Следует отметить, что тампонажные цементы (ЦТЛ, ЦТО, ЦТОК и ЦТУК-120) с гидрофобной добавкой (шлифовальная пыль, кероген, парафин) отличаются также в 2-4 раза большим сроком хранения по сравнению с аналогичными цементами.

Итак, многообразие реагентов-поглотителей сероводорода в нашей стране и за рубежом свидетельствует не только о значительной потребности в них, но и о недостаточном соответствии их требованиям, предъявляемым технологией и экономикой буровых работ.

Однако разработка новых реагентов с высокой химической активностью по отношению к сероводороду и хорошей совместимостью с буровыми растворами, образующих стабильные продукты при взаимодействии с H₂S и имеющих достаточно широкую сырьевую базу и недорогостоящих, на ближайший период, по-видимому, не является реальной задачей. Поэтому основное внимание научных работников и производственников должно быть сосредоточено на более рациональном использовании имеющихся реагентов и создании рецептур эффективных буровых растворов для бурения скважин в условиях сероводородной агрессии.

Составление проектов на бурение скважин

Основные документы на строительство скважин

Основными документами, на основании которых осуществляется строительство скважин, являются технический проект и смета.

В зависимости от назначения скважин на их строительство составляют либо индивидуальные, либо групповые проекты. По индивидуальным проектам ведется строительство опорных, параметрических, специального назначения и первых трех разведочных скважин на каждой площади. Строительство же последующих разведочных, а также эксплуатационных и нагнетательных скважин может осуществляться как по индивидуальным, так и но групповым (т. е. составляемым для группы скважин) техническим проектам. Групповой проект составляют в том случае, если на данной площади предстоит пробурить группу скважин, характеризующихся следующими одинаковыми признаками: цель бурения (например, эксплуатационное); проектная глубина (в одну группу объединяют скважины, глубины которых отличаются от средней в ту или иную сторону не более чем на 250 м); конструкция; горно-геологические условия бурения; способ бурения; вид бурения (одиночные скважины либо кусты скважин); местоположение площадки заложения (на суше, на отдельном морском основании и т. п.).

Технические проекты разрабатывают специальные проектные институты (НИПИ) на основании плановых заданий, выдаваемых заказчиком, например, НГДУ. Задание содержит: сведении об административном расположении площади; номер скважин, коюрые должны сооружаться по данному проекту; цель бурения; категорию скважин; проектный горизонт и проектную глубину; краткое обоснование заложения скважин; характеристику геологического строения площади, перспективных на нефть и газ объектов, горно-геологических условий бурения; данные о пластовых давлениях, давлениях гидроразрыва пород, геостатических температурах, об объектах, подлежащих опробованию в процессе бурения и испытанию, об объеме геофизических, лабораторных и специальных исследований; диаметре эксплуатационной колонны; объеме подготовительных работ к строительству и заключительных после окончания испытания скважины; о строительстве объектов теплофикации, жилищных и культурно-бытовых помещений; название бурового предприятия, которое должно строить скважины; другую информацию, необходимую для разработки проекта.

Технический проект состоит из 18 разделов и нескольких приложений к нему.

В 1-й раздел вводят сводные технико-экономические данные: название площади и номера скважин, которые должны сооружаться по данному проекту; цель бурения; проектный горизонт; проектная глубина; вид скважины (вертикальная, наклонная и т. I.); величина и азимут смещения забоя относительно устья; категория скважины; ее конструкция; металлоемкость конструкции в кг/м; способ бурения; вид энергопривода; типы буровой установки и установки для испытания скважины; продолжительность цикла строительства скважины; проектная коммерческая скорость бурения; сметная стоимость скважины.

Во 2-м разделе перечислены документы, послужившие основанием для разработки проекта.

В 3-;; раздел входят общие сведения о районе буровых работ и строительной площадке: административное положение, климатические условия, наибольшая глубина промерзания грунта, продолжительность отопительного сезоне, рельеф и состояние местности, характеристика грунта, толщина снежного покрова и почвенного слоя, размеры отводимых во временное пользование УБР земельных участков, источники водо- и энергоснабжения, местных стройматериалов и др.

В 4-й раздел, который составляет геологическую часть проекта, включена информация о стратиграфии разреза скважины, литологическом и петрографическом составе, механических и абразивных свойствах пород, газонефтеводоносности разреза; об ожидаемых градиентах пластовых, поровых, геостатических давлений, давлений разрыва пород, о геостатических температурах; о характере и интервалах возможных осложнений при бурении, о рекомендуемых величинах репрессии при вскрытии и депрессии при испытании каждого перспективного на нефть и газ пласта. В этом же разделе дано обоснование объема тех исследований, которые должны быть выполнены в проектной скважине.

Разделы с 5-го но 10-й включительно составляют технологическую часть проекта. При разработке этих разделов учитывают состояние технологии, техники и организации производства в данном буровом предприятии, достижения передовых коллективов, отраслевые нормы, а также местные нормы, утвержденные для данного предприятия. В проекте должны быть разработаны мероприятия по совершенствованию технологии и организации производства, внедрению новой техники и научных достижений, опыта передовых буровых бригад.

