Проект строительства скважины с горизонтальным окончанием

Таблица 2.6 - Параметры обсадной колонны

Номер секции	1	2	3
Тип соединения	БАТРУ	ОТТМ Б	ОТТМ Б
Диаметр трубы, мм	140	168	168
Марка (группа прочности)	Р-110	Е	Д
Толщина стенки, мм	10,54	8,9	8,9
Интервал установки, м	1945 - 2874	1590 - 1945	0 - 1590
Длина секции, м	929	355	1590
Масса секции, т	31,12	12,85	57,40
Нарастающая масса, т	31,12	43,94	101,34
Коэффициенты прочности	n1	2,71	1.12	1.05
	n2	2,67	1,59	1,15
	n3	>3	>3	1,28

2.5.2 Цементирование обсадных колонн

Способы цементирования

Одноступенчатое цементирование. Из всех способов первичного цементирования наиболее распространенным является одноступенчатое через башмак обсадной колонны (рис.2.10).

После окончания промывки скважины в обсадную колонну вставляют нижнюю разделительную пробку, навинчивают специальную цементировочную головку, боковые отводы которой с помощью трубопроводов соединяют с цементировочными насосами, и внутрь колонны закачивают цементный раствор.

Рисунок 2.8 - Схема одноступенчатого цементирования: а - закачка цементного раствора; б - начало закачки продавочной жидкости; в - заключительная стадия продавки цементного раствора; 1 - цементировочная головка; 2 - боковые отводы; 3 - цементный раствор; 4 - нижняя пробка; 5 - обсадная колонна; 6 - упорное кольцо; 7 - обратный клапан; 8 и 9 - краны высокого давления; 10 - верхняя пробка; 11 - промывочная жидкость; 12 - продавочная жидкость

Плотность цементного раствора почти всегда выше плотности промывочной жидкости в скважине, поэтому по мере того, как колонна заполняется цементным раствором, разность давлений столбов жидкости в ней и кольцевом пространстве возрастает, а давление в цементировочных насосах и цементировочной головке уменьшается. С того момента, как цементный раствор начнет выходить в кольцевое пространство, давление в насосах и цементировочной головке вновь возрастает.

Как только верхняя пробка достигнет нижней и остановится, давление в колонне начнет резко возрастать. Быстрый рост давления («скачок») служит сигналом для прекращения закачки в колонну продавочной жидкости. Краны цементировочной головки закрывают, а колонну оставляют в покое на период твердения цементного раствора. Разделительные пробки изготовляют из легкоразбуриваемых материалов (резина, пластмасса, дюраль). Если колонна оборудована прочными и герметичными обратными клапанами, после окончания закачки продавочной жидкости (продавки) ее целесообразно оставлять открытой на устье.

При цементировании длинных колонн сигнал об остановке верхней пробки приходит на поверхность и фиксируется манометром на устье с запозданием на несколько секунд. Это опасно, так как закачка жидкости в колонну продолжается, и под влиянием быстро возрастающего давления могут быть разрушены пробка, упорное кольцо или колонна. Во избежание этого целесообразно на некотором расстоянии (150-200 м) от упорного кольца устанавливать стоп-кольцо (рис.2.11).

Рисунок 2.9 - Стоп - кольцо: 1 - втулка; 2 - шпилька; 3 - кольцо; 4 - резиновые кольца

Такое кольцо укрепляют в колонне с помощью тарированных шпилек. В момент, когда верхняя пробка достигнет стоп-кольца и давление в колонне резко возрастет, возникнет сигнал, который через несколько секунд будет зафиксирован на поверхности как скачек стрелки манометра. При повышении давления на 3-4 МПа шпильки срезаются, и пробка продолжает двигаться к упорному кольцу. Получив на поверхности сигнал, операторы смогут своевременно прекратить закачку продавочной жидкости.

Двухступенчатое цементирование. В этом случае интервал цементирования делят на две части, а в обсадной колонне у границы раздела устанавливают специальную цементировочную муфту (рис. 2.10).

Рисунок 2.10 - Муфта для ступенчатого цементирования: 1- корпус; 2 - уплотнительные кольца; 3 - верхняя втулка; 4- срезные штифты; 5 - запорная втулка; 6 - отверстия для цементного раствора; 7 - нижняя втулка; 8- ограничитель для нижней втулки

Снаружи колонны над муфтой и под ней размещают центрирующие фонари. Место установки муфты выбирают в зависимости от причин, вызвавших проведение ступенчатого цементирования. В газовых скважинах цементировочную муфту устанавливают на 100-200 м выше кровли продуктивного горизонта.



Рисунок 2.11 - Схема двухступенчатого цементирования: а - закачка цементного раствора для нижней ступени; б - перед окончанием цементирования нижней ступени; в - промывка скважины после цементирования нижней ступени; г - продавка цементного раствора для верхней ступени; д - окончание цементирования верхней ступени: 1 - цементировочная головка; 2 - обсадная колонна; 3 - цементный раствор для нижней ступени; 4 - промывочная жидкость; 5 - верхняя втулка муфты; 6 и 9 - срезные штифты; 7 - нижняя втулка; 8 - отверстие в муфте; 10 - ограничитель перемещения нижней втулки; 11 - продавочная жидкость для нижней ступени; 12 - шар; 13 - верхняя разделительная пробка; 14 - цементный раствор для второй ступени; 15 - продавочная жидкость для второй ступени

Сначала цементируют нижнюю часть колонны. Для этого в колонну закачивают первую порцию цементного раствора в объеме, необходимом для заполнения кольцевого пространства от башмака колонны до цементировочной муфты (рис. 2.13, а), а затем продавочную жидкость. Для цементирования первой ступени объем продавочной жидкости должен быть равен внутреннему объему колонны. Закачав продавочную жидкость, сбрасывают в колонну шар 12 (рис. 2.13, б).

Под действием силы тяжести шар опускается по колонне и садится на нижнюю втулку 7 цементировочной муфты. Тогда вновь начинают закачивать продавочную жидкость в колонну. Давление в ней над пробкой возрастает, втулка 7 смещается вниз до упора 10, а продавочная жидкость через открывшиеся отверстия 8 выходит за колонну. Через эти отверстия скважину промывают, пока не затвердеет цементный раствор (от нескольких часов до суток) (рис. 2.13, в).

