Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади

Номинальная нагрузка, кН

1200

Расстояние между ног, м

7,5

Рабочая высота, м

38,7

Высота вышки, м

40,6

Буровой насос НБТ-475

Мощность, кВт

475

Максимальное давление, МПа

25

Ротор Р-560

Максимальная нагрузка на стол ротора, кН

2500

Вертлюг

Максимальная нагрузка, кН

1000

Максимальная частота вращения ствола, об/мин.,

3,3

Диаметр проходного отверстия, мм

90

Циркуляционная система
Суммарный объем, м3	60
Состав ПВО
ПУг 230 Ч 350, шт.	1
ППГ 230 Ч 350, шт.	1

Выбор оснастки талевой системы:

2Т = к Ч G_бк / р_к = 3 Ч 7,3 Ч 10⁴ / 40880 = 5,3,

где к - коэффициент запаса прочности талевого каната;

р_к - предельное разрывное усилие талевого каната;

G_бк - масса бурильной колонны.

Принимается оснастка талевого каната 4x5.

Параметры промывочной жидкости	Вязкость, с	- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 16-18
	Плотность, кг/м3	1080 1000 1120-1130 1130
	Тип	ЕГР Тех. вода Тех. вода Тех. вода Тех. вода Тех. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода ББР ББР ББР
Механическая скорость, м/ч	3,33 5,07 29,57 11,0 27,79 34,0 23,05 6,97 15,56 9,27 9,19 17,30 7,99 6,64 4,36 4,69 6,39 8,18 6,65 2,88 4,42 3,9 5,51 8,75 4,62 3,28
Время механического бурения, час	3 5,8 0,7 0,1 1,9 0,7 2,1 5,9 0,9 8,8 14,9 1,0 24,8 14,8 11,7 5,2 16,9 19,5 18,4 1,7 26,9 9,8 3,7 4,0 25,4 47,3
Проходка, м	10 29,4 20,7 1,1 52,8 23,8 48,4 100,1 14,0 81,6 136,9 17,3 198,1 98,2 51,0 24,4 108,0 159,6 122,3 4,9 119,0 38,2 20,4 35,0 117,4 155,0
Заводской номер	102 102 100 100 100 102 11 11 11 11 11 11 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19
Забойный двигатель	Ротор Ротор 2ТССШ1-240 2ТССШ1-240 2ТССШ1-240 2ТССШ1-240 ТО-240 2ТССШ1-240 2Д2-240 2Д2-240 2Д2-240 2ТСШ1-195 Д2-195 Д2-195 Д2 ШО-195 Д2 ШО-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2 ШО-195 Д2-195 2ТСШ-195 Д2-195 Д2-195
Заводской номер	107001 107001 107001 125003 125003 124704 498005 448006 488007 477008 477008 480017 489018 181820 181820 607032 427800 567005 494016 607035 487465 601023
Шифр долота	Шнек 490 СТ 393,7 С-ЦВ 393,7 С-ЦВ 393,7 С-ЦВ 295,3 МС-ГВ 295,3 МС-ГВ 295,3 МС-ГВ 295,3 ЕТS АС 295,3 ЕТS АС 295,3 ЕТS АС 215,9 СЗГВ 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 ТЗ-ГНУ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ
Забой на начало	12,5 41,9 62,6 63,7 165,2 189,0 237,4 337,5 351,5 433,1 570,0 587,3 785,4 883,6 934,6 959,0 1067,0 1226,6 1348,9 1353,8 1472,8 1511,0 1531,4 1566,4 1716,8 1852



3.9 ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ДОЛОТ И РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ

Составление РТК

Режимно - технологическая карта составляется на основании показателей работы долот и забойных двигателей по долотным карточкам пробуренных скважин.

Типы и размеры долот и забойных двигателей выбираются по максимальным показателям, и определяется количество долот по интервалам. Осевая нагрузка рекомендуется та, при которой получены наивысшие показатели работы долот и забойных двигателей по интервалам.

Качество бурового раствора принимается из условия очистки забоя и ствола скважины, создания максимальной мощности на забойном двигателе и наилучшем использовании гидравлической мощности насосов. Качество жидкости принимается из условия предупреждения осложнений при бурении и загрязнение продуктивного пласта.

