Проектирование строительства эксплуатационной скважины глубиной 2500 метров на Кошильском месторождении

Организационная структура ЗАО «Нижневартовскбурнефть» представлена в схеме 1.

6.2 Анализ основных технико-экономических показателей (ТЭП) и баланса рабочего времени буровых бригад

В 2001 году в ЗАО «Нижневартовскбурнефть» эксплуатационное бурение велось на

Самотлорском, Кошильском, Сороминском, Хохряковском, Пермяковском, Новомолодежном, Колик-Еганском и Черногорском месторождениях. Средняя глубина скважин составила 2786 метра в приложении. Графиком бурения и сдачи на 2001 год предусматривалось

всего закончить строительством 48 скважин.

Фактически было сдано в эксплуатацию всего 56 скважины, что составило 116,7 % плана.

Проходка на одного работающего составила 278,6 метров, а на буровую бригаду 45211 метров (111,7 %).

В целом за 2001 год план по основным показателям был перевыполненным, исключение составили: коммерческая скорость бурения и проходка на одну бригаду.

Плановый объем бурения на год составляет 149750 метров, фактический объем бурения был перевыполнен и составил 169088 метров (112,9 %). Перевыполнение плана по сдаче скважин является результатом хорошей организации работ в целом по предприятию, а также наличие хороших дорог до месторождений.

За год всего освоено 232712,7 тыс. руб. капиталовложений. Себестоимость выполненных работ по плану должна была составлять всего 285241 тыс. руб. Фактическая себестоимость выполненных работ составила всего 304956 тыс. руб (106,9%). Увеличение себестоимости работ было связано с тем, что было закуплено импортное оборудование для ведения буровых работ, и оно ещё не успело себя окупить.

Таблица 6.1. Технико-экономические показатели по ЗАО «Нижневартовскбурнефть» за 2002 год.

Показатели	2001год	2002 год.	2002г
	план	факт	%	план	факт	%	в % к 2001г.
Сдача скв-н - всего	123	126	102,4	142	148	104,2	117,5
-эксплуат.	119	123	103,4	142	147	103,5	119,5
-разведка	4	3	75,0	0	1		33,3
Закончено стр-вом - всего	123	124	100,8	142	149	104,9	120,2
-эксплуат.	119	121	101,7	142	147	103,5	121,5
-разведка	4	3	75,0	0	2		66,7
Проходка - всего	330900	335811	101,5	433200	440514	101,7	131,2
-эксплуат.	325800	329857	101,2	433200	440514	101,7	133,5
-разведка	5100	5954	116,7	0	0
Станко-месяцы - всего	80	75,8	94,8	115,9	106,2	91,6	140,1
-эксплуат.	77,3	73,1	94,6	115,9	106,2	91,6	145,3
-разведка	2,7	2,7	100,0	0,0	0,0
Коммерческ.скорость	4136	4430	107,1	3738	4148	111,0	93,6
-эксплуат.	4215	4512	107,1	3738	4148	111,0	91,9
-разведка	1889	2205	116,7
Механическая скорость		16,57			15,02		90,6
-эксплуат.		16,78			15,02		89,5
-разведка		9,70
Рейсовая скорость		10,21			9,51		93,1
-эксплуат.		10,39			9,51		91,5
-разведка		5,28
Техническая скорость		4671			4301		92,1
-эксплуат.		4764			4301		90,3
-разведка		2237
Начато бурением скв-н	112	114	116,7	144	150	104,2	131,6
-эксплуат.	111	112	116,7	144	150	104,2	133,9
-разведка	1	2	116,7	0	0
Закончено бурением скв-н	114	113	116,7	145	147	101,4	130,1
-эксплуат.	112	111	116,7	145	147	101,4	132,4
-разведка	2	2	116,7	0
Количество долот		2019			2212		109,6
-эксплуат.		1956			2212		113,1
-разведка		63
Проходка на долото		166,3			199,1		119,7
-эксплуат.		168,6			199,1		118,1
-разведка		94,5
Количество долблений		2346			2871		122,4
-эксплуат.		2281			2871		125,9
-разведка		65
Проходка на долбление		143,1			153,4		107,2
-эксплуат.		144,6			153,4		106,1
-разведка		91,6
Ср. глубина законченных бурением скважин		2945			2941		99,9
-эксплуат.		2944			2941		99,9
-разведка		2977
Кол-во бур. бригад		7,3			9,4		128,8
Проходка на 1 бригаду		46002			46863		101,9
Кол-во осложнений		5			0
Потери времени от осложнений		758			0
Кол-во аварий		2			15		750,0
Потери времени от аварий		615			1691		275,0
Кол-во брака
Потери времени от брака					264
Произв.время-%		94			96,5		102,7
Цикл стр-ва 1 скв. в сут.ДОМНГ	112	72	116,7	91	65,9	72,4	91,5
Численность	720	701	97,4	706	634	89,8	90,4
в т.ч. рабочих	531	512	96,4	511	451	88,3	88,1

В 2001 году ЗАО «Нижневартовскбурнефть» закупило следующее оборудование:

ь Четырехступенчатая система очистки фирмы «DERRICK» - 6 компонентов (по цене 339000 долларов за 1 штуку);

ь Блок флокуляционной очистки бурового и тампонажного растворов фирмы «PROTEC» (по цене 900000 долларов за 1 штуку);

ь Долота фирм «SMIT» и «Секьюрити» (по цене 6000 долларов за 1 долото);

ь Долота фирмы «Волгбурмаш» (по цене 940 долларов за 1 долото);

ь Забойные двигатели PDM «Анадрилл» (по цене 10000 долларов за штуку);

ь Гидравлические ключи для свинчивания обсадных труб с моменомером (по цене 9000 долларов за 1 штуку);

ь Запасные части и оборудование для эксплуатации купленного оборудования (масленые шприцы, масло, смазка, сетки для вибросит, подшипники);

ь Применение перемешивателя бурового раствора ПБРТ-55.

Покупка и внедрение данного оборудования позволила повысить некоторые из основных технико-экономических показателей. Покупка оборудования для безамбарного бурения сделала возможным разбуривание куста № 242 Мало-Балыкского месторождения, так как куст находится в водоохранной зоне и бурение с амбаром здесь не допустимо.