Если же при цементировании скважины существует опасность поглощения, место установки муфты рассчитывают так, чтобы сумма гидродинамического давления и давления столба растворов в затрубном пространстве была меньше давления разрыва пласта. Цементировочную муфту следует размещать напротив устойчивых непроницаемых пород и центрировать фонарями.

Цементирование хвостовиков. Хвостовики цементируют в одну ступень через башмак, причем нижнюю разделительную пробку не применяют. Поскольку диаметры хвостовика и бурильных труб, на которых его спускают, существенно различны, для разделения цементного раствора и продавочной жидкости используют секционную верхнюю пробку. Такая пробка состоит из двух секций. Нижняя секция выполняется по диаметру хвостовика, имеет внутренний проходной канал и при спуске хвостовика в скважину подвешивается при помощи срезных шпилек в разъединителе. Верхняя же секция изготовляется под внутренний диаметр бурильных труб. Ее сбрасывают в бурильные трубы сразу же после закачки цементного раствора. В процессе закачки продавочной жидкости в бурильную колонну верхняя секция, продвигаясь вниз, садится на нижнюю; при этом давление жидкости возрастает, шпильки срезаются, и пробка движется дальше по хвостовику до упорного кольца. По окончании продавки скважину, начиная от верхнего конца хвостовика, промывают, удаляя попавший сюда цементный раствор. Для этого в конце закачки продавочной жидкости в бурильные трубы сбрасывают шар, который перекрывает отверстие во втулке разъединителя; при этом срезаются шпильки, втулка смещается вниз и открывает отверстия для выхода жидкости в заколонное пространство.

Аналогично цементируют нижние участки обсадных колонн при спуске секциями.

Цементные растворы

Для цементирования нашей скважины применяется высококачественный портландцемент марок ПТЦ-II-50 для цементирования кондуктора, и ПТЦ-I-100 для цементирования технических и эксплуатационной колонн.

При смешивании с водой тампонажный цемент образует легкоподвижный раствор, который с течением времени загустевает и постепенно превращается в прочный цементный камень. Сроки и прочность схватывания цементного раствора зависят от качества цементного порошка, тонкости его помола, количества и качества содержащейся в растворе воды.

Количество воды для затворения раствора определяется водоцементным фактором, выражающим массовое соотношение воды и сухого цемента в единице объема раствора:

m = B/Ц

Обычно принимают m = 0,4 - 0,5. При меньших значениях m мал период жидкого состояния раствора, а при больших - резко снижается прочность цементного камня.

Применяемый при эксплуатационном бурении цемент имеет начало схватывания, т.е. начинает терять подвижность, не ранее 3 ч и не позднее 3 ч 30 мин после затворения и до начала схватывания цементного раствора необходимо произвести его закачивание к намеченному месту установки.

Конец схватывания цементного раствора, когда он полностью теряет подвижность, наступает не позднее 3 ч после начала схватывания. От начала и до конца схватывания цементный раствор должен находиться в покое, так как перемешивание его отрицательно сказывается на прочности цементного камня.

Повышение температуры среды, в которой находится цементный раствор, является активным ускорителем его схватывания. По этому в глубоких скважинах с высокой температурой у забоя применяют специальные цементы, на которые температура оказывает меньшее влияние.

Кроме того, для замедления схватывания используют длительную промывку скважины сильно охлажденной промывочной жидкостью, а также добавление в цементный раствор замедлителей схватывания, в качестве которых применяют сернокислое железо, ССБ или КМЦ в количестве до 1% от массы сухого цемента. Весьма целесообразно введение в цементный раствор тонко измельченного кварцевого песка (до 30-40 % от массы сухого цемента) с добавкой КМЦ. При этом наряду с замедлением схватывания раствора экономится дорогостоящий портландцемент и повышается устойчивость цементного камня к воздействию на него агрессивных сульфатных вод.

Приготовление цементного раствора осуществляется в обычных глиномешалках или в специальных цементно-смесительных машинах. В нашем случае применялись машины 2СМН - 20.

Перед проведением цементирования обсадных колонн определяют: необходимую высоту подъема тампонажного раствора за колонной с учетом требований охраны недр; выбирают способ цементирования и тампонажные материалы в зависимости от геологических и физико-химических условий проведения работ; производят расчет цементирования скважины, на основании которого определяют количество требуемых материалов, число цементировочных агрегатов, цементно-смесительных машин и другого оборудования.

По истечении времени, необходимого для твердения цементного раствора, проверяют герметичность колонны, а затем герметичность затрубного пространства.

Проверка герметичности колонны и затрубного пространства может быть проведена двумя способами: опрессовкой или понижением уровня жидкости в скважине.

Расчёт цементирования эксплуатационной колонны 140х168 мм

Расчет цементирования скважины производится с целью определения потребного количества материалов (цементного порошка, воды, продавочной жидкости), выбора типа насоса или цементировочного агрегата.

Объем цементного раствора, необходимый для создания в затрубном пространстве цементного кольца высотой H и цементного столба внутри колонны высотой h (рис.2.14), определяется по формуле:

(2.48)

где

K - коэффициент учитывающий увеличение объема цементного раствора, расходуемого на заполнение каверн;

K=1,2;

D - диаметр долота, м;

d1 - наружный диаметр обсадных труб, м;

d2 - внутренний диаметр обсадных труб, м;

h - высота цементного стакана, м;

Hц - интервал цементирования, м.



Рисунок 2.12 - Схема к расчету цементирования скважины

Количество сухого цемента для приготовления 50 % раствора вычисляем по формуле:

, кг (2.49)

где

- удельный вес цементного раствора, ;

- коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора;

.

Необходимое количество воды для приготовления цементного раствора 50 % консистенции:

(2.50)

Потребное количество продавочной жидкости определим по формуле:

(2.51)

где

- коэффициент, учитывающий сжатие глинистого раствора;

Принимаем

Определяем подачу агрегатов:

(2.52)

где

- скорость подъема тампонажного раствора ( = 1,8 м/с);

Число цементировочных агрегатов определяем по формуле:

(2.53)

где

- подача цементировочного агрегата, м3/с;

Потребное количество цементосмесительных машин:

(2.54)

где

Gб - емкость бункера цементосмесительной машины - 10 м3

Аналогично рассчитано цементирование остальных обсадных колонн (см табл. 2.6).