РЕЖИМНО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

Таблица 21

Параметры раствора	-	ЕГР, с = 1080 кг/м3	Соленасыщенный ГЛР, с = 1210 кг/м3	Тех. вода, с = 1000 кг/м3	ББР, с = 1130 кг/м3 УВ = 16 - 18 с Ф < 8-10 см3 корка = пленка
Режим бурения	Q	Q = 54 л/с d = 150 мм р = 13,4 МПа	Q = 35 л/с d = 130 мм р = 13,4 МПа
	G	Вес инстру-мента	12-16 т	14-18 т
n	1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1
Показатели работы долота	Vм, м/ч	5,0 5,07 26,68 33,8 34 22,2 16,9 9,2 17,3 7,4 6,1 6 8,2 6,6 4,4 4,58 3,3
	tб, ч	2,5 5,8 1,9 2 0,7 3,1 5,9 14,9 1,0 18,3 25,3 24,7 19,5 18,4 26,9 19,2 31,7
	h, м	12,5 29,4 50,7 67,6 23,8 69 100,1 136,9 17,3 135,4 154,7 147,5 159,6 122,3 119 88 106
Тип и размер турбобура	Ротор Ротор 2ТСШ1-240 2ТСШ1-240 ТО-240 2ТСШ1-195 2Д2-195 2ТСШ1-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195
Тип и размер долота	Шнек 490 СТ 393,7 С-ЦВ 393,7 С-ЦВ 295,3 МС-ГВ 215,9 МС-ГВ 215,9 МС-ГВ 215,9 ЕТS АС 215,9 СЗ-ГВ 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А 215,9 НР-62А
Мощность, м	12 28 120 68 351 24 69 100 137 18 135 154 148 159 123 118 116
Интервалы	до	12 40 160 228 579 603 672 772 909 927 1062 1216 1364 1523 1646 1764 1852
	от	0 12 40 160 228 579 603 672 772 909 927 1062 1216 1364 1523 1646 1764

3.10 РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИЙ ДВИЖУЩЕГОСЯ БУРОВОГО РАСТВОРА В ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЕ

Скважина разбивается на два интервала:

1. Первый интервал от 0 до (башмака технической колоны) 579 м. Диаметр долота 0,2953 м, бурение ведется забойным двигателем ТО - 240 ТСШ - 240.

Определяется необходимое количество жидкости из условия:

а) очистки забоя от выбуренной породы:



Q = q Ч F_з = 0,06 Ч 0,785 Ч D_д² = 0,06 Ч 0,785 Ч 29,53² = 0,041м³/с,

где q - удельный расход жидкости л/с на 1см²;

б) выноса выбуренной породы из ствола скважины:

Q = 0,785(К Ч D_д² -d_нбт²) Ч V = 0,785 Ч (1,1 Ч 0,2953² - 0,127²) Ч 1 = 0,063 м³/с,

где V - скорость восходящего потока в затрубном пространстве;

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ - 475 с диаметром втулок 150 мм, Q_н = 30 л/с, Р = 11,8 МПа;

Определяется подача насоса:

Q = б Ч 2Q_н =0,9 Ч 2 Ч 0,03 = 0,054 м³/с,

где б - коэффициент наполнения насоса 0,7 ч 1;

Определяются потери давления в нагнетательной линии по методу эквивалентных длин:

L_экв^нл = L_н Ч (d_внбт / d_вннл)⁵ = (25 + 18) Ч (11,1 / 14,8)⁵ = 10,2 м;

L_экв^шл = L_шл Ч (d_внбт / d_вншл)⁵ = 18 Ч (11,1 / 8)⁵ = 92,6 м;

L_экв^в = L_в Ч (d_внбт / d_внгв)⁵ = 2,5 Ч (11,1 / 9)⁵ = 7,1 м;

L_экв^кв = L_кв Ч ( d_внбт / d_внкв)⁵ = 16 Ч (11,1 / 8)⁵ = 82,3 м;

L_экв = L_экв^гл+вл + L_экв^шл + L_экв^в + L_экв^кв = 10,2 + 92,6 + 7,1 + 82,3 = 192,2 м;

р_м = (8,26 Ч с_бр Ч л Ч Q² / d_внбт⁵) Ч L_экв = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,22 Ч 54² / 11,1⁵) Ч 192,2 = 0,67 МПа;

