Геологической основой для проектирования буровых работ послужила структурная карта по отражающему горизонту тульских терригенных отложений (графическое приложение 3).

Для поисков залежей нефти в визейских терригенных, турнейских фаменских и франских карбонатных отложениях на Северо-Судановской структуре рекомендуется пробурить в пределах каждой из двух вершин поисково-оценочные скважины.

Скважина №561 закладывается в своде восточного купола. Скважина вскроет франские карбонатные отложения на глубину 50 м. Проектная глубина 1865 м.

Скважина №562 закладывается в своде западного купола. Скважина вскроет франские карбонатные отложения на глубину 50 м. Проектная глубина 1865 м.

Местоположение устьев скважин отвечает требованиям охраны окружающей среды.

2.1.3 Геологические условия проводки скважин

Бурение скважин на Северо-Судановской структуре будет осуществляться буровой установкой БУ 2000/125 ЭП роторно-турбинным способом.

Характеристика интервалов разреза с различными геолого-техническими условиями проводки скважин представлена в таблице 2.1.3.1 по усредненному разрезу.

Ожидаемые в процессе бурения осложнения, связанные с особенностями геологического разреза, приводятся в таблице 2.1.3.2.

Бурение под направление диаметром 426 мм рекомендуется производить роторным способом шнековым долотом диаметром 600 мм, дальнейшее углубление - турбинным способом с использованием обсадных колонн и долот следующих размеров:

- кондуктор 324 мм/ 393,7 мм;

- техническая колонна 245 мм/295,3 мм;

- эксплуатационная колонна 168 мм/215,9 мм.

При отборе керна бурение следует вести роторным способом или винтобуром. Для отбора керна используются бурголовки 212,7/101,6 ST 47C и керноотборный снаряд «Security».

Для водоснабжения буровой предполагается использовать воду из специальной скважины-колодца. Водозаборная скважина глубиной 40 м имеет следующую конструкцию:

- направление диаметром 426 мм спускается на глубину 10 м;

- эксплуатационная колонна диаметром 324 мм спускается на глубину 40 м, фильтр - в интервале 15-40 м.

Вокруг устья скважины предусматривается бетонный воротник 1м х 1м х 0,1м. После окончания всех работ скважина-колодец ликвидируется с извлечением труб, путем заливки ствола скважины цементным раствором согласно [10], после согласования с отделом мониторинга и проектирования экологической безопасности филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в городе Перми.



Размещено на http://www.Allbest.ru/

Таблица 2.1.3.1

Геологические условия проводки скважины

№ п/п	Интервалы разреза с различными геолого-техническими условиями	Стратиграфическая приуроченность	Литологические особенности и характеристика разреза	Твердость пород, Мпа	Категория пород по буримости	Ожидаемые пластовые
						давлен.	темп.
	От - до	толщина					Мпа	0 С
1	0-7	7	Q	Глины, пески, галечники	1	II
2	7-93	86	Р1sl	Доломиты, аргиллиты, алевролиты, глины	3-4	IV
3	93-260	167	Р1ir+fl	Ангидриты, доломиты, известняки	3-4	IV
4	260-453	193	P1ar	Известняки с прослоями доломитов	3	III
5	453-1003	550	Р1s+a, С3 С2mc+pd+ks	Известняки, доломиты, участками с включениями ангидрита, гипса, кремня, глин	4	V-VI
6	1003-1057	54	C2vr	Известняки, аргиллиты, прослои доломитов, мергелей и алевролитов	2-3	IV	10,1	+19
7	1057-1097	40	С2b	Известняки	3-4	V	10,7	+21
8	1097-1414	317	С1s+V3, С1tlк	Известняки, доломиты, аргиллиты, прослои глин, кремня	4	V-VI	11,1	+22
9	1414-1478	64	С1tlТ + bb + rd	Песчаники, алевролиты, аргиллиты	2-3	III-IV	14,3	+25
10	1478-1543	65	С1t	Известняки, кремни	3-4	V-VI	15,0	+27
11	1543-1865	322	D3fm+D3fr3	Известняки, доломиты, ангидриты, мергели	3-4	V-VI	15,7	+29

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Таблица 2.1.3.2

Ожидаемые осложнения при бурении скважин

№ п/п	Интервалы глубин	Возраст	Вид осложнений	Причины, вызывающие осложнения
1	2	3	4	5
1	0-7 7-93 93-205 1003-1057 1414-1478	Четвертичные Соликамские Иренские Верейские Визейские тер.	Осыпи и обвалы стенок скважины	Неустойчивость терригенных отложений, слагающих стенки скважины. Увеличение фильтрации пород при понижении плотности бурового раствора.
2	0-7 7-93 93-205	Четвертичные Соликамские Иренские	Поглощения бурового раствора (полные)	Наличие высокопроницаемых пород.
3	1097-1197 1389-1414	Серпуховские Визейские карб.	Поглощения бурового раствора (частичные)	Отклонение параметров бурового раствора от проектного и резкое повышение гидродинамического давления в процессе бурения.
4	666-804 1097-1125	Верхнекаменно-угольные серпуховские	Проявление сероводородо-содержащих вод	Параметры бурового раствора не соответствуют проектным.
5	1027-1045 1414-1435 1435-1467 1478-1498 1561-1581 1619-1635 1685-1711 1815-1825	Верейские Тульские Бобриковские Турнейские Фаменский Франский	Нефтегазо-проявления	При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением показателей свойств от указанных в проекте
6	В интервалах обвалообразований и в высокопроницаемых пластах с аномально низким пластовым давлением	Прихватоопасные зоны	Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка глинистого раствора от шлама

2.1.4 Характеристика промывочной жидкости

Бурение под направление производится шнековым долотом без промывки.

Бурение под кондуктор и техническую колонну до глубины 370 м следует вести на глинистом растворе плотностью 1,08 г/см³, вязкостью ?40сек.

До верхнекаменноугольных отложений (370-666 м) бурение ведется на технической воде.

Для бурения до верейского горизонта (666-1003 м) используется хлорнатриевый раствор плотностью 1,05 г/см³.

Далее до проектной глубины следует использовать БРР-СКП-МГ плотностью 1,14 г/см³, вязкостью 40-60 сек., pH 8-9,5 (таблица 2.1.4.1).

Расчет плотности бурового раствора производится согласно пункту [9]. отделом технологии строительства скважин филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми.

2.1.5 Обоснование типовой конструкции скважин

Глубина распространения пресных и слабоминерализованных вод на проектном участке достигает 40 м. Основным водоносным горизонтом являются соликамские отложения.