Пятый раздел содержит обоснование выбора конструкции проектной скважины, а так же полные характеристики конструкций всех обсадных колонн по результатам расчетов, выполненных в 9-м разделе. Шестой раздел содержит обоснование выбора профиля скважины, расчет его и полную характеристику. Седьмой раздел посвящен обоснованию выбора состава и свойств промывочной жидкости для бурения различных интервалов скважины; разработке рецептур химической обработки; расчету потребности в материалах и реагентах для приготовления, утяжеления, обработки промывочных жидкостей, а также выбору оборудования для приготовления, очистки, дегазации и обработки этих жидкостей. Восьмой раздел посвящен обоснованию выбора способов бурения разных интервалов скважины, типоразмеров буровых долот и забойных двигателей, разработке режимов бурения, расчету компоновки низа бурильной колонны, обеспечивающей соблюдение выбранного в 6-м разделе профиля скважины, выбору средств для контроля положения ствола скважины в пространстве, расчету бурильной колонны на прочность и -- при роторном бурении-- на выносливость, гидравлическим расчетам промывки скважины и режимов работы буровых насосов, а также выбору схемы оснастки талевой системы. Девятый раздел посвящен вопросам технологии и техники крепления скважины: расчетам обсадных колонн на прочность, необходимых усилий натяжения колонн при обвязке устья, рабочих режимов спуска каждой колонны; обоснованию размещения элементов технологической оснастки по длине колонны; выбору способов и расчету давлений опрессовки обсадных колонн; выбору способов цементирования и рецептур тампонажных и буферных жидкостей; расчету цементирования; выбору цементировочной техники, способов контроля качества цементирования; выбору колонных головок и противовыбросового оборудования.

Содержание 10-го раздела составляют вопросы вскрытия газонефтяных пластов и испытания скважины на продуктивность: обоснование выбора способа первичного вскрытия продуктивных пластов; выбор аппаратуры для опробования перспективных объектов в процессе бурения, режимов опробования, расчет продолжительности работ по опробованию; выбор способа вторичного вскрытия и жидкости для заполнения эксплуатационной колонны в этот период, способа создания депрессии для вызова притока из пласта; выбор и расчет колонн НКТ; выбор оборудования для испытания скважины, расчет режимов и продолжительности испытания; обоснование необходимости стимулирующего воздействия на испытуемые объекты и другие вопросы.

Последующие шесть разделов проекта посвящены обоснованию сроков проведения дефектоскопии и опрессовки бурильных труб и оборудования, режима работы насосных агрегатов или опрессовке и расчету общего объема этих работ (раздел 11V.) расчету числа вызовов специальных машин и насосных агрегатов, количества использованных машин и агрегатов и продолжительности их работы (раздел 12); выбору схем транспортировки грузов и буровых вахт и расчету общего объема транспортных работ (раздел 13); разработке мероприятий и выбору технических средств для охраны окружающей среды (раздел 14); выбору средств механизации трудоемких работ, средств контроля процесса бурения и диспетчеризации на буровой (раздел 15); вопросам техники безопасности, промышленной санитарии и противопожарной техники (раздел 16).

Раздел 17 составляет строительно-монтажную часть проекта. В него включены расчет объема подготовительных работ к строительству скважины (рубка и корчевка леса, прокладка подъездного пути, планировка площадки, рытье траншей и котлованов, сооружение трубопроводов, линий электропередачи и телефонной i-вяш и т. п.); обоснование выбора источников водоснабжения; перечень проектируемых сооружений для этой цели с указанием мощности необходимого оборудования.

В том же разделе выбирают комплект буровой установки и дополнительное оборудование, необходимое для строительства проектируемой скважины, но не входящее в выбранный комплект, а также котельное оборудование, если оно требуется для обогрева буровой в холодное время года; составляют спецификацию всего оборудования; разрабатывают вопросы строительства вышки, привышечных и других сооружений, монтажа оборудования; рассчитывают необходимые затраты времени на строительно-монтажные и -- отдельно -- на подготовительные к строительству работы; разрабатывают мероприятия по рекультивации земель по окончании бурения и испытания скважины.

Последний раздел проекта содержит список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, использованных при принятии проектных решений.

К техническому проекту прилагают геолого-технический наряд, обоснование продолжительности строительства скважин по основным этапам, схему расположения бурового оборудования и привышечных сооружений при бурении и испытании, схемы обвязки устья при бурении и при испытании, нормы расхода долот, инструмента и материалов, профиль наклонной скважины, схему транспортных связей и документы для обоснования дополнительных расходов времени и средств.

Продолжительность строительства скважины рассчитывают, используя такие нормативные справочники, как «Единые нормы nneveiui на строительно монтажные работы в бурении», «Единые нормы времени на бурение скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые», «Единые нормы времени на бурение разведочных структурно-поисковых и картировочных скважин», а также утвержденные местные нормы продолжительности механического бурения 1 м и нормы проходки на одно долото.

Смету на строительство скважины составляют к каждому техническому проекту. Она определяет общую стоимость скважины и служит основой для расчетов бурового предприятия с заказчиком.

Смета состоит из четырех разделов, соответствующих основным этапам строительства скважины:

Раздел 1. Подготовительные работы к строительству скважины.

Раздел 2. Строительство и разборка (или передвижка) вышки, привышечных сооружений, зданий котельных, монтаж и демонтаж оборудования.

Раздел 3. Бурение и крепление скважины.

Раздел 4. Испытание скважины на продуктивность (или освоение нагнетательной скважины).

