приемах труда, организации и ведения трудового процесса, тяжело осваиваю-щие новые технологии.

Поэтому компании необходимо в кратчайшие сроки решать проблемы социального характера, привлекать на производство больше молодых, хорошо обученных специалистов.

На вспомогательно-подготовительные работы затрачено 4007 часов или 167 суток. Расшифровка времени на ПВР представлена в таблице 2.2.

Из таблицы видно, что основное время подготовительно-вспомогательных работ занимают электромеханические работы - 1520 часов, промывку скважины - 954 часа.

Время на смену долота, сборку и разборку компоновки можно снизить за счет применения новой технологии и оборудования.

Например : для бурения нижних интервалов скважины целесообразно применять маслонаполненные долота типа ГНУ, ГАУ, SS-84F, МF-15 в сочетании с ВЗД Д2-195. Данная компоновка позволяет значительно повысить проходку, сократить время на СПО, увеличить время механического бурения.

Таблица 5.2.

Подготовительно-вспомогательные работы, ч	Фатеев	Гизатулин	Лесин	Гаджиев	Всего
Электрометрические	348	400	362	410	1520
проработка	30	11	23	16	80
Смена долота	66	49	62	59	236
Сборка, разборка КНБК	70	78	67	71	286
Профилактика	94	92	79	105	370
Выброс инструмента	20	14	32	28	94
ПЗР	20	0	19	5	44
СПО (холостой)	12	0	17	8	37
Установка превентора	68	56	40	48	212
Промывка скважины	259	225	268	202	954
Обработка раствора	42	8	15	10	75
Смена талевого каната	33	12	21	14	90
Сборка турбобура	10	18	0	5	33
Итого по бригадам	1072	963	1005	981	4021

На ремонтные работы в 1999 году было затрачено 296 часов или 12 дней. Расшифровка времени представлена в таблице 5.3.

Таблица 5.3.

Ремонтные работы, ч	Фатеев	Гизатулин	Лесин	Гаджиев	Всего
Ремонт насоса	30	9	54	18	111
Ремонт лебедки	11	4	24	0	39
Ремонт цепей	31	13	22	12	78
Ремонт ключей	4	0	0	0	4
Ремонт сист. очистки	0	5	0	3	8
Ремонт манифольда	0	0	0	0	0
Ремонт эл.оборудов.	10	0	3	6	19
Ремонт компрессора	24	3	10	0	37
Итого по бригадам	110	34	113	39	296

Из таблицы 5.3. видно, что основное время ремонтных работ занимает время на ремонт насоса и цепей. Время затрачиваемое на ремонт насоса можно снизить за счет более качественной очистки бурового раствора, уменьшая содержание твердой фазы в растворе, что достигается применением четырех ступенчатой системой очистки, проводить планово-предупредительные работы и профилактику оборудования.

Общее количество отработанных часов составило 28868, из них выходные и праздничные 2259 часов. Количество дней не явок составляет 262 дней из них по болезни 91 день, очередной отпуск - 165 дней, ученический отпуск - 6 дней.

Проведя анализ всего вышеизложенного можно сделать вывод о том, что для ликвидации существующих недостатков необходимо:

· организовать своевременное обеспечение буровых бригад необходимым оборудованием, инструментом и материалами;

· улучшить электроснабжение района работ и оснастить каждую буровую резервным источником питания;

· скорректировать график работы буровых, вышкомонтажных и тампонажных бригад, а также геофизической партии с целью исключения организационных простоев;

· вести работы на оборудовании исключающем остановку из-за климатических условий;

· организовать диспетчерские службы и мобильную связь бригад с руководящими работниками, с целью уменьшения простоев из-за ожидания распоряжений;

· производить обучение работников новым приемам труда;

· уменьшить количество аварий и брака за счет внедрения нового более эффективного оборудования и инструмента;

· улучшить физические и эстетические условия труда, организовать проведение досуга и отдыха в вахтовых поселках;

· принять меры по ликвидации текучести кадров, создать условия для прихода на производство новых, молодых, квалифицированных специалистов.

