Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Проектирование месторождения

Проектирование месторождения

Анализ литолого-стратиграфического описания разреза. Технико-технологические мероприятия, предусмотренные при строительстве скважины по проектной конструкции. Механизация и автоматизация технологических процессов, средств контроля и диспетчеризации.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	дипломная работа
Язык	русский
Дата добавления	09.05.2016
Размер файла	1,4 M

посмотреть текст работы

скачать работу можно здесь

полная информация о работе

весь список подобных работ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

100

1900

Бурение роторным

способом под 1 проме-

жуточную колонну

0,59

0,046

Периферийная

14,3

612

1900

4555

Бурение забойным дви-

телем под 2 проме-

жуточную колонну

0,91

0,066

Периферийная

14,3

393

4555

4815

5435

5079

Бурение забойным дви-

гателем ствола,

под 177.8 мм "хвостовик"

1,69

0,096

Периферийная

12,7

184

5640

5760

Отбор керна

(роторный способ)

1,64

0,092

Периферийная

12,7

5435

6225

Бурение открытого ствола

забойным двигателем

1,64

0,092

Периферийная

11,1

144,7

Нормы на механическое бурение скважин на месторождении Карачаганак

№ п/п	Cтратиграфия	Крепость пород	Интервал бурения, м	Размеры долот, мм	Проходка на долото, м	Механическая скорость бурения, м/ч
			От	До
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Четвертичные+мел Q+N+К	Мягкие, средние	0	100	660,4	1200	3,5
2	Мел+Юра+Триас K+J+T	Средние	100	1900	406.4 PDC	2200	13,3
3	Триас+татар яр+нижняя пермь T+P₁	Средние, твёрдые, крепкие	1900	4550	311.1 PDC	700	4
5	Артинско-ассельский ярусы Р₁ar-as	Cредние, твёрдые	4550	5435	215.9 (212.7) PDC шарошечное	400 150	6 6
	Карбон+ девон C+D	Cредние, твёрдые	5100	5220	149.2/66.7 PDC	70	2,8
			5131	5560	149.2 (152.4) PDC	500	4
					шарошечное	150	3

8. Крепление скважин

Расчет обсадных колонн

Расчет обсадных колонн произведен в соответствии с инструкцией по расчету обсадных колонн по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок.

Прочностные характеристики обсадных труб приняты по стандартам API и техническим условиям фирм поставщиков. Допустимые избыточные наружные давления для обсадных труб определены с учетом растягивающих нагрузок при двухосном нагружении.

Выбор обсадных труб

В поздний период эксплуатации продукция скважин может обводняться (от следов воды до нескольких процентов). Забойные давления в этот период прогнозируются в пределах 200-260 кгс/см²^, содержание сероводорода - 4.9 %, углекислого газа - 6.9%, а максимальные парциальные давления могут составить:

P H₂S 9.8-12.7 кгс/см²

Р СО₂13.8-17.9 кгс/см²

Для этих условий приняты обсадные трубы T-95 тип 1 по спецификации 5СТ API, материал которых должен соответствовать стандарту НАСЕ MR0175, а методы испытаний на стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением - стандарту ТМ 0177.

Первая промежуточная колонна

Таблица 8.1

Исходные данные

№ п/п		Обозначение	Колонна
			1 промежуточная
1	2	3	4
1	Диаметр колонны, мм	Dk	339.7
2	Диаметр ствола скважины, мм	Dc	406.4
3	Интервал установки колонны, м: - верх - низ	Lo L	0 1900
4	Удельный вес, гс/: - цементного раствора - бурового раствора - опрессовочной жидкости - жидкости в колонне - пластовой воды	Yц Yбр Yж Yв Yгс	1.65 1.35 1.35 1.19 1.19
5	Раастояние от устья до уровня, м: -цемента -жидкости в колонне	h H	0 0
		Глубина, м	Давление, кгс/см²
6	Пластовые давления (за колонной), кгс/см²	100 1900	9 219
7	Пласт, которому соответствует максимальное давление на устье	4440	653

Рисунок 8.1 График избыточнык наружных давлений 1 промежуточной колонны

Рисунок 8.2 График избыточных внутренних давлений 1 промежуточной колонны

Вторая промежуточная колонна

Таблица 8.2

Исходные данные

№ п/п		Обозначение	Колонна
			2 промежуточная
1	2	3	4
1	Диаметр колонны, мм	Dk	244.5/250.8
2	Диаметр ствола скважины, мм	Dc	311.2
3	Интервал установки колонны, м: - верх - низ	Lo L	0 4555
4	Удельный вес, гс/: - цементного раствора - бурового раствора - опрессовочной жидкости - жидкости в колонне - пластовой воды	Yц Yбр Yж Yв Yгс	1.95 1.55 1.55 1.00 1.19
5	Раастояние от устья до уровня, м: -цемента -жидкости в колонне	h H	1500 0
		Глубина, м	Давление, кгс/см²
6	Пластовые давления (за колонной)	1900	215
		2700	311
		3070	359
		3925	459
		3975	564
		4400	647
		4440	546
		4500	549
		4550	464
		4555	465
7	Пласт, которому соответствует максимальное давление на устье	4555	465
8	Горное давление, кгс/см²	3975	910
		4440	1017

Рисунок 8.3 График избыточных наружных давлений II промежуточной колонны

Рисунок 8.4 График избыточных внутренних давлений II промежуточной колонны

Хвостовик (нижняя секция)

Таблица 8.3

Исходные данные

№ п/п		Обозначение	Колонна
			Хвостовик (нижняя секция)
1	2	3	4
1	Диаметр колонны, мм	Dk	177.8
2	Диаметр ствола скважины, мм	Dc	215.9
3	Интервал установки колонны, м: - верх - низ	Lo L	4455 5079
4	Удельный вес, гс/: - цементного раствора - бурового раствора - опрессовочной жидкости - жидкости в колонне - пластовой воды	Yц Yбр Yж Yв Yгс	1.90 1.08 1.08 0.33 1.19
5	Расстояние от устья до уровня, м: -цемента -жидкости в колонне	h H	4455 0
6	Минимальное забойное давление в поздний период эксплуатации, кгс/см²	забой Pз	260
		устье Pу	50
		Глубина, м	Давление, кгс/см²
7	Пластовые давления (за колонной)	4555	465
		4815	486
		5079	513
8	Пласт, которому соответствует максимальное давление на устье	4555	465

Рисунок 8.5 График избыточных наружных давлений хвостовика (нижняя секция)

Рисунок 8.6 График избыточных внутренних давлений хвостовика (нижняя секция)

Хвостовик (верхняя секция)