В виде отдельных статей (сверх упомянутых разделов) в смету включают затраты на промыслово-геофизические работы, резерв на производство работ в зимнее время, затраты на топографо-геодезические работы, накладные расходы, плановые накопления "(прибыль), дополнительные затраты (надбавка за работу па Севере и в приравненных к нему районах, полевое довольствие и др.).К смете прикладывают шесть сметных расчетов, в которых определена стоимость основных этапов работ, и обоснования дополнительных затрат, которые не учтены в основных ее разделах. Для составления сметы используют материалы технического проекта, «Справочник укрупненных сметных норм (СУСН) на строительство нефтяных и газовых скважин». «Прейскурант порайонных расценок (ППР) на строительство нефтяных и газовых скважин», прейскуранты оптовых цен на материалы и оборудование, транспортные тарифы, нормы накладных расходов и плановых накоплений, другие нормативные документы, а также районные тарифы на местные строительные материалы и услуги. При разработке новых технических проектов п смет к ним учитывают опыт, накопленный при строительстве предыдущих скважин, закладывают более прогрессивные технологические решения, предусматривают применение более совершенных оборудования и инструмента с целью сокращения срока строительства и снижения его стоимости. Буровая бригада перед началом строительства скважины получает три основных документа: геолого-технический наряд, инструктивно-технологическую карту и наряд на производство буровых работ. Геолого-технический наряд (ГТН) -- это оперативный план работы буровой бригады. Его составляют на основе технического проекта.

Рис. I.I. Технологический график бурения скважины:

1 - по норме: 2 - по инструктивно-технологической карте; 3 -- по фактическим данным,

Наряд на производство буровых работ состоит из двух частей. В первой части указывают номер и глубину скважины, проектный горизонт, назначение ее и способ бурения, характеристики конструкции скважины, бурового оборудования и бурильной колонны, сроки начала и окончания работ по нормам, затраты времени на бурение и крепление отдельных интервалов и скважины в целом по нормам, плановую и нормативную скорости бурения, а также сумму заработной платы буровой бригады.

Вторую, основную, часть наряда составляет нормативная карта. Эта карта позволяет определить нормативную продолжительность работ от начала бурения до перфорации эксплуатационной колонны. Для составления карты используют материалы ГТН и отраслевые или утвержденные для данной площади нормы времени на выполнение всех видов работ. Для разработки нормативной карты участок скважины между глубинами спуска двух смежных обсадных колонн обычно разбивают на несколько нормативных пачек; в карте перечисляют последовательно все виды работ*, которые должны быть выполнены при бурении каждой пачки; указывают затраты времени на каждый вид работ по нормам; рассчитывают затраты времени на бурение и крепление каждого участка и в целом скважины.

Инструктивно-технологическая карта предназначена для распространения передового опыта работы, накопленного в районе. Она состоит из трех частей: режимно-технологической, инструктивной и оперативного графика строительства. Карту составляют на основе анализа работы буровых бригад и вахт, которые добились наиболее высоких показателей при бурении скважин на данной площади или при выполнении отдельных видов работ (например, по спуску и подъему бурильных колонн и т. п.). В режимно-технологической части помещают рекомендации о типоразмерах долот, забойных двигателей, параметрах режима бурения и свойствах промывочных жидкостей, при использовании которых могут быть достигнуты наиболее высокие показатели бурения.

В инструктивной части освещают новые или более совершенные способы выполнения отдельных, прежде всего, наиболее трудоемких видов работ, приводят рекомендации о более рациональной организации производственного процесса с учетом особенностей конкретного участка площади.

Третья часть содержит баланс времени бурения и крепления с учетом выполнения рекомендаций, сделанных в первых двух частях, и оперативный график бурения скважины (рис. 17.1). На график наносят две кривые: одна (кривая 1) характеризует процесс углубления скважины по нормам, указанным в нормативной карте; вторая (кривая 2) -- процесс углубления с учетом реализации рекомендаций инструктивно-технологической карты. Во время бурения буровой мастер на этот же график наносит третью кривую, показывающую фактические затраты времени на бурение и крепление. Сопоставляя фактическую кривую с двумя первыми, буровая бригада имеет возможность контролировать выполнение нормативных показателей углубления скважины к сопоставлять свою работу с лучшими достижениями на площади.

Технико-экономические показатели бурового предприятия

Технико-экономические показатели в общем характеризуют достигнутый уровень производства, а применительно к отдельной производственной буровой организации или к отдельному производственному коллективу (УБР, буровая бригада и т.п.) позволяют оценить организацию производства, уровень производительности труда и технического оснащения, экономическую эффективность финансовых, трудовых и материальных затрат при строительстве скважин.

Технико-экономические показатели работы бурового предприятия или отдельного его подразделения (например, буровой бригады) подразделяются на проектные и фактические. Проектные показатели устанавливаются буровому предприятию на основе анализа достигнутого уровня работы в предшествующий период и потребности производства, т.е. в зависимости от потребностей нефтегазодобывающего предприятия в выполнении его задач.

Фактические показатели буровых работ за отчетный промежуток времени (месяц, декада, сутки) определяют на основании обработки первичных документов, которые заполняю! непосредственно на буровой по итогам работы (вахты) смены или буровой бригады за сутки. Основные первичные документы -- буровой журнал, диаграмма индикатора веса и суточный буровой рапорт.

Буровой журнал заполняется бурильщиками повахтенно и содержит подробное описание в хронологической последовательности всех работ, выполненных буровой вахтой с указанием затрат времени. В журнале отмечают глубину скважины к началу и концу смены, конструкцию бурильной колонны (число свечей в колонне, общую длину и число УБТ и т.п.), состояние ствола скважины на момент передачи вахты, указывают осложнения в процессе бурения, принятые меры по борьбе с ними, расход материалов, и т.п.