Учитывая требования охраны недр и окружающей среды, горно-геологические условия, характер ожидаемой продуктивности разреза, совмещенный график давлений, проектом предусматривается следующая конструкция, которая должна обеспечить прочность скважины как технического сооружения, изоляцию водонапорных и продуктивных горизонтов и позволит осуществить проводку скважины при минимальных затратах материалов и средств (таблица 2.1.5.1, графическое приложение 1):

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Таблица 2.1.4.1

Характеристика промывочной жидкости (по усредненному разрезу

Интервал, м	Тип промывочной жидкости	Параметры промывочной жидкости	Наименование хим. реагентов
		плотность г/см3	вязкость сек.	Прочность геля, дПа через	водоотдача см3/30 мин	рН
				10 с	10 мин
2	3	4	5	6	7	8	9	10
10-370	Глинистый раствор	1,08	?40	Не регулируется	Глинопорошок бентонитовый Кальцинированная сода Техническая вода
370-666	Техническая вода	1,0	Не регулируется
666-1003	ХНР	1,05	Не регулируется	Техническая каменная соль, Оксид цинка ПАА Рraestol 2530, Техническая вода
1003-1865	БРР-СКП-МГ	1,14	40-60	20,4-40,9	25,6-61,3	?6	8-9,5	БУРАМИЛ БТ марки А РЕОКСАН марки Б, РЕОЦЕЛ марки В СИНТАЛ-БТ СКЖ, САФ, Р-СИЛ хлорид калия, хлорид натрия, каустический магнезит Н-ПАВ (неонол АФ9-12) бурфлюб-БТ ККУ-М МК-5 + ККУ-М МК-40 биоцид-БТ, пента-465 оксид цинка, техническая вода

Размещено на http://www.Allbest.ru/

1. Направление - устанавливается на глубину 10 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор, разобщения и предупреждения загрязнения водоносных горизонтов. Цементируется до устья.

2. Кондуктор - устанавливается на глубину 50 м с целью перекрытия обвально-карстовых отложений кунгурского яруса, изоляции зоны поглощения и пресных подземных вод от минерализованных. При наличии интенсивных и полных поглощений использовать при цементировании экранирующие устройства типа УЭЦС-324 (корзина), устанавливаемые над зоной поглощения. Цементируется до устья.

3. Техническая колонна - устанавливается с целью крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими, предупреждения гидроразрыва в случае нефтегазоводопроявлений и установки на устье противовыбросового оборудования. Башмак технической колонны спускается на глубину 370 м. Цементируется до устья.

4. Эксплуатационная колонна - спускается до проектной глубины для изоляции нефтеносных и водоносных горизонтов, обеспечения испытания и освоения скважины. Высота подъема цемента за колонной до устья. Зумпф эксплуатационной колонны - расстояние от искусственного забоя до нижнего перфорационного отверстия - должен быть не менее 15 м.

В случае недоподъема цемента за направлением согласно [7], утвержденным объединением “Пермнефть” 03.12.83, производится дополнительное цементирование затрубного пространства с устья скважины.

В случае усадки раствора за кондуктором и техколонной осуществляется долив с устья.



Таблица 2.1.5.1

Сводные данные по типовой конструкции скважины

Наименование колонны	Диаметр колонны, мм	Марка стали	Глубина спуска, м	Высота подъема цемента за колонной, м
Направление	426	Д	10	до устья
Кондуктор	324	Д	50	до устья
Техническая колонна	245	Д	370	до устья
Экспл. колонна	168	Д	проект	до устья

2.1.6 Оборудование устья скважин

Перед углублением скважины из-под кондуктора на устье устанавливается противовыбросовое оборудование типа ОП2-230х35А, предназначенное для герметичного перекрытия устья бурящейся скважины с целью предупреждения выброса, а также воздействия на скважину при нефтегазо-проявлениях. Перекрытие скважины может производиться как при наличии в ней бурильных труб, так и при отсутствии их.

Исправность превентора перед установкой на скважину проверяется на буровом предприятии службой главного механика; при бурении - комиссией с участием представителей военизированного пермского отряда и Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, в т.ч. в обязательном порядке перед вскрытием вероятных продуктивных горизонтов. Спецификация устьевого и противовыбросового оборудования приведена в таблице 2.1.6.1.

аблица 2.1.6.1

Оборудование устья скважин

Тип (марка) противовыбросового оборудования	Рабочее давление, Мпа	Ожидаемое устьевое давление, Мпа	Количество превенторов, шт.	Диаметр колонны, на которую устанавливается оборудование, мм
1. При бурении
ОП 2-230х35А (ПУ1-230х35 и ППГ-230х35)	35	6	1	245
1. При цементировании обсадных колонн
Колонный фланец или колонная головка ОКК1-14-146х245	14	-	1	168
1. При испытании
Фонтанная арматура АФК1-65х140	14	6	1	168
1. При испытании последующих объектов
Превенторная установка с одним вращающимся превентором	25	6	1	168

2.2 Комплекс геолого-геофизических исследований

2.2.1 Отбор керна и шлама

Для изучения литологической характеристики пластов и физических свойств коллекторов, уточнения стратиграфических границ, эффективных и нефтенасыщенных толщин, положения ВНК, а также лабораторного изучения физических свойств пород продуктивных горизонтов в скважинах предусматривается отбор керна. Интервалы отбора керна по проектным поисково-оценочным скважинам приведены в таблице 2.2.1.1.

Отбор керна рекомендуется проводить с использованием керноотборочного снарада Security DBS 121/67 или его аналогов с кернорвателями цангового типа, обеспечивающими 100 % выноса керна.

Для изучения литологии разреза и выяснения в нем нефтеносности производится отбор шлама через 1-5 м проходки в интервалах продуктивных горизонтов. Контрольный замер инструмента следует производить перед отбором керна и после достижения проектной глубины скважины.

2.2.2 Геофизические и геохимические исследования

При проектировании глубоких скважин предусматривается комплекс промыслово-геофизических исследований, обеспечивающий расчленение пройденного разреза, выявление продуктивных пластов и определение их коллекторских свойств.

Промыслово-геофизические исследования необходимо проводить в соответствии с Технической инструкцией по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах, согласованной с Министерством природных ресурсов России 04.05.2001 г.

РД 153-39.0-072-01, [14], с учетом особенностей работ на территории Пермского Прикамья. Для литологического расчленения разреза и уточнения привязок опорных горизонтов к истинной глубине, выделения и оценки пластов-коллекторов и прогнозирования нефтегазоносности вскрываемого разреза при проводке скважин из под кондуктора до проектной глубины предусматривается использование станции геолого-технического контроля. Объем промыслово-геофизических исследований в таблице 2.2.2.1.