Таблица 8.4

Исходные данные

№ п/п		Обозначение	Колонна
			Хвостовик (верхняя секция)
1	2	3	4
1	Диаметр колонны, мм	Dk	177.8
2	Диаметр ствола скважины, мм	Dc	214.25
3	Интервал установки колонны, м: - верх - низ	Lo L	2500 4455
4	Удельный вес, гс/: - цементного раствора - бурового раствора - опрессовочной жидкости - жидкости в колонне - пластовой воды	Yц Yбр Yж Yв Yгс	1.90 1.08 1.01 0.33 1.10
5	Расстояние от устья до уровня, м: -цемента -жидкости в колонне	h H	2600 0
6	Минимальное забойное давление в поздний период эксплуатации, кгс/см²	забой Pз	260
		устье Pу	50
		Глубина, м	Давление, кгс/см²
7	Пласт, которому соответствует максимальное давление на устье	4555	465

Рисунок 8.7 График избыточных наружных давлений хвостовика (верхняя секция)

Рисунок 8.8 График избыточных внутренних давлений хвостовика (верхняя секция)

Надставка хвостовика

Таблица 8.5

Исходные данные

№ п/п		Обозначение	Колонна
			Надставка хвостовика
1	2	3	4
1	Диаметр колонны, мм	Dk	177.8
2	Диаметр ствола скважины, мм	Dc	214.25
3	Интервал установки колонны, м: - верх - низ	Lo L	0 2500
4	Удельный вес, гс/: - цементного раствора - бурового раствора - опрессовочной жидкости - жидкости в колонне - пластовой воды	Yц Yбр Yж Yв Yгс	1.90 1.84 1.01 0.33 1.10
5	Расстояние от устья до уровня, м: -цемента -жидкости в колонне	h H	0 0
6	Минимальное забойное давление в поздний период эксплуатации, кгс/см²	забой Pз	270
		устье Pу	50
		Глубина, м	Давление, кгс/см²
7	Пласт, которому соответствует максимальное давление на устье	4555	465

Рисунок 8.9 График избыточных наружных давлений надставки хвостовика

Рисунок 8.10 График избыточных внутренних давлений надставки хвостовика

Таблица 8.6

Распределение давлений по длине колонны

Название колонны	Номер раздельно спускаемой части колонны	Распределение избыточных давлений по длине колонны
		Глубина, м	Наружное, кгс/см²	Внутреннее, кгс/см²
		От	До	От	До	От	До
1	2	3	4	5	6	7	8
Кондуктор	1	0	100	0	10	65	66
I Промежуточная	1	0	1900	0	57	137	167
II Промежуточная	1	1500	1900	83	87	430	451
		1900	2700	87	95	451	493
		2700	3070	95	98	493	513
		3070	3925	98	107	513	558
		3925	3975	107	513	558	561
		3975	4400	513	568	561	583
		4400	4440	568	573	583	585
		4440	4500	573	113	585	589
		4500	4550	113	113	589	591
		4550	4555	113	113	591	591
Хвостовик 177.8 мм. (нижняя секция)	1	4555	4815	267	285	302	309
		4815	5079	285	304	309	316
Хвостовик 177.8 мм. (верхняя секция)	1	2500	2600	119	131	328	327
		2600	4455	131	260	327	310
Надставка хвостовика 177.8 мм	1	0	2500	0	119	350	328

Таблица 8.7

Параметры обсадных труб

Наименова-ние колонны	Номер раз-дель-но спус-кае-мой части колон-ны в поряд-ке спуска	Но-мер рав-но-прочно-го участка труб	Интервал установки равнопрочно-го участка труб, м	Длина участка, м	Масса участ-ка, т	Нарастаю-щая масса, т	Характеристика обсадной трубы	Коэффициенты запаса прочности при
			Верх	Низ				Номи-наль-ный наружный диа-метр, мм	Тип соединения	Марка (груп-па проч-ности) мате-риала труб	Тол-щина стен-ки, мм	избыточном давлении	Рас-тя-же-нии
												Наружном	Внут-рен-нем
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	1	1	0	100	100	13,99	13,99	508	Antares ER	K-55	11,15	1,22	1,27	>1.75
2	1	1	0	1900	1900	192,25	192,25	339,7	Tenaris ER	L-80	12,2	2,79	2,11	2,20
3	1	1	2700	4555	1855	173,34	173,34	250,8	AMS	T-95	15,88	1,14	1,25	4,51
		2	100	2700	2600	206,981	380,32	244,5	AMS	T-95	13,84	5,46	1,29	1,76
		3	0	100	100	9,34	389,67	250,8	AMS	T-95	15,88	3,51	2,08	2,00
4	1	1	4455	5435	980	46,66	46,66	177,8	NK3SB	T-95	11,51	2,26	2,39	9,13
	2	1	2500	4455	1955	93,09	93,09	177,8	NK3SB	T-96	11,51	5,23	2,90	4,58
5	1	1	0	2500	2500	119,04	119,04	177,8	NK3SB	T-96	11,51	5,75	2,16	3,58

Таблица 8.8

Суммарная масса труб

Характеристика труб	Масса труб с заданной характеристикой, т
Код типа соединения	Условное обозначение трубы по стандарту или ТУ	Теоретическая	С плюсовым допуском	С запасом по длине
1	2	3	4	5
Antares ER	508х11.15-К-55	13,99	13,99	14,69
Tenaris ER	339.7х12.20-L-80	192,25	192,25	201,86
Antares MS	250.8х15.88-Т-95,1	182,69	182,69	191,82
Antares MS	244.5х13.84-Т-95,1	206,98	206,98	217,33
NK3SB	177.8х11.51-Т-95,1	258,79	258,79	271,73

Таблица 8.9

Технологическая оснастка обсадных колонн

Наименование колонны	Номер секции колон-ны в поряд-ке спуска	Элементы технологической оснастки	Суммарное на колонну
		Наименование, шифр, типоразмер	ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ, МУ и т.д. на изготовление	Масса элемента, кг	Интервал установки, м	Коли-чество на интер-вале, шт.	Коли-чес-тво, шт.	Масса, кг
					От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Кондуктор	1	508мм (20") колонный башмак с обратным клапаном и гнездом для стыковки с цементировочной колонной бурильных труб, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10D	280	0	100	1	1	280
		20" центраторы*, модель фирмы Weatherford	Стандарт АРI 10D	24	88	100	2
					0	88	4	6	144
I Промежуточная	1	339.7мм (13³/₈") колонный башмак с обратным клапаном, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10D	170	0	1900	1	1	170
		339.7мм (13^3/₈") муфта для посадки цементировочной пробки с обратным клапаном, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10F	82		1876	1	1	82
		339.7мм (13³/₈")центраторы, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10D	17	1876	1900	3
					100	1876	49
					0	100	2	54	918
		Пробки продавочные: верхняя пробка, нижняя пробка, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10
				24			1	1	24
				18			1	1	18