Круговая диаграмма индикатора веса автоматически записывается прибором на протяжении суток (24 ч). Она фиксирует изменение нагрузки на крюке по усилию натяжения в неподвижном конце талевого каната и позволяет документально проследить за распределением рабочего времени на протяжении суток на проходку ствола скважины (чистое время бурения), спускоподъемные операции, наращивание инструмента, дохождение до забоя, простои в работе и т.д. Диаграмма дает возможность проконтролировать работу буровой бригады.

Суточный буровой рапорт составляет буровой мастер на основании записей в буровом журнале и диаграммы индикатора веса. Он содержит краткую характеристику выполненных работ, сведения об объеме работ (в м), затратах рабочего времени и материалов на отдельные работы. Буровому мастеру для оформления суточного рапорта предлагают специальную форму, облегчающую последующую машинную обработку и обобщение поступивших сведений.

Суточный буровой рапорт вместе с диаграммой индикатора веса буровой мастер направляет непосредственно в РИТС, где его используют для контроля за ходом работ на скважине и составления оперативной сводки по участку, которую передают в УБР.

При текущем анализе все календарное время строительства скважины подразделяется по следующим видам работ; строительно-монтажные и демонтажные работы; подготовительные работы к бурению; бурение и крепление скважины; испытание скважины.

Распределение календарного времени в цикле строительства скважины по отдельным видам работ, процессам и операциям называется балансом времени бурения. По структуре баланса времени бурения можно судить о хорошей или плохой организации труда в бурении. В балансе наибольший удельный вес затрат времени приходится на работы по бурению и креплению ствола скважины.

Время на бурение Т₆ и крепление Т_кр скважин входит в состав производительного времени

Т_ар = Т₆ + Г_кр + Г_осд + Г_рг (15.1)

^гА^е Т_жл -- затраты времени на ликвидацию осложнений; Г_р -- затраты времени на предусмотренные планово-предупредительные ремонты.

Непроизводительное время складывается из времени Г_ав, затраченного на ликвидацию аварий, и времени Г_п, потерянного из-за простоев по организационным причинам:

Т_иар = Г_ав + Г_п. (15.2)

Темпы строительства скважин могут характеризоваться различными показателями скоростей бурения: механической, рейсовой, технической, коммерческой и цикловой.

Механическая и рейсовая скорости были рассмотрены выше (см. разд. 6).

Техническая, коммерческая и цикловая скорости бурения (в м/ст.-мес) исчисляются на станко-месяц, имеющий среднюю продолжительность 30 дней, или 720 ч.

Техническую скорость рассчитывают с учетом только производительного времени; она характеризует темп выполнения основных процессов и операций при бурении скважин:

v_T = 720 Н/Г_пр, (15.3)

где Н -- общая проходка, м, за какой-либо календарный период, за который выделено производительное время Т_пр, ч.

Коммерческую скорость определяют с учетом не только производительных затрат, но и непроизводительных потерь рабочего времени. Она отражает влияние непроизводительных затрат времени на снижение темпов буровых работ.

v_K = 720Н/(Г_пр + Г_нпр), (15.4)

где Г_нпр - суммарные потери рабочего времени, ч, вследствие аварий и организационных простоев за календарный период, в течение которого проходка составила Н.

Кроме фактической коммерческой скорости, рассчитанной по формуле (15.4), на производстве испочьзуют показатели нормативной и плановой коммерческих скоростей. Нормативная коммерческая скорость учитывает только нормативные затраты времени на бурение и крепление скважины и проведение плановых ремонтов. Плановая коммерческая скорость учитывает специфику выполнения буровых работ и возникающие при этом осложнения.

Цикловую скорость бурения рассчитывают после завершения всех работ, выполненных при строительстве скважины, с учетом всей продолжительности цикла строительства, включая подготовительно-заключительные и монтажно-демонтажные работы:

v₄ = 720Н_скв/Г_ц, (15.5)

где Н_скв -- полная глубина скважины, м; Г_ц -- продолжительность цикла строительства скважин, ч.

Цикловая скорость отражает уровень организации буровых работ и технического оснащения в сумме по всем этапам строительства скважин.

Ежемесячно по буровому предприятию представляют показатели, характеризующие его работу по строительству скважин. Среди них выделяются следующие: суммарная проходка по всем скважинам за прошедший месяц; число станко-месяцев, отработанных всеми буровыми бригадами за отчетный период; средняя коммерческая скорость бурения по буровому предприятию, количество скважин, законченных в прошедшем месяце и подготовленных к передаче НГДУ или к консервации; число скважин, забуренных в прошедшем месяце; показатели использования буровых установок.

Из указанных выше показателей наиболее важно число законченных и сданных в эксплуатацию скважин. Оно соответствует показателю готовой продукции в" промышленности, но вместе с тем в явной форме не выражает объема выполненных буровых работ и их трудоемкости, так как скважины могут иметь различную глубину и проходиться в разных горно-геологических условиях. В связи с этим вводят показатели суммарной проходки и коммерческой скорости. Суммарную проходку приводят с разбивкой по глубинам скважин.

Наиболее обобщенно объем буровых работ характеризуется их сметной стоимостью, которая оценивает весь комплекс операций и процессов по строительству скважины.