Определяются потери давления в бурильных трубах:



р_бт = (8,26 Ч с_бр Ч л Ч Q² / d_внбт⁵) Ч L_бт = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,22 Ч 54² / 11,1⁵) Ч 544= 1,9 МПа; L_бт = L_инт - 1_убт - 1_зд = 579 - 10 - 25 = 544 м;

Определяются потери давления в утяжеленных бурильных трубах

р_убт = (8,26 Ч с_бр Ч л Ч Q² / d_внубт⁵) Ч L_убт = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,22 Ч 54² / 8⁵) Ч 25 = 0,45 МПа;

Определяются потери давления в долоте:

р_д = 0,051 Ч (р_бр Ч Q²) / (м²f²) = 0,051 Ч (1,22 Ч 54²) / (0,8² Ч 17²) = 0,98 МПа;

Определяются потери давления в кольцевом пространстве УБТ -скважина:

р_кпубт = (8,26 Ч л Ч Q² Ч (1_убт + 1_зд)) / ((D_д+ d_нубт)² Ч (D_д - d_нубт)³) = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,22 Ч 54² Ч (25 + 10) / ((29,53 + 17,8)² Ч (29,53 - 17,8)³)=0,005 МПа;

Определяются потери давления в затрубном пространстве бурильные трубы - скважина:

р_кпбт = (8,26 Ч л Ч Q² Ч 1_бт) / ((D_д+ d_нбт)² Ч (D_д - d_нбт)³) = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,22 Ч 54² Ч 544) / ((29,53 + 12,7)² Ч (29,53 - 12,7)³) = 0,038 МПа;

Определяются потери давления в забойном двигателе:

р_зд = р_здс (Q/Q_с)² = 3,3 Ч (54 / 32)² = 9,4 МПа,



где р_здс - определяется по таблице №13 (уч. «Бурение нефтяных и газовых скважин») р_здс = 3,3; Q_с=32;

Определяются потери давления в циркуляционной системе;

р_цс = р_м + р_бт + р_убт + р_д + р_кпубт + р_кпбт + р_зд = 0,67 + 1,9 + 0,45 + 0,98 + 0,005 + 0,038 + 9,4 = 13,44 МПа;

Если р_цс больше или меньше 0,8р_н, то берутся меньшие или большие втулки на насосе.

Определяется мощность на валу турбобура:

N_зд = N_здс (Q / Q_с)³ = 73,5 Ч (54 / 32)³ = 353,2 кВт;

Определяется момент на валу турбобура:

М_зд = М_здс (Q / Q_с)² = 1,63 Ч (54 / 32)² = 4,6 кН/м;

Определяется число оборотов:

n = n_с (Q / Q_с) = 420 Ч (54 / 32) = 709 об/мин;

Определяется коэффициент передачи мощности на забой:

к = N_зд / 2N_н = 353,2 / (2 Ч 475) = 0,37.

2. Интервал от 0 до проектного забоя скважины (0 - 1852 м).

Диаметр долота 0,2159 м.

Определяется необходимое количество жидкости из условий:

а) очистки забоя от выбуренной породы:



Q = q Ч F₃ = 0,06 Ч 0,785 Ч 21,59² = 22 л/с = 0,022 м³/с,

где q - удельный расход жидкости л/с на 1см².

б) выноса выбуренной породы из ствола скважины:

Q = 0,785 Ч (к Ч D_д² - D_нбт²) V = 0,785 Ч (1,1 Ч 0,2159² - 0,127²) Ч 1 = 0,024м³/с,

где V - скорость восходящего потока в затрубном пространстве.

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ - 475 с диаметром втулок 130 мм, Q_н = 22,1 л/с, р = 17,9 МПа;

Определяется подача насоса:

Q = б Ч Q_н Ч л = 0,8 Ч 22,1 Ч 2 = 32 л/с = 0,032 м³/с;

Определяются потери давления в нагнетательной линии:

р_м = (8,26 Ч с_бр Ч л Ч Q² / d_внбт⁵) Ч L_экв = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,13 Ч 35² / 11,1⁵) Ч 192,2 = 0,26 МПа;

Определяются потери давления в трубах:

р_бт = (8,26 Ч с_бр Ч л Ч Q² / d_внбт⁵) Ч L_бт = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,13 Ч 35² / 11,1⁵) Ч 1851 = 2,51 МПа, где L_бт = L_н - 1_убт - 1_зд = 1852 - 10 - 25 = 1817 м;

Определяются потери давления в утяжеленных бурильных трубах:

р_убт = (8,26 Ч с_бр Ч л Ч Q² / d_внубт⁵) Ч L_убт = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,13 Ч 35² / 8⁵) Ч 25 = 0,2МПа;



Определяются потери давления на долоте:

перепад давления на долоте можно принять равным 4,5 МПа при установке двух насадок на долото. Определяются потери давления в кольцевом пространстве, утяжеленные бурильные трубы - скважина:

р_кпубт = (8,26 Ч л Ч с_бр Q² Ч (1_убт + 1_зд)) / ((D_д + d_нубт)² Ч (D_д - d_нубт)³) = =(8,26 Ч 0,02 Ч 1,13 Ч 35² Ч (25 + 10)) / ((29,53 + 17,8)² Ч (29,53 - 17,8)³) = 0,087 МПа;

Определяются потери давления в затрубном пространстве, бурильные трубы - скважина;

р_кпбт = (8,26 Ч л Ч с_бр Q² Ч L_бт) / ((D_д + d_нбт)² Ч (D_д - d_нбт)³) = (8,26 Ч 0,02 Ч 1,13 Ч 35² Ч 1817) / ((29,53 + 12,7)² Ч (29,53 - 12,7)³) = 0,2 МПа;

Определяются потери давления в забойном двигателе:

р_зд = р_здс (Q/Q_с)² = 5 Ч (32 / 32)² = 5 МПа;

Определяются потери давления в циркуляционной системе:

р_цс = р_м + р_бт + р_убт + р_д + р_кпубт + р_кпбт + р_зд = 0,26 + 2,51 + 0,2 + 0,65 + 0,087 + 0,2 + 5 = 8,9 МПа,

так как Р_цс меньше 0,8 р_н (14,3), то увеличим перепад давления на долоте за счет установки насадок: р_цс = 8,9 + 4,5 = 13,4 МПа;

Определяется мощность на валу винтового двигателя Д2 - 195:

N_зд = N_здс (Q/Q_с)² = 139,7 Ч (32 / 32)² = 139,7 кВт;



Определяется момент на валу винтового двигателя:

М_зд = М_здс (Q/Q_с) = 8 Ч (32 / 32) = 8 кН/м;

Определяется число оборотов:

n = n_с (Q / Q_с) = 100 Ч (32 / 32) = 100 об/мин;

Определяется коэффициент передачи мощности на забой:

к = N_зд / 2N_н = 139,7 / (2 Ч 475) = 0,15.



4. ОХРАНА ТРУДА, ПРИРОДЫ И НЕДР

4.1 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Анализы несчастных случаев в бурении свидетельствует о том, что большая часть их происходит вследствие применения не правильных приемов труда. При ведении работ нередко нарушают действующие правила по технике безопасности. Это обусловлено или неудовлетворительным инструктажем, или не правильной организации труда, или недостаточным техническим надзором со стороны инженерно-технических работников.

Значительное число несчастных случаев связано с тем, что при ведении работ применяется неисправный инструмент и оборудование, не используются защитные средства, недостаточно используются приспособления по технике безопасности и малой механизации, облегчающие труд и предотвращающие опасности, возникающие во время выполнения работ.

Для того чтобы максимально снизить травматизм, необходимы - высокая квалификация рабочих, знания технологических особенностей бурения скважин, назначения, конструкции и правил эксплуатации оборудования и механизмов, правильных и безопасных приемов выполнения работ, а также высокий уровень технического надзора со стороны руководителей работ.

Улучшение организации труда, механизация тяжелых и трудоемких работ, рационализация технологических процессов, внедрение новых, более совершенных видов оборудования, механизмов и инструмента - основные направления по повышению производительности труда и создания здоровой и безопасной производственной обстановки на буровых предприятиях.

За последние годы достигнуты значительные успехи в области создания безопасных условий труда в бурении вследствие внедрения новой техники, пневматических систем управления, разработки и оснащения производств контрольно-измерительной, регистрирующей, ограничительной и другой аппаратурой многих видов. Дальнейшее внедрение новых видов оборудования, автоматизация и механизация технологических процессов бурения сыграют немалую роль в деле снижения травматизма.