II Промежуточная	1	250.8мм (9⁷/₈")направляющий башмак с обратным клапаном, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10D	120	0	4555	1	1	120


		250.8мм (9⁷/₈") муфта для посадки цементировочной пробки с обратным клапаном, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10F	57		4507	1	1	57



		250.8мм (97/8") центраторы**	Стандарт АРI 10D	12,0	4507	4555	5
					2700	4507	51
		244.5мм (9⁵/₈") центраторы*, модель фирмы Weatherford	Стандарт АРI 10D	12,8	1900	2700	23
					0	1900	32	111	1376
		Пробки продавочные:	Стандарт АРI 10
		Пробка первой ступени		13			1	1	13
		Открывающая (падающая) пробка		20			1	1	20
		Закрывающая пробка модель фирмы Weatherford*		15			1	1	15
7'' Хвостовик (нижняя секция)	1	177.8мм ('7") колонный башмак с обратным клапаном, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10D	60		5435	1	1	60


		Устройство для подвески хвостовика 7"х9", включающее гнездо для соединения с надставкой, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10F	140	4455	4453	1	1	140




		177.8мм ('7") муфта для посадки цементировочной пробки с обратным клапаном, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10F	30	5387		1	1	30



		177.8мм ('7") центраторы, тип: жесткий спиралевидный, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10D	10	5387	5435	8
					4815	5387	95
					4555	4815	22
					4455	4555	2	127	1270
		Пробки продавочные: верхняя пробка, нижняя пробка, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10					2
				8			1	1	8
				6			1	1	6

7" хвостовик (верхняя секция)	2	Уплотнительный ниппель, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10
				56	4453	4455	1	1	56
		Муфта для пропускания раствора, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10F	30		4407	1	1	30


		177.8мм ('7") центраторы тип: упругий прямой, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10D	7.5	4407	4455	4
					2500	4407	61	65	489

		Верхняя разделительная пробка, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10	8			1	1	8

Надставка 7" хвостовика	1	Уплотнительный ниппель, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10
				56	2498	2500	1	1	56
		Муфта для пропускания раствора, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10F	30		2452	1	1	30


		177.8мм ('7") центраторы тип: упругий прямой, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10D	7.5	2452	2500	4
					0	2452	34	38	285

		Верхняя разделительная пробка, модель фирмы Weatherford*	Стандарт АРI 10	8			1	1	8

Примечание: * допускается использование технологической оснастки других фирм-производителей: Halliburton, Baker Hughes, Weatherford и др. при условии соответствия требованиям стандартов API.

** Надставка эксплуатационной 177.8 мм (7") колонны спускается и цементируется после бурения открытого ствола, если остаточная прочность 244.5 мм промежуточной колонны не обеспечит безопасной эксплуатации скважины.

Таблица 8.9

Скорость спуска обсадных колонн

Обсадная колонна	Интервал глубин, м	Допустимая скорость спуска колонны, м/с	Допустимая глубина спуска на клиньях, м
Название колонны	Номер секции	Верх	Низ
1	2	3	4	5	6
Кондуктор	1	0	100	0.3-0.4	100
I Промежуточная	1	0	1900	0.6	1900
II Промежуточная	1	0 1850	1850 4555	0.8-0.6 0.6-0.4	1600 4000
Хвостовик 177.8 мм.	1	0 4500	4500 5079	1.0-0.8 0.8-0.6	4500 5079
Надставка 177.8 мм		0 1500	1500 2500	1.0-0.8 0.8-0.6	1500 2500

Таблица 8.10

Испытание обсадных колонн на герметичность и натяжение эксплуатационной колонны

Наименование	Единица измерения	Кондуктор	Промежуточные колонны	Хвостовик	Надставка хвостовика
			1	2
1	2	3	4	5	8	9
1.Плотность жидкости при опрессовке:
- колонны	г/	1.08	1.35	1.55	1.06	1.01
- цементного кольца	г/	1.08	1.08	1.08	-	-
2. Давление на устье при опрессовке верхней части колонны	кгс/	65	137	350	350	350
3. Глубина установки пакера (МСЦ, моста)	м	-	-	-	-	-
4. Давление на устье при опрессовке ниже пакера (МСЦ, моста)	кгс/	-	-	-	-	-
5. Давление на устье при опрессовке цементного кольца	кгс/	-	-	-	-	-
6. Работа цементировочных агрегатов (количество вызовов, агр/операций)		-	-		-	-
7. Давление опрессовки труб	кгс/	74	175	370	370	370
8. Работа цементировочных агрегатов по опрессовке труб на поверхности (количество вызовов, агр/операций)		-	-	-	-	-