Долота фирм «SMIT» и «Секьюрити» типа 8 ? MF - 15 и 8 ? SS - 84F применялись для бурения нижних интервалов с использованием винтовых забойных двигателей Д2-195. Применение этих долот позволяет вскрывать продуктивный пласт за 1 долбление, сокращая время на СПО и повысить нефтеотдачу пласта за счет снижения динамической фильтрации при его вскрытии, так как использовались малогабаритные забойные двигатели Д2-195.

Годовой экономический эффект от внедрения на одной скважине долот фирмы «SMIT» составил 3196555 руб, а фирмы «Секьюрити» - 327650 руб.

Долота фирмы «Волгбурмаш» применялись для бурения верхних и средних интервалов, экономический эффект от их применения на одной скважине составил 278422 руб.

В 2001 году было запланировано получить выручку от реализации всего объема продукции 231668 тыс. руб, а фактически этот показатель увеличился, и составил 296041 тыс. руб. (127,8%), что произошло за счёт увеличения объемов бурения.

С фактическими же дебитом, который увеличился вследствие качественного ведения работ, скважины имеют гораздо большую стоимость и продажа по этой цене позволит увеличить выручку от реализации продукции.

Так же следует отметить, что необходимость вложения средств на внедрение новых технологий и техники назрела и стоит остро.

Окончательный финансовый результат за 2001 год составил 18921 тыс. руб.

Среднемесячная зарплата одного рабочего по сравнению с 2000 года повысилась и составила 9229 руб, увеличился и фонд заработной платы до 107911 тыс. руб. Увеличение заработной платы связано с увеличением цены на нефть на рынке, а увеличение фонда заработной платы связано с увеличением числа работающих на предприятии.

Число работающих увеличилось на 116 человек и составило 1257 человек. Увеличение рабочего персонала произошло в связи с увеличением объема бурения и как следствие увеличение потребности в кадрах.

Балансовая прибыль по предприятию составила 2242 тыс. руб.

На основании анализа ТЭП можно сделать вывод, что для повышения показателей необходимо провести следующие мероприятия:

ь Ввести более жёсткие штрафные санкции по отношению к вышкомонтажному цеху, тампонажному цеху, геофизическим партиям.

ь Вносить в сметную стоимость налог на пользование дорогами.

ь Установить контроль над охраной окружающей среды или перейти на менее опасные (в экологическом плане) технологии.

ь Создать группу технологов для бурения горизонтальных скважин и технологов по бурению скважин без амбара.

ь Создать инженерную группу по работе и эксплуатации импортного оборудования, а также организовать ремонтный цех по его ремонту и обеспечить наличие запасных частей. Организационные простои в буровых бригадах составили за 2001 год 2469 часов. Расшифровка организационных простоев представлена в табл. 6.2.

Таблица 6.2.Расшифровка организационных простоев

Организационные простои	Пушков	Прошин	Нестеренко	Воскобойников
1. Отключение электроэнергии, час	258	142	212	185
2. Ожидание материалов и химреагентов, час	5	2	23	8
3. Ожидание тампонажной техники, час	124	146	97	101
4. Отогрев линии, час	92	26	86	42
5. Ожидание геофизиков, час	37	12	16	30
6. Ожидание запчастей, оборудования, час	51	24	3	5
7. Ожидание электрооборудования, час	19	2	28	4
8. Бездорожье, час	24	12	10	25
9. Климатические условия, час	73	51	42	101
10. Ожидание передвижки БУ, час	72	64	81	134
Итого по бригадам, час	755	481	598	635

Из табл. 6.2. видно, что основное время организационных простоев составляют простои:

ь из-за отключения электроэнергии - 797 часов;

ь ожидание тампонажной техники - 378 часов;

ь ожидание передвижки буровой установки - 351 часов;

ь отогрев линии - 267 часов;

ь простой из-за климатических условий 258 часов.

Таким образом, уменьшить время организационных простоев можно, организовав, бесперебойное снабжение электроэнергией или при наличии дизельных генераторов электрического тока, своевременным приездом тампонажных агрегатов, лучшим утеплением всех коммуникаций в зимнее время, лучшей работой вышкомонтажных бригад и применением новых технологий при которых сокращается время передвижки буровой установки.

Время на ликвидацию аварий по ЗАО «Нижневартовскбурнефть» в 2001 году составило 612 часов или 26 дней. Аварийность работ в бригадах тесно связана с текучестью кадров, высококвалифицированные специалисты уходят в другие организации, где организация труда и отдыха, а также социальное обеспечение рабочих ведётся намного лучше.

Так только 30 % рабочих в бригадах Дворникова и Сараева составляют квалифицированные рабочие. Также на этот факт влияет то, что основное число рабочих это люди предпенсионного возраста имеющие слабое представление о новых приемах труда, организации и ведении трудового процесса, новых технологиях и технике. Поэтому надо бороться с текучестью кадров, повышая зарплату, социальное обеспечение, уровень организации труда и отдыха, а также стремится к тому, чтобы на предприятии приходило и работало всё больше молодых, хорошо обученных, квалифицированных специалистов. Время на подготовительно- вспомогательные работы по предприятию за 2001 год составило 4007 часов или 167 дней.

Расшифровка времени на ПВР представлена в табл. 6.3.

Таблица 6.3. Расшифровка времени на ПВР

Подготовительно-вспомогательные работы	Пушков	Прошин	Нестеренко	Воскобойников
1. Электрометрические работы, час	348	400	362	410
2. Проработка, час	30	11	23	16
3. Смена долота, час	66	49	62	59
4. Разборка и сборка компоновки, час	70	78	67	71
5. Проверка, смазка и профилактика, час	94	92	79	105
6. Выброс инструмента, час	17	14	32	28
7. ПЗР, час	23	0	19	5
8. СПО (холостые), час	12	0	17	8
9. Установка превентора, час	68	56	40	48
10. Промывка скважины, час	259	225	268	202
11. Обработка раствора, час	42	8	15	0
12. Смена талевого каната, час	33	12	21	14
13. Сборка, проверка турбобуров, час	10	18	0	5
Итого по бригадам, час	1068	963	1009	971

Из табл. 6.3. видно, что основное время ПВР занимают электрометрические работы, смена долота, сборка и разборка компоновок, СПО и проверка, смазка и профилактика оборудования. Снизить время, затрачиваемое на ПВР можно снижением времени выполнения вышеперечисленных операций посредством применения новой техники и технологий как, например использование долот типа SS-84F, MF-15, и С-ГВУ, которые обладают большой проходкой на 1 долото и тем самым уменьшают время СПО, сборки и разборки компоновок, смены долота и др.