5.3 Организационно- технический план мероприятий по повышению производительности труда и снижению себестоимости работ

Организационно- технический план составляется на основе анализа производственной деятельности предприятия, анализа технико-экономических показателей и баланса рабочего времени на производственные затраты, ремонт и т. п.

В результате сокращения времени на непроизводственное время увеличивается время на механическое бурение, что даёт в конечном итоге увеличение прибыли. Снижение себестоимости и увеличение прибыли от реализации продукции увеличивает валовый фонд предприятия.

Организационно-технический план мероприятий по повышению производительности труда и снижению себестоимости работ представлены в таблице 5.4

Таблица 5.4.

Мероприятия оргтехника	Базовый вариант	Новый вариант	Ожидаемый экономический эффект
Буровая установка	БУ-3200 ЭУК-1м	БУ- 3900/225 ЭК-БМ	277275,2
Система отчистки БР	ВС- 1, ПГ- 50 ИГ-45М	«Derrick»	2760073
Цементировочный агрегат	ЦА - 320	“Halliburton”	3496109
Смесительная машина	УС6 - 30	“Halliburton”	3764463
Телеметрическая система	СИБ - 1	“Anadrill Schlumberger”	2719574,1
Долгота	Типа ГНУ	8 Ѕ SS 84 F «Security»	1416554,1
	Типа ГАУ	8 Ѕ MF- 15 «Smith»	2634158,2
Качество промывочной жидкости	Нефть	ФК- 2000	400189
Совершенствование условий труда			1140966,5
Общий 18609362,1

5.4 Расчёт экономической эффективности предприятий организационно-технического плана

При определении годового экономического эффекта должна быть обеспечена сопоставимость сравниваемых вариантов новой и базовой техники, используемой при строительстве скважины.

Расчёт экономической эффективности от внедрения новой техники ведётся по формуле

Э_г = [(С_с+ Е_н*К_ус) - (С_н+Е_н*К_ун)]*Ан (5.1)

Где Э_г- ожидаемый экономический эффект за год, руб;

Е_н- коэффициент нормативной эффективности капиталовложений, в расчётах принять Е_н=0,15;

С_с, С_н- соответственно стоимость одного метра скважины при бурении с использованием старой и новой техники, руб/м;

К_ус, К_ун - Коэффициенты удельных капиталовложений, соответственно, старой и новой техники, руб/м;

А_н - годовой объём продукции выпускаемый новой техникой, м.

Годовой объём продукции выпущенный новой техникой определяется по формуле:

А_н=А_с*К (5.2.)

Где А_с - годовой объём продукции выпущенный старой техникой, м.

К -коэффициент повышения производительности труда, в расчётах принять К=1,2.

Годовой объём продукции выпускаемый старой техникой определяется по формуле:

А_с=N*Н_скв (5.3.)

Где Н_скв -глубина скважины, м;

N- количество скважин.

Следовательно А_с= 13*3010 = 39130м

А_н= 1,2*39130 = 46956м.

Коэффициенты удельных капиталовложений старой и новой техники определяются по формуле:

К_ус= Ц_с/А_с

К_ун= Ц_н/А_н (5.4.)

Где Ц_с - цена старой техники, руб;

Ц_н - цена новой техники, руб.

Стоимости одного метра скважины при бурении с использованием соответственного старой и новой техники определяются по формулам

 С_с=К_п*С_сс/Н_скв (5.5.)

С_н=С_с-(У_п-У_л/К)

Где С_сс - сметная стоимость скважин, руб;

К_п - коэффициент приведения сметных расценок к расценкам действующим на сегодняшний день, в расчётах принять К_п=13,4;

К- коэффициент повышения производительности труда, в расчётах принять К=1,2;

Н_скв- глубина скважины, м;

У_п- условно- постоянные затраты, руб/м.

Условно- постоянные затраты определяются по формуле

У_п=К_п*З_зв/Н_скв (5.7.)

Где З_зв - затраты зависящие от времени, руб.