Большое значение в работе бурового предприятия имеет не только обеспечение высокопроизводительным буровым оборудованием, но и эффективное его использование. Степень использования имеющегося парка буровых установок принято оценивать по следующим показателям:

проходка в исчислении на одну действующую установку (в м)

Н_уд = Н/Л/_д; (15.6)

Шва проходка в исчислении на одну числящуюся установку (вм)

Н„ = H/N,;

коэффициент оборачиваемости буровой установки, показывающий относительное превышение численности буровых установок над количеством установок, необходимых для выполнения полезной работы,

время пребывания установки в резерве; Г_под - полезное время работы буровой установки, включающее затраты времени на подготовку к бурению, бурение, крепление и испытание скважины;

коэффициент экстенсивного использования буровых установок, численно равный удельному весу времени полезной работы буровой установки в продолжительности ее задалживания в целом на строительстве скважины,

К = Т_пШ/Т_ц; (15.9)

коэффициент интенсивного использования буровых установок, показывающий степень реализации в строительстве скважин потенциальных возможностей оборудования,

Наиболее важный экономический показатель эффективности проводимых буровых работ - себестоимость бурения.

Под себестоимостью понимается сумма всех производственных денежных затрат при выполнении рассматриваемого объема работ. Себестоимость буровых работ может рассчитываться на всю скважину и на 1 м протяженности ствола скважины. В случае анализа и сопоставления эффективности работы отдельных буровых бригад более правильно использовать удельный показатель себестоимости, т.е. себестоимость бурения 1 м скважины.

Обычно различают себестоимость бурения сметную, т.е. вычисленную по смете, составленной на основании проекта строительства скважины, и фактическую, подсчитанную по суммарным фактическим затратам на строительство скважины. Фактическая себестоимость зависит от конкретных горно-геологических условий, правильности разработки технологии бурения, организации работ и квалификации обслуживающего персонала.

Структура себестоимости строительства скважины представляет отношение отдельных производственных затрат к полному их итогу, иными словами, удельный вес отдельных затрат (в %) в общей их сумме. Все составляющие себестоимости можно подразделить на две группы: затраты, зависящие от продолжительности буровых работ, и затраты, не зависящие от их продолжительности.

От продолжительности буровых работ зависят затраты на содержание бурового оборудования, в том числе выплаты амортизационных отчислений, расход бурильных труб, бурового раствора, электроэнергии, ГСМ, оплата проката турбо- и электробуров, а также некоторая зарплата обслуживающего персонала.

Не связаны с продолжительностью буровых работ такие затраты, как стоимость использования породоразрушающего инструмента, обсадных труб, материалов для приготовления тампонажного раствора, транспорт обсадных труб, тампонажных материалов, породоразрушающего инструмента, обустройства буровой площадки, мероприятий по рекультивации грунтов в пределах буровой площадки и др.

Структура себестоимости бурения в значительной степени зависит от глубины скважины. С развитием техники и ростом технической оснащенности буровых работ происходит изменение структуры себестоимости, в ней все больший удельный вес приобретают затраты по эксплуатации оборудования, а доля заработной платы снижается. С ростом производительности труда себестоимость строительства скважины имеет тенденцию к снижению.

Эффективность работы буровой бригады оценивается по выполнению нормативных и проектных заданий с учетом отклонений фактического разреза от проектного и нарушений в организации производства (недостаточное снабжение, поставка некачественного инструмента и т.п.).

Систематический контроль и анализ показателей работы бурового предприятия позволяют выявлять причины отставания и изыскивать пути и направления дальнейшего совершенствования производства. Для повышения эффективности буровых работ, улучшения их основных показателей необходимо добиваться сокращения затрат времени на вспомогательные операции (экстенсивный путь) и одновременно увеличения механических скоростей проходки (интенсивный путь). Можно отметить следующие основные направления совершенствования бурового процесса:

применение более стойкого породоразрушающего инструмента, позволяющего существенно повысить проходку за рейс и соответственно сократить затраты времени на спускоподъемные операции;

дальнейшее совершенствование технологии бурения, позволяющее добиться роста эффективности использования породоразрушающего инструмента новой конструкции;

внедрение автоматических средств для интенсификации спускоподъемных операций,

сокращение и ликвидация аварий в бурении и организационных простоев, т.е. сведение к минимуму и искоренение непроизводительных потерь рабочего времени;

повышение оперативности в управлении процессом бурения на базе внедрения новейших измерительных систем комплексного контроля процесса бурения, в том числе телеметрических систем контроля забойных параметров;

совершенствование бурового оборудования с целью повышения его надежности и монтажеснособности.

Можно было бы укачать и на некоторые другие направления, но общая техническая эволюция производства и достижения науки в области бурения могут, по-видимому, в недалеком будущем дать такой толчок в развитии новых способов бурения, который в настоящее время даже трудно предвидеть.

Диспетчерская служба в бурении (ЦИДС и РИДС)

Члены буровой бригады в соответствии с графиком выполняют планово-предупредительный ремонт бурового оборудования и ежесменно смазывают механизмы и узлы буровой установки. Чрезвычайно важно квалифицированно, качественно и в срок решать вопросы снабжения буровой необходимыми материалами и запасными частями, а также вопросы социальной сферы (организация отдыха, быта и питания рабочих). Оперативное управление технологическим процессом сооружения скважин значительно повышается при использовании диспетчерской службы. Наличие радиосвязи с буровыми бригадами делает диспетчерскую службу весьма оперативной системой управления.

Диспетчерская система позволяет выяснить состояние буровых работ, обеспеченность материальными ресурсами, оперативно контролировать выполнение основных плановых показателей, перераспределять материально-технические ресурсы в случае возможных осложнений, аварий, простоев и оказывать при необходимости квалифицированную помощь буровым бригадам.