На ремонтные работы в 2001 году было затрачено 293 часа или 12 дней.

Таблица6.4 Расшифровка времени ремонтных работ

Ремонтные работы	Пушков	Прошин	Нестеренко	Воскобойников
1. Ремонт насоса, час	30	9	54	18
2. Ремонт лебёдки, час	11	4	24	0
3. Ремонт цепи, час	31	13	22	12
4. Ремонт ключей, час	4	0	0	0
5. Ремонт системы очистки, час	0	5	0	3
6. Ремонт манифольда, час	0	0	0	0
7. Ремонт электрооборудования, час	10	0	3	6
8. Ремонт компрессора, час	24	3	10	0
Итого по бригадам, час	105	36	113	39

Из табл.6.4. видно, что основное время ремонтных работ занимает время на ремонт насоса и ремонт цепи. Время, затрачиваемое на ремонт насоса (смена цилиндрических втулок, поршней и т.д.), можно уменьшить за счёт более качественной очистки бурового раствора, уменьшая содержание твёрдой фазы в нём, что достигается применением четырёхступенчатой системы очистки.

Необходимо искать и внедрять технологии разработки выше перечисленных механизмов, применение которых сводит к минимуму время ремонтных работ.

За 2001 год общее количество отработанных часов составило 28868, из них праздничных - 790 часов. Количество дней - неявок составляет 262 дня, из них неявки по болезни - 91 день, неявка вследствие отпуска - 165 дней.

В целом по филиалу проходка по буровым бригадам выглядит следующим образом:

Буровая бригада Дворникова А.Н. не имела крупных простоев и аварийности и являлась лидером среди буровых бригад до 31.07.2001. Однако, закончив бурение скважин куста 165 Кошильского месторождения с 01.08.2001. по 23.10.2001. находилась в вынужденном простое из-за неподготовленности монтажа буровой установки и отсутствия промышленной электроэнергии для бурения. Потери времени у бригады составили 71 суток, потери проходки 10079 метров.

Буровая бригада Сараева А.Г. могла обеспечить большой объем проходки. Из-за задержки в строительстве кустовой площадки в ожидании фронта работ бригада потеряла 36 суток, проходки 5346 метров. Задержка строительства площадки вызвана поздней выдачей Заказчиком ПСД и разрешительной документации на начало ведения подготовительных работ к бурению, нехваткой спецтехники на ведение строительства куста в зимний период, а также отсутствии промышленной электроэнергии для ведения вышкомонтажных и буровых работ.

Анализируя вышесказанное, можно сделать вывод, что для увеличения прибыли предприятия необходимо предпринять следующие шаги:

ь организовать своевременное обеспечение буровых бригад необходимым оборудованием, инструментом, материалами;

ь улучшить энергоснабжение района работ и оснастить каждую буровую дизельным генератором тока;

ь скорректировать график работы вышкомонтажных и буровых бригад, чтобы исключить простои из-за несвоевременного монтажа буровой установки;

ь вести работы на оборудовании, исключающем остановки из-за климатических условий;

ь применять новые технологии и оборудование для передвижки и монтажа буровых установок, которые позволяют монтировать и передвигать буровую установку в минимальные сроки;

ь организовать диспетчерские службы и мобильную связь с руководящими работниками, чтобы уменьшить простои из-за ожидания распоряжений;

ь проводить производственный инструктаж по внедрению новых приёмов труда;

ь уменьшить количество аварий и брака за счёт внедрения нового, наиболее эффективного оборудования и инструмента;

ь принять меры по ликвидации текучести кадров, создать условия для прихода на производство молодых, квалифицированных кадров;

ь улучшить физиологические и эстетические условия труда, организовать проведение досуга и отдыха в вахтовых посёлках, что повысит производительность труда.

6.3 План организационно-технических мероприятий (ОТМ) по повышению ТЭП

На основе анализа ТЭП, баланса рабочего времени и производственной деятельности предприятия составляется оргтехплан. Мероприятиями оргтехплана предусмотрено сокращение времени на непроизводственные затраты, простои, ремонты и т.д. В результате сокращения времени на непроизводственное время увеличивается время на механическое бурение, что даёт в конечном итоге увеличение прибыли. Снижение себестоимости и увеличение прибыли от реализации продукции увеличивает валовой фонд предприятия.

План организационно-технических мероприятий (ОТМ) по повышению ТЭП представлен в табл. 6.5.

Таблица 6.5. План ОТМ по повышению ТЭП

ОТМ	Базовый вариант	Новый вариант	Ожидаемый экономический эффект
1	2	3	4
1. Технические средства. 1.1. Буровая установка. 1.2. Система очистки бурового раствора.	БУ-3000ЭУК-1М Отечественная	БУ-2900/200ЭПК-БМ Фирмы «DERRICK»	99670 руб. 63295 руб.
2. Инструмент: 2.1.Породоразруша- ющий инструмент. 2.2. Ключи для свинчивания обсадных труб. 2.3 Перемешиватель бурового раствора.	МЗГВ 215,9 и СГВ 215,9 ПБК ПБР - Т	8 ? МF-15 Гидравлический ключи с моментомером «ЕККЕL» ПБРТ - 55	252684 руб. 291746 руб. 233564 руб.
3. Технологический режим бурения. 3.1. Качество промывочной жидкости.	Обработка: Гипан КМЦ нефть	Обработка: Сайпан Камцел-3 ФК-2000	51266 руб. 38154 руб. 50546 руб.
4. Совершенствование условий труда. 4.1. Создание микроклимата на рабочих местах. 4.2. Обеспечение бесперебойного обслуживания рабочих мест 4.3. Строительство бани на буровой, своевременная замена вагонов - домиков 4.4. Организация полноценного питания 4.5. Организация досуга и отдыха	Неутепленные рабочие места Не обеспечивается снабжением Ведётся Ведётся Не ведется	Утепленные рабочие места Обеспечивается снабжением Ведётся Улучшить Ведётся	18929 руб. 18929 руб. 18929 руб. 18929 руб.
5. Улучшение жилищно-бытовых условий 5.1. Строительство жилья, детсадов	Не ведется	Ведётся	18929 руб.
6. Повышение квалификации рабочих	Ведётся	Улучшить	36911 руб.
Общий экономический эффект от внедрения всех мероприятий			809557 руб.