Таблица 2.7 - Сведения о цементировании обсадных колонн

Название колонны	Способ цементирования	Номер ступени цементирования	Интервал цементирования, м	Объем порции,	Плотность, тампонажного р-ра,	Время ОЗЦ, час
			от	до	Тампонаж-ный р-р	Продавочная ж-ть
Кондуктор мм	прямой	1	0	225	22,8	15,8	1830	48
Промежуточная мм	прямой	1	0	2095	62,1	85,6	1830	48
Потайная мм	прямой	1	1995	2485	8,1	32,8	1950	48
Эксплуатационная	ступенчатый	1	2200	2874	8,1	47,5	1950	48
		2	0	2200	39,9	38,3	1830	48

Работы по подготовке цементирования должны составлять не более 75% от времени схватывания тампонажного раствора.

2.6 Заканчивание скважин

После ОЗЦ и разбуривания излишнего цемента эксплуатационная колонна подвергается испытанию на герметичность двумя способами - избыточным давлением и снижением уровня в скважине. Колонна считается герметичной, если при испытании избыточным давлением оно снизилось в течение 30 минут на величину не более 5 кгс/см2, а при снижении уровня в течение 8 часов уровень поднимается не выше 2 м. В отдельных случаях величина избыточного давления и глубина снижения уровня могут быть изменены по согласованию с авторами проекта.

Верхняя часть эксплуатационной колонны оборудуется устройствами, позволяющими нормально эксплуатировать скважину. Для всех скважин на устье монтируют фонтанные арматуры. Выбор типа колонной головки и фонтанной арматуры производят по величине ожидаемого устьевого давления и дебита.

Фонтанная арматура монтируется так, чтобы был свободный доступ к любой из ее задвижек. Выкидные линии, идущие от фонтанной арматуры к амбару, не уложенные в траншею, должны быть закреплены с помощью анкеров. На фонтанной арматуре устанавливают два манометра: на буфере фонтанной елки и затрубном пространстве. На выкидных линиях монтируется кран высокого давления для отбора проб.

2.6.1 Вызов притока

Движение жидкости из пласта к забою скважины возможно только при соблюдении следующего неравенства:

где

- пластовое давление;

- забойное давление;

- давление, необходимое для преодоления сил сопротивления движению пластовой жидкости в призабойной зоне пласта.

В статическом состоянии забойное давление зависит от глубины скважины по вертикали и удельного веса жидкости, которой заполнена скважина:

Сопротивления движению жидкости в пласте нередко столь высоки, что при наличии перепада давлений (депрессии) между пластовым и забойным давлениями приток вызвать не удается. Поэтому мероприятия по вызову притока должны предусматривать как создание депрессии, так и возбуждение пласта одним или несколькими ниже описанными методами.

Создание депрессии в зависимости от геолого-технических характеристик пласта и скважины осуществляют: уменьшением плотности жидкости в скважине (заменой бурового раствора на воду, закачкой в скважину пены, аэризацией жидкости) или снижением уровня с (помощью сваба, компрессора, погружной насосной установки).

Замена глинистого раствора в стволе скважины водой. Замену жидкости необходимо производить обратной промывкой. Разность плотностей жидкостей при замене должна быть таковой, чтобы максимальное давление в затрубном пространстве не превышало 150 атм. (с учетом гидравлических потерь).

Вызов притока методом аэрации. Сущность процесса аэрации состоит в постепенном снижении удельного веса воды в скважине путем ввода в нее сжатого воздуха.

Воздух смешивается с водой и, попадая в межтрубное пространство, а затем и в лифтовые трубы производит работу по подъему жидкости, снижает ее удельный вес. При этом депрессия плавно увеличивается и в определенный момент скважина начинает фонтанировать.

Смешивание воздуха с водой происходит в специальном приспособлении - аэризаторе.

Соотношение воды и воздуха подаваемые в скважину должно обеспечить равномерное распределение пузырьков в воде и продвижение всей смеси до башмака лифтовых труб без образования воздушной подушки.

Для контроля за качественным проведением процесса на нагнетательной линии до аэризатора следует устанавливать расходомер воздуха.

Процесс аэрации следует начинать при заполненной жидкостью скважине.

При начале работы пласта аэризацию прекращают и не возобновляют, если пласт работает самостоятельно. Скважину переключают на амбар для отработки.

Основным условием эффективности процесса аэризации является равномерная подача воздуха и регулирование подачи жидкости. При этом желательно, чтобы давление на нагнетательной линии было близким к максимальному.

Свабирование. Свабирование - этот способ используют при спущенных в скважину НКТ и установленных на устье арматуры. В НКТ спускают на канате поршень, имеющий клапан, который открывается при ходе вниз поршня, и закрывается при ходе вверх. Уровень жидкости уменьшается, следовательно, уменьшается забойное давление.

2.6.2 Возбуждение пласта и интенсификация притока

При первичном и вторичном вскрытии пласта искусственно могут быть созданы условия, при которых между продуктивной частью пласта и скважиной образуется буферная зона, непроницаемая для пластовых флюидов при перепадах, созданных при вызове притока. Эту зону необходимо сделать проницаемой.

Для создания каналов для условий белорусских месторождений применяются солянокислотные ванны, совмещенные с операцией повышения перепада давлений (определение приемистости пласта) метод переменных давлений; солянокислотный разрыв пласта, воздействие на пласт с помощью струйных насосов.

Возбуждение пласта (преодоление сил сопротивления) осуществляют, используя метод переменных давлений (МПД), нагнетание в пласт под высоким давлением кислотного раствора, углеводородных жидкостей, растворителей. В случаях, когда при давлении на устье, близком к давлению опрессовки колонны, в пласт жидкость закачать не удается, производят гидравлический или гидрокислотный разрыв пласта.

Метод переменных давлений (МПД)

В случае если отсутствует приемистость при проведении кислотной ванны, а снижением давления на забой скважины не удается вызвать приток из скважины, приступают к возбуждению пласта методом переменных давлений (МПД).