При бурении нефтяных и газовых скважин значительное число несчастных случаев происходит в процессе эксплуатации оборудования. Правильный монтаж, своевременный осмотр оборудования и уход за ним создают условия для последующей безопасной работы. Поэтому перед вводом в эксплуатацию вновь смонтированной буровой установки необходимо проверить укомплектованность ее приспособлениями и устройствами по технике безопасности, элементами малой механизации, КИП и запасными емкостями.

Безопасность работы будет обеспечена, если буровое оборудование и инструмент будут соответствовать нормам и правилам техники безопасности.

4.2 ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ САНИТАРИЯ

По правилам производственной санитарии на буровой должны быть в наличии:

1. Культбудка;

2. Аптечка;

3. Бачок с питьевой водой;

4. Титан для кипячения воды;

5. Шкафы сушильные для спецодежды;

6. Душевая.

Рабочие места должны быть освещены в соответствии с нормами электрического освещения.

Производственная санитария служит для практического использования научных положений гигиены труда и занимается изучением вопросов санитарного устройства, эксплуатации и содержания предприятия; разработкой требований; обеспечивающих нормальные условия труда на рабочих местах, в производственных помещениях и на территории предприятия.

Производственная санитария направлена на устранение факторов, неблагоприятно влияющих на здоровье трудящихся и создание нормальных условий работы на производстве.

4.3 МЕРЫ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

При бурении нефтяных и газовых скважин опасность возникновения пожара связана с возможностью открытого газонефтяного фонтана из-за нарушения технологии бурения, неисправности ПВО или несвоевременного использования его для предупреждения выбросов и открытых фонтанов.

Пожары на буровых установках могут возникать также в связи с применением нефти, дизельного топлива и других горючих материалов, вследствие нарушения правил хранения и использования этих материалов или правил монтажа и эксплуатации оборудования.

Для обеспечения пожарной безопасности площадки, предназначенной для монтажа буровой установки, освобождается от наземных и подземных трубопроводов и кабелей, очищается от леса, кустарника, травы в радиусе не менее 50 м. Вокруг вышки и других наземных сооружении устраиваются площадки шириной 10 - 12 м. Сгораемые конструкции сарая обрабатываются огнезащитным составом.

Топливная емкость для двигателей внутреннего сгорания располагается не ближе 20 м от помещения, в котором они установлены. Выхлопные трубы двигателей оборудуются искрогасителями, а выхлопные газы отводятся на расстояние не менее 15 м от устья скважины, 5 м от стены машинного сарая и 1,5 м выше конька крыши. В местах прохода выхлопной трубы через стены, полы и крышу помещения между трубой и сгораемыми конструкциями оставляется зазор не менее 15 см, а трубы обертываются асбестом.

При использовании нефтяных ванн должны соблюдаться меры исключающие возможность выброса и разлива нефти. В частности, нефть закачивается в скважину по шлангам, изготовленных из специального каучука, или по металлическим шлангам с быстросъемными соединителями, а продавливается утяжеленным раствором.

Трубы, по которым нефть наливается в емкости и перекачивается в скважину надежно заземляются. Пролитая нефть смывается струей воды, загрязненные места засыпаются песком или землей, помещения силового привода дизелей или электродвигателей тщательно проветриваются.

При бурении скважин с применением промывочных растворов на углеводородной основе желобная система и приемные емкости закрываются с целью предотвращения испарения легких углеводородных фракций. Около подъездных путей к буровой и вокруг нее устанавливаются щиты с надписями о необходимости строгого соблюдения правил техники безопасности.

Дизельное топливо и нефтепродукты для приготовления раствора хранятся не ближе 40м от буровой установки. На такое же расстояние удаляется промывочный раствор на углеводородной основе принимаются меры по предупреждению образовании искр и других источников воспламенения.

В процессе бурения систематически измеряют температуру выходящего из скважины раствор.

При бурении скважины с возможными газопроявлениями проводят непрерывный анализ воздуха на рабочей площадке с помощью газоанализатора. В случае увеличения концентрации газа в количестве 20% от нижнего предела принимают меры к выявлению и устранению мест утечек.

На бурящейся скважине должны находится следующие средства тушения:

1.Огнетушитель пенный ОХП-10 - 8 шт.