6.4 Определение нормативной продолжительности строительства скважин

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

ь строительно-монтажные работы;

ь подготовительные работы к бурению;

ь бурение и крепление ствола скважины;

ь испытание скважин на продуктивность.

Продолжительность строительно-монтажных работ берётся из готового наряда на производство работ, так как не вносит не каких изменений в технику и организацию вышкомонтажных работ. Продолжительность строительно-монтажных работ составляет 73,7 суток. Продолжительность подготовительных работ к бурению и самого процесса бурения рассчитывают при составлении нормативной карты. При расчёте затрат времени в нормативной карте используются:

ь данные геологической, технической и технологической части проекта;

ь нормы времени на проходку 1 метра и нормы проходки на долото;

ь справочник для нормирования спускоподъемных операций, вспомогательных, подготовительно-заключителных, измерительных и работ связанных с креплением и цементированием скважин.

Время подготовительно-заключителных работ к бурению составляет 1,2 суток. Суммарное нормативное время на механическое бурение по отдельным нормативным пачкам определяется по формуле:

час, (6.1)

где - норма времени на бурение одного метра по ЕНВ, час;

- величина нормативной пачки, метр.

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

, (6.2)

, (6.3)

, (6.4)

, (6.5)

Где , - соответственно количество спускаемых и поднимаемых свечей;

, - соответственно время спуска и подъёма свечей, час;

- нормативное время на спуск и подъём одной свечи по ЕНВ, час.

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

Время бурения одной скважины глубиной 2804 метров составляет 6,3 суток (механического бурения), время СПО составит 4,4 суток.

Продолжительность испытания скважины определяется в зависимости от принятого метода испытания и числа испытываемых объектов по нормам времени на отдельные процессы, выполняемые при испытании скважин. Время на испытание скважины всего составляет 7,8 суток.

Общая продолжительность бурения и крепления скважины составляет 20 суток.

После обоснования продолжительности цикла строительства скважины должны быть определены скорости:

Механическая скорость бурения определяется по формуле:

м/час , (6.6)

где - глубина скважины, м;

- продолжительность механического бурения, час;

м/час.

Рейсовая скорость бурения определяется по формуле:

час, (6.7)

где - время СПО, час;

- время на предварительно-вспомогательные работы, связанные с рейсом, час;

м/час.

Коммерческая скорость определяется по формуле:

м/ст.мес, (6.8)

где - календарное время бурения, час.

м/ст.мес.

Цикловая скорость определяется по формуле:

м/ст.мес, (6.9)

где - время цикла строительства скважины, час;

= 13871,4м/ст.мес.

Техническая скорость определяется по формуле:

м/ст.мес, (6.10)

где - производительное время бурения, час;

м/ст.мес.

Средняя проходка на долото по скважине определяется по формуле:

м, (6.11)

где n - количество долот, необходимых для бурения скважины;

м.

На основании вышеизложенного, составляется нормативная карта на проводку скважины представленная в в приложении .

При составлении линейно-календарного графика выполнения работ учитывается то, что буровые бригады должны работать непрерывно, без простоев и пробурить все запланированные скважины за запланированное время.

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

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

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

6.5 Расчет экономической эффективности от разработанных ОТМ

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

Расчёт экономической эффективности новой техники ведётся по формуле:

руб, (6.12)

где - ожидаемый экономический на скважине эффект на скважине, руб;

- коэффициент нормативной эффективности капиталовложений, =0,15;

, - коэффициент удельных капиталовложений, соответственно, старой и новой техники, руб/м;

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

- глубина скважины, м.

Коэффициенты удельных капиталовложений старой и новой техники определяются по формулам:

, (6.13)

, (14)

Стоимость одного метра скважины при бурении с использованием старой и новой техники определяется по формулам соответственно:

руб, (6.15)

руб, (6.16)

где - сметная стоимость скважины, =525208 руб;

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

- условно-постоянные затраты, руб/м;

- коэффициент повышения производительности труда.

Условно-постоянные затраты определяются по формуле:

руб, (6.17)

где - затраты зависящие от времени, =141258 руб.

руб.

руб.

руб.

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

руб, (6.18)

где - условно постоянные затраты зависящие от времени, руб/сут;

- затраты на одну единицу продукции, рубль.

Условно постоянные затраты зависящие от времени определяются как:

руб/сут, (6.19)

где - время бурения одной скважины, =20 сут.

руб/сут,

Величина экономии времени определяется по формуле:

сут, (6.20)

где - процент повышения производительности и сокращения затрат времени.

Затраты на единицу продукции определяются по формуле:

час, (6.21)

где - соответственно количество единиц новой и старой техники, расходуемых на одну скважину, шт.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от внедрения буровой установки БУ - 2900/200 ЭПК - БМ. =70000000 руб и =60000000 руб, тогда по формулам (6.13), (6.14):

руб/м.

руб/м.

По формуле (6.12):

руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от внедрения перемешивателя бурового раствора ПБРТ - 55 =43000 руб и =51000 руб, тогда по формулам (6.13), (6.14):

руб/м.

руб/м.

По формуле (6.12):

руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения долота типа 8 ? MF - 15 фирмы «Смитт».

По формуле (6.20) при =15%:

сут.

=6000 $ и =940 $, при курсе 1$=29 руб - =174000 руб и =27260 руб тогда по формуле (6.20):

руб.