Расчёт экономической эффективности от применения буровой установки БУ- 3900/225 ЭК-БМ можно провести по вышеизложенной методике.

Цена на базовый вариант буровой установки в зависимости от комплектации составляет 125.000.000 рублей. Цена на буровую установку БУ- 3900/225 ЭК-БМ в зависимости от комплектации составляет 170.000.000 руб.

Коэффициент удельных капиталовложений составляет:

К_ус= 120.000.000/39130 = 3066.7 руб/м;

К_тн = 170.000.000/46956 = 3620 руб/м.

По формуле 4.7 определим условно- постоянные затраты

У_п = 13,4* 119846/3010 = 533,5 руб/м.

По формулам 4.5 и 4.6 определим стоимость одного метра скважины при бурении соответственно с использованием старой и новой техники

С_с= 13.4* 525208/ 3010 = 2338.1 руб/м;

С_н= 2338.1 - (533.5 - 533.5/1.2) = 2249.2 руб/м.

Экономический эффект от применения буровой установки БУ-3900/225 ЭК-БМ составит:

Э_г= [(2338.1+0,15*3066.7) - (2249.2 + 0.15*3620)]*46956 = 277275.2 руб

Расчёт экономической эффективности от замены отечественной системы очистки бурового раствора на систему отчистки фирмы «Derrik» производится аналогично. Цена отечественной системы отчистки бурового раствора договорная и составляет порядка 900.000 рублей. Цена 4-х ступенчатой системы отчистки фирмы «Derrik» - 339.000 долларов, что при курсе доллара 1дол.=32.0руб составляет 10.509.000рублей.

К_ус=900.000/31488 = 28,6 руб/м;

К_ун= 10.509.000/ 37786= 223.8 руб/м;

Э_г= (2338,1 + 0.15*23) - (2249,2 + 0,15*223,8)*46956= 2760073,7 руб = 2.7 млн. руб.

Расчет экономической эффективности от замены отечественной цементировочной техники АЦ - 32 и УС6 - 30 на импортную фирмы «Halliburton» производится аналогично.

Цена отечественной техники порядка 1.400.000 и 950.000 рублей соответственно, импортной 200.000$ и 125.000$ соответственно.

Кус1 = 1400000/39130 = 35,7руб/м;

Кун1 = 6200000/46956 = 132руб/м;

Кус2 = 950000/39130 = 24,3руб/м;

Кун2 = 3875000/46956 = 82,5руб/м;

Эг1 = (2338,1 + 0,15*35,7) - (2249,2 + 0,15*132)*46956 = 3496109руб.

Эг2 = (2338,1 + 0,15*24,3) - (2249,2 + 0,15*82,5)*46956 = 3764463руб.

Расчет экономической эффективности от замены отечественной телеметрической системы «СИБ - 1» на импортную «Anadrill Schlumberger» производиться аналогично.

Цена отечественной системы порядка 10000000 рублей, импортной 700000$.

Кус = 10000000/39130 = 255,55руб/м;

Кун = 217000000/46956 = 462,13руб/м;

Эг=(2338,1+0,15*255,55)- (2249,2 + 0,15*462,13)*46956 = 2719574,1руб.

Расчёт экономической эффективности от внедрения мероприятий сокращающих затраты времени и повышающих производительность труда производится по формуле:

Э_г= N*(У_п'* Э_вр- Е_н* З_ед) (5.8)

Где N- число скважин;

У_п'- условно-постоянные затраты, руб/сут;

Э_вр- величина экономии времени, сут;

Е_н- коэффициент нормативной эффективности капиталовложений, в расчёте принять Ен= 0.15;

З_ед- затраты на единицу продукции, руб:

Условно-постоянные затраты определяются по формуле

У_п'= К_п*З_зв/Т_б (5.9)

Где З_зв- затраты зависящие от времени, руб;

Т_б- время бурения одной скважины, сут;

У_п= 13.4* 90727/ 18,5 = 65715,7 руб/сут.