Таблица 8.11

Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристики компонентов

Название колонны	Номер части колонны в порядке спуска	Номер ступени (снизу-вверх)	Тип или название жидкости для цементирования	Название компонентов	Плотность, г/см³	Норма расхода компонента, кг/м³
1	2	3	4	5	6	7
Кондуктор	1	1	Буферная	Вода	1.0	995.68
				Поверхн. активное вещ-во (MCS-A)	1.02	4.86
			Тампонажный-1	Цемент G (HSR)	3.15	694.80
				Хлористый кальций (A-7)	2.15	13.90
				Облегчающая добавка (А-2)	2.40	27.79
				Пеногаситель (FP-21L)	0.88	1.08
				Вода	1.0	760.10
			Тампонажный-2	Цемент G (HSR)	3.15	1318.80
				Хлористый кальций (A-7)	2.15	19.78
				Пеногаситель (FP-21L)	0.88	2.30
				Вода	1.0	578.92
			Продавочная	Буровой раствор	1.08	-
I промежуточная колонна	1	1	Буферная	Вода	1.0	817.03
				Полимер (Flowzan)	1.6	2.28
				Поверхн. активное вещ-во (MCS-A)	1.02	656.56
				Утяжелитель (Барит)	4.2	26.20
			Тампонажный-1	Цемент G (HSR)	3.15	927.70
				Хлористый кальций (A-7)	2.15	4.64
				Облегчающая добавка (А-2)	2.40	27.83
				Пеногаситель (FP-21L)	0.88	1.601
				Вода	1.0	678.89
			Тампонажный-2	Цемент G (HSR)	3.15	1318.80
				Хлористый кальций (A-7)	2.15	13.19
				Понизитель водоотдачи (FL-25)	1.28	6.59
				Пеногаситель (FP-21L)	0.88	2.26
				Вода	1.00	578.92
			Продавочная	Буровой раствор	1.35	1.35
II промежуточная колонна	1	1	Буферная	Вода	1.0	805.1
				Полимер (Flowzan)	1.6	24.30
				Поверхн. активное вещ-во (MCS-A)	1.02	2.14
				Утяжелитель (Барит)	4.2	716.51
			Тампонажный-1	Цемент G (HSR)	3.16	864.2
				Хлористый кальций (A-7)	2.15	6.48
				Облегчающая добавка (А-2)	2.40	17.28
				Пеногаситель (FP-21L)	0.88	1.60
				Вода	1.0	717.80
			Тампонажный-2	Цемент G (HSR)	3.16	1306.1
				Понизитель водоотдачи (FL-25)	1.28	10.45
				Замедлитель схватывания (R-3)	1.36	2.61
				Хлористый калий KCl (A-9)	2.71	39.18
				Понизитель вязкости (CD-32)	1.25	2.61
				Пеногаситель (FP-21L)	0.88	2.06
				Вода	1.0	569.9
177.8 мм хвостовик (нижняя секция)	1	1	Буферная	Вода	1.0	817.03
				Поверхн. активное вещ-во (MCS-A)	1.02	26.20
				Полимер (Flowzan)	1.6	2.28
				Утяжелитель (Барит)	4.2	656.56
			Тампонажный	Цемент G (HSR)	3.16	1228.7
				Понизитель водоотдачи (FL-25)	1.28	6.14
				Понизитель водоотдачи (FL-62)	1.28	12.29
				Реагент, блокирующий газ (BA-58)	2.2	98.3
				Понизитель вязкости (CD-32)	1.25	2.46
				Замедлитель схватывания (R-3)	1.36	2.46
				Пеногаситель (FP-21L)	0.88	1.94
				Вода	1.00	564.3
			Продавочная	Буровой раствор	1.17	-
177.8 мм хвостовик (верхняя секция)	2	1	Буферная	Вода	1.00	998.1
				Поверхн.активное в-во (MCS-A)	1.02	2.43
			Тампонажный	Цемент G (HSR)	3.16	1305.6
				Понизитель водоотдачи (FL-25)	1.28	10.44
				Замедлитель схватывания (R-3)	1.36	6.53
				Пеногаситель ( FP-21L)	0.88	1.6
				Вода	1.00	575.3
			Продавочная	Буровой раствор	1.07	-
Надставка хвостовика	2	1	Буферная	Вода	1.0	998.1
				Поверхн. активное вещ-во (MCS-A)	1.02	2.43
			Тампонажный	Цемент G (HSR)	3.16	1305.6
				Пеногаситель (FP-21L)	0.88	1.6
				Вода	1.00	575.3
			Продавочная	Буровой раствор	1.10	-

Таблица 8.12

Потребное для цементирования обсадной колонны количество цементировочной техники

№ пп	Название или шифр	Потребное количество
		Номера колонн	Суммарное на скважину
		1	2	3	4	5
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Цементировочный агрегат BJ Pacemaker* 35-8-5	1	1	1	2	1	6
2	Цементовоз BJ 600 ST*	1	5	6	3	2	17
3	Осреденительная емкость BJ Services Bath Tank*	1	1	1	2	1	6
4	Авиоцистерна Water Tanker*	2	5	5	4	2	18

Примечание: * - допускается использование цементировачной техники других фирм-производителей

Таблица 8.13

Потребное для цементирования обсадных колонн количество материалов

№ пп	Название или шифр	ГОСТ, ОСТ, МРТУ и т.д. на изготовление	Еди-ница изме-рения	Потребное количество
				Номера колонн	Суммар-ное на скважину
				1	2	3	4	5
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Цемент G (HSR)	API 10A; ГОСТ 1581-96	т	21,0	123,3	151,2	60,2	43,5	399,2
2	Хлористый кальций (A-7)	Фирма-изготовитель BJ	кг	375,0	759,1	-	-	-	1134,1
3	Облегчающая добавка (А-2)	Фирма-изготовитель BJ	кг	478,1	2842,2	511,5	-	-	3831,8
4	Понизитель водоотдачи (FL-25)	Фирма-изготовитель BJ	кг	-	2037,5	1567,7	412,8	-	4018,0
5	Понизитель водоотдачи (FL-62)	Фирма-изготовитель BJ	кг	-	-	-	324,4	-	230,0
6	Понизитель вязкости (CD-32)	Фирма-изготовитель BJ	кг	-	-	200,1	64,9	-	246,1
7	Замедлитель схватывания (R-3)	Фирма-изготовитель BJ	кг	-	-	544,4	232,1	-	776,5
8	Пеногаситель (FP-21L)	Фирма-изготовитель BJ	кг	34,4	212,3	238,1	81,9	53,3	620,0
9	Реагент, блокирующий газ (BA-58)	Фирма-изготовитель BJ	кг	-	-	-	1839,9	-	1839,9
10	Хлористый калий KCl (A-9)	Фирма-изготовитель BJ	кг	-	-	3002,0	-	-	3002,0
11	Поверхн. активное вещ-во (MCS-A)	Фирма-изготовитель BJ	кг	25,5	383,6	383,6	349,4	34,0	1176,0
12	Полимер (Flowzan)	Фирма-изготовитель BJ	кг	-	39,9	39,9	32,0	-	111,8
13	Утяжелитель (Барит)	Фирма-изготовитель BJ	т	-	11,5	14,9	9,2	-	35,5
14	Вода техническая: -для затворения -для буфера Всего воды		м³	17,1 5,2 22,3	81,9 14,9 96,8	67,0 14,3 81,3	27,0 29,4 56,4	19,2 14,0 33,1	212,0 77,8 289,8

9. Испытание скважины

Таблица 9.1

Параметры колонны насосно-компрессорных труб

№ пп	Параметры	Единица измерения	Лифтовая колонна
			1	2	3
1	2	3	4	5	6
1	Номер секции труб в лифтовой колонне (снизу-вверх)		1	2	3
2	Интервал установки секции: от (верх)	м	5000	1400	0
	до (низ)	м	5170	5000	1400
3	Характеристика труб:
	а) номинальный наружный диаметр	мм	114.3 (4Ѕ'')	114.3 (4Ѕ'')	114.3 (4Ѕ'')
	б) тип		New Vam	Vam Ace	Vam Ace
	в) марка (группа прочности стали)		C-90	C-90	C-90
	г) толщина стенки	мм	7.37	7.37	8.56
	д) теоретическая масса 1 м	кг	20.09	20.09	22.47
4	Длина секции	м	170	3600	1400
5	Масса секции:	т
	а) теоретическая		3.4	72.3	31.5
	б) с учетом плюсового допуска		3.5	74.9	32.6
	в) с учетом запаса при спуске в скважину с наличием сероводорода		-	-	-
6	Коэффициент запаса прочности
	а) на растяжение		>1.39	>1.39	>1.39
	б) на наружное избыточное давление		>1.15	>1.15	>1.15
	в) на внутреннее избыточное давление		>1.32	>1.32	>1.32