При достижении скважиной проектной глубины, с целью уточнения скоростных параметров, принятых при обработке материалов сейсмопрофилирования, изучения околоскважинного пространства и обеспечения работ по поискам залежей, в скважине рекомендуется проведение сейсмокаротажа. По требованию геофизической службы предполагается проведение вертикального сейсмопрофилирования с двух пунктов взрыва (ВСП-2), которые будут удалены на 50-100 м от устья проектной скважины на отработанных профилях.

Работы по проведению этих исследований, бурению взрывных скважин и их ликвидации будет производить сейсмокаротажная партия ОАО “Пермнефтегеофизика” по отдельному проекту.

Таблица 2.2.1.1

Интервалы отбора керна

№№ скв.	Интервал отбора керна, м	Проходка с керном, м	Возраст отложений
1	2	3	4
561	1018-1036	18	Верейский
	1052-1061	9	Башкирский
	1403-1423	20	Тульский терригенный
	1423-1455	32	Бобриковский
	1455-1465	10	Радаевский
	1467-1485	18	Турнейский
	1540-1567	27	Фаменский
	1603-1621	18	Фаменский
	1670-1699	29	Фаменский
	1802-1820	18	Франский
	1847-1865	18	Забой
Итого:	219
В % от общей проходки:	11,7



Размещено на http://www.Allbest.ru/

Таблица 2.2.2.1

Проектный комплекс промыслово-геофизических исследований

№ пп	Забой скважины	Виды исследований	Масштаб записи	Интервалы исследований от - до	Примечания
1	2	3	4	5	6
1	50	БК; БКЗ (3 уст.), МБК; КВ; РК; ИК; АК с ВС	1:200	0-50	Для определения глубины залегания пресных вод, исследования интервала под кондуктор, перед спуском технической колонны
2	370	РК; КВ	1:500	50-370	Для исследования интервала под техническую колонну
3	1057	БК, МБК, БКЗ* (5 уст.), ИК, РК,КВ,МЗ, АК с ВС, ГГК-П	1:200	804-1057	Промежуточный каротаж после проходки верейских отложений
4	1478	БК, МБК, БКЗ* (5 уст.), ИК, РК,КВ,МЗ, АК с ВС, ГГК-П	1:200	1414-1478	Промежуточный каротаж после проходки визейских терриг. отложений
5	1865	Станд. каротаж с ПС, рез., АК с ВС, КВ, ГГК-П, БК, МБК, БКЗ* (5 уст.), КВ, ИК, РК, МЗ, АК с ВС,ГГК-П, РК	1:500 1:200 1:500	370-1865 1057-1865 0-1865	После окончания бурения скважины
6	1865	РК, БК, КВ	1:500	1414-1865	Перед отбором керна и ИПТ
Станция геолого-технического контроля, газовый каротаж, сейсмокаротаж
Инклинометрия в открытом стволе с шагом 10-20 м с контрольным замером с перекрытием 5 точек предыдущего замера, пластовый наклономер НИД-1, партия ГТИ 370-1865
Комплекс исследований по контролю за техническим состоянием скважин
7	Кондуктор	АКЦ с ВС, ГГЦ (ЦМ-10-12)	1:500	0-50	Не ранее 48 часов после спуска кондуктора
8	Техническая колонна	АКЦ с ВС, ГГЦ	1:500	0-370	Не ранее 48 часов после спуска технической колонны
9	Эксплуатацион. колонна	АКЦ, ГГЦ (СГДТ), ЭМДСТ	1:500	0-1865	По всему стволу не ранее 48 часов после спуска эксплуатационной колонны
10	-«-	АКЦ, ГГЦ (СГДТ), ЭМДСТ	1:200	1414-1865	В интервалах детальных исследований

Размещено на http://www.Allbest.ru/

2.2.3 Опробование, испытание и исследование скважин

Для предварительной оценки нефтеносности перспективных объектов, а также выявления пластов-коллекторов и их параметров проектируется испытание предполагаемых продуктивных горизонтов сверху вниз в открытом стволе в процессе бурения скважины испытателями пластов.

Ориентировочные интервалы испытания испытателем пластов в процессе бурения по проектным поисково-оценочным скважинам по усредненному разрезу указаны в таблице 2.2.3.1 и должны оперативно корректироваться геологической службой в зависимости от фактической глубины залегания горизонтов, намеченных к испытанию, и текущих результатов изучения нефтеносности вскрываемого разреза.

При обнаружении нефтепроявлений в непредусмотренных проектом стратиграфических подразделениях, а также при вскрытии зон ухода промывочной жидкости обязательно следует провести испытание их пластоиспытателем. Перед испытанием объектов в процессе бурения должны быть проведены геолого-геофизические исследования (МБК, БК, ДС, РК), которые решают следующие задачи:

- выявление возможно нефтеносных пластов;

- установление глубины их залегания;

- выявление эффективных толщин пластов;

- оценка их коллекторских свойств;

- установление состояния ствола скважины в зоне намеченного испытания (наличие каверн, сужения, желобообразования) с целью выбора места установки пакера.

Таблица 2.2.3.1

Испытание объектов в процессе бурения

№ скважины	Интервалы испытания	Возраст	Тип испытателя пластов, диаметр пакера
1	2	3	4
561	1018-1036	Верейский*	ЗПКМ, 146
	1403-1423	Тульский терригенный	-«-
	1465-1484	Турнейский	-«-
	1503-1523	Турнейский*	-«-
	1547-1567	Фаменский	-«-
	1606-1621	Фаменский	-«-
	1670-1699	Фаменский	-«-
	1802-1812	Франский*	-«-
562	1037-1055	Верейский*	ЗПКМ, 146
	1425-1446	Тульский терригенный	-«-
	1491-1513	Турнейский	-«-
	1576-1596	Фаменский	-«-
	1633-1643	Фаменский	-«-
	1700-1723	Фаменский	-«-
	1828-1838	Франский	-«-

Испытание должно производиться не позднее 5 суток после вскрытия пласта (перспективного интервала) при удаленности забоя от него не более чем на 25 метров. При одновременном вскрытии пластов с различными гидродинамическими параметрами испытание каждого пласта должно производиться до получения однозначной информации о характере продуктивности, без ограничения количества спусков ИП и циклов.

