Бурение газовых скважин на Бованенковском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Сведение о районе буровых работ

1.2 Основные проектные данные

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

1.4 Нефтегазоность разреза

1.5 Характеристика давлений и температур по стволу скважины

1.6 Возможные осложнения по разрезу скважины

1.7 Исследовательские работы

1.8 Объекты для испытания продуктивных горизонтов

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Расчёт давлений, эквивалентов градиент давлений и плотностей бурового раствора

2.2 Расчет давления устьевого при газопроявлениях

2.3 Построение графиков совмещенных давлений

2.4 Выбор и обоснования конструкции скважины

2.5 Расчёт диаметров ОК и долот

2.6 Обобщение данных о конструкции скважины

2.7 Выбор бурового раствора по интервалу бурения и параметры бурового раствора

2.8 Химические реагенты применяемые для обработки бурового раствора

2.9 Расчёт подачи бурового раствора при промывки

2.10 Выбор буровых долот

2.11 Выбор бурильных труб и КНБК

2.12 Расчёт гидравлических сопротивлений по интервалу глубин

2.13 Выбор бурового насоса и параметры его работы

2.14 Выбор параметров режимов бурения по интервалам

2.15 Расчёт потребного кол-ва долот и буровых головок для бурения

2.16 Расчёт обсадных колон на прочность

3. ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Выбор буровой установки, её техническая характеристика

3.2 Выбор приспособлений и механизмов для приготовления и очистки бурового раствора

3.3 Выбор ПВО

3.4 Охрана окружающий среды и техника безопасности

3.4.1 Требования промышленной безопасности к производству работ на опасном производственном объекте

3.4.2 Производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности

4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Нормативная продолжительность строительства скважины

4.2 Наряд на производство буровых работ

4.3 Расчет нормативной карты

4.4 Расчет времени цикла строительства скважины

4.5 Сводная смета строительства скважины

4.6 Расчет технико-экономических показателей

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ



ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная промышленность России в последние годы переживает глубокий спад. Добыча нефти и газового конденсата сократилась более чем на 40%. При этом отрасль продолжает обеспечивать как внутренние потребности страны, так и экспорт. Несмотря на современное кризисное состояние нефтяной промышленности Россия остается одним из крупнейших в мире производителей, потребителей и экспортеров нефти и продолжает сохранять важные позиции на мировом рынке, занимая третье место в мире по добыче нефти. В настоящее время такой вид топлива, как нефть, имеет уникальное и огромное значение. Нефтяная промышленность -- это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Нефть -- наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

Значение нефти в народном хозяйстве велико: это сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельного печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста. Россия -- единственная среди крупных промышленно развитых стран мира, которая не только полностью обеспечена нефтью, но и в значительной мере экспортирует топливо.

Для России, как и для большинства стран-экспортеров, нефть -- один из важнейших источников валютных поступлений. Удельный вес экспорта нефти и нефтепродуктов в общей валютной выручке страны составляет приблизительно 27%. Роль нефтяного комплекса России как источника бюджетных поступлений постоянно растет. На экспорт поставляются 2/5 добываемой в стране нефти и 1/3 от производимых нефтепродуктов. На долю крупных нефтяных компаний приходится около 80% добычи нефти в стране.

Гигантское газовое месторождение на полуострове Ямал в России, расположена в 40 километрах от побережья Карского моря, в нижнем течении рек Сё-Яха, Мордыяха и Надуй-Яха. Близ месторождения находится посёлок Бованенково

Полуостров Ямал является стратегическим нефтегазоносным регионом России. Разведанные и предварительно оцененные запасы газа здесь превышают 16,7 трлн куб. м. В перспективе Ямал станет одним из трех основных центров российской добычи газа с потенциально возможной ежегодной производительностью до 310-360 млрд куб. м газа

Бованенковское месторождение является крупнейшим на полуострове Ямал. Разведанные и предварительно оцененные запасы газа здесь составляют 4,9 трлн куб. м.

Для доставки материально-технических ресурсов на объекты Бованенковского месторождения была построена уникальная железная дорога «Обская -- Бованенково» протяженностью более 500 км. При ее строительстве через пойму реки Юрибей был проложен не имеющий аналогов самый длинный (3,9 км) в мире мост за полярным кругом.

Месторождение было открыто в 1971 году, получив своё название в честь советского геолога Вадима Бованенко^[

Данный курсовой проект играет немаловажную роль в изучении нами технологии бурения нефтяных и газовых скважин. Целью курсового проекта является систематизация, закрепление и углубление знаний, полученных нами за весь курс изучения дисциплины «Технология бурения нефтяных и газовых скважин», а так же применение полученных знаний на практике.



1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ РАЗДЕЛ

1.1 Сведение о районе буровых работ

Таблица 1 - Сведения о районе буровых работ

Наименование	Единицы измерения	Значение, название величины
1 Наименование месторождения		Бованенковское
2 Расположение месторождения	°C	Тюменская область, Ямало- Ненецкий авт. Округ, Ямальский район, номер района - 1В
3 Температура воздуха среднегодовая	°C	минус 10
4 Температура максимальная летняя	°C	плюс 30
5 Температура минимальная зимняя	°C	минус 50
6 Среднегодовое количество осадков	мм	от 300 до350
7 Интервал залегания ММП	м	от 0 до 250
8 Глубина нулевой изотермы	м	от 250 до 350
9 Продолжительность отопительного периода	сут	300
10 Преобладающее направление ветра		Летом - северное, зимой - южное
11 Наибольшая скорость ветра	м/с	от 35 до 40
12 Сведения о площадке строительства: - рельеф местности		Плоскоравнинный низинный с абс. Отм. Рельефа от 5 до 10 м, водораздельный с абс. Отм. Рельефа от 40 до 60 м
13 Характеристика подъездных дорог:		Категория IV-в ППБ Бованенково - куст скважин - 7,0 км
14 Источник водоснабжения		Подвоз питьевой воды - 7,0 км Подвоз технической воды - 12,5 км
15 Источник электроснабжения буровой: МБУ 3200/200 ДЭР;		основной - Энерго-Д 1000/6,3 КН30-3 шт., аварийный - Энерго-Д 320/0,4 КН20-1шт.
16 Средства связи		Спутниковая связь Газком ku - диапазон, радиостанция парогенератор, теплогенератор
18 Местонахождение баз: - снабжения - - база филиала «Ухта бурение»		ППБ Бованенково
19 Транспортные маршруты: - ессияга - авиац ия		ППБ Бованенково-куст скважин 7,0 км г. Воркута - ППБ Бованенково

1.2 Основные проекторные данные

Таблица 2 - Основные проекторные данные

Цель бурения	Эксплатация отложения ПК Баваненковского месторождения
Проектный горизонт	ПК
Вид скважин	Газовые экслуаптационные,пологие
Проектная глубина (по вертикали/по стволу),м	1035/960
Альтитуда,м	16
Тип профиля	Пяти-интервальный
Глубина кровли продуктивного пласта,м	960
Отклонение от вертикали (на кровлю пласта),м	250
Протяжонность участка по продуктивному пласту,м	296