Таблица 9.2

Характеристика жидкостей и составляющие их компоненты для установки цементных мостов

Номер объекта испытания	Интервал установки мостов, м	Характеристика жидкости и составляющих компонентов
	От (верх)	До (низ)	Название или тип жидкости или компонентов	Объем порции, м³	Плотность, г/см³	Динамическое напряжение сдвига, мгс/см²	Удельный расход на 1 м³ раствора, кг/м³
1	2	3	4	5	6	7	8
Цементные мосты не устанавливаются

Таблица 9.3

Потребное количество цементировочной техники, материалов для установки цементных мостов

Название или шифр материала или цементировочной техники	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ и т.д. на изготовление	Вид технологической операции (установление цементного моста, испытание)	Единица измере-ния	Потребное количество по объектам
				Номера объектов
				1	2	3	4	5	6	7
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Цементные мосты не устанавливаются

Таблица 9.4

Продолжительность испытания (освоения) объектов в эксплуатационной колонне

Название процесса, операции по испытанию (освоению) и интенсификация	Номер таблиц по ССНВ на испытание или местные нормы	Продолжительность, сут
		Процесса	Суммарная по объекту
1	2	3	4
1. Очистка ствола 2. Обработка пласта 15% раствором HCl 3 Очистка ствола	- - -	4.0 2.0 4.0	4.0 6.0 10.0

Таблица 9.5

Продолжительность работы агрегатов при испытании (освоении) скважины в эксплуатационной колонне

Название процесса, операции по испытанию (освоению) и интенсификации	Название или шифр агрегата	Количество вызовов	Источник норм времени	Продолжительность работы, час
1	2	3	4	5
Опрессовка ФА и выкидных линий	АН-700 (BJ Pacemaker Model 35-8-5)	1	ЕНВИ § 17	1.74
Замена раствора на жидкость освоение	3 ЦА-400 (BJ Pacemaker Model 35-8-5)	1	ЕНВ §§ 29, 30	9.49
Установка пакера	3 ЦА-400 (BJ Pacemaker Model 35-8-5)	1	ЕНВИ § 86	2.30
Обработка пласта 15% раствором HCl	3 ЦА-400 (BJ Pacemaker Model 35-8-5) Силовой агрегат	1	ЕНВИ §§ 91-95, 98, 100	27.62

Таблица 9.6

Потребное количество материалов для испытания освоения скважины в эксплуатационной колонне

Номер объек-та	Название или шифр	ГОСТ, ТУ, МРТУ и т.д. на изготовление	Единица измерения	Потребное количество
				На вызов притока	Для надпакер- ной жидкости	Всего
1	2	3	4	5
1	Рассол плотностью 1.060 г/смі	Местный	т	77.7	123.8	201.5
	Brine PAC 1500 - ингибитор коррозии	Ст. АНИ	кг	-	281.8	281.8
	NOXIGEN - поглотитель	Ст. АНИ	кг	-	117.4	117.4
	MILGARD - поглотитель	Ст. АНИ	кг	-	352.3	352.3
	X-CIDE - биоцид	Ст. АНИ	кг	-	11.7	11.7
	Итого		т	-	124.5	124.5
	Вода		т	77.7	-	77.7
	Соляная кислота 15%	ГОСТ 857-78 (Ст. АНИ)	мі	368.0	-	368.0
	Дизельное топливо		мі	7.4	-	7.4

Таблица 9.7

Отработка газовых (газоконденсатных) объектов на факел

Номер объекта	Продолжительность, час	Расход газа и нефти, мі	Диаметр штуцера, мм
1	2	3	4
До кислотной обработки суммарный расход	16	газа - 699200 нефти - 1585.5	-
После кислотной обработки суммарный расход	16	газа - 1199600 нефти - 2720.2	-

10. Дефектоскопия и опрессовка

Таблица 10.1

Виды операции контроля и объемы работ по дефектоскопии бурильного инструмента

Название обсадной колонны	Глубина скважины при проведении операции, м	Время механического бурения между очередными проверками, час	Тип контролируемых бурильных труб и УБТ	Количество контролируемых концов, шт.	Вид операции дефектоскопии: трубные резьбы СБТ, зона сварного шва, УБТ и переводники, толщинометрия ЛБТ
1	2	3	4	5	6
2 промежуточная	3000	45 30 30 30	СБТ 139.7 УБТ 209.6 ТБТ 127 УБТ 203.2	612 12 24 2	Трубные резьбы СБТ, УБТ и переводники
Эксплуатационная	5400	30 30 30	СБТ 127 УБТ 171.4 ТБТ 127 УБТ 165.1	1126 17 36 2	Трубные резьбы СБТ, УБТ и переводники
Открытый ствол	6200	30 20 20	УБТ 120.6 ТБТ 88.9 СБТ 88.9	4 64 1279	Трубные резьбы СБТ, УБТ и переводники

Таблица 10.2

Опрессовка оборудования и используемая техника

Название обсадной колонны	Название контролируемого объекта	Глубина скважины при проведении операции, м	Используемая для выполнения операции техника	Максимальное давление, создаваемое агрегатом при опрессовке, кгс/см²
			Тип (шифр)	Количество, шт.
1	2	3	4	5	6
Кондуктор 508 мм (20")	Кондуктор совместно с ПВО	100	BJ Pacemaker 35-8-6	1	-
1 промежуточная 339,7 мм (13?'')	Промежуточная колонна совместно с ПВО	1900	BJ Pacemaker 35-8-6	1	137
	Цементное кольцо	1903		1	86
2 промежуточная 244,5 мм ('9?'' x 9?'')	2 Промежуточная колонна совместно с ПВО	4555	BJ Pacemaker 35-8-6	1	350
	Цементное кольцо	4558		1	350
Хвостовик 177,8 мм (7'')	Промежуточная колонна совместно с ПВО	5435	BJ Pacemaker 35-8-6	1	350
	Промежуточная колонна и хвостовик совместно с ПВО	5435		1	350
Надставка 177,8 мм (7'')	Эксплуатационная колонна с колонной головкой 70-178245340	4455	BJ Pacemaker 35-8-6	1	350
	Фонтанная арматура	5560		1	350

11. Строительные и монтажные работы

Таблица 11.1

Объемы подготовительных работ к строительству скважины (скважин)

№ п/п	Номер расценки по ЕРЕР или разовая	Наименование работ (с указанием шифра или характеристики)	Единица измерения	Номер варианта подготовительных работ	Количество
1	2	3	4	5	6
1	Разовая	Подготовительные работы к строительству скважины	сут	1	2

Таблица 11.2

Перечень топографо-геодезических работ

№ п/п	Номер расценки по ЕРЕР или разовая	Наименование работ (перенесение в натуру местоположения скважины, определение планово-высотного положения устья скважины, определение азимута)
1	2	3
1	Разовая	Перенесение в натуру местоположения скважины
2	Разовая	Определение планово-высотного положения устья скважины.