Трубная база

Наличие различного ассортимента трубной продукции позволяет выполнять буровые работы в установленные сроки без задержек, связанных с отсутствием необходимых материалов. Кубинская база по восстановлению б/у трубы работает с 2001 года. Качественные изменения начались в 2005 году, когда трубное производство стало одним из направлений деятельности компании "АГ-Т". Это значительные инвестиции в производственную базу, приток оборотных средств, качественный менеджмент (хозяин бизнеса имеет степень MBA) и квалифицированные рабочие. В 2006 г. мы победили в конкурсе по управлению ЖКХ в г. Чехов-7 Московской обл. Теперь на рынке б/у трубы мы можем выступать и в качестве конечного потребителя. В настоящее время производственная база включает в себя оборудованные складские площадки 40 тыс. кв.м. для хранения около 1000 тонн трубы, теплый цех с кран-балкой, механизированной дробеструйной линией и другим оборудованием для качественной обработки б/у трубы. На сегодняшний день производственная мощность составляет 250 тонн трубы в месяц при односменной работе в одну бригаду. В сезон мощность увеличивается за счет привлечения дополнительной рабочей силы. Мы делаем полный цикл восстановления б/у трубы: очистку от изоляции, внутреннюю и наружную пескоструйную (дробеструйную) очистку, нарезку заводских фасок. Мы можем изготовить "заводскую" (механическую) фаску на любой трубе. На трубах небольшого диаметра (до 325 мм) фаску нарезаем на токарном станке Д 500. Для труб 530 (630) и 1020 (920) диаметра имеются механические труборезы кольцевого типа (подробности на страницах сайта "Труба 530" и "Труба 1020"). Есть импортные фрезерные аппараты на любой диаметр. В 2005 году приобрели современный высокопроизводительный труборез с немецким воздушно-плазменным резаком и новый компрессор. Качество плазменной фаски очень высокое (с "Орбитой" не сравнить). Механизированная линия дробеструйной очистки позволяет нам сократить ручной труд и обеспечивает высокое качество очистки наружной поверхности трубы. Погрузо-разгрузочные работы осуществляем автокраном и двумя мощными специально переоборудованными львовскими погрузчиками. Погрузка-выгрузка на складе бесплатная. Современное оборудование и квалифицированный персонал дают компании АГ-Трейд конкурентное преимущество в секторе качественно восстановленной б/у трубы. Основная наша продукция не только не отличается от лежалой трубы, но и часто превосходит последнюю по качеству. Состояние восстановленной нами трубы сравнимо с новой, а цена вдвое-втрое ниже. Высокое качество достигается путем приобретения дорогого сырья и тщательного подхода к его обработке. Основные требования к демонтированной б/у трубе: отсутствие отклонений по геометрии, поверхностных дефектов, раковин, вмятин и т.п. Трубу с дефектами, выявленными после обработки, отбраковываем и продаем по очень низким ценам. С 2006 года решено специализироваться на трубах 530 и 1020 диаметра с целью максимальной загрузки дорогостоящего спецоборудования..

Турбинный цех, цех по ремонту электробуров

Выполняет капитальные и узловые ремонты паровых турбин мощностью до 800 МВт. Помимо капитальных ремонтов турбин, цехом выполнено более 40 модернизаций и реконструкций турбин. Основные из них:

· организация дополнительных производственных и отопительных отборов;

· перевод конденсационных и теплофикационных турбин на противодавление;

· увеличение расхода пара в регулируемые отборы;

· реконструкция опорных и упорных подшипников с целью снижения температуры баббита и увеличения надежности работы;

· реконструкция системы обогрева фланцев и шпилек с подачей пара в обнизку разъема цилиндра турбины;

· реконструкция надбандажных уплотнений с переводом их на осерадиальные;

· перевод торцевых уплотнений вала генератора на радиальные;

· реконструкция роторов турбин с заменой насадных дисков и переводом осевых шпонок дисков на торцевые;

· комплекс работ по нормализации тепловых расширений турбин;

· увеличение электрической и тепловой мощности турбин.

В настоящее время цех выполняет также специализированные работы:

· изготовление дисков паровых турбин;

· изготовление сопловых и направляющих аппаратов турбин;

· райберовку отверстий в муфтах роторов;

· замену рабочих лопаток и насадных деталей роторов турбин;

· контроль центральных отверстий роторов турбин;

· контроль абсолютных температурных расширений корпусов цилиндров, углов наклона ригелей и корпусов подшипников турбин;

· ремонт диафрагм с восстановлением профиля лопаток;

· изготовление рабочих лопаток турбин длиной до 550 мм, в том числе без чертежей, по оригиналу.

Турбинный цех выполняет ремонты и реконструкции любой сложности с привлечением всех необходимых организаций: проектных, наладочных, заводов-изготовителей. Организует поставку оригинальных запчастей или изготовленных на своей производственной базе.

Электробуры - это забойные агрегаты, у которых вращающий момент создается погружным маслонаполненным асинхронным электродвигателем.

Электробуры предназначены для бурения вертикальных, наклонно-направленных и разветвленно-горизонтальных нефтяных и газовых скважин . Выпускаются по ТУ У 05755855.006-2001; ГОСТ 15880-96.

Верхнее значение температуры промывочного раствора у входа в электробур в процессе установившейся циркуляции 80 °C. Обороты выходного вала электробура можно изменять путём установки редуктора.