Насосным агрегатом создают избыточное давление в затрубном пространстве до величины опрессовки колонны, затем агрегат останавливают и быстро открывают кран на трубках. После прекращения истечения жидкости кран закрывают и операцию повторяют. Закачка жидкости и ее стравливание составляют цикл. При МПД необходимо осуществить не менее 30 циклов, причем при каждом цикле замерять количество закачиваемой в скважину жидкости. Увеличение объема во времени указывает на наличие связи скважины с пластом.

Кислотная обработка. Виды кислотных обработок:

Соляно-кислотная ванна - применяется для очистки фильтра и призабойной зоны скважины от образований полученных в процессе добычи нефти, ремонта скважин;

Кислотная обработка (простая) - предназначена для увеличения проницаемости призабойной зоны, за счет растворения карбонатных разностей пород, железистых и других включений, увеличения просветности каналов фильтрации;

Сульфатно-кислотная обработка - предназначена для глубинного воздействия на пласт до 10 - 15 метров. Их следует включать перед СКО;

Многообъемная КО - предназначена для увеличения охвата пласта воздействием как по глубине так и по толщине;

Пенокислотная обработка - предназначена в условиях неоднородных по фильтрационным свойствам пропласткам, когда в пределах интервала перфорации имеются как совершенные, так и несовершенные по степени вскрытия пропластки, в скважинах, где КО оказались малоэффективны;

Циклическое воздействие на пласт струйными насосами, депрессия - репрессия - направлено на очистку призабойной зоны от продуктов буровых растворов, водной блокады и извлечения продуктов реакции;

Комплексное воздействие на пласт - применяется там, где в процессе проведения нужно выполнить оперативное дренирование пласта после химической обработки.

При проведении КО башмак НКТ, воронку или фильтр устанавливают на 1 - 7 метров ниже отверстий интервала перфорации. Выполнение КО возможно с пакером и без пакера.

На нагнетательных линиях устанавливают обратные клапана, которые предотвращают попадание жидкости из скважины в емкость после остановки закачки, а также дают возможность сбрасывать давление в нагнетательных линиях.

КО без пакера планируется при условии, что допустимое рабочее давление не будет превышать давление опрессовки колонны. Кислотный раствор закачивают по НКТ при открытом затрубе, после заполнения кислотой затрубного пространства его закрывают. После этого закачивают оставшийся объем кислотного раствора и продавливают его продавочной жидкостью в объеме НКТ и затрубного пространства в интервале перфорации. Время реагирования кислоты с породой должно составлять 3 - 4 часа. После этого обратной промывкой вымывают продукты реакции.

Для интенсификации притока на скважине №269 Речицкого месторождения следует применить соляно-кислотную ванну и соляно-кислотную обработку с пакером.

2.6.3 Освоение скважины

Скважина, закончена испытанием, если в ней получен промышленный приток нефти или газа, а также, если она предназначена для использования в качестве нагнетания, подлежит освоению.

Объем работ по освоению зависит от способа эксплуатации. Фонтанная скважина подключается к замерно-трапным установкам, оборудуется площадкой для проведения исследовательских работ. Скважина, эксплуатируемая механизированным способом подключается к трубопроводу и обеспечивается наземным и подземным оборудованием. Оборудование выбирают в зависимости от величины ожидаемого дебита.

Регламентировано время, по истечении которого после приема скважины на баланс скважина должна быть введена в действие.

Для фонтанных скважин:

Для скважин, оборудованных ШГН или погружными ЭЦН:

где

- коэффициенты, учитывающие климатические условия района и кустовой метод строительства, соответственно выдают плановые отделы.

Перед демонтажом бурового оборудования в скважину, как правило, закачивают жидкость, давление гидростатического столба которой равно или превышает пластовое. Поэтому при освоении скважины приходится повторно вызывать приток из пласта. В связи с этим при глушении скважины следует использовать жидкости, не ухудшающие проницаемость, имеющуюся после испытания.

Вытеснение жидкости глушения в фонтанной скважине осуществляется одним из методов снижения забойного давления. В насосных скважинах раствор, содержащий твердые частицы, следует заменить на рассол или пластовую воду до спуска насоса.

С целью сокращения промежутка времени между испытанием и вводом скважины в эксплуатацию, снижения затрат на освоение и получение дополнительной добычи продукции время испытания и освоения скважин следует совмещать.

2.6.4 Передача скважины в эксплуатацию

Законченная испытанием нефтяная скважина передается нефтегазодобывающему управлению для эксплуатации в следующем порядке:

По окончании работ, предусмотренных проектом строительства данной скважины, подрядчик в пятидневный срок представляет НГДУ акт передачи в исполнительную документацию на скважину;

одновременно законченную строительством скважину подрядчик предъявляет комиссии НГДУ, в работе которой принимают участие представители ПРОМАТОМНАДЗОРа, санэпидемстанции, охраны природы и военизированного инженерного отряда. НГДУ обязано в пятидневный срок рассмотреть представленную документацию и при отсутствии претензий по вопросам соблюдения проектных решений, качества выполненных работ, охраны окружающей среды в процессе бурения и освоения принять скважину на баланс. Разногласия по приемке скважин между НГДУ и подрядчиком рассматриваются комиссией, назначенной приказом по объединению.

До сдачи скважины в эксплуатацию все буровое оборудование должно быть демонтировано и размещено в специально отведенном месте. При этом оборудование не должно находиться на выкидной линии и в охранной зоне линии электропередач, а ремонтная установка от устья скважины не ближе установленного правилами расстояния (высота вышки плюс 10 м).

Вокруг устья скважины подрядчик (УБР, Нефтеспецстрой) оборудует прискважинную площадку размером 60х60 м (0,36 га), предназначенную для проведения работ на скважине в течение всего периода ее эксплуатации. Площадка, предъявляемая к сдаче вместе со скважиной, должна быть спланирована, освобождена от металлолома и хлама, иметь подъездной путь. В отдельных случаях по договоренности с НГДУ сооружение площадки может быть выполнено после сдачи скважины в эксплуатацию.

На принятой от подрядчика скважине НГДУ в течение установленного срока обустраивает устье и прискважинную площадку в соответствии с утвержденными ``Типовыми проектами для каждого способа эксплуатации''.

Законченная испытанием скважина, не подлежащая передаче в эксплуатацию может быть временно законсервирована или ликвидирована.