С целью установления промышленной нефтеносности пластов, оценки их продуктивной характеристики и получения других необходимых данных для подсчета запасов нефти по промышленным категориям и составления проекта разработки залежей в скважинах предусматривается спуск эксплуатационной колонны. Перед началом испытаний производится исследование колонны на герметичность опрессовкой на 150 атм. Испытание в ней продуктивных горизонтов следует производить снизу вверх. Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне зависит от фактической нефтеносности разреза, степени изученности залежей на данном этапе работ, их сравнительной характеристики и т.п. В связи с этим объекты испытания намечены предварительно, а окончательный выбор интервалов испытания будет сделан на основании всего комплекса исследований скважины. Ориентировочно интервалы испытания предполагаемых продуктивных горизонтов через колонну по проектным поисково-оценочным скважинам приведены в таблице 2.2.3.2.

Для установления гидродинамической связи пластов со скважиной вскрытие их следует производить путем перфорации эксплуатационной колонны кумулятивным перфоратором 3ПК-105У из расчета 30 отв. на пог.м в карбонатных отложениях и 20 отв. на пог.м в терригенных отложениях.

Все объекты, подлежащие испытанию, должны быть опробованы раздельно на приток пластовой жидкости с целью определения дебитов на различных режимах работы скважины, суточного рабочего дебита нефти по замерам фактической непрерывной суточной добычи, коэффициентов продуктивности, статических уровней, пластовых и забойных давлений, пластовых температур. При получении фонтанного притока нефти дебиты замеряются на 3-х штуцерах. В нефонтанирующих скважинах определение дебита производится путем снятия индикаторной кривой. Помимо замеров дебитов должен быть произведен отбор глубинных и приповерхностных проб нефти, замеры пластовых, забойных и устьевых давлений.

По каждой из залежей, имеющих промышленное значение, должны быть проведены гидродинамические и потокометрические (при наличии двух и более проницаемых пластов) исследования на приток с целью получения эксплуатационной характеристики пласта.

При низкой производительности скважины должны быть произведены работы по интенсификации притоков нефти методом соляно-кислотной обработки (в карбонатных отложениях - КСПЭО II, в терригенных отложениях - КСПЭО IIIт)

Во время бурения и при нефте- и водопроявлениях предусматривается отбор проб жидкости: нефти в объеме 1 литр (малообводненной), газа 3 литра, пластовой воды не менее 8 литров с каждого объекта.

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Таблица 2.2.3.2

Испытание пластов через колонну

№ скв.	Интервалы испытания	Возраст, номер объекта	Ожидаемый вид флюида	Объект, фонтанир., нефонтанир.	Способ вскрытия, кол-во отверстий на 1 пог.м	Плотность промывочной жидкости, г/см3	Метод вызова притока, количество режимов	Метод интенсификации притока	Интервал установки цементных мостов, м
561	1812-1802	I франский	нефть	фонтан.	кумулятив. Перфорация 3ПК-105У,30	1,14	свабирование 3 штуцера, компрессор СДА-100	СКО КСПЭО II	1832-1782
	1698-1674	II фаменский	нефть	фонтан.	30	- «-	- «-	КСПЭО II	1718-1654
	1620-1610	III фаменский	нефть	фонтан.	30	- «-	- «-	КСПЭО II	1640-1590
	1566-1550	IV фаменский	нефть	фонтан.	30	- «-	- «-	КСПЭО II	1586-1530
	1483-1465	V турнейский	нефть	фонтан.	30	- «-	- «-	КСПЭО II	1503-1445
	1438-1423	VI бобриковский	нефть	фонтан.	20	- «-	нефть, компрессор СДА-100	КСПЭО IIIт	1445-1423
	1423-1413	VII тульский тер.	нефть	фонтан.	20	- «-	- «-	КСПЭО IIIт	1423-1363
562	1838-1828	I франский*	нефть	фонтан.	30	1,14	свабирование	КСПЭО II	1858-1808
	1722-1713	II фаменский	нефть	фонтан.	30	- «-	- «-	КСПЭО II	1742-1693
	1642-1632	III фаменский	нефть	фонтан.	30	- «-	- «-	КСПЭО II	1662-1612
	1595-1585	IV фаменский	нефть	фонтан.	30	- «-	- «-	КСПЭО II	1612-1565
	1512-1498	V турнейский	нефть	фонтан.	30	- «-	- «-	КСПЭО II	1532-1478
	1462-1446	VI бобриковский	нефть	фонтан.	20	- «-	нефть	КСПЭО IIIт	1478-1446
	1446-1436	VII тульский тер.	нефть	фонтан.	20	- «-	- «-	КСПЭО IIIт	1446-1386

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Для оценки степени закрытости разреза и перспектив его нефтегазоносности, а также для определения коллекторских и фильтрационных свойств водоносных пород, условий поддержания пластового давления при разработке залежей нефти и газа должен быть предусмотрен необходимый комплекс гидрогеологических исследований:

- замеры начального пластового давления;

- регистрация глубины залегания статического уровня;

- измерение пластовой температуры;

- определение газового фактора по столбу воды в скважине;

- регистрация динамического уровня при откачке, определение дебита;

- определение фильтрационных свойств пласта по кривой восстановления давления (уровня);

- отбор проб пластовой воды: для проведения общего химического анализа и определения содержания микрокомпонентов - 1,5 л, для определения органического вещества - 1,5 л, железа - 0,25 л, сероводорода - 0,5 л, водорастворенного газа - 2 л.

Все перечисленные виды исследования планируются для каждого объекта опробования, выполняются специализированными бригадами в соответствии с методическими указаниями и соответствующими инструкциями.

Все нефтепроявления, осложнения, разбавление и поглощение промывочной жидкости, провалы бурового инструмента регистрируются в буровом журнале.

2.2.4 Лабораторные исследования

Макроскопическое описание керна и шлама производится геологической службой бурового предприятия. Лимит на производство лабораторных работ предусматривается в размере 1,5% от прямых затрат для поисковых скважин и 0,6% для поисково-оценочных скважин.

Лабораторные исследования должны быть направлены на изучение литологии, коллекторских свойств и нефтеносности вскрываемого разреза, определение возраста пород, химического состава и физических свойств нефти, и пластовой воды. В ходе исследований проводятся следующие работы:

1. Петрографические исследования (изучение и описание шлифов). Из прослоев толщиной более 5 метров 3 образца: из кровли, подошвы и средней части слоя.

2. Минералогический (гранулометрический) анализ. Для обломочных пород (песчаников, алевролитов) в тех же интервалах, что и для петрографических исследований.

