Технология капитального ремонта скважин методом забуривания вторых наклонно-направленных стволов

В связи с тем, что при цементировании применяется оборудование, работающее при высоких давлениях, что представляет большую опасность для обслуживающего персонала, Правила техники безопасности должны учитывать следующие пункты:

Цементирование скважин необходимо проводить в дневное время.

Если в порядке исключения цементирование проводят в темное время суток, то представитель буровой организации при участии руководителя цементировочных работ организует освещение устья скважины, площадки, где сосредоточена вся цементировочная техника, агрегатов и отдельных их узлов. Освещенность у устья скважины и на площадке, где установлены агрегаты, должна быть не менее 25 лк, а пульта управления - не менее 50 лк. При этом лампы освещения не должны оказывать слепящего действия на обслуживающий персонал.

Площадка на которой располагают цементировочную технику, должна находится вдали от трансформаторной будки и токонесущих проводов и перед цементированием очищена от всех ненужных предметов. Желательно выбирать эту площадку на минимально допустимом расстоянии от буровой, чтобы уменьшить длину напорных трубопроводов, находящихся под высоким давлением.

Цементировочную технику на площадке следует располагать в соответствии со схемой, разработанной руководителем работ, причем агрегаты для возможности быстрой эвакуации должны быть поставлены кабинами в сторону, обратную буровой. Расстояние между агрегатами для их безопасного обслуживания должно быть не менее 1,5 м. Блок манифольда должен отстоять от устья скважины не менее чем на 10 м. Расстояние между агрегатами и блоком манифольда должно быть не менее 5 м.

Рабочим тампонажной организации категорически запрещается находиться на подъемных мостках буровой. Только по разрешению руководителя работ можно провести сборку напорных трубопроводов и установку цементировочной головки.

При сборке напорных трубопроводов необходимо выполнить следующие требования: трубопроводы не должны перекрещиваться; шарнирные соединения должны быть установлены так, чтобы имелась возможность перемещения труб под действием пульсации жидкости; к местам соединений отдельных труб должен быть обеспечен свободный доступ.

При опрессовке напорных трубопроводов и оборудования и при цементировании обслуживающему персоналу запрещается находиться в непосредственной близости от них. Опрессовку следует проводить на давление, в 1,5 раза превышающее ожидаемое рабочее.

Вор время цементирования скважин запрещается ремонтировать агрегаты, цементировочную головку и трубопроводы, находящиеся под давлением.

Скважину разрешается цементировать только при наличии проверенных предохранительных клапанов и манометров на агрегатах, а также манометра на цементировочной головке.

К работе по цементированию допускаются лица, имеющие навыки обслуживания соответствующего оборудования, прошедшие инструктаж по общим вопросам техники безопасности, инструктаж на рабочем месте и обучение по специальности. На каждого рабочего должна быть заведена карточка по технике безопасности по установленной форме. Кроме того, в тампонажной конторе следует вести журнал, в котором необходимо фиксировать результаты периодической проверки знаний.

Рабочие должны выполнять только ту работу, которая входит в круг их обязанностей.

Перед началом работы рабочие обязаны надеть установленную для данного вида работ спецодежду, спецобувь, каску и при необходимости, защитные приспособления.

Рабочий обязан содержать в чистоте и порядке свое рабочее место, а также не загромождать проходов и проездов.

Все рабочие обязаны знать правила и приемы по оказанию первой медицинской помощи пострадавшему при несчастном случае.

По окончании цементирования сбрасывать давление из нагнетательных линий разрешается после закрытия крана на цементировочной головке и только по команде руководителя работ.

Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования

На кондуктор и техническую колонну, при бурении ниже которых возможны газо-, нефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки.

Рабочее давление колонной головки, блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья при открытом фонтанировании.

Выбор превенторной сборки, манифольда, гидроуправление превенторами, пульта управлением дросселем, сепаратора или трапно- факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно-геологических условий. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается буровым предприятием и согласовывается с заказчиком, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждается в установленном порядке. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Длина линий должна быть:

- для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200м³/т - не менее 50м;

- для нефтяных скважин с газовым фактором более 200м³/т, газовых и разведочных скважин - не менее 100м.

Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более чем на 30мм. Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100м для всех категорий скважин.

Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования. Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насосов при достижении в ней номинального рабочего давления.

Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты. Основной пульт - на расстоянии не менее 10м от устья скважины. Вспомогательный пульт - непосредственно возле пульта бурильщика.

Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, контрольные метки и число оборотов, необходимых для закрытия превенторов. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указание допустимого давления для устья скважины.

При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. Все шаровые краны должны находиться в открытом положении. Необходимо также иметь на буровой два обратных клапана. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются на рабочее давление, указанное в паспорте. Результаты опрессовки оформляются актом. После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны до разбуривания цементного стакана превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются на давление:

- 50кгс/см² (5МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210кгс/см² (21МПа);

- 100кгс/см² (10МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давления выше 210кгс/см² (21МПа).

Плашечные превенторы должны периодически проверятся на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровым предприятием.

Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемную воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

3.2 Охрана окружающей среды

Строительно-монтажные работы, бурение и крепление скважин могут сопровождаться загрязнением окружающей среды - почвы, поверхностных и подземных вод, атмосферного воздуха химическими, микробиологическими и физическими факторами, в результате отсутствия повторного использования технической воды и отработанного бурового раствора, складирования химических веществ непосредственно на почву, отсутствия очистки выхлопных газов дизелей, недостаточной технической дисциплины.

3.2.1 Охрана окружающей среды при строительно-монтажных работах

С целью предотвращения загрязнения почвы, поверхностных и подземных вод при строительно-монтажных работах необходимо обеспечить выполнение следующих мероприятий:

- до начала строительства поисковой и артезианской скважин произвести оформление земляных отводов, согласованных с землепользователями;

- при выборе месторасположения скважины необходимо руководствоваться принципом нанесения минимального ущерба пахотным землям;

- на основании норм отвода земляных участков и руководствуясь схемами расположения бурового оборудования, установить границы участка буровой, оконтурив его плугом. Внутри участка предусмотреть площадку складирования оборудования и материалов для монтажа;

- с целью уменьшения объемов земляных работ, перед началом монтажных работ следует привязать к местности утвержденную схему расположения бурового оборудования;

- перед началом земляных работ необходимо снять плодородный слой почвы, произвести его складирование и хранить в отведенном месте в течение всего времени строительства скважины;

- территория буровой и площадка под вышкой должна быть расположена и спланирована таким образом, чтобы уклон местности обеспечивал сток воды в сторону амбаров;

- размеры желобов должны выбираться с расчетом предотвращения перелива глинистого раствора;

- емкости для глинистого раствора должны быть оборудованы переливными отводами, направленными в желоба приемной емкости буровых насосов;

- на период эксплуатации артезианских скважин устья их оборудуются запорной арматурой;

- в процессе эксплуатации артезианских скважин вести регулярный учет добываемой воды;

- ликвидация артезианских скважин после их использования производится в соответствии с инструкцией по ликвидации скважин.

3.2.2 Восстановление нарушенных земель

При добыче полезных ископаемых ухудшается гидрогеологический режим территорий, нарушаются структура и состав земли. Это выдвигает необходимость своевременной рекультивации (восстановления) нарушенных земель и вовлечение их в хозяйственный оборот.

На участках, выделенных для размещения буровых установок, плодородный слой земли снимают и складируют, обычно в пределах участка. Поскольку верхняя часть почвы (перегнойно-аккумулятивный слой) толщиной 30-40см более плодородна, чем нижняя толщиной 69-80 см, земля снимается бульдозерами в два приема. Земля перегнойно-аккумулятивного слоя хранится отдельно в буртах высотой от 4 до 10м. Для предотвращения воздушной и водной эрозии поверхность буртов засеивают многолетними травами. Для хранения почвы в буртах выбирают возвышенные участки, на которых не застаиваются поверхностные и не выступают грунтовые воды.

При рекультивации промплощадок буровых установок сначала засыпают нижний слой почвы, а затем верхний. Толщина создаваемого плодородного слоя должна быть не менее 50-70 см.