Величина экономии времени определяется по формуле

Э_вр= П* Т_б/ (100+ П) (5.10)

Где П - процент повышения производительности и сокращения затрат времени, %.

Затраты на единицу продукции определяется по формуле

З_ед= N_н* Ц_н- N_е* Ц_с

Где N_н, N_с - соответственно количество единиц новой и старой техники, расходуемой на одну скважину, шт.

Экономический эффект от применения долот типа 8 Ѕ SS-84F фирмы «Security» составит. Цена на базовый вариант долота составляет 810 долларов, что при курсе доллара 1дол = 31.0 руб. равна Ц_с= 25110 рублей. Цена долота 8 Ѕ SS- 84F составляет 6.000 дол. = 186.000 руб.

Процент повышения производительности этих долот составляет 10% по сравнению с базовым вариантом.

Экономия времени составит

Э_вр= 1018.5/ (100+10) = 1.68 сут.

Проходка на одно долото фирмы «Security» в в среднем в семь раз больше, чем у базового варианта долота. Отсюда затраты на единицу продукции составит

З_ед= 1* 186.000 - 7* 25110 = 10230 руб.

Экономический эффект от применения долота фирмы «Security» составляет

Э_г= 13*(65715.7*1.68 - 0.15*9570) = 1416554.1 руб.

Экономический эффект от применения долот типа 8 Ѕ MF-15 фирмы « Smith»

Цена на базовый вариант долота составляет 810 дол.= 25110 руб. Цена на долото 81/2 MF-15 составляет 6432 дол. = 199.392 руб. Процент повышения производительности этих долот составляет 20%, проходка на долото в 8 раз больше, чем у базового варианта.

З_ед= 186.528 - 8*53650 = -1488 руб.

Э_г= 13*( 65715,7*3.08 + 0.15*1488) = 2634158.2 руб.= 2.6 млн. руб.

Э_вр= 20*19.025/ (100+20) = 3.17 сут.

Экономический эффект от замены нефти на реагент ФК- 2000 при П= 2% составит:

Э_вр= 2*12/(100+20) = 0.235 сут.

Цена нефти расходуемой на бурение одной скважины составляет 116.100 руб., а цена ФК - 2000 --- 20.401 руб.

Э_г=13*(65715,7* 0.25 + 95699*0.15) = 400189 руб.

Годовой экономический эффект от создания микроклимата на рабочих местах определяется по формуле:

Эг = (365/Тб) УпI * Эвр (5.12)

Где Тб - время строительства одной скважины, сут;

УпI - условно - постоянные затраты, руб/сут;

Эвр - величина экономии времени, сут;

При проценте повышения производительности труда на 5% экономия времени составит:

Эвр = 18,5 / (100 + 5) = 0,88 сут.

Эг = (365 / 18,5) * 65715,7 * 0,88 = 1140966,5 руб.

Общий годовой экономический эффект от внедрения мероприятий организационно-технического плана составит:

Эг = 277275,2 + 2760073 + 3496109 + 3764463 + 2719574,1 + 1416554,1 + 2634158,2 + 400189 + 1140966,5 = 18609362,1 руб.

5.5 Определение нормативной продолжительности строительства скважины

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

· строительно-монтажные работы;

· подготовительные работы к бурению;

· бурение и крепление ствола скважины;

· испытание скважин на продуктивность.

Продолжительность строительно-монтажных работ берется из наряда на производство работ, т.к. не вносится ни каких изменений в технику и организацию вышкомонтажных работ. Продолжительность строительно-монтажных работ составляет 73,7 суток.

Продолжительность подготовительных работ к бурению и самого процесса бурения рассчитывается при составлении нормативной карты. При расчете затрат времени в нормативной карте используются:

1.Данные геологической, технологической и технологической части проекта;

2.Нормы времени на проходку одного метра и нормы проходки на долото.

3.Справочник //2 для нормирования спускоподъемных операций, вспомогательных, подготовительно-заключительных работ и работ связанных с креплением и цементирование скважин.