3. Палеонтологические исследования (микрофаунистическое изучение шлифов для определения возраста пород). В плотных карбонатных породах

1 образец на 1 м керна; на уровне стратиграфической границы через 0,5 м выше и ниже границы на протяжении 2 м и в случае необходимости на протяжении 5 м.

4. Изучение физических свойств пластов-коллекторов (определение пористости, проницаемости, плотности). В терригенных породах 2-3 образца, в карбонатных 3-4 образца на каждый метр поднятого керна из слоев, которые могут служить коллекторами; при небольшом выносе керна не менее 3-х образцов: из кровли, середины и подошвы пласта.

5. Люминисцентно-битуминологические исследования. Отбирается 1 образец через 5 метров.

6. Изучение глинистых минералов пород-коллекторов. Используются образцы, отобранные для изучения пористости и проницаемости пород-коллекторов.

7. Определение удельного электрического сопротивления. В объеме 50%

от числа образцов, отобранных для изучения проницаемости.

8. Изучение радиоактивности пород. В терригенных породах 1 образец на 2 м керна.

9. Акустические измерения. Используются образцы, отобранные для изучения пористости.

10. Определение остаточной водонасыщенности коллекторов. Из продуктивных нефтяных горизонтов 3 образца на 1 м керна.

11. Определение нефтеводонасыщенности коллекторов.

12. Химический анализ нефти. Отбирается 1 проба в объеме 2,5 л из нефтяного пласта.

13. Гидрогеологические исследования.

Объем и виды лабораторных исследований на одну усредненную скважину приведены в таблице 2.2.4.1.

Таблица 2.2.4.1

Лабораторные исследования

№№ пп	Наименование исследования, анализа	Количество образцов (проб) на 1 скв.	Организация, выполняющая исследования
1	Петрографические исследования	104	Определяется тендером
2	Минералогический анализ	53	-- « --
3	Палеонтологические исследования	90	-- « --
4	Изучение физических свойств пластов-коллекторов	430	-- « --
5	Люминесцентно-битуминоло-гические исследования	34	-- « --
6	Изучение глинистых материалов пород-коллекторов	96	-- « --
7	Определение удельного электрического сопротивления	215	-- « --
8	Изучение радиоактивности пород	43	-- « --
9	Акустические измерения	96	-- « --
10	Определение остаточной водонасыщенности коллекторов	282	-- « --
11	Определение нефтеводонасыщенности коллекторов	282	-- « --
12	Химический анализ нефти	8	-- « --
13	Химический анализ воды (полный)	8	-- « --



2.3 Обработка материалов поисковых работ

Первичная обработка материалов бурения на скважине:

- описание керна и шлама,

- наблюдение за нефтеводопроявлениями, поглощениями промывочной жидкости, осложнениями при бурении,

- составление предварительного геологического разреза и других производственных процессов осуществляются геологической службой бурового предприятия.

Окончательная обработка и интерпретация результатов поискового бурения, составление проекта разведки или отчета по завершенным поисковым работам на непродуктивной площади или объекте, оперативный подсчет запасов углеводородов по категории С₂ и С₁ производятся ООО “ПермНИПИнефть”.

2.4 Ликвидация и консервация скважин

При завершении цикла строительства скважины, в зависимости от полученного результата, она может быть ликвидирована (при отсутствии промышленных притоков нефти) или законсервирована (при получении промышленных притоков нефти) или использована в качестве наблюдательной. Шурф для ведущей трубы заливается цементом.

Ликвидация и консервация скважины должна осуществляться в соответствии с “Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов”, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России [5].

В скважинах, подлежащих ликвидации, интервалы со слабыми нефтегазопроявлениями, оказавшиеся в процессе испытаний непродуктивными, перекрываются цементными мостами. Высота каждого цементного моста должна быть равна мощности пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливается на высоту не менее 50 м.

Для более надежной изоляции пресных вод предусматривается постановка дополнительного ликвидационного моста высотой 50 м. Мост устанавливается в последней обсадной колонне в интервале 25 м выше и ниже предполагаемой нижней границы распространения пресных и слабоминерализованных вод. Интервал установки цементного моста для проектных скважин - 55-105 м. Устье ликвидируемой скважины должно оборудоваться репером, на котором электросваркой делается надпись: номер скважины, наименованиеместорождения (площадки) и организации, пробурившей скважину, а также ставится дата начала и окончания строительства. Над устьем скважины устанавливается бетонная тумба размером 1х1х1 м. Высота репера над бетонной тумбой должна быть не менее 0,5 м.

В случае ликвидации скважины после опробования при наличии эксплуатационной колонны все объекты испытания должны быть также изолированы друг от друга цементными мостами. Установка их производится

аналогичным образом. В скважинах, ликвидируемых без спуска эксплуатационной и технической колонн, в башмаке кондуктора устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м.Консервация скважин производится с учетом повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней каких-либо ремонтных и других работ. Не реже 2-х раз в год производится проверка состояния с соответствующей записью в специальном журнале. Скважина при консервации заполняется жидкостью, исключающей глинизацию пластов и создающей противодавление.

При временной консервации (остановке) находящихся в бурении скважин со вскрытыми продуктивными горизонтами устье скважины герметизируют превенторами. Выше вскрытого продуктивного горизонта устанавливается цементный или гельцементный мост высотой 30-50 м, буримость которого ниже буримости пород в интервале установки моста. При консервации скважин с перфорированной эксплуатационной колонной на устье устанавливается трубная головка фонтанной арматуры (крестовина) с контрольным вентилем, с загерметизированными патрубками и заглушками на фланцах задвижек.

Над интервалом перфорации устанавливается цементный мост высотой 25-30 м. Указанный мост не устанавливается:

- для газовых скважин с пластовыми давлениями, не превышающими гидростатическое, которые консервируются на срок до 1 года;

- для нефтяных скважин, кроме удаленных от промысла с длительным сроком консервации (5-10 лет);

- для скважин, вскрывших залежи с высоким газовым фактором (более 100 м³/т);

- для газовых скважин, оснащенных комплексом подземного оборудования; для этих скважин фонтанная арматура оборудуется глухой пробкой, применяемой для смены фонтанной арматуры под давлением. Буровой шлам в соответствии с договором с ООО «Урал-Экоресурс» размещается на технологической площадке МБР «Барда» для временного хранения, переработки и утилизации по специально разработанной технологии.



3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ часть

3.1 Продолжительность, стоимость и ожидаемые запасы проектируемых работ

3.1.1 Продолжительность проектируемых работ

Настоящим проектом на Северо-Судановском поднятии предусматривается бурение двух поисково-оценочных скважин № 561, 562 общим метражом 3730 м. Средняя глубина скважин 1865 м.