Основная и наиболее трудоемкая задача по рекультивации земель, освобожденных от буровых установок, -удаление остатков выбуренной породы, буровых растворов, сточных вод, разлитых ГСМ и др. В процессе бурения их обычно хранят в земляных амбарах (вместимостью до 10 тыс. м³) с земляными обваливаниями. Опыт показывает, что остатки буровых растворов в земляных амбарах не высыхают в течение нескольких лет. Это означает, что засыпка амбаров как способ рекультивации земель в данном случае неприемлема. Было изучено несколько способов удаления опасных буровых стоков: естественное испарение, термическая и химическая обработка, закачка в поглощенные пласты, "выдавливание" в узкие траншеи, вывоз на поля испарения. Высокая эффективность была отмечена у двух последних способов. Сущность способа: в непосредственной близости от земляного вала ковшовыми экскаваторами или бульдозерами роют несколько траншей глубиной до 5м, затем перемычка между амбаром и траншеями разрушается, буровой раствор вытекает в траншею. Густой осадок, который остается в земляном амбаре, подсыхает и позволяет засыпать амбар бульдозером в соответствии с требованиями эффективной рекультивации земель. Способ удаления сточных остатков заключается в выводе их на поля испарения, представляющие собой огражденные амбары для твердой и жидкой фаз вместимостью 1500 м³ каждый. В течение двух лет сточные воды опресняются в этих амбарах на глубину 1,5-2м от поверхности. Опресненную воду откачивают. Экономически этот способ целесообразно использовать в случае, когда расстояние до полей испарения не превышает 30 км. При этом на поля испарения вывозится только жидкая часть стоков, а оставшаяся грязь выдавливается в узкие траншеи. После удавления стоков рекультивируеммый участок очищают от строительного мусора и металлических предметов, перепахивают на глубину, при которой после покрытия плодородным грунтом толщина очищенного слоя составляла бы не менее 0,7м. Затем участок по акту передают землепользователю.

3.2.3 Охрана окружающей среды при бурении и креплении скважины

Мероприятия по охране окружающей среды на данном этапе строительства скважин сводятся к следующему. Транспортировку сыпучих материалов, упакованных в мешки и другую тару производить с использованием бортовых машин, снабженных брезентовыми укрытиями, незатаренные вещества перевозить спецтранспортом типа цементовозов или смесителей. Жидкие материалы - нефть, окзил, ГСМ и др. перевозятся в цистернах, либо в специальных закрытых емкостях. Хранение материалов осуществляется с учетом предохранения почвы от загрязнения на площадях с твердым покрытием (бетон, асфальт) и в хозяйственных сараях, а также в штабелях с укрытием и закрытых емкостях (особенно токсичных); добавки жидких реагентов, нефти в промывочную жидкость производить по трубопроводам. Образующиеся при спуско-подъемных операциях переливы раствора и сточные воды после мойки площадки буровой, собираются в шахте, откуда удаляются по вышеописанной схеме. Отработанные масла буровых насосов, коробки скоростей и дизельных агрегатов собираются в емкость и сдаются в дальнейшем на регенерацию. Выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания с целью очистки их от сажи и масел должны пропускаться через емкость с водой. Окружающая среда может быть загрязнена в результате выброса из скважины при фонтанировании или перетока через неизолированное заколонное пространство пластовых флюидов, содержащих сероводород, углеводороды, соли натрия, магния и др. элементов, а также в результате выбрасывания промывочной жидкости, которая остается по окончании бурения или небрежного обращения с радиоактивными изотопами, иногда используемых для контроля качества разобщения проницаемых пластов. Одним из мероприятий, направленных на предотвращение загрязнения окружающей среды, является сооружение на расстоянии 100-200 м от скважины с подветренной стороны до начала работ по вскрытию продуктивных пластов большого земляного амбара для сбора пластовой жидкости, выбрасываемой из скважины при опробовании, освоении, испытании скважины и при управляемом фонтанировании. Другим очень полезным мероприятием является пакерование заколонного пространства на участках выше кровли горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности либо между горизонтами с большим относительным перепадом пластовых давлений сразу же после окончания цементирования, а также создания избыточного давления в заколонном пространстве на период твердения тампонажного раствора, если пакеровка невозможна. Радиоактивные изотопы нельзя использовать в скважине, если предварительно надежно не изолированы горизонты артезианских и целебных вод, а также проницаемые пласты, имеющие сообщение с дневной поверхностью поблизости от данной буровой. Активизированная жидкость не должна выходить на дневную поверхность. По окончании работы территорию скважины и одежду работавших нужно проверить и убедиться в отсутствии опасных концентраций радиоактивных веществ. Остатки неиспользованных изотопов, а также жидкость после промывки емкостей и насосов, подвергавшихся воздействию таких веществ, следует разбавить водой до безопасной концентрации и захоронить в специально отведенном месте.

4. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Организационно-производственная структура бурового предприятия

Организационная структура управления буровых представляет собой схему взаимодействия структурных подразделений управления. Различают основное производство и подсобно-вспомогательное производство. Общее и административное руководство предприятием осуществляет руководитель - начальник управления. Он организует работу управления и координирует действия заместителей начальника управления. Руководитель осуществляет планирование производства, материально-технического снабжения, финансирования, капитального строительства на основе Устава предприятия.

Главный инженер - первый заместитель начальника управления отвечает за правильное производственно-техническое руководство. Главный инженер возглавляет научно-исследовательскую и рационализаторскую работу на предприятии, обеспечивает выполнение качественных ремонтов скважин, осуществляет техническое и технологическое руководство деятельностью подразделений, определяет основные задачи, направляет деятельность и осуществляет контроль над работой отделов и служб, руководит постоянно действующими комиссиями по безопасности труда, по аттестации и рационализации рабочих мест.

Главной задачей ПТО является разработка и анализ выполнения оперативных планов-графиков, составление документации на планово-предупредительное, материально-техническое обеспечение производственных объектов, разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин, ремонта и освоения скважин, направленной на повышение производительности труда и улучшение технико-экономических показателей бурения, ремонта и освоения скважин. ПТО работает в тесном контакте с центральной инженерно-технологической службой (ЦИТС). Центральная инженерно-технологическая служба возглавляет выполнение запланированных заданий по проходке и работам, обеспечивающим выполнение заданий буровых бригад, а также по аварийным заявкам. Основная задача технологического отдела разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин, анализ режимов бурения и технологии. Геологический отдел, подчиняющийся главному геологу - второму заместителю начальника управления. Главный геолог обеспечивает выбор и обоснование основных направлений поисково-разведочных работ, осуществление геологического контроля в процессе бурения, выявление промышленных нефтегазоносных горизонтов, оценку нефтегазоносности разбуриваемых площадей.

Главный механик отвечает за обеспечение бесперебойной и качественной работы оборудования осуществляет. Он обеспечивает контроль и текущее обслуживание оборудования, планирует графики планово-предупредительного ремонта, разрабатывает наиболее совершенные методы проведения ремонтных работ. Основное производство непосредственно занимается выполнением основных технико-экономических показателей таких как: проходка, скважины законченные строительством и ремонтом. К основному производству относятся ЦИТС бурения, цех капитального ремонта скважин и вышкомонтажный цех. Оперативное руководство основным производством осуществляет центральная инженерно-техническая служба.

Подсобно-вспомогательное производство обеспечивает ритмичную работу основного производства, производя капитальный и текущий ремонт бурового и энергетического оборудования, доставку грузов на объекты основного производства, земляные работы при монтаже буровых станков. В управлении три вспомогательных цеха: прокатно-ремонтный цех бурового оборудования и труб (ПРЦБОиТ), прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ), автотракторная колонна (АТК).

Цеха оснащены специальными станками (токарными, фрезерными, трубонарезными т.д.) способными производить ремонт бурового оборудования, изготовить все возможные приспособления и изделия для обеспечения бесперебойной работы бурового оборудования. Парк автотракторной колонны состоит из дорожно-строительной техники, которая занята на перевозке: габаритных грузов (вагон - дома, емкости и т.д.), бурильных и обсадных труб, земляных работах (планировка площадок под строительство буровых установок, рытье траншей, рекультивации земли).