По формуле (6.19):

руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения гидравлического ключа с моментомером для свинчивания обсадных труб фирмы «ECKEL». =94300 $ и =94300 руб, при курсе 1$=29 руб - =261000 руб, тогда по формулам (6.13),(6.14):

руб/м.

руб/м.

По формуле (6.12):

руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения системы очистки фирмы «DERRICK». =339000 $ и =3500000 руб, при курсе 1$=29 руб - =9831000 руб, тогда по формулам (6.2),(6.3):

руб/м.

руб/м.

По формуле (6.12):

руб.

Экономический эффект от применения системы очистки фирмы «DERRICK» на первом этапе будет отрицательным, в виду высокой разности в стоимости комплектов отечественного и импортного оборудования.

После разбуривания 3-4 куста оборудование полностью себя окупает.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения смазочной добавки ФК - 2000 вместо нефти.

По формуле (6.20) при =2%:

сут.

Стоимость расходуемой на бурение одной скважины =116100 руб, а ФК - 2000 =20401 руб, тогда по формуле (6.21):

руб.

По формуле (6.18):

руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения химреагента КМЦ марки Габроил вместо КМЦ.

По формуле (6.20) при =2%:

сут.

Стоимость тонны расходуемой на бурение одной скважины химреагента =30450 руб, а =40320 руб, тогда по формуле (6.21):

руб.

По формуле (6.18):

руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения химреагента сайпан вместо гипана.

По формуле (6.20) при =2%:

сут.

Стоимость тонны расходуемой на бурение одной скважины химреагента =87813 руб, а =95903 руб, тогда по формуле (6.21):

 руб.

По формуле (6.18):

руб.

Определяется экономический эффект от создания микроклимота на рабочих местах по формуле:

руб. (6.22)

По формуле (6.20) при =1%:

сут.

По формуле (6.21):

руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения бесперебойного обслуживания рабочих мест.

По формуле (6.20) при =1%:

сут.

По формуле (6.22):

руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения полноценного питания на рабочих местах.

По формуле (6.20) при =1%:

сут.

По формуле (6.22):

руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения досуга и отдыха.

По формуле (6.20) при =1%:

сут.

По формуле (6.22):

руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения от улучшения желищнобытовых условий.

По формуле (6.20) при =1%:

сут.

По формуле (6.22):

руб.

Определяется экономический эффект от повышения квалификации рабочих.

По формуле (6.20) при =2 %:

сут.

По формуле (6.22):

руб.

Общий экономический эффект от внедрения мероприятий оргтехплана составит:

руб.

Реальная себестоимость скважины с учетом коэффициента приведения =13,4 составит 7037787 руб, общий экономический эффект от внедрения мероприятий оргтехплана =809557 руб, что составит 11,5%.

7.Специальный вопрос

Силикатные промывочные жидкости нового поколения

Строительство наклонно-направленных скважин на месторождениях Западной Сибири в основном осуществляется по традиционной схеме со спуском направления диаметром 324 мм на глубину 10-50 м, кондуктора диаметром 245 мм на глубину ~450-800 м в зависимости от назначения скважины и последующем бурении долотом диаметром 215,9 мм до проектной глубины со вскрытием продуктивных горизонтов на глубине 1800-2700 м, сопровождаемым спуском, цементированием и перфорацией обсадных колонн диаметром 140, 146 или 168 мм. К сожалению, кажущаяся экономическая эффективность такого похода, обусловленная низкой материалоемкостью и стоимостью такой конструкции и высокой скоростью строительства скважины сводится на нет низким качество вскрытия продуктивных пластов и производительностью скважин.

Производительность таких скважин определятся качеством как первичного, так и вторичного вскрытия и может быть увеличена только использованием комплекса мероприятий, направленных на повышение качества вскрытия, включая использование во всех технологических операциях таких составов рабочих жидкостей, компоненты которых при проникновении в ПЗП в наименьшей степени снизили бы ее проницаемость для углеводородов в условиях конкретного объекта вскрытия, применение ступенчатого цементирования, седиментационно устойчивых цементных растворов, элементов технологической оснастки обсадной колонны, а также более эффективных технологий и оборудования вторичного вскрытия продуктивных пластов. При этом ожидается, что суммарные затраты, связанные с внедрением и использованием новых технологий, направленных на улучшение качества вскрытия, не должны существенно увеличивать стоимость строительства скважины и себестоимость добычи нефти.

К сожалению, используемая конструкция скважины накладывает ряд существенных ограничений на оптимизацию программы промывки скважины с целью совершенствования качества первичного вскрытия, которая является одним из первых шагов к улучшению качества вскрытия в целом. В идеальном случае, бурение всего интервала, в том числе и кондуктора, должно осуществляться на одной и той же промывочной жидкости или с использованием взаимно совместимых жидкостей для снижения объемов их приготовления и стоимости, минимизации объема отработанного бурового раствора и шлама (особенно в условиях безамбарного бурения). Желательно, чтобы используемая промывочная жидкость имела сравнительно простую рецептуру, низкую стоимость и не требовала дополнительных затрат времени на обработку и инженерное сопровождение. Поскольку длина 215,9 мм открытого ствола в таких скважинах составляет более 1500 м и содержит большое количество глинистых пород, необходимо, чтобы промывочная жидкость обладала достаточными ингибирующими свойствами для снижения наработки и разбавления жидкости и стоимости обработки для поддержания требуемых свойств. Зачастую, кровля продуктивных горизонтов сложена неустойчивыми осыпающимися аргиллитами, требующими дополнительных мер по стабилизации стенок скважины в наклонных стволах. Наличие большого количества проницаемых пропластков с высокой вероятностью дифференциального прихвата требует применения промывочной жидкости с низкими значениями плотности и водоотдачи, тонкой фильтрационной коркой. Кроме того, промывочная жидкость должна обеспечивать высокое качество адгезии цементного камня на всем протяжении интервала для обеспечения качественной изоляции горизонтов.

При этом бурение собственно продуктивного горизонта требует использования специализированной промывочной жидкости с детальной проработкой факторов, влияющих на качество первичного вскрытия.