ГЛАВА 3. РАСЧЕТ СТОИМОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ (ДОБЫВАЮЩЕЙ) СКВАЖИНЫ № 269g1 РЕЧИЦКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Общие сведения

Основным документом для составления сметной документации являются элементные сметные нормы скважин на нефть и газ. Сметными нормами учтены современные методы ведения строительства нефтяных скважин, достигнутый уровень техники, технологии и организации работ, новые прогрессивные материалы [13, c. 194].

Подготовительные работы к строительству нефтяных и газовых скважин. Элементными сметными нормами предусматриваются земляные и планировочные работы; вырубка леса, корчевка пней, сооружение подъездных путей; прокладка трубопроводов; сооружение низковольтных и высоковольтных линий электропередач, сооружение телефонных линий связи.

Строительные и монтажные работы. Содержит нормы на: строительство привышечных сооружений, сборку и передвижку вышек, комплекты бурового и силового оборудования буровых установок, монтаж бурового и силового оборудования, монтаж кабельных установок, строительные и монтажные работы при строительстве нефтяных и газовых скважин, средства контроля, диспетчеризация и управления процессом бурения.

Бурение и крепление скважины. Включает нормы: оплаты труда буровой бригады; расхода электроэнергии; расхода бурового раствора, глины и технической воды; расхода сухого цемента на 1 мі раствора; расхода материалов и запасных частей, расходуемых в процессе эксплуатации бурового оборудования, износа бурильных труб и инструмента; на производство цементирования и другие работы.

Испытание скважины. Включает нормы оплаты труда специализированной бригады по испытанию скважин.

Промыслово-геофизические работы. Нормы включают затраты труда ИТР и рабочих, расход основных и горюче-смазочных материалов, перечень комплектующего оборудования, аппаратуры при исследовании скважин.

3.2 Сводный сметный расчет стоимости строительства эксплуатационной (добывающей) скважины № 269g1 Речицкого нефтяного месторождения

Сметная стоимость строительства скважины определена по расценкам сборников ЕРЕР 85 (СНиП IV-2-83) и в порядке, установленном Инструкцией “О составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ” (ВСН39-86 Миннефтепром СССР).

Сметная стоимость оборудования, материалов и конструкций принята на основе оптовых цен, введенных в действие с 01.01.82г. постановлением Совета Министров СССР от 04.01.81г. №5.

Предельная норма накладных расходов принята в размере 11,6% (утверждена Миннефтепромом СССР для буровых организаций ПО “Белоруснефть” в соответствии с постановлением Госстроя СССР от 22.04.83г. №77).

Общий сметный расчет на строительство скважины №269 Речицкого месторождения представлен в таблице 3.1

Таблица 3.1 - Общий сметный расчет

№ пп	Номер сметного расчета	Наименование работ и затрат	Стоимость всего, руб.
			Прямые затраты	в т.ч. основная з/п рабочих	Возврат материа- лов
1	2	3	4	5	6
		ГЛАВА 1
		Подготовительные работы к строительству скважины
1	1.1	Подготовка площадки, строительство подъездного пути, трубопроводов, линий передач и др.	6714
2	1.1	Разборка трубопроводов, линий передач и др.	2737
ИТОГО по главе 1	9451
		ГЛАВА 2
		Строительство и разборка вышки, привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования
3	2.1	Строительство и монтаж	41149		10380
4	2.1	Разборка и демонтаж	7738
5	2.2	Монтаж и демонтаж установки УПА-60А	3107		698
ИТОГО по главе 2	51994		11078
		ГЛАВА 3
		Бурение и крепление скважины №269 Речицкого н.м.
6	3.1	Бурение скважины	149484		0
7	3.1	Бурение скважины (буровые промывочные жидкости)	29702
8	3.2	Крепление скважины без стоимости обсадных труб	50171
9	3.2	Стоимость обсадных труб	56163
10	3.2	Крепление скважины (буровые промывочные жидкости)	4752
		Горизонтальный ствол скважины №269g1
11	3.1	Бурение скважины	46786		0
12	3.1	Бурение скважины (буровые промывочные жидкости)	14639
13	3.2	Крепление скважины без стоимости обсадных труб	25202
14	3.2	Стоимость обсадных труб	41348
15	3.2	Крепление скважины (буровые промывочные жидкости)	2167
16	3 УПНПиРС	Работа и содержание ССННБ	13607
ИТОГО по главе 3	434021		0
		ГЛАВА 4
		Испытание скважины №269 Речицкого н.м.
17	4.4	Испытание скважины испытателем пластов на бурильных трубах в процессе бурения	3023
		Горизонтальный ствол скважины №269g1
18	4.5	Испытание скважины испытателем пластов на бурильных трубах в процессе бурения	3152
19	4.5	Испытание скважины на продуктивность в открытом стволе с установки УПА-60А	9251
ИТОГО по главе 4	15426
		ГЛАВА 5
20		Промыслово-геофизические работы 4,8% по итогам глав 3 и 4	21573
		ГЛАВА 6
21		Дополнительные затраты при производстве строительных и монтажных работ в зимнее время 1,6% по итогам глав 1 и 2	983
22	6.1	Эксплуатация котельной установки	7457
ИТОГО по главе 6	8440
ИТОГО по главам 1-6	540905		11078
		ГЛАВА 7
23		Накладные расходы - 11,6% на итог прямых затрат по главам 1-6	62745
		ГЛАВА 8
24		Плановые накопления - 8% на итог прямых затрат по главам 1-6 и главы 7	48292
ИТОГО по главам 1-8	651942		11078
		ГЛАВА 9
		Прочие работы и затраты
25		Согласование условий на спецводопользование “Белорусгеологии”	44
26		Экспертиза органами Госпроматомнадзора готовности скважины к вводу в эксплуатацию	1200
27		Отвод земельного участка	650
28		Возмещение потерь с/х и лесохозяйственного производства	5737
29		Убытки с/х производства	3583
30		Выплата премий 5,6%	36509
31		Лабораторные работы - 0,15% по итогам глав 3 и 4	674
32		Транспортировка вахт	8934
33		Скважина на воду	5085		150
34	9.3	Охрана окружающей природной среды	15720		472
35		Разность в стоимости амортизации импортного и отечественного оборудования (“DERRIK”)	10563
ИТОГО по главе 9	88699		622
ИТОГО по главам 1-9	740641		11700
		ГЛАВА 10
36		Авторский надзор - 0,2% по итогам глав 1-9	1481
		ГЛАВА 11
37		Проектные и изыскательские работы	7519
ИТОГО по главам 1-11	749641		11700
		ГЛАВА 12
38		Резерв средств на непредвиденные работы и затраты - 5%	36954
ВСЕГО по сводному сметному расчету в ценах 1985г., руб	786595
Возврат материалов			11700