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Таблица 3 - Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Стратеграфическое подразделение	Глубина залегания,м	Мощьность,м	Элементы залегания(падения)пластов По подошве,	Стандартное описание горной породы:полоное название,характерные признаки,(структура,текстура,минеральный состав)
название	индекс	От (кров-ля)	До (подошва)		Угол, °	Азимут,°
1	2	3	4	5	6	7	8
Четвертичные	Q	0	70	70	0	-	Пески,супеси,суглинки,с прослойками гравия и гальки,участками с прослоями пластового льда на глубине до 50м.
Палеоген Тибейсалинская свита	Ptbs	70	120	50	0- 0є15?	ЮВ 140-160	Суглинки с редкими прослоями песка
Меловая Датский Маастрихтский Ганькинская свита	K2 gn	120	300	180	0- 0є15?	ЮВ 140-160	Глины алевритистые с редкими прослоями алевритов,мергелей,сидеритов
Кампанский Сантонский Коньякский Березовская свита	K2 br	300	500	200	0- 0є30?	ЮВ 140-160	Глины алевретистые,в нижней части опоковидные,с редкими прослоями алевролитов и песчаников
Туронский Кузенцовская свита	K2 kz	500	550	50	0- 0є30?	ЮВ 140-160	Глины плотные аргиллито-подобные
Сеноманский-верхний альб Меррасалинская свита (Уватская свита)	K1-2 ms	550	1035	485	0- 1є15?	ЮВ 140-160	Песчаники,алевролиты с прослоями глин,песчаники и алевролиты мелко-зернистые глинистые.слабосцементированные,рыхлые (сеноман ПК1,ПК9,ПК10)

1.4 Нефтегазосность разреза

Таблица 4 - Нефтегазоносность

Ин- декс пласта	Итервал	Тип флю- ида	Относи- тельная плот- ность газа по воздуху	Проницае- мость, мкм 2	Средний дебит, тыс. м 3 /сут (т/сут)	Темпе- ратура в пласте, 0 С
	от	до
ПК1	550	680	газ	0,559	0,5	750	16
ПК9	960	1035	газ	0,562	0,2	500	27-28



1.5 Характеристика давлений и температур по стволу скважины

Таблица 5 - Характеристика давлений и температур

Стратиграфическое подразделение	Интервал, м	Коэффици- ент аномальности пластового давления	Градиенты, Мпа/м	Темпера- тура, 0С/100 м
Название	Индекс	от (верх)	до (низ)		горного давления	порового давления	гидроразрыва пород
Четвертичные	Q	0	30	1	0,0194	0,0100	0,0190	зона ММП
Тибейсалинская Ганькинская, Березовска свита	Рtbs, K2 gn	150	300	1-1,3	0,0194	0,01-0,014	0,0180	3,3
Березовская, Кузнецовская свита	K2 gn, K2 kz	300	550	1	0,0195	0,0100	0,0180	3,3
Марресалинская (Уватская) свита	K1-2 ms	550	680	1,28	0,0196	0,0130	0,0180	3,3
Марресалинская (уватская) свита	K1-2 ms	680	960	1	0,0230	0,0100	0,0222	3,3

1.6 Возможные осложнения по разрезу скважины

Таблица 6 - Возможные осложнения

глубина	возможные осложнения
0-30м	Размывы и обвалы стенок скважины,частичные поглощения
30-120м	120м Растепление ММП. Размывы и обвалыстенок скважины, кавернообразования,газоводопроявления, частичные поглощения
120-450м	Сужения ствола,газоводопроявления, прихват бурильных и обсадных колонн
450-750м	Газопроявления, сужение ствола
750-1035м	Прихваты инструмента водопроявления сальникообразования кавернообразования поглощения раствора газопроявления

1.7 Исследовательские работы

Таблица 7 - Исследовательские работы

Исследования	Масштаб	Интервал	Способ выполнения исследований	Примечание
Направление (d=426 мм)
Контроль технического состояния (замеры в колонне)
Термометрия (ОГЦ)	1:500	0-120	Исследования выполняются аппаратурой на кабеле с помощью каротажного подъемника.
АКЦ	1:500	0-120
Кондуктор (d=324 мм)
Контроль технического состояния (замеры в колонне)
Термометрия (ОГЦ)	1:500	0-450	Исследования выполняются аппаратурой на кабеле с помощью каротажного подъемника.
АКЦ	1:500	0-450
ГГЦМ	1:500	0-450
ГК, ЛМ	1:500	0-450
Промежуточная колонна (d=245 мм)
Открытый ствол (общие исследования)
ГТИ	1:500	450-755	Исследования выполняются аппаратурой на кабеле с помощью каротажного подъемника	В каждой скважине
Телеметрия при бурении	1:500	450-755
Резистивиметрия	1:500	450-755
Инклинометрия - контроль угла	1:500	450-755
Детальные исследования
Профилеметрия	1:200	450-755	Исследования выполняются аппаратурой на кабеле с помощью каротажного подъемника
БКЗ (7 зон- дов)+ПС	1:200	450-755
ИК	1:200	450-755
БК	1:200	450-755
Контроль технического состояния (замеры в колонне)
Термометрия (ОГЦ)	1:500	0-755	Исследования выполняются аппаратурой на кабеле с помощью каротажного подъемника	В каждой скважине
АКЦ	1:500	0-755
ГГЦМ	1:500	0-755
ГК, ЛМ	1:500	0-755
Эксплуатационный хвостовик (d=168 мм)

1.8 Объекты для испытания продуктивных горизонтов

Таблица 8 - Обьекты для испытания продуктивных горизонтов

Индекс пласта	Интервал залегания	Тип коллек- тора	Тип флюида	Порис- тость, %	Проница- емость, мкм2	Пластовое давление, Мпа	Коэффици- ент ано- мальности
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	9	10
ПК1	550	680	терригенно- поровый	газ	33,3	0,5	6,9	1,28
ПК9	960	1035	терригенно- поровый	газ	24,6	0,5	10,1	1,07



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Расчет давлений, эквивалентов градиентов давлений и плотностей бурового раствора.

Пластовое давление на глубине Н от устья скважины Р_пл находится по следующей формуле:

(2.1)

где gradP_пл - градиент пластового давления;

Давление гидроразрыва Р_гр равно:

где - коэффициент Пуассона; Р_гор - горное давление, численно равное гидростатическому давлению столба жидкости с плотностью, равной плотности горной породы (в случае, если вся толща сложена одной породой):

Если разрез представлен различными по плотности породами, то горное давление суммируется по всем участкам равной плотности:

Минимальная плотность рассчитывается по формуле:



к_б - коэффициент запаса. При H<1200 м, к_б =1.10 и репрессия не должна превышать 1,5 Мпа, при H>1200 м, к_б =1.05 и репрессия не более 2,5-3 Мпа

Далее рассчитываем плотность из условия репрессии на пласт:

- максимально допускаемая по правилам безопасности репрессия на пласт.

При H<1200м, =1,5Мпа; При H>1200м =2,5-3 Мпа

Окончательно выбираем минимальную из этих двух плотностей т.е. .