Скорость бурения скважины составит 847 м/ст. мес. Продолжительность строительства скважины рассчитана на усредненную скважину.

Таблица 3.1.1.1

Продолжительность строительства скважины

№ п/п	Наименование работ	Продолжительность работ в сутках
1	Подготовительные работы	3
2	Бурение и крепление	73,4
3	Испытание испытателем пластов	9,0
4	Испытание I объекта через колонну	24,0
5	Испытание последующих объектов	113,1
6	Строительно-монтажные работы	56,8
	Итого:	279,3

Срок бурения одной скважины составит 0,76 года. Всего на производство работ на Северо-Судановской структуре по данному проекту будет затрачено 19 месяцев (без учета времени на испытание последующих объектов)

279,3 : 365 сут. х 2 скв. = 1,52 года (19 месяцев), (1)

3.1.2 Предполагаемая стоимость проектируемых работ

Для расчета предполагаемой стоимости проектируемых работ в качестве базовой скважины была взята скважина №118 Енапаевской площади, пробуренная в 2013 году. Глубина скважины 1915 м. Коммерческая скорость по базовой скважине 615 м/ст.-м. Плановая коммерческая скорость 847 м/ст.-м.

Предполагаемая стоимость строительства проектируемых работ, рассчитана по формуле:

А_П = (п Ч ((С₁ - З_В) : Н₁ Ч Н + З_В : К) + З_об.) Ч т , (2)

Где п - количество проектируемых скважин;

C₁ - стоимость строительства базовой скважины, тысяч рублей.

За базовую принимается аналогичная скважина близлежащей площади с обоснованием данной аналогии; с указанием даты составления ПСД;

3в - затраты, зависящие от времени бурения, тысяч рублей;

Н - глубина проектируемой скважины, м;

H₁ - глубина базовой скважины, м;

К - коэффициент изменения скоростей.

К = V:V1, где

V - плановая коммерческая скорость бурения, м/ст. мес.;

V1- коммерческая скорость по базовой скважине, м/ст. мес.;

Зоб. - затраты на обустройство площади проектируемых работ, тысяч рублей;

т - коэффициент, учитывающий инфляцию за период от даты составления ПСД на скважину-аналог до даты составления данного проекта (на апрель 2017 года составила 9,25%).

Стоимость строительства базовой скважины в текущих ценах - 163 187 500 рублей;



А_П = (2 Ч ((163187500-1500000) : 1915)) Ч 1865 + (1500000 : 0,73) +

+ 46812500) Ч1 ,0925 =450 838 017,5 рублей

С учетом перерасчета на глубину проектной скважины и количество объектов для испытания в колонне предполагаемая стоимость строительства одной скважины в текущих ценах составит 225 419 008,7 рублей.

Предполагаемая стоимость проектируемых работ на площади составит 450 838 017,5 рублей.

3.1.3 Подсчет ожидаемых запасов нефти и растворенного газа

По Северо-Судановскому поднятию ожидаемые запасы нефти категории С₁ посчитаны объемным методом с учетом коэффициента подтверждаемости ресурсов. Коэффициент подтверждаемости ресурсов рассчитывается на основе анализа нефтегазовых объектов на разной стадии изученности по нефтегазоносным комплексам и элементам нефтегеологического районирования, эффективности ГРР. Были проанализированы ресурсы и запасы близлежащих месторождений, рассчитаны риски. Для данной территории общий коэффициент подтверждаемости ресурсов (перевода ресурсов в запасы) принят 1,0.

Ожидаемые извлекаемые запасы нефти категории С₁ посчитаны по радиусу дренирования скважины (графическое приложение 2), они составляют 568 тыс. т (таблица 3.1.3.1).

Радиус дренирования на данном участке равен 1,0 км, т.к. он равен удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами, принятому на аналогичных месторождениях в данном районе [6]. В данном случае шаг сетки составляет 0,5 км, следовательно, радиус равен 1 км.

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Таблица 3.1.3.1

Подсчетные параметры и ожидаемые запасы нефти категории С₁

Пласт	Площадь, тыс. м2	Толщина, м	Объем, тыс. м3	Подсчетные параметры	Ресурсы нефти, тыс. т	Пласт. газовый фактор, м3/т	Ресурсы газа млн. м3
				Порис-тость	Нефте-насыщение	Плотность нефти	Пересчетн. коэф.	Коэф. нефте-отдачи
									геологи-ческие	извлекаемые		геологи-ческие	извле-каемые
Северо-Судановское поднятие (восточный купол)
Тл2-б	962	1,1	1058	0,2	0,84	0,878	0,925	0,45	144	65	47	7	3
Бб1	962	2,9	2790	0,2	0,84	0,878	0,925	0,45	381	171	47	18	8
Т1	1087	3,9	4239	0,12	0,72	0,905	0,925	0,38	306	116	43	13,4	5
Фм1	1087	0,8	870	0,12	0,72	0,905	0,925	0,38	63	24	43	2,7	1
Фм2	1087	1,3	1413	0,12	0,72	0,905	0,925	0,38	102	39	43	4,5	1,7
Фм3	1087	1,0	1087	0,12	0,72	0,905	0,925	0,38	79	30	43	3,4	1,3
Всего:									1075	445		49	20
Северо-Судановское поднятие (западный купол)
Тл2-б	525	0,54	283,5	0,2	0,84	0,878	0,925	0,45	39	17	47	1,9	0,7
Бб1	525	1,46	766,5	0,2	0,84	0,878	0,925	0,45	104	47	47	5,1	2,3
Т1	536	2,2	1179	0,12	0,72	0,905	0,925	0,38	86	33	43	3,8	1,5
Фм1	536	0,5	268	0,12	0,72	0,905	0,925	0,38	19	7	43	1	0,4
Фм2	536	0,7	375	0,12	0,72	0,905	0,925	0,38	27	10	43	1,2	0,5
Фм3	536	0,6	322	0,12	0,72	0,905	0,925	0,38	23	9	43	1	0,4
Всего:									298	123		14	6
Итого по поднятию
Тл2-б	1487		1341,5						183	82		8,9	3,7
Бб1	1487		3556,5						485	218		23,1	10,3
Т1	1623		5418						392	149		17,2	6,5
Фм1	1623		1138						82	31		3,7	1,4
Фм2	1623		1788						129	49		5,7	2,2
Фм3	1623		1409						102	39		4,4	1,7
Всего:									1773	568		63	26

Размещено на http://www.Allbest.ru/

3.1.4 Основные технико-экономические показатели поисковых работ

Предполагаемая геолого-экономическая эффективность и основные технико-экономические показатели проектируемых поисково-оценочных работ на Северо-Судановском поднятии приведены в таблице 3.1.4.1.