Таким образом, подобная конструкция скважины предъявляет весьма жесткие и противоречивые требования в выбору промывочной жидкости. Данная задача может быть решена несколькими методами [1]:

1. Бурение скважины до кровли продуктивных горизонтов осуществляется с использованием обычных глинистых или полимерглинистых растворов. Перед вскрытием продуктивных горизонтов бурение останавливается и производится облагораживание, дообработка или преобразование промывочной жидкости для осуществления вскрытия продуктивных горизонтов.

2. Бурение скважины до кровли продуктивных горизонтов осуществляется как и в первом случае. Перед вскрытием продуктивных горизонтов производится полная замена раствора на специализированную промывочную жидкость.

3. Бурение всего интервала (и, возможно, всей скважины) осуществляется одной и той же промывочной жидкости, которая удовлетворяет всем указанным выше требованиям.

Очевидно, что первые два подхода имеют ряд существенных недостатков:

1. Дообработка, конвертация или приготовление нового раствора потребуют остановки бурения и дополнительных затрат времени на дообработку/приготовление раствора.

2. Так как промывочная жидкость существенно загрязнена мелкодисперсной твердой фазой после бурения вышележащих интервалов, кондиционирование жидкости на оборудовании очистки обычно малоэффективно (особенно, если планируется переход к ингибированной рецептуре раствора) и требуется сброс части жидкости (обычно от 40 до 100 м³) и разбавление пресной водой, что не всегда приемлемо.

3. Одним из широко распространенных требований является снижение плотности раствора (часто существенное) перед вскрытием продуктивных горизонтов. Однако, изменение плотности и свойств раствора в открытом стволе большой протяженности часто влечет за собой дестабилизацию стенок скважины, осыпи и обвалы глинистых пород и другие осложнения.

В первом случае осуществляются лишь косметические изменения в рецептуре и свойствах промывочной жидкости. При этом затраты времени и средств на облагораживание, дообработку жидкости практически не компенсируются ничтожным увеличением качества вскрытия и производительности скважин, особенно с учетом вероятных осложнений ствола скважины после обработки.

Второй вариант, который является более эффективным с точки зрения улучшения качества первичного вскрытия, требует сброса большого объема отработанной жидкости (до 200-250 м³) и приготовления новой. Так как промывочная жидкость для первичного вскрытия имеет другой состав и свойства и выполняет другой комплекс задач по сравнению с раствором, применявшемся на вышележащих интервалах, изменение характера взаимодействия нового типа жидкости с породами, слагающими стенки скважины обычно ведет к осложнениям ствола скважины. Второй подход также является одним из наиболее дорогих из-за большого объема требуемого раствора и реагентов для обработки.

При использовании третьего варианта промывки требуется разработка промывочной жидкости, которая бы удовлетворяла всем указанным выше критериям и обеспечивала высокое качество вскрытия. Такая жидкость будет обеспечивать эффективное и быстрое бурение вышележащих интервалов с минимальной наработкой и разбавлением раствора, сохранением номинального диаметра ствола скважины и стабильности стенок. При этом для вскрытия продуктивного горизонта не потребуются какие-либо изменения в рецептуре раствора или технологии промывки. Среди промывочных жидкостей, удовлетворяющих подобным требованиям, можно отметить растворы на углеводородной основе, хлоркалиевые растворы, системы на основе гликолей [1, 3, 4], и, с недавнего времени, силикатные растворы.

Использование подобных “универсальных” растворов является наиболее технически перспективным направлением совершенствования качества как бурения скважины в целом, так и первичного вскрытия продуктивных пластов. В сочетании с усовершенствованными технологиями вторичного вскрытия, данный подход несомненно позволит существенно увеличить экономическую эффективность бурения по традиционной схеме строительства скважин в Западной Сибири.

Преимущества систем силикатных промывочных жидкостей нового поколения

Буровые промывочные жидкости на основе высоких силикатов обладают большим числом преимуществ по сравнению с обычными глинистыми или малоглинистыми полимерными растворами:

· высочайшие ингибирующие способности, приближающие а иногда и превосходящие РУО;

· высокое удельное сопротивление;

· высокая экологическая безопасность;

· высокая стабильность;

· высокая степень “родства” с цементом гарантирует очень высокое качество крепи.

Силикатные растворы лишь незначительно дороже обычных полимерглинистых растворов, содержат минимальное количество компонентов и легки в приготовлении и обслуживании. По сравнению с РУО, силикатные растворы обладают существенно более низкой стоимостью, низкой токсичностью, высокой экологической безопасностью, взрыво- и пожаробезопасны, не требуют специального оборудования для приготовления и изменения технологии цементирования скважин. При стоимости, сопоставимой с хлоркалиевыми растворами, жидкости на основе силикатов имеют высокое удельное сопротивление, позволяющее проводить электрокаротаж в открытом стволе, и обладают более высокими экологическими показателями. Кроме того, силикатные растворы позволяют стабилизировать диспергирующиеся и осыпающиеся глинистые породы, где хлоркалиевые растворы малоэффективны.

Силикатные растворы заметно превосходят системы на основе гликолей по уровню ингибирования и обладают существенно меньшей стоимостью, сопоставимы по величине удельного сопротивления и несколько уступают по уровню водоотдачи и смазывающей способности. Силикатная система построена на широко известных и применяемых в настоящее время в Западной Сибири реагентах (Polypac, Duovis, карбонат кальция) и может быть легко приготовлена “с нуля” или на базе имеющего малоглинистого полимерного раствора. С учетом возможности использования системы для бурения всего ствола скважины (включая кондуктор), низкой стоимости и низкого коэффициента разбавления, силикатная система нового поколения представляет высокий интерес для бурения скважин в Западной Сибири по традиционной технологии.