3.3 Расчет эффективности при использовании КЛС (кабельной линии связи) через вертлюг

Бурение в интервале 2616 - 2912 м осуществлялось с помощью КЛС через вертлюг. Было сделано 6 рейсов. Применение КЛС через буровой вертлюг снижает затраты времени на наращивание бурильного инструмента, а следовательно время на бурение. Так при использовании КЛС через вертлюг время, затраченное на ПЗР, СПО и наращивание, для бурения данного интервала составляет - 1,5 сут., а при использовании КЛС через переводник линии связи - 2,3 сут. Экономия времени (Эв) от использования КЛС через вертлюг равна: сут.

Также при использовании КЛС через вертлюг обеспечивается сохранность каротажного кабеля от механических повреждений; возможность вращения бурильного инструмента и безаварийная эксплуатация КЛС при бурении с ТС; повышение эффективности управления искривлением; повышение безопасности работ.

Если учесть, что среднее количество повреждений кабеля за рейс без использования КЛС через вертлюг (1994 - 2001 гг.) составляет 0,15, а среднее время ожидания ремонта кабеля или замены подъемника составляет 42 часа, то экономия времени от недопущеных аварий (Эн.а.) составляет:

 сут.

Общая экономия времени равна:

сут.

Результаты расчета сведены в таблицу 3.2

Таблица 3.2 - Результаты расчета эффективности

№ скважины	Количество рейсов	Интервал, м	Время бурения, ч	Затраты времени при использоании КЛС через вертлюг (ПЗР, СПО, наращивание), сут.	Затраты времени при использовании КЛС через переводник линии связи (ПЗР, СПО, наращивание), сут	Среднее количество повреждение кабеля за рейс без использования КЛС через вертлюг (1994-2001 гг)	Среднее время ожидания ремонта кабеля или замены подъемника,ч
		от	до
269g-Речицкая	6	2616	2919	199,5	1,5	2,3	0,15	42
Экономия от использования КЛС через вертлюг, сут	0,8
Экономия от недопущеных аварий, сут	1,6
Итого, сут	2,4

ГЛАВА 4. ОХРАНА ТРУДА И ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА

4.1 Организация охраны труда на нефтедобывающем предприятии

На основе государственной системы законодательных актов по охране труда, ее положений и с учетом особенностей той или отрасли народного хозяйства в каждой из них действует Единая отраслевая система управления охраной труда. Структура такой системы предусматривает единые требования к организации работ по охране труда в аппарате министерства, промышленных и производственных объединениях, на предприятиях и в организациях отрасли. Главные управления и отделы министерства в пределах своих функций организуют внедрение новой техники и технологии, направленных на оздоровление условий труда, контролируют включение в проекты всех требований охраны труда и осуществляют руководство приемкой в эксплуатацию законченных строительством объектов, обеспечивают финансирование и контроль за расходованием средств, отпущенных на выполнение мероприятий по охране труда.

На предприятиях обязанность и персональная ответственность за создание безопасных и здоровых условий труда возлагаются на первого руководителя (начальника, директора), который подбирает управленческие кадры и распределяет их функции в области управления охраной труда.

Начальник (директор) является единоличным распорядителем людских, денежных и материальных ресурсов. Он не допускает ввод в эксплуатацию объектов, если на них не обеспечены безопасные и здоровые условия труда, контролирует выполнение комплексного плана улучшения условий охраны труда и санитарно-оздоровительных мероприятий. Главный инженер совместно с главными специалистами (главным геологом, главным механиком, главным энергетиком) обеспечивает безопасные и здоровые условия труда при проведении технологических процессов и строгое соблюдение ГОСТов, правил, инструкций. Он организует внедрение последних достижений науки и техники, улучшает условия труда, разрабатывает СПТ ССБТ, организует кабинеты по охране труда, участвует в расследовании несчастных случаев и аварий, намечает мероприятия по предупреждению и устранению их причин.

Помощник главного инженера - служба охраны труда (заместитель главного инженера по технике безопасности, начальник отдела охраны труда) контролирует выполнение требований охраны труда. Эта служба организует обучение и пропаганду по охране труда, контролирует своевременность проведения всех видов обучения во всех подразделениях предприятия, оказывает методическую помощь по разработке и внедрению стандартов ССБТ, СТП ССБТ, инструкций по охране труда, участвует в расследовании аварий и несчастных случаев, ведет их учет и анализ, контролирует своевременность мероприятий по их предупреждению.

Непосредственную ответственность за безопасность при проведении работ и использовании оборудования, инструментов, защитных средств и за поведение рабочих на местах несет мастер. Он ежедневно проверяет состояние оборудования, механизмов, предохранительных и сигнализирующих устройств и при обнаружении неисправностей немедленно устраняет их. Мастер непосредственный руководитель работ повышенной опасности. В случаях отклонения процессов от нормальных режимов он немедленно ставит в известность начальника цеха (участка) и принимает необходимые меры по восстановлению режима. При несчастных случаях мастер организует оказание первой до врачебной помощи, немедленный вызов медицинской помощи, газоспасательной службы и пожарной охраны.

4.2 Виды инструктажей по технике безопасности и их периодичность

Для всех работников и должностных лиц предусматривается вводный инструктаж при поступлении их на работу.

Такой инструктаж необходим в целях ознакомления указанных работников с производственной обстановкой (назначением и условиями работы отдельных объектов, цехов, предприятий в целом), организацией работы по охране труда на данном предприятии, с обязанностями и ответственностью за состояние охраны труда, а также с руководящими материалами (правилами, нормами, приказами, постановлениями, директивными указаниями и т.п.) по вопросам охраны труда.