Таблица 11.3

Объемы работы по монтажу бурового оборудования, строительству привышечных сооружений и фундаментов

№п/п	Номер расценки по ЕРЕР или разовая	Наименование работ (с указанием шифра или характеристики)	Единица измерения	Номер варианта	Количество	Способ и вид транспортировки (волоком, на тягачах, автотранспортом, трактором и.т.д.)
						Первичный	Повторный
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Разовая	Комплекс работ по подготовке площадки буровой	комплект	1	7	автотранспорт	автотранспорт
2	Разовая	Снятие и складирование плодородного слоя	комплект	1	7	автотранспорт	автотранспорт
3	Разовая	Транспортировка строительных механизмов и машин на буровую и обратно	комплект	1	1	автотранспорт	автотранспорт
4	Разовая	Жилищно-бытовой блок (полевой лагерь)	комплект	1	1	автотранспорт	автотранспорт

Таблица 11.4

Объемы работ при использовании специальной установки для испытания скважины (скважин)

№ п/п	Номер расценки по ЕРЕР или разовая	Наименование работ (с указанием шифра или характеристики)	Единица измерения	Номер варианта	Количество	Способ и вид транспортировки (волоком, на тягачах, автотранспортом и.т.д)
						первичный	повторный
1	2	3	4	5	6	7	8
1	разовая	Испытание скважины	комплект	1	7	автотранспорт	автотранспорт

12. Продолжительность строительства скважины

Таблица 12.1

Продолжительность строительства скважины

Строительно-монтажные работы для перевозки вышкомонтажной бригады, сут	Продолжительность цикла строительства скважин, сут
	Всего	в том числе
		Строительно -монтажные работы	Подготовительные работы	Бурение и крепление	Испытание
					Всего	В открытом стволе	В эксплуа- тационной колонне
1	2	3	4	5	6	7	8
-	171.0	6	15	140.0	10	-	10
-		тех. задание	тех. задание	тех. задание	тех. задание		тех. задание

Проектная скорость бурения 1339 м/ст.мес

Тбур=(6225*30)/1339=140 сут

Тбур - продолжительность бурения и крепления, сут

Таблица 12.2

Продолжительность бурения и крепления по интервалам глубин

Номер обсадной колонны	Название колонны	Продолжитель-ность крепления, сут	Интервал бурения	Продолжительность бурения, сут
			От	До	Забойным двигателем	Роторным способом	Совмещен-ным способом
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Кондуктор	2	0	100	-	1	-
2	1 промежуточная	4	100	1900	-	26	-
3	2 промежуточная	6	1900	4555	37	-	-
4	Эксплуатаионная (хвостовик)	4	4555	5435	29	-	-
5	Эксплуатаионная (надставка)	4	-	-	-		-
	Открытый ствол	-	5435	6225	27		-
Итого		20			93.0	27

13. Механизация и автоматизация технологических процессов, средств контроля и диспетчеризации

разрез скважина стратиграфический проектный

Таблица 13.1

Средства механизации и автоматизации (Нормативы Республики Казахстан)