Силикаты нового поколения и загрязнение продуктивных пластов

Традиционно, применение силикатных растворов было ограничено исключительно бурением верхних интервалов (активные, гидратирующие глины; неустойчивые аргиллиты; трещиноватые глинистые породы и т.п.), где их эффективность не подвергалась сомнению. Использование силикатов для вскрытия продуктивных горизонтов не только не практиковалось, но и часто было просто запрещено. Связано это было с тем, что механизм ингибирования силикатов натрия и калия применительно к буровым растворам до конца не объяснен и исторически считается, что высокие ингибирующие свойства силикатов обусловлены их способностью:

· переходить из растворимого в нерастворимое состояние при изменении (снижении) щелочности;

· образовывать нерастворимые стеклоподобные соединения при дегидратации;

· образовывать нерастворимые соединения с многовалентными катионами;

· адсорбироваться на поверхности глинистых частиц с образованием гелеподобных метал-силикатных гелей;

· образовывать, в определенных условиях, малорастворимые неорганические полимеры.

Поскольку большинство указанных факторов так или иначе присутствуют при бурении продуктивных горизонтов (например, пластовые воды часто имеют низкий показатель рН и высокую жесткость), вполне закономерно опасаться того, что при проникновении фильтрата жидкости, содержащего силикаты, вглубь пласта произойдет образование нерастворимых образований, которые могут привести к полной и необратимой кольматации ПЗП. Кроме того, использовавшиеся ранее при бурении скважин силикаты имели низкое силикатное число, что было обусловлено их низкой стоимостью и лучшей растворимостью.

Применяемые в современных системах промывочных жидкостей силикаты имеют мало общего с метасиликатами или так называемым “жидким стеклом”, применявшемся ранее в силикатных буровых растворах. Первое и самое главное отличие - использование силикатов с более высоким силикатным числом, обычно в жидком виде и, поэтому часто называемых высокими силикатами. Высокие силикаты существенно отличаются от ранее применявшихся существенно более высоким содержанием активного вещества и эффективностью ингибирования. Второе - широкое использование силиката калия вместо силиката натрия. В сочетании с качественными современными анионными и неионогенными полимерами это позволило создать совершенно новый силикатный раствор, существенно отличающийся от предшественников [2]. Поэтому применение специальных реагентов-структурообразователей, например, таких как Duovis, в современных силикатных промывочных жидкостях позволяет контролировать эффективную вязкость жидкости при никих скоростях сдвига, что ведет к улучшению очистки ствола от шлама и снижению скорости фильтрации жидкости в продуктивный пласт, способствуя сохранению его коллекторских характеристик [6].

Силикатное число

В общем случае, все используемые в буровых растворах силикаты состоят из трех компонентов: оксида кремния (SiO₂), оксида натрия или калия (Na₂O или K₂O) и воды (H₂O). Промышленные силикаты получаются высокотемпературным сплавлением оксида кремния (обычного кварцевого песка) и соды в открытой печи с последующим добавлением воды. Силикатное число - это массовое отношение оксида кремния к оксиду калия или натрия является одной из самых важнейших характеристик силикатов. Силикатное число прямо влияет на плотность, агрегатное состояние, активность и щелочность готового силиката.

Силикаты с низким силикатным числом (обычно называемыми метасиликатами) содержат, в основном, моносиликаты, олигомеры и небольшие линейные или циклические полимер-силикаты. Они характеризуются низкой вязкостью, хорошей растворимостью и низкой эффективностью. Именно с такими силикатами и связаны, главным образом, опасения загрязнения продуктивного коллектора, так как моносиликаты и небольшие полимерные структуры могут свободно мигрировать сквозь фильтрационную корку вглубь пласта и вызывать его загрязнение. К системам низких силикатов относятся, например, системы Экссил (ПермНИПИнефть), Barasilc (Baroid Drilling Fluids) и другие.

Силикаты с высоким силикатным числом (значения силикатного числа 2,6 и выше) содержат главным образом, большие циклические молекулы, высокоразветвленные комплексные полимеры с высокой молекулярной массой и лишь небольшое количество моносиликата. Промывочной жидкостью на основе высоких силикатов является система Sildril™ компании M-I Drilling Fluids, именно такие жидкости в настоящей работе и называются силикатными промывочными жидкостями нового поколения или жидкостями на основе высоких силикатов. При образовании фильтрационной корки, такие силикаты почти мгновенно образуют желеобразную структуру внутри фильтрационной корки, которая выполняет роль полупроницаемой мембраны. Такая мембрана пропускает только отдельные ионы и небольшие молекулы, полностью задерживая более крупные молекулы полимеров или полимеризованных силикатов, а также твердые частицы. Скорость образования такой мембраны составляет всего несколько секунд и зависит от температуры, минерализации, щелочности раствора и пластового флюида и состава твердой фазы раствора. На практике это означает, что поступление силикатов вглубь пласта с фильтратом возможно лишь в начальный момент фильтрации, пока не сформировалась фильтрационная корка и силикатная мембрана. Фильтрат Sildril™ в режиме устоявшейся фильтрации либо не содержит силикатов вообще, либо содержит очень малое количество моносиликата или олигомеров, концентрация которых оказывается недостаточной для загрязнения ПЗП в результате полимеризации или адсорбции. Кроме того, фильтрат жидкости содержит значительное количество катионов калия, которые ингибируют гидратацию глинистых минералов в матрице породы коллектора, что помогает максимально сохранить начальную проницаемость. При проектировании и обслуживании силикатной промывочной жидкости важно понимать, что щелочность среды, а также присутствие солей моновалентных металлов в растворе влияет на конформацию и структуру молекул силиката.

Подбор оптимального фракционного состава твердой фазы раствора и использование эффективных понизителей фильтрации позволяют еще более ускорить процесс образования полупроницаемой мембраны и снизить объем фильтрата, содержащего силикаты.

Твердая фаза раствора и фильтрационная корка

В отличие от применявшихся ранее силикатных растворов, Sildril™ использует в качестве твердой фазы специально подобранный по размеру (при помощи специального программного обеспечения OptiBridge™) карбонат кальция. Это не только позволяет избавится от избытка активной твердой фазы в растворе, но заметно улучшить качество фильтрационной корки. OptiBridge™ позволяет подобрать концентрацию и фракционный состав для конкретного коллектора и сформировать наиболее плотную и тонкую корку из карбоната кальция непосредственно на поверхности коллектора, а не в его глубине.

Таким образом, модифицированная и усовершенствованная рецептура силикатных растворов Sildril™ позволила устранить большинство из недостатков, присущих силикатным буровым растворам середины/конца 90^-х и, самое главное, вплотную подойти к использованию силикатных растворов для вскрытия продуктивных горизонтов.