Периодически один раз в три года или чаще, если это предусмотрено специальными правилами, руководящие и административно-технические работники предприятий и организаций проходят проверку знаний по охране труда по профилю их служебных обязанностей. Вместе с тем эти же работники обязаны проходить и внеочередную проверку знаний в следующих случаях:

при вводе в действие новых правил охраны труда или внесении в них дополнений или изменений;

при внедрении новых видов оборудования и механизмов, вводе новых производств или технологических процессов в объеме новых требований для этих видов оборудования;

при назначении впервые на работу в качестве лица технического надзора или при переводе на другую должность, требующую дополнительных знаний по охране труда;

в случаях неудовлетворительного состояния техники безопасности на объектах;

по требованию вышестоящих организаций, органов государственного надзора, в случае обнаружения недостаточных знаний правил, норм, инструкций по охране труда.

В каждом конкретном случае объем и сроки внеочередной проверки устанавливаются по распоряжению руководителей предприятия или вышестоящей организации.

Обучение рабочих состоит из следующих этапов:

вводного инструктажа (при поступлении на работу);

целевого обучения по охране труда на специальных курсах или на предприятии;

инструктажа на рабочем месте;

проверки знаний и допуска к самостоятельной работе;

повторного инструктажа;

разового инструктажа при смене вахты (смены);

целевого инструктажа;

внепланового инструктажа;

При вводном инструктаже поступающего на работу знакомят с правилами внутреннего трудового распорядка, специфическими особенностями данного производства, основными требованиями производственной санитарии, техники безопасности и противопожарной охраны на объекте.

Целевое обучение по охране труда обязаны пройти все рабочие в учебно-курсовом комбинате или индивидуальным методом у опытного квалифицированного рабочего.

После целевого обучения работника обязательно проводится инструктаж на рабочем месте с практическим показом безопасных приемов и методов труда.

После вводного инструктажа, целевого обучения и инструктажа на рабочем месте перед допуском работника к самостоятельной работе у него проверяет знания по охране труда комиссия. Ежегодно рабочие и служащие проходят периодическую проверку знаний по охране труда.

Работники, занятые на работах с повышенной опасностью, перечень которых определяется руководителем предприятия, проходят повторный инструктаж один раз в 3 мес. Исключение составляют рабочие, которым в силу специфических особенностей выполняемых работ специальными правилами устанавливаются другие сроки. Все остальные рабочие, независимо от квалификации и стажа работы, повторный инструктаж должны проходить не реже одного раза в 6 мес.

Если на рабочем месте произошли незначительные технологические изменения, не требующие повторного инструктажа, то при смене вахты работающие проходят разовый инструктаж. Специальный инструктаж проводится также перед получением задания на выполнение особо опасных работ.

Целевой инструктаж проходят при выполнении работ не свойственных работнику по основной его профессии.

Внеплановый инструктаж проводят по приказу или по требованию контролирующих органов.

4.3 Характеристика выполняемых работ с точки зрения охраны труда

Производственные вредности и меры борьбы с ними

Для обеспечения безопасных условий труда при буровых работах на скважине и выполнения основных требований по промышленной санитарии и гигиене труда (санитарных норм СН 245 - 71, «Санитарных правил для нефтяной промышленности», утверждённых Минздравом СССР 15.10.86 г.), персонал должен быть обеспечен санитарно-бытовыми помещениями, средствами индивидуальной защиты: спецодеждой, спецобувью, средствами защиты органов дыхания в соответствии с нормами.

Работы на нефтегазодобывающих предприятиях проводятся на открытом воздухе, в любую погоду и в любое время суток.

Комплекс неблагоприятных факторов, воздействующих на здоровье работников, составляют производственные вредности. Целый ряд производственных процессов в нефтегазодобыче связан со значительными затратами физического труда, нервным напряжением. Вредное влияние на человека оказывают, прежде всего, природные и нефтяные газы, пары нефти и конденсата. При постоянном их вдыхании поражается центральная нервная система, снижается артериальное давление, становится реже пульс и дыхание, понижается температура тела. Для защиты от такого воздействия следует применять средства индивидуальной защиты. Во многих технологических процессах имеет место применение различного рода химических веществ, которые при попадании на кожу человека или в его организм влекут за собой тяжёлые последствия. Для защиты от соприкосновения химических веществ с кожей человека, рабочие должны быть одеты в спецодежду и обувь для этого предусмотренные.

Сведения о вредных химических веществах

При бурении скважин возможность загрязнения воздушной среды вредными веществами незначительна (при аварийных ситуациях). Чаще загрязнение воздуха рабочей зоны происходит за счет выбросов дизельных и других ДВС вспомогательных агрегатов.

ПДК предельных и непредельных углеводородов в воздухе рабочей зоны - 300 мг/м3. ПДК оксида углерода (угарного газа) в воздухе рабочей зоны 20 мг/м3.

В процессе бурения скважин и возникновении аварийных ситуаций возможны выбросы природного газа, находящегося в газохранилище, в окружающую среду. Природный газ состоит в основном из метана с небольшой примесью этана, пропана и бутана. Метан - бесцветный газ, горюч и воспламеняется от искр и пламени. Температура самовоспламенения метана - 537 град.С, концентрационные пределы воспламенения паров 5-15% по объему. ПДК рабочей зоны - 300 мг/м3, ПДК атмосферы- 150 мг/м.

При вдыхании природный газ в больших количествах вызывает повышенную заболеваемость органов дыхания, повреждение центральной нервной системы, кожи. Вызывает головокружение, удушье, головную боль. Природный газ гораздо опаснее, если он содержит соединение серы, особенно сероводорода (ПДК H2 S - 10 мг/м ).

В процессе бурения скважин и возникновении аварийных ситуаций (нефтегазопроявлений) возможны выбросы углеводородных газов, нефти в окружающую среду. Попутный нефтяной газ состоит в основном из метана с небольшой примесью этана, пропана, бутана, изобутана. Метан - бесцветный газ, горюч и воспламеняется от искр и пламени. Температура самовоспламенения метана -537 град. С, концентрационные пределы воспламенения нефтяного газа - 1,5-15% по объему. ПДК углеводородного газа рабочей зоны -300 мг/м .