Главный энергетик отвечает за бесперебойное обеспечение производственных объектов энергией и ремонт энергетического оборудования. разрабатывает мероприятия по снижению норм расхода энергии, организует контроль и наблюдение за работой энергооборудования, энергосетей и их ремонт. Отдел труда и техники безопасности должен обеспечить создание четкой системы организации работы в области охраны труда и техники безопасности, проведение профилактических мероприятий, направленных на предотвращение травматизма, аварий и пожаров, сбор и анализ информации о состоянии охраны труда, разработке по результатам анализа эффективных мероприятий. Экономические службы предприятия возглавляет заместитель директора по экономике, который осуществляет руководство работами по анализу производственно-хозяйственной деятельности предприятия по наиболее полному и целесообразному использованию материальных, трудовых и денежных ресурсов. Ему подчиняется отдел планирования, организации труда и заработной платы (ОПОТиЗ). Этот отдел осуществляет руководство работой по экономическому планированию в управлению в управлении, направленному на организацию рациональной хозяйственной деятельности, выявление и использование резервов производства с целью достижения наибольшей экономической эффективности и т.д. Заместитель директора по общим вопросам отвечает за всю административно-хозяйственную работу, включая вопросы материально-технического обеспечения, жилищно-бытового, транспортного обслуживания, ремонта административных и жилищных помещений. Основным структурным производственным подразделением предприятия является цех - административно-обособленное подразделение, призванное выполнять определенную работу - бурение скважин.

К основным цехам относится цех по бурению и капитальному ремонту скважин (ЦБ и КРС). Бесперебойная работа предприятия во многом зависит не только от правильной технической эксплуатации оборудования, но и систематического ремонта. Организация ремонта должна обеспечивать нормальную работоспособность оборудования и сокращать затраты труда, средства и время на ремонтные работы.

Организационная структура Ставропольского Управления Аварийно-Восстановительных работ и Капитального ремонта Скважин (СтУАВР и КРС)

4.2 Основные технико-экономические показатели строительства скважины

Бурение нефтяных и газовых скважин оценивается следующими показателями, совокупность которых дает характеристику технико-экономического уровня его развития:

коммерческая скорость проходки;

цикловая скорость проходки;

техническая скорость проходки;

механическая скорость проходки;

рейсовая скорость проходки;

Станко-месяцы (бурения, испытания, цикла строительства скважины)

расход металла (обсадных труб)

стоимость скважины в целом.

1) Коммерческая скорость проходки V_ком определяется как частное от деления пробуренного метража Н_пр на общее время бурения скважины Т (в днях) с момента спуска первого долота в скважину до сдачи ее в эксплуатацию. В общие затраты времени t_б включаются затраты на выполнение не только технически необходимых работ, но и работ по ликвидации аварий, не предусмотренных планом ремонтных работ, потери времени по организационным и другим причинам. Этот показатель дает характеристику уровня техники, технологии и организации работ не всего цикла строительства скважины, а лишь бурения и имеет исключительное значение для оценки работы буровых бригад и бурового предприятия в целом, т.е. является обобщающим показателем, характеризующим эффективность всего процесса буровых работ. Повышение коммерческой скорости бурения требует сокращения производительного времени бурения, а также сокращения и ликвидации непроизводительного времени.

Vком = =, м/ст. мес. Vком =м/ст. мес.

2) Рейсовая скорость Vр- отношение проходки по скважине в метрах к суммарным затратам времени на механическое бурение и спуско-подъёмным операциям. Характеризует эффективность бригады и оборудования.

Vрейс =

3) Механическая скорость проходки определяется как частное от деления пробуренного метража Н на продолжительность работы долота на забое (в часах). Этот показатель характеризует интенсивность разрушения горных пород, которая зависит от типа, модели и размера долота, инструмента, оборудования, режима бурения.

V мех. бур. =

4) Техническая скорость проходки определяется как частное от деления пробуренного метража Н на производительное время бурения скважины Т произ. (в днях), т. е. на время без аварий, простоев и ремонтов. Используется для сравнительной оценки технических возможностей бурения разными способами.

Vтех. =

5) Цикловая скорость проходки определяется как частное деление от деления пробуренного метража (глубины законченной скважины) Н на время Т (в днях) с момента спуска первого долота до сдачи скважины.

Vцикл. = =

6) Проходка на долото - показатель характеризующий глубину бурения породы одним долотом при условии полной его отработки, в метрах. Средняя проходка на долото определяется делением суммарной проходки Н пробуренной группой долот на число отработанных долот п.