Все данные для проведения расчетов берутся из режимно-технологической карты проводки скважин.

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

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

Тб = Тб1* h (5.13.)

Где Тб1 - норма времени на бурение одного метра по ЕВН, час;

H - величина нормативной пачки, м.

При расчете нормативного времени на СПО сначала определяют количество спускаемых и поднимаемых свечей, а также число наращиваний по каждой нормативной пачке, при помощи вспомогательных таблиц, представленых в справочнике //2 или по формулам:

Nсп = n ( Н1 + Н2 - 2d - h ) / 2L (5.14.)

Nпод = Nсп + n h / L (5.15.)

Где Nсп, Nпод - соответственно количество спускаемых и поднимаемых свечей;

Н1, Н2 - соответственно начальная и конечная глубина интервала, м;

D - длина неизменной части инструмента, м;

h - проходка на долото, м;

L - длина свечи, м;

n - количество долблений в данном интервале.

Нормативное время на СПО определяют по формулам:

Тсп = Nсп Т1св / 60 (5.16.)

Тпод = Nпод Т1св / 60 (5.17.)

Где Тсп, Тпод - соответственно время спуска и подъема свечей, час;

Nпод, Nсп - соответственно количество поднимаемых и спускаемых свечей;

Т1св - нормативное время на спуск и подъем одной свечи, значения представлены в ЕВН //2.

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

Время бурения одной скважины глубиной 2940 метров 6,1 суток, время СПО составляет составляет 3,7 суток.

Продолжительность испытания определяется в зависимости от применяемого метода испытания и числа испытуемых объектов по нормам времени на отдельные процессы, выполняемые при испытании скважин, приведенные в справочнике //3.

Время на испытание скважины составляет 7,8 суток.

Общая продолжительность бурения и крепления скважины составляет 24,58 суток.

После обоснования продолжительности цикла строительства скважины должны быть определены скорости:

1.Механическая скорость бурения, определяется по формуле:

Vмех = Н / fмех, (5.18.)

Где Н - глубина скважины, м.

fмех - продолжительность механического бурения,.

Vмех = 2940 / 138,72 = 21,2 м/час.

2.Рейсовая скорость бурения определяется по формуле:

Vр = Н / ( fспо + fмех + fпво ), (5.19.)

Где Н - глубина скважины, м;

fспо - продолжительность механического бурения, час;

fмех - время на СПО, час;

fпво - затраты времени на подготовительно-вспомогательные работы, связанные с рейсом, час.

Vр = 2940 / (138,72 + 88,8 + 1) = 12,86 м/час.

3.Коммерческая скорость бурения определяется по формуле:

Vк = Н 720 / Тк, (5.20.)

Где Н - глубина скважины, м;

Тк - календарное время бурения, час.

Vк = 2940 720 / 444 = 4768 м / ст.мес.

4.Условная скорость определяется по формуле:

Vу = Н 720 / Ту, (5.21.)

Где Н - глубина скважины, м;

Ту - время цикла строительства скважины, час.

Vу = 2940 720 / 631,2 = 3354 м / ст.мес.

5.Техническая скорость определяется по формуле:

Vтех = Н 720 / fпв, (5.22.)

Где Н - глубина скважины, м;

fпв - производительное время бурения, час.

Vтех = 2940 720 / (444-80) = 5815 м/ст.мес.

6.Средняя по скважине проходка на долото определяется по формуле:

hср = Н / n, (5.23.)

где Н - глубина скважины, м;

n - количество долот, необходимых для бурения скважины.

hср = 2940 / 14 = 210 метров.

На основании выше изложенного составляем нормативную карту на проводку скважины.

Нормативная карта представлена в приложении:

Ниже приведены режимно-технологическая и нормативные карты:

5.6 Определение потребного количества буровых бригад и буровых установок

Для определения потребного количества буровых бригад и установок в работе необходимых для выполнения годового объема работ на площади можно использовать формулу:

N_бб = Q/(Vк * К * 12,17) + (n1g1 + n2g2/Тк) (5.24.)