2.1 Расчёт давлений, эквивалентовградиент давлений и плотностей бурового раствора

Таблица 9 - Расчёт давлений эквивалентов градиентов и плотностей бурового раствора

Глубина,м	grad P, кПа/м	p горных пород кг/м?	Коэффициент Пауссона	Давление, кПа.	Эквиваленты градиентов	Плотность кг/мі
				Pпл	Pгор	Pгр	Кпл	Кгр	p
0	0,010	2300	0,33	0	0	0	1,02	1,65	1,46
70	0,010	2300	0,33	0,70	1,58	1,13	1,02	1,65	1,46
71	0,014	2000	0,35	1,01	1,39	1,22	1,45	1,75	1,46
150	0,014	2000	0,35	2,13	2,94	2,57	1,45	1,75	1,46
151	0,012	2100	0,35	1,81	3,11	2,51	1,22	1,70	1,46
300	0,012	2100	0,35	3,60	6,18	4,99	1,22	1,70	1,46
301	0,010	2100	0,32	3,01	6,20	4,51	1,02	1,53	1,46
550	0,010	2100	0,32	5,50	11,33	8,24	1,02	1,53	1,46
551	0,013	2200	0,32	7,16	11,89	9,39	1,33	1,74	1,46
680	0,013	2200	0,32	8,84	14,68	11,59	1,33	1,74	1,46
681	0,010	2200	0,32	6,81	14,70	10,52	1,02	1,57	1,46
960	0,010	2200	0,32	9,60	20,72	14,83	1,02	1,57	1,46
961	0,010	2200	0,32	9,61	20,74	14,85	1,02	1,57	1,46
1035	0,010	2200	0,32	10,35	22,34	15,99	1,02	1,57	1,46

2.2 Расчет давления устьевого при газопроявлениях

Таблица 10 - Расчёт давления устьевого при газопроявлениях

Глубина ,m	Индекс размера статеграфического яруса	grad Pпл Мпа/м	характеристика газа	Давление
			относительная p по воздуху	коэффициент сжимаемости	Т пл	Pпл	Pус
0
550	К1-2ms	0,013	559	0,7	16	7,15	4,13
680	К1-2ms	0,013	559	0,7	16	8,84	5,11
960	К1-2ms	0,01	562	0,6	27	9,60	4,31
1035	К1-2ms	0,01	562	0,6	27	11,35	5,09



2.3 Построение графиков совмещенных давлений

Рисунок 1.1 - График совмещённых давлений



Рисунок 1.2 - График эквивалентов градиентов и давлении

2.4 Выбор и обоснования конструкции скважины

Расчет профилей обычного типа

Расчет профилей обычного типа сводится к определению максимального зенитного угла скважины, горизонтальной и вертикальной проекций и длины каждого из участков, входящих в состав данного профиля, а также общей длины ствола скважины и общего отхода от вертикали.

Исходными данными для расчета профиля являются:

H - проектная глубина скважин;

h - глубина зарезки наклонного участка;

А - проектное смещение забоя от вертикали;

i₁, R₁ - интенсивность и радиус на участке набора зенитного угла с отклонителем;

i₂, R₂ - интенсивность и радиус на участке неориентируемого набора;

i₃, R₃ - интенсивность и радиус на участке уменьшения зенитного угла;

б_о- угол набора кривизны с отклонителем;

h_в - глубина второго вертикального участка;

б_к- угол в конце участка уменьшения зенитного угла.

R_доп- радиус круга допустимого отклонения от пректной точки в горизонтальной плоскости.

Рисунок 1.3 - Пяти интервальный профиль скважины

Расчет пяти интервального профиля:

Исходными данными для расчета являются: H, h, A, б_o, i₁ (R₁), i₂ (R₂), i₃ R₃),бk, h_В (см. рис.3). Порядок расчёта полностью совпадает с расчетом четырехинтервального профиля со следующим дополнением. Вертикальная проекция прямолинейно-наклонного участка определяется как между проектной глубиной скважины и проекциями на участках ориентированного и неориентированного набора угла, уменьшения угла, глубиной зарезки и глубиной второго вертикального участка, т. Е.

h₃ = H - h - h₁ - h₂ - h₄ - h_В.

Расчет производим по участкам сверху вниз.

1. Вертикальный участок. Проекция участка на вертикальную ось hв = h = 600 м, длина по стволу ?в = h = 600 м, горизонтальное смещение и зенитный угол равны 0.

-Участок набор зенитного угла с отклонителем - ориентируемый набор зенитного угла (2а). Расчет проекций на искривленных участках производим по формулам, представленным в таблице 2.1.

-Находим радиус искривления на участке по формуле (1.2):

R = 57,3/i₁,

Интенсивность искривления равна i₁ = 10 град/100 м = 0,1 град/м;

После подстановки получаем R₁ = 573 м.

-Проекция участка на вертикальную ось:

h₁ = R₁ * sin б=573 *sin12° = 119 м.

-Горизонтальная проекция: a₁₌ R₁ . (1-cos б₀) =573*(1-cos 12⁰)=13м.

-Длина интервала по стволу l = R₁ / i₁=12⁰/0,1=120м

2. Участок неориентированного набора зенитного угла (2б).

-Находим радиус искривления

R₂ = 57,3/i₂, =57,3/0,05=1146м

-Проекция участка на вертикаль

h₂ = R .(sin б- sin б₀); б= б₀+10⁰=22⁰, тогда h₂=1146(sin22⁰- sin12⁰) =191м

Участок стабилизации зенитного угла (3). Находим проекцию на вертикальную ось:

h₃ = H - h - h₁ - h₂,

тогда h₃ = 1900 - 600 - 119 - 191 = 990 м.

Горизонтальное смещение:

a₃ = h₃ * tgб,

тогда a₃ = 990 *tg22° = 400 м.

Проверка расчета заключается в проверке выполнения условия (1):

a₁ + a₂ + a₃ = A ± 10.

В нашем случае a₁ + a₂ + a₃ = 13 + 57 + 400 = 470 м.

Проектное смещение скважины по горизонтали должно быть 500 м, сумма смещений по участкам равна 470 м, то есть условие У а_i = А ± 10 не выполняется. Таким образом, необходимо увеличить угол б, принимаем его равным б = 23°.

Пересчитываем проекции участков 2б и 3.

Участок 2б:

H₂=1146*(sin 23°?sin12°)=190 м,

a₂=1146?(cos12°?cos23°)=62 м,

l₂=23⁰- 12⁰/0,05=200м.

Участок 3:

h₃ = 1900 - 600 - 119 - 190 = 991 м,

a₃ = 991 * tg23° = 421 м,

l₃=991/ cos 23=1077м

Выполняем проверку:

a₁ + a₂ + a₃ = 13 + 62 + 421 = 496 м.

2.5 Расчёт диаметров ОК и долот

Таблица 11-Выбор диаметров ОК и долот

Выбор диаметров ОК и долот
Док, мм	114-127	140,146	168,178,194,219,245	279,299	324,340,351,377,426
?r , мм	15	20	25	35	39-45

Д_д=Д_м+?r

Д_д - диаметр долота (мм)

Д_ОК - диаметр муфты ОК (мм)