Hcp = H/n Среднюю проходку определяют по типам долот, интервалам бурения скважины. Hcp= 545/3 = 181,6м.

7) Расход обсадных труб на 1м. проходки характеризует отношение массы обсадных труб к проходке.

q = ZQ/Н

Снижение расхода металла на 1м. проходки труб достигается в результате облегчения и упрощения конструкции скважины, применения обсадных труб уменьшенных диаметров и тонкостенных высокопрочных труб, развития бурения скважин уменьшенного диаметра, предотвращения спуска колонн в непродуктивные разведочные скважины.

4.3 Расчет сметной стоимости бурения и проводки бокового ствола скважины на Тугтунской площади

Финансирование буровых работ и расчеты с заказчиками осуществляют на основе смет на строительство нефтяных и газовых скважин, которые определяют общую сумму необходимых затрат, согласно техническому проекту. Порядок и методика составления сметной документации регламентируются соответствующей инструкцией. Для определения сметной стоимости строительства скважины в зависимости от условий и состава работ разрабатываются сводный сметный расчет. Сводный расчет состоит из одиннадцати глав: подготовительные работы к строительству скважины; строительство и разборка (передвижка) вышки, привышечных сооружений, монтаж и демонтаж оборудования; бурение и крепление скважины; испытание скважины на продуктивность; промыслово-геофизические работы; дополнительные затраты при строительстве скважины в зимнее время; накладные расходы; плановые накопления; прочие работы и затраты; авторский надзор; проектные и изыскательские работы.

Предусматривается также резерв средств на непредвиденные работы и затраты, не предусмотренные рабочим проектом и не зависящие от исполнителя работ по строительству скважин. Суммарная сметная стоимость всех скважин, подлежащих строительству в плановом периоде, определяет объем капитальных вложений на этот период. Для определения затрат по разделам и статьям расходов используют следующие материалы: технические проекты на строительство скважин, которые содержат данные об объемах отдельных видов работ, об используемом оборудовании, инструменте, конструкции скважин, виде энергии, продолжительности строительства и другие показатели, определяющие технику, технологию и организацию работ. Все затраты в сметном расчете подразделяются на затраты, зависящие от времени и затраты, зависящие от объема работ.

К затратам, зависящим от времени, относятся: оплата буровой бригады; оплата труда рабочих по обслуживанию буровой и рабочих, эксплуатация и пробег компрессора, содержание трактора на скважине, эксплуатация водонасосной установки, содержание полевой лаборатории, материалы для приготовления бурового раствора и его обработки, техническая вода, специальный транспорт, транспортировка вахт, грузов, трактора и бульдозера до скважины: К затратам, зависящим от объема работ, относятся: износ бурильных труб по интервалам, дефектоскопия бурильных труб и оборудования на буровой, элементы компоновки низа бурильной колонны, опрессовка бурильных труб, транспортировка грузов.

Сметный расчет бурения второго ствола на скважине Северо-Ставропольского ПХГ представлен в таблице.

Таблица

№ п/п	Наименование работ или затрат	Ед. изм.	Стоимость единицы, руб.	Бурение:
				Потайной эксплуатационной колонны
			Всего В т.ч. З/П рабочих
				Количество	Всего в т.ч. з/п рабочих
1	2	3	4	5	6
Затраты, зависящие от времени
1	Оплата труда буровой бригады	сут	12366,2	24	296788,8
2	Амортизация бурового оборудования	сут	6495,8	24	155899,2
3	Износ бурового инструмента	сут	1020	24	24480
4	Содержание полевой лаборатории	сут	936	24	22464
5	Амортизация противовыбросового оборудования ППР-2, ФА	сут	458,4	24	11001,6
6	Содержание бурового оборудования и инструмента	сут	13766	24	330384
7	Работа трактора 5 час/сут	сут	240х5=1200	24	28800

Таблица - Расчет сметной стоимости на бурение бокового ствола скважины на Тугтунской площади.