Таблица 3.1.4.1

Основные технико-экономические показатели

№№ п/п	Показатели	Единицы измерения	Проектная площадь
1	Количество проектных скважин	шт.	2
2	Средняя глубина скважины	м	1865
3	Коммерческая скорость бурения	м/ст.-мес.	847
4	Суммарный метраж	м	3730
5	Предполагаемая стоимость проектируемых работ	руб.	450 838 017,5
6	Предполагаемая стоимость строительства скважины	руб.	163 187 500
7	Предполагаемая стоимость 1 м проектируемого бурения	руб.	87 500
8	Продолжительность проектируемых работ на площади	год	1,52
9	Ожидаемый прирост запасов нефти категории С1	тыс.т	568
10	Прирост ожидаемых запасов на 1 метр проходки	т/м	152,3
11	Прирост ожидаемых запасов на 1 скважину	тыс.т/скв.	284
12	Затраты на подготовку 1 тонны ожидаемых запасов нефти	руб./т	466



4. Организационная часть

4.1 Охрана труда и окружающей среды

Охрана труда имеет важное значение на различных геологоразведочных работах, которые часто выполняются в трудных и сложных условиях, под открытым небом при больших колебаниях температуры и влажности. Нередко работа и отдых осложняются появлением насекомых, иногда возбуждающих инфекционные заболевания.

В сложных условиях проведение геологоразведочных работ без строгого учета требований правил техники безопасности и производственной санитарии, неточного выполнения этих требований может привести к аварии либо к профессиональным заболеваниям и производственному травматизму.

Источниками опасности для персонала на объекте, прежде всего, являются различные движущиеся части механизмов, тяжелые и крупногабаритные инструменты, химические вещества, шумы, вибрации, живая природа.

Движущиеся части механизмов (лебедка, насосы, ротор, цепные приводы) во избежание несчастных случаев ограждаются предохранительными кожухами и защитными поверхностями.

Опасность тяжелых и крупногабаритных инструментов состоит, прежде всего, в возможности их падения на персонал, что может привести к тяжелым последствиям - травмам, увечьям, летальному исходу.

Химические вещества, применяемые в производстве, имеют различные свойства. Почти все химические вещества, применяемые в современных технологиях добычи нефти и газа, вредны для организма. При этом они оказывают общее токсическое, раздражающее, канцерогенное и мутагенное действие на человека, представляя по этой причине опасность для его здоровья и жизни.



4.1.1 Производственная санитария

Проектирование и реконструкция производственных, административных и бытовых зданий, и сооружений должны осуществляться в соответствии с требованиями Госстроя России и других надзорных органов.

Территория предприятия и размещение на ней сооружений, зданий, производственных объектов должны соответствовать генеральному плану предприятия, разрабатываемому с учетом требований Госстроя России. Производственные площадки, территории геологических поселков, баз и лагерей должны содержаться в чистоте, быть благоустроены и освещены в темное время суток.

Сбор, хранение и захоронение производственных и бытовых отходов должны производиться в специально отведенных и приспособленных для этих целей местах. Мусорные и отбросовые ямы и контейнеры должны быть оборудованы плотно закрывающимися крышками. Отходы (отбросы) ядовитых и разлагающихся веществ должны храниться, транспортироваться и уничтожаться с соблюдением санитарных правил.

Мусорные и отбросовые ямы, контейнеры и туалеты должны устраиваться не ближе 50 м от производственных и жилых зданий в местах, исключающих загрязнение окружающей среды.

Объем производственного помещения, приходящийся на одного работающего, должен составлять не менее 15 куб. м, а площадь - не менее 4,5 кв. м.

Высота помещений (от пола до низа несущих конструкций перекрытия) должна быть не менее 3 м.

Высота помещений от пола до низа выступающих частей коммуникаций и оборудования в местах регулярного прохода людей должна быть не менее 2 м, а в местах нерегулярного прохода - не менее 1,8 м.

Полы производственных помещений должны быть ровными, горизонтальными, нескользкими, удобными для уборки.

Цементные или кирпичные полы на участках (местах) постоянного пребывания рабочих должны быть покрыты эластичными теплоизолирующими настилами или деревянными решетками.

Все помещения должны иметь внутреннюю отделку, исключающую накопление и сорбцию паров токсичных веществ, и допускающую уборку вакуумным или влажным способом.

Уборка полов должна производиться не реже одного раза в смену.

Производственные помещения, рабочие места, проходы и подходы к оборудованию, механизмам и вспомогательным приспособлениям должны содержаться в чистоте и не загромождаться. Инструменты должны содержаться в чистоте и располагаться в местах, удобных для пользования.

Взаимное расположение и компоновка рабочих мест должны обеспечивать безопасный доступ, безопасные действия с материалами, заготовками, полуфабрикатами, а также удобное техническое обслуживание и ремонт производственного оборудования, кратчайшие подходы (по возможности, не пересекающие транспортные пути) к рабочим местам и возможность быстрой эвакуации при аварийной ситуации. Пути и проходы должны быть обозначены и иметь достаточную освещенность.

Санитарно-бытовое обслуживание

Производственные объекты должны быть обеспечены:

- гардеробными, шкафчиками для спецодежды и спецобуви;

- помещениями для отдыха, приготовления и принятия пищи, для умывальников (душевых);

- сушилками для сушки спецодежды;

- туалетами.

Во время рабочих смен работники обеспечиваются горячим питанием, чистой питьевой водой.

Уровень санитарно-бытового обеспечения устанавливается в соответствии с нормами Госстроя России и Госсанэпиднадзора Минздрава России.



Питьевое водоснабжение

Базовые и вахтовые поселки должны быть обеспечены питьевой водой из расчета на одного работающего в наиболее многочисленной смене по 3 литра воды.

Качество питьевой воды должно соответствовать требованиям Госсанэпиднадзора Минздрава России.

У кранов подачи воды для технических целей должны быть надписи "Для питьевых целей непригодна".

Емкости для питьевой воды должны быть изготовлены из легко очищаемых материалов и закрываться крышками, запирающимися на замок, снабжены кранами и кружками.

Расстояние от рабочих мест до питьевых установок должно быть не более 75 м.

Фляги и сосуды для питьевой воды должны быть дезинфицированы в течении 15 мин (через каждые 10 дней) с помощью 2%-ного раствора хлорной извести.