?r - требуемый диаметральный зазор между стенками скважины и муфтой ОК

1Направление

Д_ОК=393,7+5+2*12,4=423,5 ,принимаем диаметр обсадной колонны 426мм

Д_д=426+45=471 , принимаем диаметр долота 490мм

2Кондуктор

Д_ОК=295,3+5+2*11,1=322,5 ,принимаем диаметр обсадной

колонны 324мм

Д_д=324+39=363 , принимаем диаметр долота 393,7мм

3Промежуточная

Д_ОК=215,9+5+2*10,6=242,1 ,принимаем диаметр обсадной колонны 245мм

Д_д=245+25=270 ,принимаем диаметр долота 295,3мм

4Эксплуатационная

Д_ОК=168мм

Д_д=168+25=193 , принимаем диаметр долота 215,9мм

2.6 Обобщение данных о конструкции скважин

Таблица 12 - Обобщение данных о конструкции скважин

Наименование колонн	Диаметр колонн,мм	Глубина спуска(верт/ств.),м	Назначение обсадных колонн; обоснование выбора диаметра, секционности, глубины спуска колонн и способа цементирования
Удлиненное направление	426	120	Спускается для перекрытия неустойчивых песчаных мерзлых пород с установкой башмака направления в глины. Цементирование предусматривается прямым способом через башмак до устья. По результатам бурения первой скважины может оборудоваться устьевым герметизатором ОВЧ 715 с монтажом отводящей системы для бурения под кондуктор. Глубина приведена для первой скважины куста, для последующих скважин глубина может корректироваться из условия перекрытия неустойчивых мерзлых песчаных отложений.
Кондуктор	324	450	Спускается с целью перекрытия мерзлых пород на всю мощность, выполнения требований есси- вофонтанной безопасности при вскрытии сеномана, оборудования устья скважины ПВО. Спуск предусматривается одной секцией, цементируется до устья прямым способом через башмак. Межколонное пространство 324Ч426 сразу после цементирования кондуктора герметизируется применением ОВЧ 739.
Промежуточная (эксплуатации- есс)	245	750 (755)	Спускается одной секцией с целью перекрытия сеноманского продуктивного горизонта, оборудо- вания устья скважины ПВО. Оснащается заколонным пакером, который устанавливаются в кровле сеноманского горизонта или в башмаке кондуктора. Цементирование в одну ступень через баш- мак с подъёмом тампонажного раствора до устья скважины.
Эксплуатаци- онная	168	500 - 1035 (500 - 1360)	Спускается в открытый ствол для качественной изоляции и эксплуатации продуктивного горизонта.



Рисунок 1.4 - Конструкция скважины

2.7 Выбор бурового раствора по интервалу бурения и параметры бурового раствора

Выбор бурового раствора по интервалу бурения и параметры бурового раствора см.Приложение А (таб. А1)



2.8 Химические реагенты применяемые для обработки бурового раствора

Таблица 14 - Химические реагенты

Наименование химического реагента	Цель применения реагента
Бентонитовый глинопорошок	Приготовление бурового раствора
Сода кальцинированная	Повышение выхода глинистогораствора
Бикарбонат натрия	Нейтрализация Ca 2
Сода каустическая	Регулятор Рн
Полианионная целлюлоза ПАЦ-В	Регулирование вязкости и показателя фильтрации
Биоксан	Регулирование псевдопластических свойств раствора
ФХЛС	Понизитель вязкости, ингибитор
ТПФН	Регулятор вязкости бурового раствора
Полиэколь	Ингибирующая добавка
Бактерицид Remacid	Предотвращение биодиструкции
Полидефом	Пеногаситель
СМЭГ-5	Смазочная добавка
Микан-40	Сухая смазочная добавка
Сидерит	Карбонатный утяжелитель
Алюмокалиевые квасцы	Ингибитор набухания глин
Смесь водонабухающая Полиэкспан	Оперативное приготовление водонабухающего тампона для ликвидации поглощений

2.9 Расчёт подачи бурового раствора при промывки

Q ? q*Fз

q -удельная промывка на единицу площади забоя, м/сек.=0,5

Fз -площадь поверхности забоя, м2.

Fз=0,785*Dд2 (м2).

Направление:

Q ? 0,5*Fз;

Fз=0,785*0,490=0,19 м2;

Q ? 0,5*0,19 ?0,095 м3 ?95 л/сек.

Кондуктор:

Q ? 0,5*Fз;

Fз=0,785*0,393=0,12 м2;

Q ? 0,5*0,12 ?0,06 м3 ?60 л/сек.

Промежуточная:

Q ? 0,5*Fз;

Fз=0,785*0,295=0,068м2;

Q ? 0,5*0,068 ?0,035 м3 ?35 л/сек.

Эксплуатационная:

Q ? 0,5*Fз;

Fз=0,785*0,215=0,037 м2;

Q ? 0,5*0,037 ?0,019 м3 ?19 л/сек.

2.10 Выбор буровых долот

Таблица 15 - Выбор буровых долот

Наименование обсадной колон- ны	Типоразмер, шифр элемента КНБК	Масса единицы, кг	Суммарное количество элементов, шт.
			для проботки	для бурения, расширки и отбора керна	по типоразмеру (шифру)
Удлиненное направление	Долото Ш 490,0 С-ЦВ Калибратор КС 490 Долото III 393,7 С-ЦВ	300,0 560,0 187,0	0,15х1 0,01х2	0,30х1 0,04х2 0,50х1	(0,45) 1 (0,10) 2 (0,50) 1
Кондуктор	Долото 393,7 FD268SM- A56 Долото III393,7 М-ЦГВ- R356 КС 392,0 СТ Долото III295,3 С-ГВ-R166	188,0 180,0 485,0 82,0	0,25х1 0,05х2	0,10х1 0,15х2 0,50х1	(0,10) 1 (0,25) 1 (0,20) 2 (0,5) 1
Промежуточная колонна	Долото 295,3 FD257 SM-A47M Долото III295,3 М-СГВ- R519 КС 293 СТ Долото III215,9 С-ГВ- R192	90,0 85,0 80,0 35,0	0,5х1 0,03х1	0,10х1 0,17х1 0,5х1	(0,10) 1 (0,5) 1 (0,2) 1 (0,5) 1
Хвостовик	Долото 215,9 FD 268SM-A59 Долото III215,9 М-СГВ- R523 КС 213 СТ Долото III 142,9 С-ЦН-R335	47,0 35,0 62,0 14,0	0,5х1 0,10х1	0,20х1 0,35х1 0,5х1	(0,20) 1 (0,5) 1 (0,45) 1 (0,5) 1