№ п/п	Наименование приспособлений и устройств	Наимено-вание	Количество на объект
1	2	3	4
1	Лебедка вспомогательная или безопасная шпилевая катушка с направляющим роликом	БУ	1 шт
2	Грузоподъемное устройство (кран, тельфер) с комплектом тарированных грузозахватных приспособлений	Приёмное устрой-ство	1 комплект
3	Тали ручные для ремонта гидравлической части буровых насосов и замены дизелей	БУ	1 шт
4	Противозатаскиватель талевого блока (ограничитель переподъёма) и ограничитель нагрузки талевой системы типа ОБЛ и др.	БУ	по 1 комплекту
4а	Отключатель привода буровой лебедки при перегрузке вышки, талевой системы	БУ	1 комплект
5	Якорь или крюк для вспомогательных работ	БУ	1 шт
6	Механизм для крепления и перепуска неподвижной ветви талевого каната	БУ	1 комплект
7	Приспособление для правильной навивки талевого каната на барабан лебедки (успокоитель типа УТК-1)	ВА	1 шт
8	Приспособление для безопасной рубки стальных канатов	БУ	1 шт
9	Люлька передвижная типу ПЛУ-3М для второго помощника (верхового рабочего)	ВБ	1 комплект
10	Ролик предохранительный для якорного каната на втором поясе вышки	ВБ	1 шт
11	Приспособление для установки ведущей трубы в шурф	БУ	1 комплект
12	Инструмент для замера износа замковых соединений бурильных труб	БУ	1 комплект
13	Устройство для безопасного выброса бурильных труб (желоб и т.п.)	БУ	1 коплект (при отсутствиив комплекте приёмного моста)
14	Приспособление для очистки от глинистого раствора труб при подъёме их из скважины	БУ	1 комплект
15	Предохранительное устройство против падения бурильных свечей в направлении привышечного сарая и приёмного моста	ВА	2 комплекта
16	Система обогрева в зимнее время (паровой котел, электрокалорифер и т.п.)	БУ	1 коплект
17	Крючок для подвески штропов	БУ	1 шт
18	Механизированный ключ буровой с приспособлением для регулировки его высоты	БУ	1 комплект
19	Пневматический раскрепитель бурильных труб	БУ	1 комплект
20	Автоматический ключ буровой (АКБ) или пневматический буровой ключ (ПБК) в комплекте с ПКР	БУ	1 комплект
21	Приспособление для завинчивания и отвинчивания долот	БУ	1 шт
22	Блокирующие устройства, исключающие вращение ротора при поднятых клиньях ПКР, а также произвольное окрывание дверей кожуха лебедки с её приводом	БУ	по 1 комплекту
23	Сигнальное или переговорное устройство между постом бурильщика, люлькой верхового рабочего и насосным отделением	БУ	1 шт
24	Патрубки подъемные по диаметрам УБТ	БУ	2 комплекта
25	Два обратных клапана и три шаровых крана для бурильных труб с ключом и комплектом переводников по размерам труб	БУ	1 к-т (по 2 перевод-ника на типоразмер труб)
26	3-х фазная розетка для подключения промыслово-геофизической аппаратуры	БУ	1шт. на всех типах буровых
27	Вилка для захвата вкладышей ротора	БУ	1шт
28	Устройство против разбрызгивания бурового раствора при СПО	БУ	1 шт
29	Устройство для долива скважины при подъеме бурильных свечей (доливочная ёмкость с уровнемером и др.)	БУ	1 коплект
30	Струбцины («стяжки») и зажимы («невольки») для растяжек	БУ	по 1 стяжке и по 3 зажима на канатную растяжку
31	Колпачек для безопасного перемещения долот	БУ	1 комплект
32	Устройство для перемешивания бурового раствора в резервуарах	БУ	1 комплект
33	Комплект механизмов для очистки бурового раствора от твердых частиц и газонасыщения (вибросита, пескоотделители, дегазаторы и др.)	БУ	1 комплект
34	Страховочный канат для подвески и защиты нагнетательно шланга	БУ	1 шт
35	Устьевое противовыбросовое оборудования	БУ	1 комплект
36	Запас сжатого азота для заправки гидроаккумуляторов превенторных установок	БУ	Не менее чем на 2 заправки
37	Комплект ключей во взрывобезопасном иполнении для фланцевых соединений превенторной установки	БУ	1 коплект
38	Указатель «Открыто» - «Закрыто» к задвижке высокого давления	БУ	1 шт
39	Демпфер (предохранитель) к манометру бурового насоса	БУ	по 1 шт на манометр
40	Пусковая задвижка с дистанционным управлением	БУ	1 комплект
41	Приспособление для снятия поршней со штоков буровых насосов и выемки втулок	БУ	1 комплект
42	Устройство для безопасной замены резинового разделителя для блока воздушных колпаков бурового насоса	БУ	1 шт
43	Гидравлический съёмник для выпрессовки сёдел клапанов буровых насосов	БУ	1 шт
44	Автоматический сигнализатор уровня промывочной жидкости в ёмкости	Ёмкость	1 шт на насос
45	Устройство по предупреждению перегрузки бурового насоса	Насос	1 шт
46	Ключ патронный для загибания втулочно-роликовых цепей	БУ	1шт
47	Машина для стягивания втулочно-роликовых цепей	БУ	1 шт
48	Отводные крючки	БУ	4-5 шт
49	Устройство предупреждающее падение посторонних предметов в скважину	Устье скважины	1 шт
50	Комплект аварийного ловильного инструмента	БУ	1 коплект
51	Спасательное устройство для верховых рабочих в аварийных ситуациях	БУ	1 к-т (для буровых со спас. уст.)
52	Аварийная кнопка «стоп»	БУЭ	1 шт
53	Влагоотделитель для пневмосистемы	БУ	1 комплект
54	Автоматическое устройство по отключению компрессоров	Компрес-сор	1 комплект
55	Стеллажи для хранения баллонов с газом высокого давления	БУ	1 комплект
56	Пояс предохранительный для верхового рабочего	БУ	2-3 шт
57	Приспособление против скатывания труб со стеллажей (съёмные упоры и др.)	БУ	1 комплект
58	Верстак слесарный с тисками и набором слесарных инструментов	БУ	1 комплект
59	Ограничитель напряжения холостого хода электросварочного трансформатора	Эл. свар. трансф.	1 шт
60	Универсальный газоанализатор для контроля ПДК вредных веществ (сероводород, окись углерода, окись азота и др.) переносной или его аналог	БУ	1 шт прим-е обязательно на период вскр.прод. гор. с прогноз. сод.
61	Противогазы фильтрующие с запасными коробками или дыхательные аппараты фирмы «Дрэгер»	БУ	1 коплект на рабочего
62	Аппарат искусственного дыхания переносной	БУ	1 шт
63	Реагент-нейтрализатор	БУ	согласно инструкции
64	Аварийное освещение	БУ	2 комплекта
65	Светильник переносной во взрывозащищенном исполнении напряжением 12 В	БУ	3 шт

Примечания: 1.«Нормативы» предусматривают обязательный минимум механизмов для буровой.

2.Допускается работа буровой или отдельного его оборудования при замене перечисленных средств защиты их зарубежными или отечественными аналогами, не снижающими уровня безопасности труда.

Таблица 13.2

Средства контроля и диспетчеризации

№ п/п	Наименование, а также тип, шифр и.т.д.	ГОСТ, ОСТ, МРУ, МРТУ и т.д.на изготовление	Количество, шт.
1	2	3	4
1	Гидравлический индикатор веса ГИВ-6	-	2
2	Индикатор силы на машинных ключах	-	1
3	Измеритель крутящего момента ротора ИМР-2	-	1
4	Пульт контроля за процессом бурения ПКБ-7	-	1
5	Манометр буровой геликсный МБГ-7	-	4
6	Комплект приборов для измерения параметров бурового раствора	-	1
7	Система связи с 8-ю станциями расположенными: в офисах преставителя компании, бурового мастера, инженера по буровым растворам, у пульта бурильщика, у пульта ПВО, на виброситах, на буровых насосах, объекте перемешивания бурового насоса	Ст. АНИ	один стационарный блок Gailtronics 8
8	Система оповещения по трансляционной сети (переносные мегафоны с питанием от аккумуляторных батарей)	Ст. АНИ	2
9	Взрывостойкие переносные радиоаппараты для ношения на голове (стандартные портативные радиоустройства)	Ст. АНИ	6
10	Средства двусторонней связи с лагерем (радиоустройство SEA модели 322, 2-23 МГц, 150 Вт, SSB. С антенной и блоком питания).	Ст. АНИ	1
11	Средства двусторонней связи с базами (радиоустройство SEA модели 322, 2-23 МГц, 150 Вт, SSB. С антенной и блоком питания).	Ст. АНИ	1

Примечание: Допускается замена средств контроля зарубежными аналогами.

14. Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная техника

Таблица 14.1

Основные требования и мероприятия по технике безопасности и противопожарной технике