Технические данные электробуров

Параметр	Диаметр электробура, мм
	127	164	190	215	240	290
Диаметр применяемого долота, мм	146	187,3 190,5	212,7 215,9	244,5	269,9 295,3	от 349,2 до393,7
Глубина бурения, м	7000	6000	6000	5000	5000	3500
Максимальная осевая нагрузка, кН	100	250	300	350	400	450
Мощность электродвигателя, кВт	35	55 65	125	175	210	180
Номинальный момент электродвигателя, кН м	0,26	0,39 0,90	1,7	2,4	2,8	3,78
Скорость вращения электродвигателя асинхронная, об/мин	1297	1350 675	675	680	690	455
Скорость вращения вала электробура с встроеным редуктором, об/мин	430 145	138
Длина, мм	10100*	9694* 11746	12882	13794	13689	12766
Масса, кг	833*	1275* 1508	2190	3020	3630	4650
Напряжение питания, В	750	850 1100	1000	1550	1700	1750
Ток, А	52	72 89	125	131	144	123

* Для четырехполюсного электродвигателя электробура

Ремонт бурового и энергетического оборудования

Буровое оборудование - это комплекс буровых машин, механизмов и приспособлений, смонтированных на точке бурения и обеспечивающих с помощью бурового инструмента выполнение технологических операций для бурения скважин.

С помощью бурового инструмента проделываются скважины в горных породах различной твердости.

На буровых предприятиях страны в буровых установках БУ-75БрЭ, БУ-80БрЭ, Уралмаш 125БЭ и Урал-маш 4Э используется электрооборудование, получающее питание непосредственно от сетей напряжением 6 кВт (электродвигатели для привода буровых лебедок, роторов, насосов) или через понижающие трансформаторы с номинальным напряжением во вторичной обмотке 400 или 525 В (электродвигатели для привода лебедок, роторов, насосов, вспомогательных механизмов).

Комиссии предъявляют: геолого-технический наряд, техническую документацию на оборудование, акты об испытании заземляющих устройств, нагнетательных линий буровых насосов (приложение 2), ограничителя подъема талевого блока (приложение 3),электрооборудования.

Наиболее трудоемкими и травмоопасными операциями в бурении являются спуско-подъемные операции (СПО), ремонт оборудования (особенно буровых насосов, автоматических буровых ключей и элементов пневматической системы) и приготовление промывочной жидкости непосредственно на буровой.

Основная доля ремонтных работ приходится на буровые насосы и их обвязку, пневмосистему и АКБ-3.

Отказы и аварии буровых насосов и их обвязки часто связаны с возникающими в них вибрациями, износом основных элементов (втулки, клапаны, поршни, сварные и фланцевые соединения), резким повышением давления перекачиваемой жидкости.

Причинами вибраций в нагнетательной системе могут явиться: плохое крепление насосов и их привода к фундаментам, несоосность насоса и привода, износ или ослабление отдельных частей насоса (элементы кривошипно-шатунного механизма, штоки, поршни, втулки и проч.

Наиболее распространенные в бурении двухпоршневые насосы посылают в нагнетательную систему прокачиваемую жидкость толчками.

Причинами пульсации промывочной жидкости также являются: неудовлетворительное заполнение насоса жидкостью при работе насоса (из-за низко расположенного уровня жидкости в приемных емкостях по отношению к оси поршня насоса, недостаточной пропускной способности приемной трубы насоса -- мал ее диаметр или засорилось приемное устройство на конце трубы); износ рабочих поверхностей клапанных пар насоса, наличие между ними зазора из-за попадания постороннего предмета, слом клапанной пружины; износ рабочих поверхностей поршней или втулок насоса или их ненадежное укрепление; ненадежность компенсирующих устройств насоса (утечки через резиновые и уплотняющие элементы, отсутствие газа или не соответствующие режиму работы давление газа за резиновыми элементами); большое число проходных задвижек на нагнетательной линии, создающих местные сопротивления движущемуся потоку жидкости, и наличие резких (90° и более) поворотов и сужений ее; отказ или загрязненность забойного двигателя и долота, а также наличие резких сужений в канале бурильная колонна -- ствол скважины.

Резкое повышение давления в нагнетательной линии буровых насосов, приводящее к аварийным, травмоопасным ситуациям, может быть следствием многих факторов: пуска насоса при закрытых пусковых или проходных задвижках; несвоевременного закрытия пусковой задвижки или пуска второго насоса до восстановления циркуляции в системе насос -- скважина; отказа предохранительного устройства, устанавливаемого на нагнетательной линии насосов; перекрытия каналов, по которым циркулирует промывочная жидкость, ледяными пробками, выбуренной породой, посторонними предметами и т.

Существующая система компенсаторов, устанавливаемых на современных буровых насосах, уже при давлении в нагнетательной линии 100 кгс/см2 неэффективна

Организация обслуживания буровых промывочной жидкостью и реагентами

Потребность бурового раствора и компонентов (товарный продукт) для его приготовления, обработки и утяжеления