2.11 Выбор бурильных труб и КНБК

Таблица 16 - Выбор бурильных труб и КНБК

Тип обсадной колонны	Условный номер КНБК	Состав КНБК	Длина элемента , м	Масса единицы
Удлиненное направление	1	Долото III 490	0,48	3,00
		Клапан обратный КОБ-203х З-17	0,45	0,65
		Труба УБТС-С-203	50,00	106,55
		Труба УБТС-С-165	24,90	33,84
		Труба толстостенная (ТБТ)	44,17	38,65
	2	Долото III 490	0,48	3,00
		Клапан обратный КОБ-203х З-171	0,45	0,65
		Калибратор КС-490	1,15	5,60
		Труба УБТС-С-203	8,00	17,05
		Калибратор КС-490	1,15	5,60
		Труба УБТС-С-203	16,00	34,10
		Труба УБТС-С-165	24,90	33,84
		Труба толстостенная (ТБТ)	67,87	59,38
	3	Долото III 393,7	0,35	1,87
		Винтовой двигатель ДР1-240	8,32	18,53
		Клапан обратный КОБ-203х З-171	0,45	0,65
		Труба толстостенная (ТБТ)	110,9	97,03
Кондуктор	4	Долото 393,7	0,35	1,88
		Клапан обратный КОБ-203Xз-171	0,45	0,65
		Калибратор КС-392,0 СТ	1,10	4,85
		Труба УБТС-С-203	16,0	34,10
		Калибратор КС-392,0 СТ	1,10	4,85
		Труба УБТС-С-203	34,00	72,46
		Труба УБТС-С-165	24,90	33,84
		Труба толстостенная (ТБТ)	240,00	210,00
		Труба ПК 127x9 Д3 Замок ЗП-162-95-2	132,10	41,24
	5	Долото 393,7	0,35	1,80
		Клапан обратный КОБ-203Xз-171	0,45	0,65
		Калибратор КС-392,0 СТ	1,10	4,85
		Труба УБТС-С-203	8,00	17,05
		Калибратор КС-392,0 СТ	1,10	4,85
		Труба УБТС-С-203	16,00	34,10
		Труба УБТС-С-165	24,90	33,84
		Труба толстостенная (ТБТ)	240,00	210,00
		Труба ПК 127x9 Д3 (Замок ЗП-162-95-2)	158,10	49,36
	6	Долото III 295,3	0,30	0,82
		Винтовой двигатель ДР1-240	8,32	18,53
		Клапан обратный КОБ-203х З-171	0,45	0,65
		Труба толстостенная (ТБТ)	240,00	210,00
		Труба ПК 127x9 Д3 (Замок ЗП-162-95-2)	200,93	62,73
Промежуточная (эксплуатационную) колонна	7	Долото III 295,3	0,30	0,82
		Винтовой двигатель ДР1-240	8,32	18,53
		Клапан обратный КОБ-203ЧЗ-171	0,45	0,65
		Труба УБТС-С-203	24,90	53,07
		Труба УБТС-С-165	24,90	33,84
		Труба толстостенная (ТБТ)	240,00	210,00
		руба ПК 127x9 Д3 амок ЗП-162-95-2	192,13	59,98
	8	Долото 295,3	0,32	0,90
		Калибратор КС-293 СТ	0,30	0,80
		Винтовой двигатель ДР1-240	8,32	18,53
		Клапан обратный КОБ-203Xз-171	0,45	0,65
		Труба УБТСН-203 (немагнитная)	9,40	21,96
		Телеметрическая система ТЭМС-48-240	12,70	35,00
		Труба УБТСН-203 (немагнитная)	18,80	43,92
		Труба УБТС-С-165	24,90	33,84
		Труба толстостенная (ТБТ)	240,00	210,00
		Труба ПК 127x9 Д3 (Замок ЗП-162-95-2)	440,05	137,38
	8 Проработка перед спуском колонны	Долото III 295,3	0,30	0,82
		Калибратор КС-293 СТ	0,30	0,80
		Винтовой двигатель ДР1-240	8,32	18,53
		Клапан обратный КОБ-203Xз-171	0,45	0,65
		Труба УБТС-С-165	24,90	33,84
		Труба толстостенная (ТБТ)	240,00	210,00
		Труба ПК 127x9 Д3 (Замок ЗП-162-95-2)	480,97	150,16
	9 Разбуривание цементного стакана	Долото III 215,9	0,25	0,35
		Винтовой двигатель ДР-178	7,67	11,00
		Клапан обратный КОБ-178Xз-147	0,40	0,45
		Труба толстостенная (ТБТ)	240,00	210,00
		Труба ПК 127x9 Д3 (Замок ЗП-162-95-2)	506,92	158,26
	10	Долото III 215,9	0,25	0,35
		Винтовой двигатель ДР-178	7,67	11,00
		Клапан обратный КОБ-178Xз-147	0,40	0,45
		Труба УБТС-С-165	24,90	33,84
		Труба толстостенная (ТБТ)	240,00	210,00
		Труба ПК 127?9 Д3 (Замок ЗП-162-95-2)	513,91	160,44
	11	Долото 215,9	0,28	0,47
		Калибратор КС 213,0 СТ	0,43	0,62
		Винтовой двигатель ДР-178	7,67	11,00
		Клапан обратный КОБТ 178-З-147	0,40	0,45
		Труба УБТСН-165 (немагнитная)	9,40	11,41
		Телеметрическая система ТЭМС-48-178	13,20	20,00
		Труба УБТСН-165 (немагнитная)	18,80	22,82
		Труба УБТС-С-165	24,90	33,84
		Труба толстостенная (ТБТ)	240,00	210,00
		Труба ПК 127x9 Д3 (Замок ЗП-162-95-2)	1045,10	326,28
	11 Прорароботка перед спуском хвостовика	Долото 215,9	0,25	0,35
		Калибратор КС 213,0 СТ	0,43	0,62
		Винтовой двигатель ДР-178	7,67	11,00
		Клапан обратный КОБТ 178-З-147	0,40	0,45
		Труба УБТС-С-165	24,90	33,84
		Труба толстостенная (ТБТ)	240,00	210,00
		Труба ПК 127x9 Д3 (Замок ЗП-162-95-2)	1086,53	339,21
	12 Спуск хвостовика	Эксплуатационный хвостовик	860,00	348,80
		Труба ПК 127x9 Д3 (Замок ЗП-162-95-2)	500,18	156,16
	13(для работы в колонне при необходимости)	Долото 142,9	0,16	0,14
		Клапан обратный КОБТ 120-З-102	0,29	0,25
		Труба ПН-89x11,4 Д3 (Замок ЗП-127-65)	300,00	75,09
		Труба ПН-89x9,4 Д3 (Замок ЗП-121-68)	1059,73	223,39

2.12 Расчёт гидравлических сопротивлений по интервалу глубин

Определение потерь давления в бурильных трубах

Кондуктор

Re=

Где p-плотность бурового раствора;

х_тр- средняя скорость течения жидкости в трубах

х_тр =

где Q- расход бурового раствора.

Х_тр = =2.07 м/с

Re== 2715.9- режим течения турбулентный

== 0.02375 турбулентный режим бурения

P=== 0,414 мПа.

Промежуточная

х_тр = =2.07 м/с

Re== 2715.9- режим течения турбулентный

== 0.02375 турбулентный режим бурения

P=== 0,41 мПа.

Эксплуатационная

х_тр = =2.07 м/с

Re== 2715.9- режим течения турбулентный

== 0.02375 турбулентный режим бурения

P=== 0,4254 мПа.

Определение потерю давления в кольцевом пространстве

Re=

х_к.п- средняя скорость течения раствора по кольцевому пространству

D_д - диаметр долота

D - наружный диаметр бурильных труб

Q - расход бурового раствора

Кондуктор

х_к.п ===0.864 м/с

Re==811.1-режим течения ламинарный

== 0,0986

P==

=0.0067 мПа

Промежуточная

х_к.п ===0.424 м/с

Re==408.07 режим течения ламинарный

== 0,196

P==

=0.043 мПа

Эксплуатационная

х_к.п ===0.8042 м/с

Re==12453,4 режим течения турбулентный

== 0,0311

P===

=0,157 мПа.

Определение потерь давления в УБТ.

L_э.у==579.4

L_у- Длина УБТ

L_э.у- эквивалентная длина УБТ

Кондуктор

L_э.у==283.2

=0,0788мПа

Промежуточная

L_э.у==292.3

=0,0810 мПа

Эксплуатационная

L_э.у==579.4

=0,2502мПа

Определение потерь давления в бурильных замках

P=

Кондуктор

L_k= = = 2,57 м

p= = 0,147 мПа

Промежуточная

L_k= = = 2,57 м

p= = 0,921мПа

Эксплуатационная

L_k= = = 2,57 м

p= = 0,065 мПа

Определение потерь давления в обвязке буровой установки.

Кондуктор

L_эвт= = = 65,01 м.

L_вт= = = 25,33 м.

L_эбш= = = 254,63 м.

L_эоб= L_эвт+ L_вт+ L_эбш= 344,97 м.

P_об= = = 0.1961 мПа

Промежуточная

L_эвт= = = 65,01 м.