№п/п	Основные требования и мероприятия ( с ссылкой на действующие документы)
1	2
1	Производство работ по строительству скважин ведется в строгом соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан» и с «Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности» и Перечнем мероприятий по безопасности работ, с учетом климатических, сезонных и территориальных особенностей данного района: а) методические указания по проведению обучения рабочих бригад по предупреждению возникновения и ликвидации открытых фонтанов (по сигналу «Выброс»); б) план по безопасному ведению буровых работ; в) борьба с загрязнением окружающей среды; г) практическое обучение и тренировка специальным приёмам по безопасности работы до начала и во время буровых работ, включая первую медицинскую помощь, тушение пожаров, спасение человеческой жизни; д) первая медицинская помощь, транспорт и медицинское обслуживание; е) хранение легковоспламеняемых и взрывоопасных веществ и т.д. ж) мероприятия по действию персонала при несчастных случаях.
2	Буровая установка и вахтовый поселок должны быть обеспечены противопожарным инвентарем и первичными средствами пожаротушения и размещаться таким образом, чтобы обеспечивался свободный доступ к ним в любое время
3	Все работники и руководители должны уметь пользоваться средствами пожаротушения. В каждой смене должен быть ответственный за противопожарную безопасность. Этот человек несет ответственность за текущий инструктаж всех членов смены и за средствами пожаротушения
4	Территория и помещения буровой распределяются по классу взрывоопасности на В-1 и В-1г. К классу В-1 относятся: устьевая шахта, буровая с редукторным блоком, желобная система, емкости для бурового раствора, насосный блок. К классу В-1г относятся все остальные помещения, территория вокруг закрытых устройств и фонтанной арматуры, ограниченная расстоянием 3 м и территория вокруг открытых устройств ограниченная территория 5 м.
5	В котельных помещениях не допускается хранение легковоспламеняющихся и горючих жидкостей. Запрещается сушка на котлах и над ними деревянных помостов. Дымовые трубы котлов следует очищать от сажи не реже 3 раз в месяц. Запрещается работа котловодновременно на смеси газа и нефти в одной топке, а также на топливе, не освобожденном предварительно от воды и твердых примесей. Расходный бак с топливом должен находится снаружи котельной в специальном помещении с выходом наружу.
	Запрещается подогрев топлива выше допустимой температуры, а температуранагрева должна быть не менее чем на 100?С ниже температуры вспышки паров нефтепродукта. При сжигании жидкого топлива должен быть предусмотрен отвод вытекающего из форсунок топлива, исключающий возможность попадания его на пол котельной. Подавать топливо при потухших форсунках или газовых горелках.
6	Для создания безопасных условий труда при строительстве скважины необходимо оснастить буровую установку техническими средствами (устройствами и приспособлениями), позволяющими устранять опасные и трудоемкие производственные факторы, а такжеобеспечить рабочих и инженерно-технический персонал необходимой документацией по безопасности труда, для обеспечения безопасности работающих на случай пожара при строительстве скважины. Строящаяся буровая должна быть обеспечена первичными средствами пожаротушения, приспособлениями и устройствами согласно «Нормативов...», и нормативно-технической документацией по пожарной безопасности и технике безопасности: Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности РК; Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых игазоконденсатных месторождениях Республики Казахстан; Единые правила разработкинефтяных и газовых месторождений. РК, Алматы, 1996; Отраслевая инструкция по безопасности труда при бурении с использованием газообразных агентов РД-08-47-94; Отраслевая инструкция по безопасности труда при проводке скважин роторным и турбинным способом РД-08-44-94; Отраслевая инструкция по безопасности труда при приготовлении бурового раствора РД-08-43-94; Отраслевая инструкция по безопасности труда при спуске в скважину колонны обсадных труб РД-08-46-94; Отраслевая инструкция по безопасности труда при эксплуатации буровых насосов и их обвязок РД-08-01-94; Сборник типовых инструкций по безопасному ведению работ для рабочих буровых бригад РД-08-22-94; Сборник типовых инструкций по технике безопасности при обслуживании и ремонте бурового оборудования; Отраслевая инструкция по технике безопасности при исследованиях скважин и пластов РД-08-41-94; Сборник типовых инструкций по технике безопасности по видам работ при глубоком бурении и креплении скважин;

Страница:

дипломная работа "Проектирование месторождения" скачать

Подобные документы

Проектирование добывающей нефтяной скважины
Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Интервалы водоносности. Нефтегазоносность, интервалы продуктивных горизонтов. Возможные осложнения при бурении скважины, мероприятия по их предусмотрению и устранению. Проектирование глубины скважины.

дипломная работа [173,8 K], добавлен 13.11.2013
Проектирование геологоразведочной скважины на Яковлевском месторождении
Геологическое описание месторождения. Характеристика геологического разреза. Обоснование способа и режимов бурения. Проектирование конструкции геологоразведочной скважины. Выбор бурового инструмента и оборудования. Мероприятия по увеличению выхода керна.

курсовая работа [58,3 K], добавлен 07.11.2013
Расчет машинного времени на подъем насосно-компрессорной трубы при разных скоростях подъема
Геолого-промысловая характеристика Сузунского месторождения. Расчет потребной длины талевого каната. Технология проведения термокислотной обработки скважины при проведении капитального ремонта скважин. Характеристика литолого-стратиграфического разреза.

курсовая работа [1,6 M], добавлен 17.02.2015
Геолого-технологические исследования Булатовского месторождения Самарской области
Геолого-геофизическая характеристика Булатовского месторождения. Литолого-стратиграфическое расчленение разреза скважины. Методы исследования шлама и газа, описание используемого оборудования. Анализ фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов.

курсовая работа [3,4 M], добавлен 07.03.2013
Строительство и заканчивание скважин
Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины. Обоснование конструкции скважины на данной площади. Оборудование устья скважины и технологическая оснастка обсадной колонны. Подготовка ствола к спуску, спуск и расчет обсадных колонн.

курсовая работа [2,6 M], добавлен 13.07.2010
Проект строительства новой разведочной скважины №281 Речицкого месторождения
Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП "ПО "Белоруснефть". Геологическое строение Речицкого месторождения. Выбор конструкции скважины. Технология бурения, расчет бурильных колонн. Рекомендации по заканчиванию скважины.

дипломная работа [166,9 K], добавлен 02.06.2012
Осложнения при эксплуатации нагнетательных скважин
Характеристика литолого-стратиграфического разреза месторождения. Водоносность и нефтегазоносность пластов. Возможные осложнения при бурении скважин. Расчет глубины забоя, обсадных, эксплуатационной и бурильной колонны. Выбор способа и режимов бурения.

курсовая работа [172,9 K], добавлен 20.11.2015
Проектирование проведения гидравлического разрыва пласта на скважине 51114 куст 2494 Самотлорском месторождении
Инженерно-геологическая характеристика разреза Самотлорского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства пород по разрезу скважины. Выбор жидкости разрыва, качества песка. Оборудование для гидроразрыва пласта.

курсовая работа [152,4 K], добавлен 04.07.2014
Проектирование буровых работ с целью предварительной разведки месторождения Родниковое
Геологическое строение месторождения Родниковое: стратиграфия, магматизм, тектоника. Геофизические исследования в скважинах. Технологические условия и цель бурения. Выбор конструкции скважины. Предупреждение и ликвидации аварий на месторождении.

дипломная работа [127,4 K], добавлен 24.11.2010
Расчёт конструкции скважины
Общие сведения о горных породах. Выбор технологических регламентов бурения скважин. Требования к конструкции скважины. Выбор конструкции скважины. Выбор профиля скважины. Выбор типа шарошечного долота. Породоразрушающий инструмент. Долота.

контрольная работа [16,4 K], добавлен 11.10.2005

Другие документы, подобные "Проектирование месторождения"

весь список подобных работ

скачать работу можно здесь

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.