где N_бб - число буровых бригад и буровых установок находящихся постоянно в работе;

Q - объем проходки на площади;

К - коэффициент повышения производительности при внедрении производительности при внедрении мероприятий оргтехплана;

n1, n2 - количество скважин начинаемых соответственно бурением и испытанием;

g1, g2 - продолжительность соответственно подготовительных работ и работ по испытанию;

12,17 - количество станко-месяцев в году.

n_бб = Q / Vк * К * 12,17 (5.25.)

n_бб = 106400 / 12,17* 1,2 * 4768 = 1,8

При сохранении объемов бурения предыдущего года (106400метров) количество буровых бригад необходимо сократить с 4 до 1,8.

Количество буровых установок находящихся в обороте:

n_бу = n_бб * Коб (5.26.)

где Коб - коэффициент оборачиваемости буровых установок.

Коб = Тоб / Тб (5.27.)

где Тоб - время бурения, сут;

Тб - продолжительность всех элементов составляющих оборот установки, сут.

Коб = 24,58 / 75 = 0,33

n_бу = 1,8 * 0,33 = 0,594

Потребное количество турбобуров рассчитывается в соответствии с действующими в буровом предприятии нормативами содержанием турбобуров на одну буровую установку:

n_т = nбб * n_m (5.28.)

n_т = 1,8 * 1,5 = 2,7

Потребное количество комплектов бурового инструмента определяется по числу одновременно находящихся в бурении буровых установок с учетом дополнительной потребности в трубах и инструмента:

nбт = nбб * Кз (5.29.)

где Кз - коэффициент запаса бурильных труб.

nбт = 1,8 * 1,2 = 2,16

Организация работы бригады по методу бригадного подряда.

Бригадный подряд, в нефтяной и газовой промышленности один из методов ведения строительных работ, основан на принципах хозрасчета. Разработан и внедрен Н.А.Злобиным. Бригаде подрядчику выдается наряд на производство всего комплекса работ по объему. Набор работ, их номенклатура, последовательность и сроки выполнения определяются планом и графиком.

Данный метод является, несомненно наиболее выгодным и удобным для производства буровых работ так как помогает отслеживать сроки выполнение тех или иных работ, и оперативно принимать решения если наблюдаются какие либо отклонения от плана.

5.7 Линейно-календарный график выполнения работ

При составлении календарного графика учитывается, что буровые бригады должны работать непрерывно, без простоев и аварий и пробурить все запланиро-ванные скважины за запланированное время.

Остальные бригады (вышкомонтажные бригады и бригады освоения) не должны по возможности простаивать.

Количество монтажных бригад определяется из условия своевременного обеспечения буровых бригад обустройством и оборудованием новых кустов.

При составлении графика учитывается тип буровой установки, месячная производительность, т.е. число скважин законченных за месяц и количество календарных часов для бурения.

Таблица 5.5. Линейно-календарный график выполнения работ

6. Совместимость растворов -- ключ к повышению качества строительства скважины

Первичное цементирование можно значительно улучшить с помощью последних разработок в механизме замещения бурового раствора цементным в обсадной колонне и затрубном пространстве при интегрированном подходе к буровым и цементным растворам. Такой системный подход к последовательности закачиваемых растворов помогает нефтяной компании оптимизировать весь процесс бурения и заканчивания при более низких затратах.

Улучшении в качестве строительства скважин можно достичь за счет сокращения временных затрат между бурением и цементированием и при точном соблюдении критериев замещения бурового раствора цементным. Эффективность заливки цементного раствора для создания полной и постоянной изоляции зависит от эффективности вытеснения бурового раствора из пространства между обсадной колонной и стволом скважины, т. е. от удаления бурового раствора, и от исключения прорыва цементного раствора через буровой, взаимного смешения растворов и загрязнения в затрубье и обсадной колонне при заливке. Понимание механики вытеснения имеет важнейшее значение для проведения успешного цементажа, однако комплексный подход к буровым и цементным растворам является первым шагом в направлении оптимизации всего строительства скважины.