1	2	3	4	5	6
8	Дежурство трактора 19 час/сут	сут	240 х 0,5 х 19 =2280	24	54720
9	Материалы и запчасти	сут	7290	24	174960
10	Эксплуатация передвижной электростанции ДЭС-200	сут	4558	24	109392
11	Спецтранспорт 40 км	сут	600	24	14400
12	Амортизация вагонов-домов	сут	1480	24	35520
13	Химреагенты Глинопорошок бентонитовый	т	3000	3	9000
14	Графит серебристый	т	14050	1	14050
15	КМЦ 85х600	т	68000	0,2	13600
16	УЩР	т	5400	1	5400
17	Сода кальцинированная техническая	т	4500	0,2	900
18	ФК-200	т	25200	0,6	15120
19	Транспортировка грузов	Руб.	-	-	687565
	Итого затрат, зависящих от времени	Руб.	-	-	2004444,6
	Затраты, зависящие от объёма работ
20	Износ бурильных труб:0-500м К=0,7	м	19	500	9500
21	Износ бурильных труб:500-860м К=0,7	м	45	360	16200
22	Долота III 190,5 МС-ГВ	шт	56000	3	168000
23	Клин-отклонитель	шт	12600	1	12600
24	УВУ-168	шт	342000	1	342000
25	Фрезеры оконные	К-кт	118250	1	128250
26	Опрессовка бурильных труб	м	18,8	860	16168
27	Транспортировка грузов				14900
	Итого затрат, зависящих от объёма работ	Руб.			707618
	Итого затрат по бурению	Руб.			2712062,6

Таблица - Расчет сметной стоимости крепления бокового ствола скважины на Тугтунской площади

№ п/п	Наименование работ или затрат	Ед. изм.	Стоимость единицы, руб.	крепление:
				Потайной эксплуатационной колонны
			Всего В т.ч. З/П рабочих
				Количество	Всего в т.ч. з/п рабочих
1	2	3	4	5	6
Затраты, зависящие от времени
1	Оплата труда буровой бригады	сут	12366,2	7	86563,4
2	Оплата труда слесаря 1 чел/круглосуточно	сут	1470	7	10290
3	Амортизация бурового оборудования	сут	6495,8	7	28966
4	Амортизация противовыбросового оборудования ППР-2, ФА	сут	458,4	7	3208,8
5	Амортизация вагонов-домов	сут	1480	7	10360
6	Содержание полевой лаборатории	сут	936	7	6552
7	Содержание бур. оборудования и инструмента	сут	13776	7	96432
8	Материалы и запчасти	сут	7290	7	51030
9	Износ бурового инструмента	сут	1020	7	7140
10	Содержание бурильных труб	сут	1437	7	10059
11	Передвижная электростанция ДЭС-200	сут	4558	7	31906
12	Спецтранспорт на 40км	сут	600	7	4200
13	Работа трактора 5 час/сут	сут	240х5=1200	7	8400
14	Дежурство трактора 19 час/сут	сут	240 х 0,5 х 19 =2280	7	15960
15	Башмак колонный	шт.	2284	1	2284
16	Клапан обратный тарельчатый	шт.	6400	1	6400
	Итого затрат, зависящих от времени	руб.	-	-	379751,2
Затраты, зависящие от объёма работ
17	Износ бурильных труб 0-500м - К=0,7	м	19	500	9500
18	Износ бурильных труб 500-860м - К=0,7	м	45	360	16200
19	Износ УБТ 108750-860м К=0,7	м	64	38	2432
20	Трубы обсадные 146 FL-4S	м	1 856	560	1039360
21	Химреагенты: К=1.114 Цемент ПЦТ 1-100	т	4600	5	23000
22	НТФ	т	598 026	0,008	4784
23	Смазка Р-402	т	164 820	0,06	9889
24	Опрессовка обсадной колонны после ОЗЦ инертным газом ЦА-320 М	час	1 500	4	6000
25	Пробег агрегатов на 40км х 2 ЦА-320М	км	40 х 55= 2200	2	4400
26	Работа агрегатов при цементировании ЦА-320	Агр опер	6000 2000	5	30000 10000
27	Затворение цемента	т	378	5	1890
28	Осреднительная ёмкость	Агр опер	5200 2000	1	5200 2000
29	Транспортировка грузов	руб.	-	-	74000
	Итого затрат, зависящих от объема работ	руб.	-	-	1238655
	Итого затрат по креплению бокового ствола скважины	руб.	-	-	1618406
	Итого затрат по сметному расчету:	руб.	-	-	4330468,6