L_вт= = = 25,33 м.

L_эбш= = = 254,63 м.

L_эоб= L_эвт+ L_вт+ L_эбш= 344,97 м.

P_об= = = 0.1961 мПа

Эксплуатационная

L_эвт= = = 65,01 м.

L_вт= = = 25,33 м.

L_эбш= = = 254,63 м.

L_эоб= L_эвт+ L_вт+ L_эбш= 344,97 м.

P_об= = = 0.1961 мПа.

Выбор давления на насосах.

Кондуктор

P_н= P_тр+ P_кп + P_у + P_з+P_об



P_н=0,414+0,864+0,078+0,147+0,196=1,75 Мпа

Промежуточная

P_н= P_тр+ P_кп + P_у + P_з+P_об

P_н=0,41+0,043+0,081+0,921+0,196=1,455 Мпа

Эксплуатационная

P_н= P_тр+ P_кп + P_у + P_з+P_об.

P_н=0,425+0,157+0,25+0,065+0,196=0,897 Мпа

Таблица 17 - Исходные данные расчёта потерь давлений

Исходные данные расчёта потерь давлений см. Приложение Б

(Таблица Б1)

2.13 Выбор бурового насоса и параметры его работы

Таблица 17 - Выбор бурового насоса и параметры его работы

тип буровых насосов	Частота ходов в мин	количество и диаметр втулок, мм	производительность, л/с	максимально допустимое давление, Мпа
Удлиненное направление
УНБТ- 1180L	76 122	6x180 3x180	56,0 45,0	23,5 23,5
Кондуктор
УНБТ- 1180L	122	3x180	45	23,5
Промежуточная
УНБТ- 1180L	122 82	3x180 3x180	45,0 30,0	23,5 23,5
Эксплуатационный хвостовик
УНБТ- 1180L	6,3 63 45	3x180 3x140,0 3x140,0	30,0 14,0 10,0	23,5 40,0 40,0

2.14 Выбор параметров режимов бурения по интервалам

скважина нефтяной бурение давление

Таблица 18 - Выбор параметров режимов бурения

Интервал проведения работ, м	Вид технологической операции	Параметры режима бурения
		Осевая нагрузка Кн	Частота вращения, Мин-1	Производитель- ность насоса, дм 3 /с	Давление на стояке, Мпа
Бурение под удлиненное направление
0 - 120 0 - 120	Бурение Проработка перед спуском обсадной колонны Разбуривание цементного стакана	до 60 В случае «проса- док» до 40 40	60 - 100 60 - 100 130 - 142	56,0 56,0 45,0	9,76 9,76 13,23
Бурение под кондуктор
Бурение под промежуточную (эксплуатационную) колонну
450 - 491 491 -455,24 450 -755,24	Бурение Бурение Проработка пе- ред спуском ко- лонны Разбуривание цементного ста- кана	60 - 80 В местах посадок до 40 40	130-142 130-142 130-142 206-220	45,0 45,0 45,0 30,0	18,96 18,96 18,96 10,75
Бурение под эксплуатационный хвостовик

2.15 Расчёт потребного кол-ва долот и буровых головок для бурения

Таблица 19 - Расчёт потребного кол-ва долот и буровых головок

Типоразмер, шифр долот	Механическая Скорость бурения, м/ч	Норма проходки, м	Расход
- под удлиненное направление 426 мм III 490 С-ЦВ КС 490 Ш 393,7 С-ЦВ	30,00	500 2500	0,30 / 0,15 0,04Ч2/0,01Ч2 0,5 / -
- под кондуктор 324 мм 393,7 FD268SM- A56 ( БИТ 393,7 В419 ) III393,7 М-ЦГВ-R356 (393,7 V-K11-R356) КС 392,0 СТ III295,3 С-ГВ-R166 (295,3 V-21-R166)	30,0	4000	0,1 / 0,25 0,15Ч2 / 0,05Ч2 0,5 / -
- под промежуточную (эксплуатационную) колонну 245 мм 295,3 FD257SM-A47M ( БИТ 295,3 ВТ 619 ) III295,3 М-СГВ-R519 (295,3 V-13-R519) КС 295,3 СТ III215,9 С-ГВ-R192 (215,9 V-N21-R192)	21,0	3500	0,1 / 0,5 0,17х1 / 0,03х1 0,5 / -

2.16 Расчет обсадных колонн на прочность

Расчет на прочность эксплуатационного хвостовика диаметром 168 мм

Расчет наружного избыточного давления

Р_н.изб = Р_н - Р_вн

Р_н = рghР_вн = рgh

при h = 500 м

Р_н.изб = (1180x10x500)-(1180 x10x500) = 0

- при h = 750 м

Р_н.изб = (1180x10x500)+(1700x10x250)-(1180x10x750)=1,3 МПа

- при h = 960м

Р_н.изб = (1180x10x500+(1700*10*460))-(1180*10*960)=2,3 МПа

- при h = 997,5

Р_н.изб = (1180x10x500)+(1700x10x497,5)-(1180x10x997,5)=-1,79 МПа

- при h = 1035 м

Р_н.изб =(1180x10x500)+(1700x10x535)-(1180x10x1035)=2,78 МПа

2. Испытание на герметичность снижения уровня

- при h = 500 м

Р_н.изб = (1180x10x500)-(0x10x500)=5,9 МПа

- при h = 750 м

Р_н.изб = (1180x10x500+1121x10x250)-(0x10x500)=8,7 МПа

- при h = (960м)

Р_н.изб = (1180x10x500+1121x10x460)-(0x10x960)=11 МПа

- при h = 997,5 м

Р_н.изб = (1180x10x500+1121x10x497,5)-(0x10x997,5)=11,4 МПа

- при h =1035 м

Р_н.изб =(1180x10x500+1121x10x535)-(0x10x1035)=11,89 МПа

	ОЦ	ИГ
500	0	5,9	5,6
750	1,3	8,7	8,7
960	2.3	11	11
997.5	-1.79	11.4	11.4
1035	2.79	11.89	11.89

Рисунок 3-Эпюра наружного избыточного давления

3. Расчет внутреннего избыточного давления

Р_опр = 10,5 Мпа

- при h = 500 м

Р_вн.изб = (10,5+0x10x500)-(1180x10x500)=4,6 Мпа

- при h = 750 м

Р_вн.изб = (10,5+0x10x750)-(1180x10x500+1121x10x250)=1,8 Мпа

- при h = (997,5) м

Р_вн.изб = (10,5+1180x10x500)-1121x10x547,5= 0,97 Мпа

- при h = 960 м

Р_вн.изб = (10,5+0x10x500)-(1180x10x500+1121x10x460)=-0,5 Мпа

-при h = 1135 м

Р_вн.изб = (10,5+0x10x500)-(1121x10x547,5)=- -1,39 Мпа

4. Осевая нагрузка, растяжение от собственного веса спущенная в

скважину обсадная колонна

l₁=75м

1 погонный метр 127трубы=26.7

P=75*26.7=2002.5кг=20кН

Принимаем ОК 127диаметр с толщиной стенки 9,2мм группа

прочности D.