2.Ящики с песком - 5 шт.

3.Лопаты - 5 шт.

4.Ломы - 2 шт.

5.Багры - 2 шт.

6.Топоры - 2 шт.

7.Пожарные ведра - 4 шт.

На буровой установке должна быть предусмотрена возможность

тушения пожара с забором воды от водопровода.

4.4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Озерная площадь нефти в административном отношении расположена на севере Пермского края на юго-западной окраине Красновишерского района, в 30 км южнее г. Красновишерска.

Непосредственно на территории площади населенные пункты отсутствуют.

Ближайший населенный пункт д. Немзя расположен в 1,6 км восточнее контура площади, другие населенные пункты (д. Котомыш, д. Кузнецово) удалены на расстоянии более 5 км от площади.

Район площади характеризуется сложными геоморфологическими и инженерно-геологическими условиями: расположение в центральной части площади озера Нюхти (площадь зеркала 630 га), являющегося гидрогеологическим памятником природы, значительная заболоченность и заселенность, широкое развитие мощных торфяных отложений, проявление приповерхностных форм соляного карста, слабая естественная защищенность подземных вод от поверхностного загрязнения, наличие трещинно-разрывных зон в осадочном чехле, имеющих признаки флюидопроводимости.

Гидрографическая сеть в районе месторождения представлена вытекающим из озера Нюхти ручьем Исток, являющимся правым притоком р. Колынва. Вокруг озера расположена часть Гудборско-Колынвенского болота. Размер водосборной площади оценивается в 45 км².

Основной особенностью площади является его расположение в пределах государственного ландшафтного заказника областного значения «Нижневишерский», имеющего режим особого природопользования, Согласно положению о данном заказнике, хотя в его пределах и разрешены в ограниченных масштабах работы по разведке и эксплуатации нефтяных и газовых площадей, но их проведение имеет ряд жестких ограничений, основными из которых является запрет на размещение нефтепромысловых объектов в водоохранных зонах водоемов и водотоков.

Озерная площадь нефти открыта в 1977 году. Промышленная нефтеносность связана с сакмарскими, башкирско-серпуховскими и турне-фаменскими отложениями. Ввиду повышенных требований к охране окружающей природной среды при строительстве скважин применяется система замкнутого цикла (безамбарный метод строительства скважин).

В целях охраны недр и окружающей среды проектом предусматривается проведение комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти и газа, вследствие низкого качества проводки скважины и неправильной ее эксплуатации, в процессе испытания, что может привести к преждевременному обводнению и дегазации продуктивного пласта.

С целью предотвращения выброса или открытого фонтана, пласты должны вскрываться на высококачественном глинистом растворе, параметры которого должны соответствовать регламенту, при наличии на устье ПВО.

Проектом предусматривается проведение мероприятий по предупреждению порчи пахотных земель, загрязнения водоемов. На площадках под буровой предусматривается рекультивация земель. Перед началом буровых работ снимается плодородный слой земли и складируется во временные отвалы.

После окончания работ производится захоронение производственного и бытового мусора, отходов бурения. Засыпаются и выравниваются ямы, котлованы. Плодородный слой возвращается из отвалов обратно.

С целью предупреждения загрязнения водоемов используют систему замкнутого оборотного водоснабжения.

Во избежание разлива горюче - смазочных материалов, глинистого раствора, нефти, вокруг буровой делаются обваловывание.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном проекте рекомендовано бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озёрной площади с использованием новейших технологий и достижений в области нефтяных и газовых скважин для получения наивысших технико-экономических показателей.

Улучшение режима бурения достигается тем, что рационально подбирается гамма долот и забойных двигателей, что увеличивает проходку долот и межремонтный период забойных двигателей.

Увеличение межремонтного периода было достигнуто также тем, что применялась более качественная очистка бурового раствора и применением смазочных добавок таких, как графит и нефть.

Применение кустового бурения уменьшает стоимость буровых работ.

бурение скважина стратиграфический конструкция



Список используемой литературы

1) Вадецкий Ю.В. «Бурение нефтяных и газовых скважин », М., «Недра», 1985 г.

2) Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М.,«Типовые задачи и расчёты в бурении», М., «Недра», 1982 г.

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

Размещено на Allbest.ru