Вдыхание углеводородных газов, паров нефти в больших количествах вызывает повышенную заболеваемость органов дыхания, повреждение центральной нервной системы, кожи. Вызывает головокружение, удушье, головную боль. Нефтяной газ гораздо опаснее, если он содержит соединения серы, особенно сероводорода (ПДК H2S).

Естественное и искусственное освещение

Освещение производственных объектов может быть естественным и искусственным. Естественное освещение бывает боковым, верхним и комбинированным. К первому относится освещение через окна в наружных стенах, ко второму - освещение через световые фонари и проемы в перекрытиях, к третьему - освещение через световые фонари и окна. Естественное освещение в помещениях регламентируется нормами, предусмотренными СНБ 2.04.05. - 98. « Естественное и искусственное освещение».

Искусственное освещение производственных объектов также регламентируется СНБ 2.04.05. - 98. «Естественное и искусственное освещение». В них задаются как количественные (величина минимальной освещенности, допустимая яркость в поле зрения), так и качественные характеристики (показатель ослепленности, глубина пульсации освещенности), которые важны для создания нормальных условий труда.

Производственные помещения должны освещаться в первую очередь газоразрядными лампами независимо от принятой системы освещения в связи с большими преимуществами их перед лампами накаливания экономического и светотехнического характера.

В нефтяной и газовой промышленности для освещения широко применяются лампы накаливания. Это связано с тем, что светильники во взрывобезопасном исполнении выпускаются только для ламп накаливания.

На объектах нефтяной и газовой промышленности, особенно на групповых установках, в резервуарных парках, на территории буровой установки, на открытых площадках для оборудования, на скважинах при проведении текущего ремонта и других работ широко применяется прожекторное освещение.

Применяемое на производственных объектах аварийное освещение должно быть рассчитано на напряжение электрического тока 12В.

Для буровых установок правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности установлена норма общей минимальной освещенности (в люксах), которая равна 75.

Меры борьбы с шумом и вибрацией

Многие машины и агрегаты, применяемые при добыче нефти, газа и конденсата, характеризуются высоким уровнем шума и вибрации.

Шум делится на механический и аэродинамический. Шум механического происхождения возникает в результате соударения твердых тел, упругих деформаций деталей машин, вибрации узлов или агрегатов в целом. Вибрации машин и механизмов могут передаваться через их фундаменты на конструкции зданий и сооружений, сопровождаясь шумом. Аэродинамический шум возникает при больших скоростях движения газов, тел в воздухе, в результате взрывных процессов и др. Снижение уровней шума и вибрации может достигаться различными путями. Прежде всего, необходимо уменьшать их в самом источнике образования, уменьшая поверхности соударяющихся частей, применяя безредукторные передачи и т.д., а также соблюдать требования инструкций по монтажу оборудования и технических условий на монтаж-демонтаж машин и механизмов. Если смонтированное производственное оборудование создает повышенные вибрации и шум, то его изолируют от строительных конструкций установкой на специальные фундаменты (антивибрационные подставки), тем самым, ослабляя колебательную энергию. Для устранения жесткой связи оборудования с фундаментом между ними располагают амортизаторы. Если шум на рабочих местах всеми известными средствами невозможно уменьшить до предельно допустимых уровней, то в этих случаях следует применять либо дистанционное управление производственным процессом из специальных кабин с необходимой звукоизоляцией, либо индивидуальные средства защиты органов слуха (антифоны, бирюши, наушники и др.). Для уменьшения пагубного действия шума и вибрации важно проведение своевременного и качественного ремонта машин, а также других организационно-технических мероприятий.

Меры электробезопасности

Каждый работник на своем рабочем месте должен обеспечивать выполнение правил электробезопасности и строго выполнять все требования инструкций.

Знание инструкций обязательно для всех специалистов, руководителей и рабочих основного и вспомогательного составов.

Обслуживать электроустановки имеют право лица, закрепленные за данной установкой, прошедшие инструктаж по электробезопасности, проверку знаний.

При включении и отключении технологического оборудования с электропроводом с помощью пусковых кнопок, рукояток управления и других специальных средств необходимо пользоваться только исправными пусковыми устройствами.

При работе агрегатов запрещается открывать доступ к токоведущим частям.

Лицам с 1-кв. группой запрещается устранять какие-либо неисправности электрооборудования, переносного электроинструмента, переносных электроламп и др.

Перед каждым пуском в работу установки с электроприводом необходимо убедиться в:

наличии и исправности заземления;

отсутствии оголенных токоведущих частей;

наличии проверенных защитных средств;

исправности механической части оборудования;

наличии смазки в подшипниках скольжения;

наличии ограждений вращающихся частей и т.д.;

При наличии неисправностей пуск в работу агрегата ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

4.4 Организация пожарной охраны на предприятии

Для предприятий нефтяной промышленности характерна повышенная опасность по сравнению с предприятием других отраслей народного хозяйства.

Бурение скважин связано с использованием на буровых легковоспламеняющихся горюче-смазочных материалов и возможных нефтегазопроявлений.

Строгое соблюдение правил пожарной безопасности членами буровой бригады является одним из главных условии ритмичной и безаварийной работы.

Важное значение на буровых имеет содержание средств пожаротушения в постоянной готовности к использованию при возникновении пожара.

За нарушение требований правил пожарной безопасности рабочие буровой несут персональную ответственность в порядке, установленном Правилами внутреннего трудового распорядка.

Общие требования безопасности

Все вновь поступающие, на предприятие рабочие и инженерно-технические работники должны пройти инструктаж о мерах пожарной безопасности на всех рабочих местах и предприятию в целом.

Ответственным лицом за пожарную безопасность буровой и подсобных помещений является буровой мастер, на которого возлагается:

контроль за соблюдением пожарной безопасности на буровой и прилегающей к ней территории;

обеспечение буровой и подсобных помещений первичными средствами пожаротушения согласно перечня и содержание их в исправном состоянии;

выполнение предложенных предписаний представителями пожарной охраны;

организация противопожарного инструктажа на рабочем месте для членов буровых бригад;

руководство буровой бригадой по тушению пожаров в случае его возникновения до прибытия пожарной команды;

не допускать замазученность территории буровой, загромождение дорог, подъездов к сооружениям буровой, средствам пожаротушения и водоисточникам.