Таблица - Система основных технико-экономических показателей забуривания второго ствола на скважине расположенной на Тугтунской площади

№№	Показатели	Ед. измерения	2009г.
I	Конструкция скважины	ммхм
	1.кондуктор		324х250
	2.промежуточная колонна		219х650
	3.эксплуатационная "потайная" колонна		146х860
II	Проектная глубина	м	860
III	Станко-месяцы бурения	ст-мес.	0,8
IV	Станко-месяцы цикла строительства скважины	ст-мес.	1,53
V	Численность рабочих	чел.	20
VI	Механическая скорость проходки	м/ч	10,1
VII	Рейсовая скорость бурения	м/ч	5,67
VIII	Техническая скорость бурения	м/ст-мес.	736,5
IX	Коммерческая скорость бурения	м/ст-мес.	527,4
X	Цикловая скорость бурения	м/ст-мес.	355,4
XI	Средняя проходка на долото	м	181,6
XII	Проходка на одного работающего	м/чел.	27,25
XIII	Выработка на одного работающего	руб./чел.	216523,4
XIV	Сметная стоимость затрат на забуривание второго ствола скважины	руб.	4330468,6
XV	Стоимость одного метра проходки	руб./м	7945,8

Заключение

Нами рассмотрена возможность использования технологии капитального ремонта скважин методом забуривания вторых наклонно-направленных стволов в заданную точку из обсаженной скважины.

Направленное бурение дополнительных стволов - наиболее эффективное средство увеличения производительности малодебитных скважин за счет вскрытия пропущенных продуктивных пластов или возрождение скважины, пробуренной в слабопроницаемых пластах.

Технология бурения дополнительных горизонтальных или наклонных стволов из эксплуатационной колонны вертикальной или наклонной скважины позволяет:

восстановить приток нефти и газа;

увеличить дебит нефти и газа за счет вскрытия продуктивных пластов горизонтальным стволом;

- сократить объем буровых работ и уменьшить капитальные вложения на разработку месторождений.

При поведении данных работ используются современная аппаратура и специальный инструмент Российского производства, что в несколько раз дешевле западных аналогов.

Главным преимуществом зарезки вторых стволов перед другими способами КРС является то, что он открывает широкие возможности для увеличения добычи. Мы получаем новый забой, не вкладывая средства в строительство новой скважины, за счет этого получаем немалый экономический эффект. На основании простого сравнения затрат на бурение новых скважин и КРС методом забуривания вторых стволов мы можем сделать вывод о предпочтительности отказа от бурения новых скважин в пользу КРС, т.к. те же цели достигаются при значительно меньших финансовых вложениях.

Список используемой литературы

скважина забуривание ствол

В.И. Шуров «Технология и техника добычи нефти» М «Недра». 1983 г.

Е.И. Бухаленко, В.В Вершкова, Ш.Г. Джафаров, Э.С. Ибрагимов, А.А. Каштанов, Н.Г. Курбанов, О.И. Эфелунев «Справочник по нефтепромысловому оборудованию», М. «Нелра», 1983 г.

3. В.И. Гиматудинов, В.М. Зайцев, 10.П. Каралаев. П.В. Ревыкин, В.А. Сахаров «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений»,М. «Недра», 1988г.

4. А.Б. Сулеймапов, К.А. Караметов. А.С. Яшин «Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин», М. «Недра», 1984 г.

5. В.А. Блажевич «Ремонтно изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений» М., «Недра», 1981 г.

6. Ф.Ф. Дунаев, В.И. Егоров, М.Н. Победоносцев «Экономика нефтяной и газовой промышленности», М. «Недра», 1983 г.

7.А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, К.М. Солодский, Б.З. Султанов « Бурение наклонных и горизонтальных скважин» М, «Недра» 1997 г.

8. Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, В.Г. Гераськин «Строительство наклонных и горизонтальных скважин» М, «Недра», 2000 г.

9. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: ПБ 08 - 624 - 03: утв. Гостехнадзором России 05.06.03. - Вып. 4. - Сер. 08 Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: ГУП «НТЦ Промышленная безопасность», 2003. - 312 с.

10. Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин. Взамен РД 39 - 0147014 - 502 - 85. Введ. 01.01.98 г.

Размещено на Allbest.ru