Интервал бурения, m	Наименование (тип) бурового раствора и его компонентов	Нормы расхода бур. раствора, m3/m и его компонентов, kg/m3 в интервале	Потребность бурового раствора, m3 и его компонентов, t
от (верх)	до (низ)		значение	источник нормы	поправочный коэффициент	на запас на поверхности	на исходный объём	на бурение интервала	суммарная в интервале
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1. Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления, обработки и утяжеления для скважины №14Г
11	100	Глинистый Бентонит NaOH Na2CO3 К-4	1,02 100 4 5 20	СЭСН табл.49-411 Реглам. Реглам. Реглам. Реглам.	- - - - -	- - - - -	32,3 3,23 0,13 0,16 0,65	90,78 9,08 0,36 0,45 1,82	123,08 12,31 0,49 0,61 2,47
100	1650	Глинистый-полимерный Бентонит NaOH Na2CO3 КМЦ-600 К-4 Наполнитель с глубины 1525 m Нефть Графит	0,66 100 4 5 3 30 5 50 1% от Vц.с.	СЭСН табл.49-411 Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам	- - - - - - - - -	- - - - - - - - -	(42,94) - - - 0,13 0,43 1,08 2,15 -	1023,0 102,3 4,1 5,12 3,07 30,69 0,41 51,15 -	1023,0 102,3 4,1 5,12 3,2 31,12 1,49 53,3 2,19
1650	3510,7	Лигносульфонатный Бентгонит NaOH Na2CO3 КМЦ-600 К-4 ФХЛС Нефть Графит	0,37 100 5 7 3 50 20 50 1% от Vц,с	СЭСН табл.49-411 Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам	- - - - - - - - -	- - - - - - - - -	(149,76) - 0,15 0,3 - 3,0 3,0 - -	688,5 68,85 3,44 4,82 2,07 34,43 13,77 34,43 -	688,5 68,85 3,59 5,12 2,07 37,43 16,77 34,43 2,77
3510,7	3700	Минерализованный Глинопорошок NaOH Na2CO3 КМЦ-600 К-4 NaCl Нефть Крахмал Графит	0,2 100 10 10 10 50 250 50 20 1% от Vц.с	СЭСН табл.49-411 Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам Реглам.	- - - - - - - - - -	- - - - - - - - - -	(169,0) - 0,85 0,51 1,18 - 42,25 - 3,38 -	37,86 3,79 0,38 0,38 0,38 1,89 9,47 1,89 0,76 -	37,86 3,79 1,23 0,89 1,56 1,89 51,72 1,89 4,14 1,76
3700	4346	Нефтеэмульсионный Бентонит NaOH Na2CO3 КМЦ-600 К-4 Нефть Унифлок Сульфонол ПАА Наполнитель Графит	0,11 50 5 10 5 100 200 10 3 10 10 10	СЭСН табл.49-411 Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам. Реглам Реглам. Реглам Реглам.	- - - - - - - - - - - -	153,38 7,67 0,77 1,53 0,77 15,34 30,68 1,53 0,46 1,53 1,53 1,53	169,56 8,48 0,85 1,70 0,85 17,0 33,91 1,70 0,51 1,70 1,70 1,70	71,1 3,56 0,36 0,71 0,36 7,11 14,22 0,71 0,21 0,71 0,71 0,71	394,04 19,71 1,98 3,94 1,98 39,45 78,81 3,94 1,18 3,94 3,94 3,94

Примечание: Глубины скважин приведены по стволу

Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину

Наименование компонентов бурового раствора	Потребность компонентов бурового раствора, t
	номера колонн	суммарная на скважину
	1	2	3	4	5
1	2	3	4	5	6	7
Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину №14Г
Бентонит NaOH Na2CO3 К-4 КМЦ-600 Наполнитель Нефть Графит ФХЛС NaCl Крахмал Унифлок Сульфонол ПАА Глинопорошок солестойкий	12,31 0,49 0,61 2,47 - - - - - - - - - - -	102,3 4,1 5,12 31,12 3,2 1,49 53,3 2,19 - - - - - - -	68,85 3,59 5,12 37,43 2,07 - 34,43 2,77 16,77 - - - - - -	- 1,23 0,89 1,89 1,56 - 1,89 1,76 - 51,72 4,14 - - - 3,79	19,71 1,98 3,94 39,45 1,98 3,94 78,81 3,94 - - - 3,94 1,18 3,94 -	203,17 11,39 15,68 112,36 8,81 5,43 168,43 10,66 16,77 51,72 4,14 3,94 1,18 3,94 3,79

Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Наименование оборудования	Типоразмер или шрифт	Количество, шт.	Обозначение НД или паспорта	Использование очистных устройств в интервале, m
				от (верх)	до (низ)
Линейное вибросито Дегазатор Пескоотделитель Илоотделитель Центрифуга	FLC 2000-3Panel ZCQ 1/4 NCS-300*2 ZCN JLW 450-945N	2 1 1 1 1	КНР КНР КНР КНР КНР	11 11 11 11 11	4346/4646 4346/4646 4346/4646 4346/4646 4346/4646

Список литературы

1. Н.Е. Зозуля, В.П. Зозуля «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» учебно методическое пособие. Ташкент 2008.

2. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб, для вузов. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр" 2003

3. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие/Под ред. А.Г. Калинина. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр" 2001

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр» 2002

5. Групповой рабочий проект на строительства эксплуатационных скважин №№ 14Г,15Г на месторождении Северный Шуртан. Узлитинефтигаз. Ташкент 2008.

6. Под редакцией проф. Э.А. Бакирова и проф. В.И. Ларина «Геология нефти и газа, и нефтегазоносные провинции» для филиала РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте. Москва 2007г.

7. Желтов Ю.П.

8. «Разработка нефтяных месторождений»: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. -365с.

9. «Заканчивание скважин в двух частях» В.М. Подгорнов. Москва «Макс-пресс» 2008г.

10. Вадецкий Ю.В. - «Бурение нефтяных и газовых скважин.» - Москва, ACADEMA, 2003.

11. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. «Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов.» - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999.

12. Абубакиров В.Ф. «Буровое оборудование: Справочник: В 2-х т.»-М.: Недра, 2000.

13. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.М. «Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. Пособие для вузов.» - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.

Размещено на Allbest.ru