Освещение

Недостаток света и нерационально устроенное производственное освещение затрудняет деятельность работающих, ухудшает их ориентировку в пространстве, координацию движений, скорость ответных реакций, что снижает производительность и качество труда, нередко приводят к авариям и травмам.

Естественное и искусственное освещение на территории геологоразведочных предприятий, в производственных и вспомогательных зданиях должно соответствовать действующим нормам естественного и искусственного освещения, установленным Госстроем России и Госсанэпиднадзором Минздрава России.

Освещенность рабочих мест у бурового станка должна быть не ниже 40 лк, на полатях и площадках для кронблока - не ниже 25 лк, на поверхности забоя горизонтальной выработки (вертикальная плоскость) - не менее 10 лк, по почве (горизонтальная плоскость) - не менее 15 лк, на складах взрывчатых материалов (в горизонтальной плоскости по почве) - не менее 30 лк.

Рабочие места, объекты, проезды и переходы в темное время суток должны быть освещены.

В производственных помещениях, кроме рабочего освещения, необходимо предусматривать аварийное, а в зонах работ на открытых площадках - аварийное или эвакуационное освещение.

Аварийное освещение должно обеспечивать освещенность не менее 10% от установленных норм для данного вида производства.

Светильники рабочего и аварийного освещения должны питаться от разных источников. Вместо устройства стационарного аварийного (эвакуационного) освещения допускается применение ручных светильников с аккумуляторами.

Стекла окон и фонарей должны очищаться от пыли и грязи по мере их загрязнения.

4.1.2 Техника безопасности

Общие требования

Эксплуатация буровой установки при неустановленных или поврежденных защитных ограждениях запрещается.

Буровые вышки, оборудование должны осматриваться: механиком партии, начальником участка - не реже 1 раза в месяц; главным инженером - не реже одного раза в два месяца; буровым мастером - не реже одного раза в декаду; бурильщиком - при приемке и сдаче смены. Кроме того, состояние вышки должно проверяться в следующих случаях: до начала и после передвижения вышки; перед спуском колонны обсадных труб; после ветра силой 6 баллов (11-14 м/с); после открытых нефтегазопроявлений; до и после работ, связанных с ликвидацией аварий



Строительно-монтажные работы

Расстояние от буровой установки до жилых и производственных зданий, охранных зон и шоссейных дорог, нефте- и газопроводах и линий электропередач должно быть не менее высоты вышки плюс 10 м.

До начала монтажа буровых установок строительная площадка должна быть спланирована и очищена.

Бурение скважин

Талевые канаты должны иметь не менее чем трехкратный запас прочности по отношению к максимальной проектной нагрузке. Соединение каната с подъемным инструментом должно производиться с помощью коуша и не менее чем тремя винтовыми зажимами или канатным замком.

Управление буровой лебедкой должно осуществляться с пульта бурильщика. Пуск буровых насосов в работу должен производиться с местного поста управления, а регулирование их работы и остановка - с пульта бурильщика и местного поста управления.

Управление грузоподъемными механизмами для работы на приемном мосту должно быть дистанционным. Работы с перемещением грузов весов свыше 30 кг должны быть механизированы.

Запрещается: работать без приспособления, предупреждающего закручивание нагнетательного шланга вокруг трубы и его падения; пускать в ход насосы после длительной остановки зимой без проверки проходимости нагнетательного трубопровода; продавливать с помощью насоса «пробки», образовавшиеся в трубопроводах; производить ремонт трубопроводов, шлангов, сальника во время подачи по ним промывочной жидкости, удерживать нагнетательный шланг руками от раскачивания и заматывания вокруг ведущей трубы.

Крепление скважин

Перед спуском и подъемом колонны обсадных труб мастеру необходимо проверить исправность вышки, талевой системы, инструмента, КИП и состояние фундаментов. Обнаруженные неисправности должны быть устранены до начала спуска и подъема труб. Секции колонны обсадных труб при подъеме с мостков должны свободно проходить в буровую вышку. До начала работ по цементированию должна быть проверена исправность предохранительных клапанов и манометров, а вся установка опрессована на полуторное расчетное максимальное давление.

В целях обеспечения безопасности производства работ при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее подготовленной площадке, при этом должны соблюдаться следующие расстояния:

- от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов - не менее 10 м;

- от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 м;

- между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 м.

Кабины передвижных агрегатов должны быть расположены в противоположную от цементируемой скважины сторону.

Для определения фактического состояния цементного камня за обсадными колоннами проводятся геофизические исследования. Применение иных способов исследования состояния цементного камня за обсадными колоннами должно быть обосновано в рабочем проекте на бурение скважины.

Ликвидация аварий

План локализации и ликвидации последствий аварий должен быть составлен на каждый опасный производственный объект или его взрывопожароопасный участок, цех или иное подразделение.

План локализации и ликвидации последствий аварий должны предусматриваться:

1. Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.

2. Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.

3. Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия производственного персонала при возникновении аварий.

4. Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.

5. Порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и противофонтанными отрядами.

Работы по ликвидации аварий должны проводить под руководством лица, имеющего право ответственного ведения буровых работ.

Электробезопасность

В бурении используются электроустановки как низкого напряжения до 1000 В, так и высокого выше 1000 В.

Основным источником электротравматизма в бурении являются установки низкого напряжения. Лица, работающие на электроустановках, проходят соответствующее обучение.

Основными мерами защиты при эксплуатации электроустановок являются: надежная изоляция пускорегулирующих аппаратов, контактов магнитных пускателей, автоматов, цепей автоматического электропривода.

Недоступность токоведущих частей достигается правильным их расположением, применением ограждений и блокировок. В установках ниже 1000 В применяют сплошное ограждение в виде кожухов и крышек. Сетчатое ограждение используется в установках свыше 1000 В. Защитное заземление является самым массовым средством защиты в электроустановках. Не токоведущие части электрооборудования в случае аварии могут оказаться под напряжением, прикосновение человека к таким частям электрооборудования становится опасным. Для снижения опасности прикосновения создается защитное заземление - соединение металлических и токоведущих частей оборудования с землей. В качестве защитного заземления при бурении скважины используется контурное заземление.



4.1.3 Пожарная безопасность

Общие требования

Опасность пожаров и взрывов на производственных объектах нефтегазодобывающей промышленности характерна для всех технологических процессов начиная от добычи нефти, газа или конденсата и заканчивая их переработкой. По взрыво- и пожароопасности объекты нефтяной и газовой промышленности относятся к категории «А».