Опыт применения системы Sildril™

В течение последних семи лет компанией M-I Drilling Fluids пробурено более 300 скважин с использованием системы Sildril™ по всему миру. В России высокие силикаты применялись на ряде месторождений Западной Сибири (Самотлорское, Юрхаровское, Сугмутское).

Для сравнения Sildril™ и стандартных глинистых буровых растворов компанией M-I Drilling Fluids [1] были проведены исследования с использованием фактического керна Черногорского месторождения, отобранного в скважине 51119 в августе 2000 г в интервале 1895,65-1903,45 м. Из полученного керна были выпилены два образца диаметром 3,8 и длиной 6,77 см. Остатки керна были отправлены в стороннюю лабораторию для анализа минералогического состава и конфигурации порового пространства.

По результатам исследования была выбрана рецептура промывочной жидкости с карбонатом кальция в качестве сводообразующего материала определенного фракционного состава:

· Пресная вода

· Sildril-K 40 кг/м³ (4 %)

· Polypac UL 14,3 кг/м³

· Duovis 4,3 кг/м

· CaCO₃ Fine 43 кг/м³

Результаты анализа показали, что предложенная рецептура Sildril™ весьма устойчива к загрязнению твердой фазой и старению раствора. Ввод значительного количества активной мелкодисперсной твердой фазы увеличил реологические показатели всего на 7-10 % и практически не оказал влияния на структурные (СНС). Водоотдача раствора снизилась с 4,9 до 4,3 мл/30мин, что вполне ожидаемо с увеличением содержания твердой фазы. Воздействие высокой температуры приводит к весьма незначительному (в пределах ~5 %) увеличению реологических характеристик.

Для измерения восстановления проницаемости, промывка минеральным маслом осуществлялась последовательно со скоростью 2, 3, 4, 6 и 8. Обратная промывка заняла менее 2 часов (против 16 при измерении начальной проницаемости) и не выявила каких-либо специфических отклонений в поведении керна. Величина восстановленной проницаемости составила 4,4 мД или почти 94 % от начальной измеренной, равной 4,7 мД.

Результаты исследований компании M-I Drilling Fluids свыще двух десятков кернов с ряда месторождений Западной Сибири, включая Черногорское, Самотлорское, Харампур, Мегионское, Ново-Покурское и других показали, что максимальный уровень восстановления проницаемости при использовании стандартных глинистых и малоглинистых полимерных растворов не превышает ~86 %. Наилучшие результаты были получены с использованием ингибированных хлоридом калия растворов на основе полианионной целлюлозы и системы Flo-Pro™, для которых коэффициент восстановления проницаемости лежит в диапазоне 84-100 % [1].

Следует заметить, что если высокие силикаты натрия применялись за рубежом с середины 1990^-х гг., то высокие силикаты калия впервые в мире использовались при проводке скважины на Самотлорском месторождении. Использование промывочной жидкости Sildril-К™ привело:

· к уменьшению количества долблениий;

· уменьшению затрат времени на СПО;

· уменьшению сальникообразования;

· практически отсутствие всякого рода осложнений;

· увеличению проходки.

Выводы

По результатам проведенных промысловых и лабораторных исследований можно заключить, что при правильном подборе рецептуры раствора и фракционного состава силикатных растворов, они не только совместимы с типовыми коллекторами месторождений Западной Сибири, но обеспечивают более высокое качество вскрытия по сравнению с обычными неингибированными полимерными растворами и уступают только специализированным промывочным жидкостям для первичного вскрытия. Таким образом, на основании накопленного опыта бурения в Западной Сибири, результатов лабораторных анализов и опыта применения системы Sildril™ за рубежом мы считаем, что использование системы Sildril™ для бурения наклонно-направленных эксплуатационных скважин по традиционной конструкции не только поможет решить целый комплекс проблем, связанных с бурением активных глинистых пород, стабилизацией стенок скважины и качества цементирования, но и значительно улучшить качество первичного вскрытия продуктивных пластов и увеличить производительность скважин.

Заключение

В ходе выполнения данной работы на тему «Проектирование и строительство наклонно - направленной скважины глубиной 2804 м. на Мало-Балыкском месторождении» приведены расчеты и обоснования по всем вопросам освещенным в ней.

Приведены развернутые географо-экономические характеристики района работ, характеристики нефтегазоносности района работ, геологические условия разреза.

Обоснован выбор турбинного способа бурения, одноколонная конструкция скважины и пяти интервальный профиль. Разработаны режимы бурения для всех интервалов: приведено обоснование класса и типоразмера долот, расчет осевой нагрузки на долото, расчет частоты вращения долота, обоснован выбор очистного агента и расчет его необходимого расхода, приведена рецептура бурового раствора. Обоснован выбор забойных двигателей, произведен гидравлический расчет промывки скважины, приведено обоснование критериев рациональной отработки долот. Разработаны мероприятия по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины, спроектированы и обоснованы компоновки бурильных колонн, приведен их расчет. Спроектирована конструкция обсадных колонн из условия равнопрочности по длине, приведен расчет параметров цементирования, обоснована технология крепления и цементирования. Подробно освещен вопрос освоения скважины, выбор и обоснование буровой установки.

В части описывающей вспомогательные цехи и службы дана характеристика ремонтной и энергетической баз, водоснабжения и приготовления раствора. Также транспортного сообщения, связи и диспетчерской службы, культурно-бытового обслуживания.

В четвертой части описаны вопросы безопасности жизнедеятельности и конкретно безопасности в рабочей зоне, охраны окружающей среды, действия при чрезвычайных ситуациях.

В организационно-экономической части описаны структура и организационные формы работы предприятия НФ ЗАО «ССК», проведен анализ ТЭП и баланса рабочего времени, предложен план организационно-экономических мероприятий по повышению ТЭП, определена нормативная продолжительность строительства скважины, приведены расчеты экономической эффективности разработанных ОТМ.

В специальной части подробно рассмотрено применение гидромеханического бурильного ясса для ликвидации прихватов.

Список используемой литературы