Рисунок 3.2-Эпюра внутреннего избыточного давления

3. ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Выбор буровой установки, её техническая характеристика

Выбираем буровую установку - МБУ3200/200 ДЭР

Таблица 20.1-Основные технические характеристики

Параметр	Значение
Допускаемае нагрузка на крюке	200
Макс. Статическая нагрузка на крюке	240
Условная глубина , м	3200
Длина бурильной свечи , м	18

Таблица 20.2-Технические характеристики вышки

Параметр	Значение
Тип вышки	УМ 33-200 ОГ-Р мачта с открытой передней гранью
Высота вышки, м	33
Тип основания	Складное
Высота основания , м	7.2
Диаметр талевого каната , мм	28
Число струн талевой системы (остнастка)	10(5x6)

Таблица 20.3-Технические характеристики лебёдки

Параметр	Значение
Лебёдка	ЛБУ-670 ЭТ
Расчётная мощность на входном валу, кВт	670

Таблица 20.4-Технические характеристики насоса

Параметр	Значение
Насос	УБНБТ-600L/УНТБТ-950
Мощность насоса ,кВт	600/950
Макс. Подача ,л/c	50.9/51.4
Макс. Давление (на выходе) Мпа	35/32



Таблица 20.5-Технические характеристики системы очистки бурового раствора

Параметр	Значение
Система очистки бурового раствора	Определяется заказчиком
Общий полезный объём ЦС , м3	120-250
Количество ступеней очистки	4

Таблица 20.6-Технические характеристики ротора

Параметр	Значение
Тип ротора	Р-700
Расчётная мощность привода ротора,кВт	370
Допускаемая статическая нагрузка	500

3.2 Выбор приспособлений и механизмов для приготовления и очистки бурового раствора

Таблица 21-Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора

Наименование оборудования	Типоразмер или шифр	Количество комплектов, штук	Нормативные документы на изготовление	Интервал применения, м
				от	до
Модуль обслуживания	Насос Magnum mission	2 (100 л.с + 75 л.с.)	Импорт	0	1360
Дегазатор	Каскад-40, Каскад-40М	2	ТУ 39-00147001-143-96	0	1360
Гидроворонка	Double Life Corporation 6»	1	Импорт	0	1360
Центрифуга с регулируемым приводом	Derrik 1000 GBD	2	Импорт	450	1360
Винтовой насос	Борнеманн ЕН 600	2	Импорт	450	1360
Сито-конвейер	Фло-Лайн «Деррик» 28/200	1 комплект	Импорт	0	1360



3.3 Выбор ПВО

С целью герметизации устья скважины предусматривается использование противовыбросового оборудования - ОП-350/80x21 ХЛ.

В соответствии с ожидаемыми пластовыми давлениями и давлениями на устье скважины рекомендуется головка ОКК 1-210Ч245Ч324 К1 ХЛ и фонтанная арматура АФ6-100/100x21 К1 ХЛ

После крепления удлинённого направления диаметром 426 мм устье оборудуется устьевым герметизатором ОВЧ 715. В целях отвода газовой смеси в сторону от буровой установки при газопроявлении в процессе бурения под кондуктор диаметром 324 мм перед началом бурения производится монтаж отводящей системы.

После спуска кондуктора межколонное пространство 324Ч426 оборудуется герметизатором ОВЧ 739 в целях предотвращения газоводопроявлений по затрубному пространству во время ОЗЦ кондуктора. После ОЗЦ на устье скважины монтируется колонная головка ОКК1-210-245Ч324 К1 ХЛ и противовыбросовая установка ОП5-350/80Ч21 К1 ХЛ.

После спуска промежуточной (эксплуатационной) колонны в период ОЗЦ необходимо создавать противодавление в межколонном пространстве, при этом: после окончания цементирования колонны, промывки ПВО, создать давление в межколонном пространстве 10 кг/смІ закачиванием с помощью ЦА незамерзающей жидкости (раствора СаCl 2 ), при условии отсутствия поглощения тампонажного раствора, ступенчато, с интервалом по времени 1 час, поднимать давление на 5 кг/смІ до максимального значения 25 кг/смІ. Наблюдение и поддерживание давления в межколонном пространстве вести до конца схватывания тампонажного раствора в течение 12-15 часов (уточняется по результатам лабораторного анализа).

На устье скважины после ОЗЦ промежуточной колонны остается та же противовыбросовая установка с предварительным монтажем на колонной головке адаптерного фланца 13 5/8 " -3000-R57 Ч 13 5/8 " -3000-R57 со вторичным уплотнением.

Монтаж противовыбросового оборудования (ПВО) и фонтанной арматуры (ФА) производить согласно заводских инструкций по монтажу и эксплуатации, действующих схем обвязки устьев скважин при бурении, освоении и капитальном ремонте, согласованных с территориальным органом Ростехнадзора, филиалом противофонтанной службы и заказчиком.

3.4 Охрана окружающей среды и техника безопасности

Статья 2 Федерального закона № 116-ФЗ [24] от 21.07.97 г. гласит, что «Участок

ведения буровых работ» - буровая площадка (кустовая или одиночная) с установленной и работающей на ней стационарной или передвижной установкой для бурения и освоения скважины является опасным производственным объектом 2 типа (Приложение 1 Федерального закона, пп. № 1, 2, 3, 5), так как относится к категории производственных объектов, на которых получаются, используются, образуются, хранятся, транспортируются следующие опасные вещества: - воспламеняющиеся вещества - газы, которые при нормальном давлении и в смеси с воздухом становятся воспламеняющимися и температура кипения которых при нормальном давлении составляет 20 градусов Цельсия или ниже; горючие вещества жидкости, газы, пыли, способные самовозгораться, а также возгораться от источника зажигания и самостоятельно гореть после его удаления;

- взрывчатые вещества - вещества, которые при определенных видах внешнего воздействия способны на очень быстрое самораспространяющееся химическое превращение с выделением тепла и образованием газов;

- используется оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115 °С;

- используются стационарно установленные грузоподъемные механизмы, эскалаторы, канатные дороги, фуникулеры;

- ведутся горные работы, работы по обогащению полезных ископаемых, а также работы в подземных условиях.

При совмещении во времени различных по характеру работ по бурению, освоению и эксплуатации сквжин, п. 330, 331, 332 «Правил…» [19], необходимо руководствовотся РД 08-435-02 «Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте» [38] и СТО Газпром 2-3.2-037-2005 «Требования к организации и производству работ по бурению, освоению и эксплуатации скважин на кустах Бованенковского месторождения» [39].

3.4.1 Требования промышленной безопасности к производству работ на опасном производственном объекте

Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект обязана:

- соблюдать положения Федерального Закона, других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов в области промышленной безопасности; 0153-2014-381-Э-ПОС

Том 6, Раздел 6. Проект организации строительства 36

- иметь лицензию на осуществление конкретного вида деятельности

в области промышленной безопасности, подлежащего лицензированию в соответствии с законодательством Российской Федерации;

- обеспечивать укомплектованность штата работников опасного производственного объекта в соответствии с установленными требованиями;

- допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;

- обеспечивать проведение подготовки и аттестации работников в области промышленной безопасности; иметь на опасном производственном объекте нормативные правовые акты и

нормативные технические документы, устанавливающие правила ведения работ на опасном производственном объекте;

- организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;

- обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем

контроля за производственными процессами в соответствии с установленными требованиями;

- обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности зданий, а также проводить диагностику, испытания, освидетельствование сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, в установленные сроки и по предъявляемому в установленном порядке предписанию федерального органа исполнительной власти, специально уполномоченного в области промышленной безопасности, или его территориального органа;

- предотвращать проникновение на опасный производственный объект посторонних лиц;

- обеспечивать выполнение требований промышленной безопасности к хранению опасных веществ.

По достижении срока эксплуатации, установленного в нормативной, конструкторской и эксплуатационной документации, стандартах, правилах безопасности, дальнейшая эксплуатация технического устройства, оборудования и сооружения без проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации не допускается.

Порядок продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств,

оборудования и сооружений, находящихся в эксплуатации, включает следующие основные этапы: 0153-2014-381-Э-ПОС Том 6, Раздел 6. Проект организации строительства 37

- установление необходимости проведения работ по продлению сроков безопасной

эксплуатации;

- подачу и рассмотрение заявки на проведение работ по продлению срока эксплуатации и прилагаемых к ней документов;

- разработку, согласование и утверждение программы работ;

- проведение работ, предусмотренных программой, анализ полученной информации и результатов, выработку технического решения о возможности продления, разработку частных и итогового заключений по результатам выполненных работ;

- подготовку, согласование и утверждение решения о возможности продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений и, при необходимости, плана корректирующих мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на продляемый период;

- принятие решения о дальнейшей эксплуатации (или прекращении эксплуатации);

- проведение заявителем корректирующих мероприятий, предусмотренных решением о возможности продления срока безопасной эксплуатации оборудования и сооружений;

- контроль за выполнением корректирующих мероприятий.

Работы по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений проводятся:

- по заявке заказчика при выработке техническим устройством, оборудованием, сооружением нормативного срока эксплуатации;

- по требованию Ростехнадзора России или его территориального органа, предъявляемому в установленном порядке.

Работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений выполняют экспертные организации.

При наличии организационно-технических возможностей (аттестованные лаборатории, персонал) некоторые работы по контролю технического состояния технических устройств, оборудования и сооружений по согласованию с экспертной организацией могут выполняться эксплуатирующей организацией, что должно быть отражено в программе работ по продлению срока безопасной эксплуатации.

Итоговое заключение о возможности продления срока безопасной эксплуатации технического устройства, оборудования и сооружения (заключение экспертизы промышленной безопасности) подписывается руководителем экспертной организации и утверждается в порядке, установленном Ростехнадзором России (п. 4 ст. 13 Федерального закона от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ [24] «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденные постановлением Правительства РФ от 6.11.98, № 64). 0153-2014-381-Э-ПОС Том 6, Раздел 6. Проект организации строительства

Решение о продолжении эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений в пределах продления сроков эксплуатации, их замене, ремонте или снижении рабочих параметров принимается руководителем эксплуатирующей организации. Решение не должно противоречить выводам экспертизы (итогового заключения).

Требования промышленной безопасности по готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии на опасном производственном объекте В целях обеспечения готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана: планировать и осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий на опасном производственном объекте; заключать с профессиональными аварийно-спасательными службами или с профессиональными аварийно-спасательными формированиями договоры на обслуживание, а в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, создавать собственные профессиональные аварийно-спасательные службы или профессиональные аварийно-спасательные формирования, а также нештатные аварийно-спасательные формирования из числа работников;

- иметь резервы финансовых средств и материальных ресурсов для локализации и ликвидации последствий аварий в соответствии с законодательством Российской Федерации;

- обучать работников действиям в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте;

- создавать системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии и поддерживать указанные системы в пригодном к использованию состоянии.

3.4.2 Производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности

В соответствии с п. 2 статьи 2 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ [24] с изменениями опасные производственные объекты подлежат регистрации в государственном реестре в порядке, устанавливаемом Правительством Российской Федерации.

Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности в соответствии с «Правилами организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на 0153-2014-381-Э-ПОС Том 6, Раздел 6. Проект организации строительства 39 опасном производственном объекте» (постановление Правительства РФ от 10 марта 1999 г., № 263);

Каждая эксплуатирующая организация на основании вышеуказанных «Правил...» разрабатывает положение о производственном контроле с учетом профиля производственного объекта. Положение о производственном контроле утверждается руководителем эксплуатирующей организации при обязательном согласовании и регистрации с территориальными органами Ростехнадзора.

Ежеквартально эксплуатирующая организация должна представлять информацию в территориальный орган Ростехнадзора о проделанной работе по осуществлению производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте



4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Нормативная продолжительность строительства скважины

Таблица 5.1 - Продолжительность этапов работ

Вид работ (операций)	Продолжительность, сутки
Строительство буровой установки	32
Подготовительные работы к бурению	2
Бурение и крепление	26,6
бурение под колонны: удлиненное направление кондуктор промежуточная (эксплуатационная) эксплуатационный хвостовик	0,5 1,8 3,0 5,7
крепление колонн:

Подобные документы

• Обоснования выбора бурового раствора для промывки скважин в процессе бурения

  Выбор типа промывочной жидкости и показателей ее свойств по интервалам глубин. Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора, необходимого для бурения скважины. Критерии выбора его типа для вскрытия продуктивного пласта.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 05.12.2014
  

• Проект технологии бурения скважины на Коринской площади с детальной разработкой вопросов энергосбережения при промывке и СПО

  Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Выбор долот для бурения скважины. Составление гидравлической программы бурения. Организационно-производственная структура бурового предприятия. Сметный расчет бурения скважины Коринской площади.
  
  дипломная работа [949,3 K], добавлен 12.03.2013
  

• Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора

  Описания осложнений в скважине, характеризующихся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения. Анализ предупреждения газовых, нефтяных, водяных проявлений, борьбы с ними. Обзор ликвидации грифонов и межколонных проявлений.
  
  контрольная работа [22,8 K], добавлен 11.01.2012
  

• Расчет бурового промывочного раствора

  Геологический разрез скважины. Литологическая характеристика разреза. Возможные осложнения. Конструкция скважины: направление, кондуктор и эксплуатационная колонна. Выбор и обоснование вида промывочной жидкости по интервалам бурения, расчет ее параметров.
  
  курсовая работа [35,4 K], добавлен 03.02.2011
  

• Бурение нефтяных и газовых скважин

  Циркуляционная система буровой установки, ее элементы, назначение и принцип действия. Оборудование для дегазации бурового раствора. Сепаратор и дегазатор: конструкция и принцип работы. Промысловая подготовка нефти. Схема сепаратора бурового раствора СРБ.
  
  контрольная работа [2,3 M], добавлен 03.06.2012
  

• Управление свойствами буровых растворов

  Характеристика термосолестойкого бурового раствора. Основы статистического анализа, распределение коэффициентов линейной корреляции. Построение регрессионной модели термосолестойкого бурового раствора. Технологические параметры бурового раствора.
  
  научная работа [449,7 K], добавлен 15.12.2014
  

• Бурение поисково-разведочной скважины на месторождении каменного угля

  Геолого-технические условия бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор и обоснование способа бурения. Выбор бурового инструмента и оборудования. Проектирование технологического режима бурения. Мероприятия по предупреждению аварий в скважине.
  
  курсовая работа [927,4 K], добавлен 30.03.2016
  

• Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении

  Литолого-стратиграфическая характеристика, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Осложнения при бурении. Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины, сведения по эксплуатации. Выбор способа бурения.
  
  дипломная работа [185,5 K], добавлен 13.07.2010
  

• 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
  

• Гидравлическая программа промывки скважины месторождения

  Сведения о районе работ, стратиграфия и литология, нефтегазоводоносность и пластовое давление. Выбор и расчет профиля скважин, а также определение критической плотности бурового раствора. Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины.
  
  курсовая работа [182,7 K], добавлен 15.12.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам