Разработка технологического регламента на строительство наклонно-направленной скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Областное государственное бюджетное образовательное учреждение

Среднего профессионального образования

«Томский политехнический техникум»

(ОГБОУ СПО «ТПТ»)

Допущен к защите

Зам.Директора по УМР

__________Е.А. Метелькова

«___»___________20__г.

Пояснительная записка

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕГЛАМЕНТА НА СТРОИТЕЛЬСТВО НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

ДП.131003.К131Б.08.00.00.ПЗ

Выполнил студент И.В.Федоренко

Консультант по геологическому разделу З.М-Г.Костоев

Консультант по экономическому разделу Е.Д.Тюркина

Руководитель ДП О.Н. Остапенко

2014

Содержание

Введение

1 Геологический раздел

1.1 Общие сведения о районе работ

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

1.3 Тектоника

2 Технологический раздел

2.1 Выбор и обоснование конструкции скважины

2.2 Выбор и обоснование профиля скважины

2.3 Выбор и обоснование способа бурения

2.4 Выбор и обоснование породоразрушающего инструмента

2.5 Выбор и обоснование режима бурения по интервалам

2.6 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

2.7 Выбор и обоснование бурильной колонны и ее технологическая оснастка

2.8 Выбор промывочной жидкости и химических реагентов для промывки скважины

2.9 Технологический процесс крепления скважины

2.10 Выбор способа цементирования

2.11 Выбор комплекта противовыбросового оборудования

2.12 Выбор буровой установки

3 Расчетная часть

3.1 Проектирование гидравлической программы промывки

4 Специальная часть

5 Охрана труда и окружающей среды

5.1 Промышленная безопасность опасных производственных объектов

5.2 Пожаровзрывобезопасность при строительстве скважины

5.3 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

6 Организационно - экономический раздел

6.1 Расчёт заработной платы

6.2 Расчет суммы затрат

6.3 Доплата по районному коэффициенту- 70%

6.4 Доплата за работу в районах крайнего севера

6.5 Расчёт заработной платы с премиями

6.6 Расчёт дополнительной заработной платы

6.7 Общая заработная плата

6.8 Отчисление на социальное страхование

6.9 Расчет нормативного времени на бурение проектируемой скважины

Заключение

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

скважина бурение гидравлический промывка

В настоящее время вопросами промышленной добычи метана из газоносных угольных пластов активно занимаются многие страны мира, в частности, США, Австралия, Канада.

Большие успехи в области освоения метаноугольных ресурсов достигнуты в США, которые имеют двадцатилетний опыт добычи метана из угольных пластов. Всего за это время а США добыто около 200 млрд.м3 метана. Основной объем добычи метана сосредоточен в бассейне Сан-Хуан, где ресурсы метана составляют 2380 млрд.м3. В 2007 году в США добыто 55 млрд.м3. метана, в том числе доля бассейна Сан-Хуан составляет 28 млрд.м3 газа.

В России наиболее перспективным и подготовленным регионом для добычи метана из газоносных угольных пластов является Кузнецкий угольный бассейн (Кузбасс).

Прогнозные ресурсы метана в Кузбассе оцениваются следующими величинами:

-верхний промышленный этаж (глубина до 1200 м) - 7,47 трлн.м3, в т.ч. за пределами разрабатываемых и резервных шахтных полей - 7,2 трлн.м3;

-нижний прогнозный этаж (глубина 1200-1800 м), который в настоящее время недоступен для добычи угля - 5,6 трлн.м3.

Общие прогнозные ресурсы метана в Кузбассе (до глубины 1800 м) оцениваются в 13 трлн.м3, что составляет около 14% мировых ресурсов метана в угольных пластах и примерно 6% традиционных прогнозных ресурсов природного газа в России. Ресурсы метана в угольных пластах на глубине 2000-4000 м условно оцениваются в 20-30 трлн.м3.

Среди известных угольных бассейнов мира по своим углегазопромысловым характеристикам Кузбасс уникален и ему практически нет равных:

-угленосная толща представлена наиболее предпочтительными с точки зрения метаноносности марками углей (ГЖ, Ж, ЖК) с суммарной мощностью пластов до 90-120 м при содержании метана до 25-30 м3/т;

-высокая плотность (концентрация) ресурсов метана в угольных пластах - до 3 млрд.м3/км2;

-большие суммарные прогнозные ресурсы метана в угольных пластах бассейна (до глубины 1800 м) 13трлн.м3 на площади 21 тыс.км, при этом в наиболее перспективных южных районах (Ерунаковском, Терсинском, Томь-Усинском, Мрасском) ресурсы оцениваются в 0,9-3,2 трлн.м3, а на отдельных перспективных площадях в 100-480 млрд.м3.

К настоящему моменту в Кузбассе выполнен значительный объем поисковых и геологоразведочных работ, в результате которых установлены общие и специфические закономерности изменения параметров газоносности угольных пластов, а так же разработана методология оценки прогнозных ресурсов метана и выбора приоритетных площадей для подготовки их к опытно-промышленной добычи метана.

Потребности Кемеровской области в энергетическом газе оцениваются в 30-40 млрд.м3 в год, а его реальные поставки из Томской области по газопроводу Парабель - Юрга - Новокузнецк не превышают 3 млрд.м3 в год.

Метан, добываемый из угольных пластов с помощью пробуренных скважин, является экологически чистым углеводородным сырьем как для газификации самого региона, так и для использования его в промышленности, газохимии, как моторного топлива и т.д.

1 Геологический раздел

1.1 Общие сведения о районе работ

Нарыкско-Осташкинская площадь. Административное расположение: Россия, Кемеровская обл. Прокопьевский район. Рельеф местности-Равнина холмистая. Абсолютная отметка, м. от плюс 195 до плюс 235 м. Климат района Резко-континентальный. Температура воздуха, °С:

- среднегодовая плюс 0,7

- ср. максимум самого жаркого месяца плюс 24,9

- ср. температура наиболее холодного периода минус 21,1

Максимальная глубина промерзания грунта, м от 1,0 до 2,5

Толщина снежного покрова, м до 1,5

Толщина почвенного (плодородного) слоя, м 0,20

Растительный покров березовые, сосновые перелески и кустарниковая растительность.

Категория грунта вторая

Продолжительность отопительного периода, сут 234

Продолжительность зимнего периода, сут 180

Преобладающее направление ветров юго-западное (max. до 20 м/с)

Среднегодовое количество осадков, мм 593

Водоснабжение:

водоснабжение (техническое)

источник водозаборная скважина (стоимость и реквизиты проекта)

Вода питьевая:

водовод от водозаборной скважины

Связь (кабельная, воздушная, радио) РРС-2М, мобильная



Рисунок 1 - Обзорная карта района работ

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

Четвертичная система Q

Располагается на глубине от 0 до 10 метров. Горная порода: глины, суглинки. Почвенно-растительный слой: серые глины, иногда алевролитистые, суглинки буровато-серые, пески мелко-среднезернистые

Триасовая система

нижний и средний отделы нерасчлененные T1-2

Располагается на глубине от 10 до 248 метров. Горная порода: пески, глины, алевриты. переслаивание песков серых, желтовато-серых, разнозернистых, иногда глинистых, алевритов и серых песчано-алевритистых глин.

Пермская система, верхний отдел,

тайлуганская свита P2tl.

Располагается на глубине от 248 до 900 метров. Горная порода: глины, пески, уголь, алевролит. Глины голубовато-зеленые с многочисленными прослоями песков серых, светло-серых. Алевролит мелкий, темно-серый, с горизонтальной и волнистой слоистостью за счет изменения цвета породы и гранулометрического состава. Уголь залегает на глубине от 263 до 900 метров. Уголь пл. 103 черный, полублестящий, тонкополосчатый, хрупкий, разбит системой разнонаправленных трещин. Уголь пл. 102 черный, полублестящий. Уголь пл. 101 черный, полублестящий. Уголь пл. 98-97 черный, полублестящий, тонкополосчатый, хрупкий, слабый.

1.3 Тектоника

Тектоническое строение Нарыкско-Осташкинской площади определяется её расположением в Центральной части Кузнецкого бассейна на границе с Присалаирской зоной линейной складчатости. Основные складчатые структуры - Нарыкская антиклиналь, Кыргай-Осташкинская синклиналь имеют субширотное направление. С запада и юга складчатые структуры осложнены крупными разрывными нарушениями - Воробьевским взбросом и нарушением I (рис.2).

Пликативные структуры.

Кыргай-Осташкинская синклиналь расположена в центральной части района, от Жерновской антиклинали отделена взбросом I. Кыргай-Осташкинская синклиналь это крупная структура, размеры которой в

Ерунаковском районе по длинной оси (ориентированной в субширотном направлении) составляют 19 км, а по короткой - 10 км. Падения пластов в южном крыле 15-20 град., в северном-30-40 град. Синклиналь выполнена полным разрезом угленосных отложений кольчугинской серии, мощность которых составляет около 2000м, перекрытыми (в ядре синклинали) триасовыми и юрскими отложениями общей мощностью около 600-650 м.

Нарыкская антиклиналь - крупная брахиформная структура, ориентирована параллельно Кыргай-Осташкинской синклинали, имеет субширотную ориентировку осевой поверхности расположенная в северо-восточной части Ерунаковского района. Антиклиналь имеет длину 35 км и ширину 10 км, амплитуда по кровле ерунаковской подсерии составляет более 1500 м. Простирание длинной оси складки - субширотное. Северное крыло пологое (18-30°), южное - более крутое (30-75°), участками флексурообразное и осложнённое разрывным нарушением, которое сопровождается рядом апофиз.

Дизъюнктивные структуры

Нарушение I - это крупное разрывное нарушение, протягивающееся по южному крылу Кыргай-Осташкинской синклинали и далее на восток и юго-восток через Маркино-Никольскую антиклиналь, установленное по зоне трещиноватых раздробленных пород. Мощность зоны дробления около 350 м, а амплитуда смещения колеблется в пределах 150-500 м. Как правило, этот дизъюнктив сопровождается зеркалами скольжения с преобладающими углами падения сместителя (порядка 60-850). Характерным для этого нарушения является его северо-восточное падение и изменчивость простирания. Здесь, очевидно, сказывается разнонаправленность тектонических напряжений, приведших к образованию в этой части района пересекающейся складчатости и соответственно разнонаправленных разрывных нарушений.

Рисунок 2. - Тектоническая схема Нарыкско-Осташкинской площади

2 Технологический раздел

2.1 Выбор и обоснование конструкции скважины

При разработке конструкции эксплуатационной скважины учитываются следующие горно-геологические особенности месторождения:

-интервалы залегания газоносного пласта T1-2 - P2 gr;

-газонасыщенные пласты залегают в интервале T1-2 - P2 gr;

-пластовое давление по разрезу ствола скважины близки к гидростатическому, коэффициент давления Кан = 1;

-многолетнемерзлые породы отсутствуют;

-скважина наклонно-направленная с допустимым зенитным углом-45°, глубина по вертикали - 900м, длина по стволу - 1185 м;

-забойная температура 46,6°.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

-высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтегазопромыслового объекта;

-возможность доведения скважины до проектной глубины без осложнений и аварий на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

-условие охраны окружающей среды и надежную изоляцию газонефтеводонапорных горизонтов;

-эффективную гидродинамическую связь между скважиной и эксплуатируемым объектом;

-максимально полное использование природной энергии для транспортировки нефти и газа;

-возможность проведения ремонтных работ в скважине;

-качественное вскрытие продуктивных горизонтов с максимальным сохранением природных, фильтрационно-емкостных свойств коллектора;

-снижение затрат времени и материально-технических ресурсов на бурение.

Для выбора количества обсадных колонн (зон крепления в соответствии с пунктом 113 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности от 2013г.]) строится совмещенный график пластовых давлений. По графику выбирают зоны несовместимых условий бурения и с учетом конкретных горно-геологических условий на месторождении и накопленного опыта работы в организации с целью снижения вероятности возникновения осложнений и аварий, необходимость выполнения мероприятий по охране недр и окружающей среды, а также с учетом требования задания на проектирование, принимается следующая конструкция скважины.

Рисунок 3 - График совмещенных давлений

Направление: Для предотвращения размыва устья и поглощения бурового раствора при бурении под кондуктор конструкции скважины предусмотрена установка направления. Бурение под направление производится до глубины 20 метров компоновкой, включающей долото диаметром 393,7 мм. Направление комплектуется обсадными трубами диаметром 323,9 мм с резьбовыми соединениями «ОТТМА». Цементирование осуществляется до устья с применением цемента для холодных и умеренных температур.

Кондуктор: Для перекрытия неустойчивых пород, склонных к осыпям и обвалам, для обеспечения надежного перекрытия верхних водоносных горизонтов и для установки ПBO. В качестве кондуктора применяются обсадные трубы диаметром 245 мм с резьбовым соединением «Batress». Цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна: Комплектуется из обсадных труб диаметром с резьбовым соединением «Batress» и спускаются на глубину по вертикали 900 м, по стволу 1185 м, в кровлю продуктивного пласта.

Глубина спуска кондуктора

Расчет минимальной глубины спуска кондуктора из условий предотвращения ГРП при закрытии устья. В случае возможного открытого фонтанирования при полном замещении скважинной жидкости флюидом рассчитывается по формуле:

Ггрп1 - градиент гидроразрыва пород, залегающих в предколонном интервале (расчетный), кгс/см2/м

Ггрп - градиент гидроразрыва пород, залегающих в предколонном интервале после упрочнения, кгс/см2/м

Рпл - пластовое давление, проявляющееся в пласте, кгс/см2

Ру - устьевое давление при закрытом ПВО (по промысловым данным), кгс/см2

Нк - минимально необходимая глубина спуска колонны (расчетная), м

L - глубина залегания кровли пласта, м

2.2 Выбор и обоснование профиля скважины

Рисунок 4 - Вертикальная проекция ствола скважины

Профиль направленной скважины должен обеспечивать:

-высокое качество скважины как объекта для последующей эксплуатации;

-минимальные затраты на строительство скважины;

-безаварийное строительство скважины;

-бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств;

-свободное прохождение по стволу скважины приборов (например, геофизических) и устройств.

Всем этим требованиям отвечает трех интервальный профиль скважины:

Рисунок 5 - Горизонтальная проекция ствола скважины

2.3 Выбор и обоснование способа бурения

Выбор способа бурения является одним из ответственных этапов при проектировании технологии проводки скважины. Способ бурения выбирается на основе статистического материала по уже пробуренным скважинам. Способ бурения определяет многие технические решения: режим бурения, бурильный инструмент, гидравлическую, программу, тип буровой установки, технологию крепления скважины.

Выбор способа бурения должен обеспечивать:

-качественное вскрытие продуктивного пласта;

-достижение высокого качества ствола скважины;

-высоких механических скоростей и проходок на долото.

Таблица 2.1 - Способы бурения скважины

Интервал бурения	Тип обсадной колонны	Тип бурения
0-20	направление	Вращательный с продувкой
20-150	кондуктор	Вращательный с продувкой
150-180	Эксплуатационная	ВЗД
180-360	Эксплуатационная	ВЗД
168-900	эксплуатационная колонна	ВЗД

Использование комбинации роторного и турбинного способа бурения является отличительной особенностью ООО «ТБНГ-Бурение», и вместе с новым высококачественным оборудованием позволяет добиться высоких технико-экономических показателей. Также к использованию роторного и роторно-турбинного способа бурения предрасполагает наличие системы СВП. Одним из преимуществ данной технологии является отсутствие ведущей трубы.

2.4 Выбор и обоснование ПРИ

Для выбора типа размеров долот необходимо геологический разрез разделить на нормативные пачки, имеющие в своем составе незначительно различающиеся на 1-2 единицы по твердости и абразивности. Это необходимо для определения средней твердости и абразивности с целью выбора породоразрушающего инструмента по классификационной таблице НИИБТ.

Таблица 2.2 - Усредненный геологический разрез и тип ПРИ

Интервал	Наименование преобладающих пород	Твердость кгс/мм2	Абразивность мг	Нормативные пачки	Тип ПРИ
от	до
0	20	Суглинки	3,5	4.0	I	III 393,7 СЗ-ЦГВУ
20	150	Глина, алевролит	5.0	5.5	II	III 295,3 CH34MRS
150	180	Алевролит	4.0	4.0	III	III 215,9 HE24MRSV
180	360	Уголь	4.0	4.0	IV	III 215,9 HE34MRSV
360	900	Алевролит, песчаники, уголь, углистые аргиллиты, алевролиты	6.0	8.0	V	III 215,9 HE24MRSV

2.5 Выбор и обоснование режима бурения по интервалам

Основными параметрами режима бурения являются:

-осевая нагрузка, G(kH);

-частота вращения долота, h (об/мин);

-количество прокачиваемой жидкости в единицу времени, Q (л/с).

Осевая нагрузка определяется рекомендациями завода изготовителя в зависимости от типа выбранного долота.

Частота вращения для интервалов роторным способом бурения определяется, исходя из технологической характеристики буровой установки, частота вращения долот с использованием забойных двигателей, с учетом технологической характеристики двигателей.

Расход промывочной жидкости определяем с учетом заданной скорости восходящего потока, обеспечивающего сохранение стенок скважины и условий, предупреждающих прихваты.

Q = 0,785 * k * (Dд - dбт) * VB

где:

k - коэффициент, учитывающий твердость пород при бурении скважин. В мягких породах k = 1,3, в твердых или крепких k = 1,05;

Dд - диаметр долота, м

dбт - наружный диаметр бурильных труб, м

VB - скорость восходящего потока, м/сек (рекомендуемая скорость в мягких породах - 1,5 м/сек, для средних - 1,2 м/сек, для твердых - 1,0 м/сек)

Для долот пачки I 393.7 МГВУR227 расход промывочной жидкости составляет: Q = 0,785 * 1,3 * (0,3932 - 0,1472) * 1,5 = 0,2 л/с

Для долот пачки II 295.3 ETS13GLK расход промывочной жидкости составляет: Q = 0,785 * 1,3 * (0,2952 - 0,1472) * 1,5 = 0,1 л/с

Для долот пачки III 215.9 МСЗГНУ-R37 расход промывочной жидкости составляет: Q = 0,785 * 1,05 * (0.2152 - 0,1472) * 1,2 = 0,02 л/с

Для долот пачки IV 215.9 МЗГВR155 расход промывочной жидкости составляет: Q = 0,785 * 1,05 * (0,2152 - 0,1472) * 1,2 = 0,02 л/с

Для лолот пачки V 215.9 DSX613M-D5 расход промывочной жидкости составляет: Q = 0,785 * 1,05 * (0,2152 - 0,1472) * 1,0 = 0,02 л/с

Таблица 2.3 - Сводная таблица результатов

Интервал	Тип ПРИ	Осевая нагрузка, G kH	Частота вращения ПРИ, об/мин	Количество раствора, прокачиваемого в единицу времени, Q л/с
от	до
0	20	III 393,7 СЗ-ЦГВУ	5	60	0,2
30	150	III 295,3 CH34MRS	6-7	120-180	0,1
150	180	III 215,9 HE24MRSV	9-10	80-100	0,02
180	360	III 215,9 HE34MRSV	6-7	90-120	0,02
360	900	III 215,9 HE24MRSV	9-10	70-130	0,02

2.6 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

Тип забойного двигателя выбирается, исходя из интервалов бурения, диаметра долота, проектного профиля скважины. Правильно выбранный забойный двигатель должен обеспечивать высокие технико-экономические показатели.

Требования, предъявляемые к забойным двигателям:

-диаметр забойного двигателя должен быть не менее 0,8-0,9 диаметра долота;

-крутящий момент должен обеспечивать требуемую мощность на разрушение горной породы;

-расчетный расход промывочной жидкости должен быть близким к паспортному расходу двигателя.

Таблица 2.4 - Забойные двигатели

Интервал	Забойный двигатель
0	150	Вращательный (верхний привод)
150	180	Д1-195 (ВЗД)
180	900	ДРУ-172 (ВЗД)

Таблица 2.5 - Техническая характеристика забойных двигателей

Шифр двигателя	Длина, м	Диаметр наружный, мм	Масса, кг
Д1-195 (ВЗД)	7,67	195,0	1350
ДРУ-172 (ВЗД)	7,0	172	1100

Размещено на http://www.allbest.ru/

2.7 Выбор и обоснование БК и ее технологическая оснастка

Таблица 2.6 - Компоновка низа бурильной колонны по интервалам

Интервал бурения, м	Условный номер КНБК	Способ бурения	№ п/п	Элементы КНБК
				Типоразмер шифр	ГОСТ, ОСТ	расстояние от забоя до места установки, м	наружный диаметр, мм	длина (высота), м	масса, кг	назначение
Наклонно-направленная скважина
Бурение 0-20	1		1	III 393,7 СЗ-ЦГВУ (с клапанами для воздуха)	ГОСТ 20692-2003	0	393,7	0,53	150	долото
			2	Стабилизатор	API	0,5	384	3,66	960	стабилизатор
			3	Переходник на УБТ	API	4,16	196,8-139,7	0,45	72	переходник
			4	УБТ 139,7	API	4,61	139,7	9Д	893	утяж.бур.трубы
			5	Переходник	API	13,71	196,8-139,7	0,45	72	переходник
			6	Стабилизатор	API	14,16	384	3,66	960	стабилизатор
			7	Переходник на УБТ	API	17,82	196,8-139,7	0,45	72	переходник
			8	УБТ 139,7	API	18,27	139,7	9Д	893	утяж.бур.труб
Бурение 20-150	2		1	III 295,3CH 34 MRS (с клапанами для воздуха)	ГОСТ 20692-2003	0	295,3	0,42	90	долото
			2	Стабилизатор	API	0,5	290	3,66	840	стабилизатор
			3	Переходник на УБТ	API	4,16	196,8-139,7	0,45	72	переходник
			4	УБТ 139,7	API	4,61	139,7	9,1	893	утяж.бур.трубы
			5	Переходник	API	13,71	196,8-139,7	0,45	72	переходник
			6	Стабилизатор	API	14,16	290	3,66	840	стабилизатор
			7	Переходник на УБТ	API	17,82	196,8-139,7	0,45	72	переходник
			8	УБТ 139,7	API	18,27	139,7	9,1	893	утяж.бур.трубы
			9	Переходник	API	27,37	196,8-139,7	0,45	72	переходник
			10	Стабилизатор	API	27,82	290	3,66	840	стабилизатор
			11	Переходник на УБТ	API	31,48	196,8-139,7	0,45	72	переходник
			12	УБТ 139,7	API	31,93	139,7	118,07	11500	утяж.бур.трубы
Бурение 150-180	3	ВЗД	1	III 215,9 HE 24 MRSV (III 215,9 HE 34 MRSV)	ГОСТ 20692-2003	0	215,9	0,40	59	долото
			2	1 AK 215,9 CT-001	ТУ 3664-2003	0,40	215,9	0,5	64	калибратор алмазный
			3	Д1-195	ТУ 266-02-574-74	0,90	195,0	7,67	1350	забойный двигатель
			4	КОБ-178	ОСТ 39-096-79	8,57	178	0,45	41	обратный клапан
			5	ПК-172	ТУ 26-02-962-84	9,02	172	0,45	40	переливной
			6	УБТС 2-178	ТУ 14-3-835-79	9,47	178,0	8,0	1248	утяж.бур.трубы
			7	ЦС 214,0	ТУ 26-02-962-83	17,47	214,0	0,96	160	центратор
			8	УБТС 2-178	ТУ 14-3-835-79	18,43	178,0	8,0	1248	утяж.бур.трубы
			9	ЦС 214,0	ТУ 26-02-962-83	26,43	214,0	0,96	160	центратор
			10	УБТС 2-178	ТУ 14-3-835-79	27,39	178,0	153,0	23868	утяж.бур.трубы
			2	1 AK 215,9 CT-001	ТУ 3664-2003	0,40	215,9	0,5	64	калибратор алмазный
			3	Д1-195	ТУ 266-02-574-74	0,90	195,0	7,67	1350	забойный двигатель
			4	КОБ-178	ОСТ 39-096-79	8,57	178	0,45	41	обратный клапан
			5	ПК-172	ТУ 26-02-962-84	9,02	172	0,45	40	переливной
			6	УБТС 2-178	ТУ 14-3-835-79	9,47	178,0	8,0	1248	утяж.бур.трубы
			7	ЦС 214,0	ТУ 26-02-962-83	17,47	214,0	0,96	160	центратор
			8	УБТС 2-178	ТУ 14-3-835-79	18,43	178,0	8,0	1248	утяж.бур.трубы
			9	ЦС 214,0	ТУ 26-02-962-83	26,43	214,0	0,96	160	центратор
			10	УБТС 2-178	ТУ 14-3-835-79	27,39	178,0	153,0	23868	утяж.бур.трубы
Бурение 150-180	3	ВЗД	1	III 215,9 HE 24 MRSV	ГОСТ 20692-2003	0	215,9	0,40	59	долото
			2	ДРУ-172	ТУ 266-02-574-74	0,4	172	7,0	1100	забойный
			3	КОБ-178	ОСТ 39-096-79	7,40	178	0,45	41	обратный клапан
			4	ПК-172	ТУ 26-02-962-84	7,85	172	0,45	40	переливной
			5	АБТ-170	ГОСТ 27386-79	8,3	170	6	120	алюминиевые БТ
			6	ЗИС-4М	ТУ 4315-017	14,3	178	4,5	690	забойная
			7	ЛБТ-129	ГОСТ 27386-79	18,8	129	12	150	легкосплавные БТ
			8	УБТС 2-178	ТУ 14-3-835-79	30,8	178	16,0	2496	утяж.бур.трубы
			5	ПК-172	ТУ 26-02-962-84	9,02	172	0,45	40	переливной клапан
			6	УБТС 2-178	ТУ 14-3-835-79	9,47	178,0	8,0	1248	утяж.бур.трубы
			7	ЦС 214,0	ТУ 26-02-962-83	17,47	214,0	0,96	160	центратор
			8	УБТС 2-178	ТУ 14-3-835-79	18,43	178,0	8,0	1248	утяж.бур.трубы
			9	ЦС 214,0	ТУ 26-02-962-83	26,43	214,0	0,96	160	центратор
			10	УБТС 2-178	ТУ 14-3-835-79	27,39	178,0	153,0	23868	утяж.бур.трубы
Бурение	4	ВЗД	1	III 215,9 HE 34 MRSV	ГОСТ 20692-2003	0	215,9	0,40	59	долото
			2	ДРУ-172	ТУ 266-02-574-74	0,4	172	7,0	1100	забойный двигатель
			3	КОБ-178	ОСТ 39-096-79	7,40	178	0,45	41	обратный клапан
			4	ПК-172	ТУ 26-02-962-84	7,85	172	0,45	40	переливной клапан
			5	АБТ-170	ГОСТ 27386-79	8,3	170	6	120	алюминиевые БТ
			6	ЗИС-4М	ТУ 4315-017-12530677-01	14,3	178	4,5	690	забойная телесистема
			7	ЛБТ-129	ГОСТ 27386-79	18,8	129	12	150
			8	УБТС 2-178	ТУ 14-3-835-79	30,8	178	16,0	2496

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 2.7 - Типы и параметры бурового раствора по интервалам

Интервал бурения, м	Плотность бурового раствора, кг/м3	Условная вязкость, с	Фильтрация, см3/30мин	СНС, дПа	Корка, мм	pH	Реологическая характеристика раствора	Содержание ионов, мг/л	Содержание
				1 мин	10 мин			пластическая вязкость, мПа?с	динам напряжение сдвига, дПа	Cl-	Ca2+	Mg2+	углевородов,%	твердой фазы, об.%	песка, об.%
Воздушная аэрозоль
0-150	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Малоглинистый полимерный раствор
150-900	1100	25-35	4,0-5,0	20- 40	50- 100	1	8,0- 9,0	12	-	<400	<100	-	-	4,0-5,0	1,0

Размещено на http://www.allbest.ru/

2.8 Выбор промывочной жидкости и химических реагентов для промывки скважины

Буровой раствор должен:

-удалять выбуренную породу (шлам) из-под долота, транспортировать ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины и обеспечивать ее отделение на поверхности;

-удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;

-охлаждать долото и облегчать разрушение породы в призабойной зоне;

-создавать давление на стенки скважины для предупреждения водо-, нефте- и газопроявлений;

-оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, предупреждая их обрушение;

-передавать энергию гидравлическому забойному двигателю (при бурении этими двигателями);

-обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малотоксичные с точки зрения охраны окружающей среды. Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания коллоидной глинистой фракции.

Таблица 2.8 - Характеристика химических реагентов

Наименование химреагента, применяемого в интервале	Цель применения химреагента, материала	Интервал бурения, м	Норма расхода, кг/м3
Глинопорошок бентонит. ПБМА ТУ 5751-002-58156178-02	Создание исходного раствора	150-900	20
Каустическая сода, сорт высший	Регулятор рН	150-900	0,5
КМЦ-700 (карбоксиметилцеллюлоза с высоким молекулярным весом)	Загуститель бурового раствора, понизитель фильтрации	150-900	3
КМЦ-400 (карбоксиметилцеллюлоза с низким молекулярным весом)	Загуститель бурового раствора, понизитель фильтрации	150-900	5
ФХЛС (феррохромлигносульфонат) ТУ 39-01-08-348-78	Понизитель вязкости, стабилизатор	150-900	10
Пеногаситель ПЭС-1 ТУ 2458-012-20672718-2001	Понизитель пенообразования	150-900	1
ФК-2000 ТУ 2458-002-49472578-03	Смазочная добавка перед спуском	900	10
Кальцинированная сода ГОСТ 5100-85	При разбуривании цементных стаканов	45-50 145-150	1 5
Примечание: применяемые химреагенты и материалы должны быть сертифицированы

2.9 Технологический процесс крепления скважины

Требование к креплению скважины:

Под креплением скважины понимают обсадную колонну с формировавшимся вокруг нее тампонажным камнем. Крепление скважины предназначено для:

-сохранения формы и размеров проектного поперечного сечения на весь период эксплуатации;

-разобщение пластов с целью испытания межпластовых перетоков и флюидопроявления как в процессе строительства, так и в период эксплуатации;

-надежной охраны недр.

Качество крепления определяют:

-толщина и группа прочности стали труб обсадной колонны;

-состав, количество и расположение технической оснастки на обсадной колонне;

-тип и количество буферной жидкости и тампонажного раствора;

-способ и технико-технологические условия цементирования

Таблица 2.9 - Типы обсадных колонн

Характеристика обсадных труб
производство (отечественное, импортное)	условный код типа соединения	наружный диаметр, мм	толщина стенки, мм	марка (группа прочности) материала труб
1	2	3	4	5
Отечественное Отечественное Отечественное	ОТТМА Batress Batress	323,9 244,5 168,3	9,5 7,9 8,9	Д Де-1 Де-1

2.10 Выбор способа цементирования

Способ цементирования выбирается в зависимости от величины коэффициента безопасности Кб:

Где Рф- расчетное давление в конце цементирования у башмака спущенной колонны, кгс/см2

Рг.р.- давление гидроразрыва пластов на той же глубине, кгс/см2

Если Кб ? 1.0, то цементирования производится в две ступени с использованием заколонного изолирующего пакера или муфты ступенчатого цементирования.

При 0.95? Кб < 1.00 цементирование производится с обязательным выполнением специального комплекса мероприятий по предотвращению гидроразрыва пластов;

При Кб? 0.95, проведение цементирования производится в нормальном режиме. Прогнозное значение давления гидроразрыва (давления поглощения тампонажного раствора) у башмака обсадной колонны составляет, кгс/см2:

Pг.р. г.р.H

Значение Рф определяется по формуле:

Pф = Pсз +?P,

где Рсз - гидростатическое давление в затрубном пространстве в конце цементирования на глубине спуска колонны (по вертикале), кгс/см2:

Pсз= H*pц/10,

?P - гидравлические потери давления при движении жидкостей в затрубном пространстве в конце цементирования ( по длине ствола L), кгс/см2:

?P = 0.1*в*?ср

Во избежание поглощения тампонажного раствора и гидроразрыва пластов при цементировании кондуктора, наряду с цементным раствором нормальной плотности, предусматривается применение облегченной тампонажной смеси.

Подъем тампонажного раствора за кондуктором до устья.

Эксплуатационная колонна цементируется с перекрытием башмака кондуктора на 150м. Во избежание поглощения тампонажного раствора и гидроразрыва пластов цементирование эксплуатационной колонны производится одноступенчатым способом

2.11 Выбор комплекта ПВО

2.11.1 Оборудование устья скважины

Обвязка обсадной колонны предназначена для:

-герметизации разобщения межколонного пространства;

-создания растягивающих напряжений в обсадной колонне;

-установка ПВО;

-установка фонтанной арматуры;

-управления скважиной при возникновении осложнений.

В качестве обвязки обсадной колонны используют колонные головки, которые различают числом подвешенных колонн и воспринимаемым давлением.

Конструкция проектной скважины состоит из:

-кондуктора, диаметром 245 мм;

-эксплуатационной колонны, диметром 168 мм.

И для данной конструкции скважины подходит обвязка обсадной колонны марки ОКК1-21-245Х168ХЛ-4.

2.11.2 Выбор противовыбросового оборудования (ПВО)

Для предупреждения флюидопроявления и неуправляемого фонтанирования на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование, состав которого определяется ожидаемым давлением на устье скважины. При вскрытии газонефтяных пластов с ожидаемым давлением на устье до 35 МПа, в состав противовыбросового оборудования входит: 3 превентора, один из которых - универсальный. На устье проектируемой скважины ожидаемое давление не превышает 35 МПа, значит, на устье устанавливается комплект ПВО марки ОП5-230/80х35. В комплект ПВО входят 2 плашечных превентора,1 универсальный и крестовина.



Рисунок 6 - Обвязка устья скважины

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителями сред, 5 -кольцевой превентор 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан.

2.12 Выбор буровой установки

Исходными данными при выборе буровой установки является проектная глубина и конструкция скважины. Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности (Gгр), обуславливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб.

Gбк (Gок) ? Gгр

Параметр максимальная нагрузка характеризует предельно допустимое значение нагрузки на крюке, которое не может быть превышено при выполнении любых технологических операций в процессе всего цикла строительства скважины (вертикальные нагрузки, возникающих при ликвидации и осложнении в скважине).

Вес кондуктора:

Gk = lk * qk = 360 * 569 = 0,2 MН

Вес эксплуатационной колонны:

Gэк = lk * qk = 900 * 288 = 0,32 MH

Вес буровой колонны с УБТ:

Gбк = lбк * Qбк + lубт * Qубт = 59,5 * 49,5 + 31,3 * 25,4 = 1,3 MH

При расхаживании буровой колонны нагрузку можно увеличить на 25%

Qбкрж = Qбк * 1,25 = 1,3 * 1,25 = 1,6 МН

При расхаживании наибольшей тяги обсадной колонны нагрузку можно увеличить на 15%

Qэкрж = Gэк - 1,15 = 1,7 - 1,15 = 0,55 МН

Из расчетов следует, что наибольшую нагрузку буровая установка будет испытывать при бурении.

Для бурения данной скважины наиболее рационально использовать установку RD-20/III. Техническая характеристика данной установки приведена в таблице.

Таблица 2.10 - Техническая характеристика буровой установки RD-20/III

Система подачи	Усилие подъема, кгс	55000
	Усилие подачи, кгс	13600
Вращатель	Крутящий момент, кгм/ частота вращения, мин-1	1084/0-120
	Ход вращателя, м	15,7
Мачта	Грузоподъемность, кгс	110000
	Высота, м	18,88
Мощность привода, л.с.		700; 800
Бурильные трубы	Длина, м	9,1
	Диаметр, мм	89,114, 140

3 Расчетная часть

3.1 Проектирование гидравлической программы промывки

Выбор расхода промывочной жидкости:

-выбор расхода промывочной жидкости осуществляется, исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:

Q1 ? q * F3

где q = 0,65 м/с - удельный расход;

F3 - площадь забоя;

F3 =

где Dд - диаметр долота

Dд = 295,3 мм;

F3 =

-выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:

Q2 ? Uoc Ч Fкп

Где Uос - скорость оседания крупных частиц шлама;

Fкп - площадь кольцевого пространства, м2;

где dш - средний диаметр крупных частиц шлама;

rп - плотность породы, кг/м3;

r - плотность промывочной жидкости, кг/м3.

Dш = 0,0035+0,0037ЧDд;

Где Dтр - диаметр турбобура, м

dш = 0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м

? 0,36 * 0,05 = 0,018м3/с

-выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:

Q3 › Qc*

где Муд - удельный момент на долоте;

G - вес турбобура;

Мс - момент турбобура при расходе Qc жидкости rc;

r - плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.

к - коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,3.

Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:

Mg = 1200 Hм; Qc = м3/с; rc = 1000 кг/м3; r = 1100кг/м3, Мс = 1500 H/м.

Q3 › 0,03*

4 Специальная часть

Боковые стволы как основа технологии строительства разветвляющихся многоствольных скважин.

Теоретические основы технологии бурения скважин с боковыми ответвлениями были разработаны инженерами и учёными ВНИИБТ в середине прошлого века. В 50 х годах на нефтяных месторождениях СССР под руководством А.М.Григоряна пробурено свыше 30 многозабойных скважин. В 1951 г. разветвление скважин начинается на Карташёвском месторождении Стерлитамакской области Башкирской АССР. Месторождение представляет собой рифовый массив мощностью от 100 м до 300 м с неравномерной проницаемостью в горизонтальном и вертикальном направлениях. Первые две многозабойные скважины (№№ 59/45, 64/45) на данном месторождении имели по три ответвления. В 1953 г. на Карташёвском месторождении построена уникальная скважина № 66/45 с 10 наклонными и горизонтальными ответвлениями от основного ствола. При вертикальной глубине 600 м общая длина ствола составила 1993 м, из которых 1760 м пройдено непосредственно в продуктивном пласте. Скважина № 66/45 после освоения эксплуатировалась с дебитом, равным дебиту нескольких десятком соседних вертикальных скважин [1]. Однако, не смотря на выдающиеся результаты, технология многозабойного бурения не была востребована нефтегазодобывающими предприятиями, поэтому в практике строительства скважин ответвления забуривались только в аварийных случаях. При этом проводку второго ствола производили неориентировано вдоль основного ствола.

В условиях резкого падения нефтедобычи в начале 90-х годов для стабилизации положения в отрасли необходимы были новые нестандартные решения. Одним из таких решений стала технология строительства горизонтальных боковых стволов (БС) из бездействующих и малодебитных скважин, фонд которых только в Западной Сибири на тот момент времени превышал 40 тысяч скважин.

Разработка технологии бурения направленных БС из скважин с эксплуатационными колоннами диаметром 140 мм, 146 мм и 168 мм осуществлялась на основе опыта бурения, полученного инженерами ВНИИБТ в процессе проектирования и строительства многозабойных скважин. При этом разработчиками был решён ряд принципиально новых технических задач:

-ориентирование забойного двигателя-отклонителя в обсадной колонне, являющейся магнитной средой;

-проектирование и расчёт параметров пространственного профиля наклонно-направленного и горизонтального БС;

-разработка технологии забуривания БС с зарезного цементного моста в интервале, ограниченным окном в обсадной колонне;

-конструирование специальных винтовых забойных двигателей для забуривания и бурения БС по среднему радиусу кривизны;

-разработка алгоритма контроля и управления проводкой БС по проектной траектории;

-создание технических средств для измерения параметров горизонтальной части БС;

-разработка технологии подготовки БС к спуску хвостовика;

-разработка устройства для подвески хвостовика в обсадной колонне с последующим его цементированием.

К 1992 году учёными и конструкторами ВНИИБТ была завершена работа над технико-технологическим комплексом для бурения наклонных и горизонтальных БС из эксплуатационных колонн, который включал:

-пакет программ для ЭВМ «Наклонно-направленное бурение - ННБ» для проектирования, контроля и управления проводкой БС;

-устройства для вырезания участка обсадной эксплуатационной колонны УВ-114 и УВУ168.

-устройство для ориентирования забойного двигателя-отклонителя на основе гироскопа;

-специальные зарезные безопорные долота;

-малогабаритную телеметрическую систему ЭТО-36 с проводным каналом связи;

-винтовые забойные двигатели серии ДГ диаметром 106 мм;

-технологическую оснастку для перемещения геофизических приборов в горизонтальном стволе;

-подвеску хвостовиков типа УПГХ.

Опытно-промысловые работы по испытанию технико-технологического комплекса ВНИИБТ были проведены в 1992-1993 г.г. при строительстве горизонтального бокового ствола из вертикальной скважины № 12130 на Ен-Яхинской площади Уренгойского газоконденсатного месторождения.

В интервале 1113ч1120,5 м с помощью вырезающего устройства УВУ-168 по всему сечению роторным способом была вырезана обсадная колонна диаметром 168 мм. Забуриваиие БС производили с цементного моста в интервале 1113,6ч1117,1 м следующей КНБК: долото Ш-139.7 Д-СЦВ, винтовой забойный двигатель-отклонитель (ВЗДО) ДГ 106 с углом перекоса секций 3°30', гироскопическое ориентирующее устройство «Зенит-106», НКТ диаметром 101,6 мм.

При бурении БС использовался полимерный меловой раствор по рецептуре института «ТюменНИИгипрогаз».

Бурение участка БС с увеличением зенитного угла до кровли сеноманских отложений осуществляли с помощью КНБК: долото III-139,7 СЦВ (III -139,7 СВКШ), ВЗДО ДГ-106 (угол искривления 3°30' и 3°), бурильные трубы диаметром 89 мм и НКТ диаметром 101,6 мм. Фактический профиль БС показан на рис. 1. Хвостовик, составленный из НКТ-101.6 с фильтром длиной 108 мм, был подвешен в эксплуатационной колонне на специальной муфте. После освоения БС дебит скважины № 12130 превысил дебит соседних наклонных скважин в четыре раза [2].

Рисунок - 7 Фактический профиль бокового ствола скважины № 12130 Ен-Яхинская

Опытные работы по восстановлению производительности скважины в условиях шельфового месторождения были проведены в 1997 г. на нефтяном месторождении Белый Тигр, эксплуатацию которого осуществляет совместное российско-вьетнамское предприятие СП «Вьетсовпетро». Запланированная для бурения наклонно-направленного БС скважина № 74 расположена на морской стационарной платформе МСП 6.

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм была вырезана в интервале 2555ч2565 м с помощью универсального вырезающего устройства УВУ-168. Для бурения наклонно-направленного БС использовались винтовые забойные двигатели ОДГ2-108 и ДГ-108. Средняя механическая скорость бурения составляла 4.5 м/час при осевой нагрузке на долото - 50 кН. Для бурения наклонно-прямолинейных интервалов профиля БС применялась КНБК: долото III 139.7 СЗ-ГАУ, винтовой двигатель ДГ-108 с центратором диаметром 134 мм. Бурение БС завершили на глубине 3067 м.

В БС был спущен "хвостовик" диаметром 101.6 мм, который в процессе цементирования закрепили в эксплуатационной колонне с помощью подвески УПГХ-101 [3].

В сложных горно-геологических условиях осуществлялось строительство горизонтальных БС на газоконденсатном месторождении (ГКМ) Штормовое в Черном море. Месторождение эксплуатирует украинское предприятие ГАО «Черноморнефтегаз».

Все работы по строительству БС производились с самоподъемной буровой установки «Таврида». Бурение БС в скважинах № 21 и № 22 Штормовая осуществляли из окна в обсадной эксплуатационной колонне диаметром 146 мм.

В скважине № 21 Штормовая БС планировалось забурить в отложениях верхнего палеоцена, где зенитный угол старого ствола равен 35.5°. а азимут - 85°. Цель бурения заключалась в пересечении горизонтальным стволом длиной 200 м высокопродуктивной части пласта в интервале вертикальных глубин 1820-1830 м.

Проектный профиль БС включает интервал увеличения зенитного угла с 35.5° до 88.5° и азимута с 85°до 110°, а также прямолинейный горизонтальный участок. БС забурен с зарезного цементного моста на глубине 2131 м. Положение ВЗДО при забуривании постоянно контролировалось с помощью телеметрической системы ЭТО-ВНИИБТ [4, 5].

Фактический профиль БС, пробуренный из наклонной скважины № 21 Штормовая, представлен на рис. 2.

Рисунок 8 - Фактический профиль бокового ствола скважины № 21 Штормовая

По аналогичной технологии был пробурен горизонтальный БС из скважины № 22 Штормовая.

Уникальным, не имеющим аналогов в отечественной промысловой практике, является опыт бурения дополнительного ствола из горизонтального участка скважины № 28 Штормовая. За счёт бурения дополнительного ствола из башмака эксплуатационной колонны диаметром 146 мм длина горизонтального участка скважины № 28 Штормовая была увеличена на 150 м (рис. 3). Горизонтальный ствол скважины № 28 вместе с дополнительным стволом позволил отбирать газ и газоконденсат с периферийной части месторождения Штормовое.

Рисунок 9 - Фактический профиль горизонтального ствола скважины 28 Штормовая

Разработанная ВНИИБТ технология позволяет осуществлять строительство наклонных и горизонтальных БС при реконструкции скважины на суше и на море и включает следующие основополагающие технические решения:

-вырезание эксплуатационной колонны по всему сечению в интервале между муфтами обсадной трубы;

-очистка открытого ствола в интервале вырезания с последующей установкой зарезного цементного моста;

-ориентированное забуривание вертикального БС из обсадной колоны с использованием гироскопа;

-проводка БС по среднему радиусу кривизны;

-применение для бурения интервалов профиля КНБК с оптимальными размерами;

-подвеска хвостовика в эксплуатационной колонне с помощью специального устройства с пакером.

Значительный вклад в создание, промысловое испытание и внедрение технико-технологического комплекса для строительства наклонных и горизонтальных БС внесли учёные и конструкторы ВНИИБТ: О.К.Рогачёв, А.С.Повалихин, А.С.Оганов, Д.Ф.Балденко, Н.Ф.Мутовкин, А.В.Власов, В.М.Беляев, В.В.Кириченко, В.А.Федорычев, Л.Х.Фарукшин, Л.А.Райхерт, С.В.Никитин.

Работа по практическому применению и внедрению технологии бурения БС была бы невозможной без творческого участия специалистов нефтегазовых компаний России и зарубежных стран: А.А.Ахметова, В.Н.Москвичёва (ПО «Уренгойгазпром»), А.В.Козлова, В.Г.Глушича (ГАО «Черноморнефтегаз»), Лыонг В.Т., Кхуе Х.Н., Ньяк Л.К. (СП «Вьетсовпетро»).

Опыт бурения опорно-технологических скважин на нефтегазовых месторождениях на суше и на морском шельфе подтвердил высокую экономическую эффективность строительства горизонтальных БС.

Промышленное использование нефтяными компаниями России технологии бурения БС для реконструкции бездействующих и малодебитных скважин началось с середины 90-х годов. С 2000 г. объём строительства боковых стволов увеличивается исключительно высокими темпами, например, уже в 2005 г на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» зарезку БС произвели в 332 скважинах [6]. В связи с большим количеством скважин-кандидатов для бурения БС, а также участков залежей, нерентабельных для строительства дополнительных новых скважин, ОАО «Сургутнефтегаз» до 2015 г. планирует построить 6500 БС [6]. На нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть», находящихся в завершающей стадии разработки, планируется восстановить до 20% малодебитных нерентабельных скважин методом бурения БС [7]. Увеличиваются объёмы бурения БС на площадях, разрабатываемых нефтяными компаниями ОАО «НК-Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «ТНК-ВР».

Анализ результатов эксплуатации горизонтальных БС на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» за период 2001-2005 г.г. показывает, что к 2005 г. средний дебит скважины снизился, как по жидкости, так и по нефти [6]. Это при том, что средняя протяжённость БС по пласту увеличивалась из года в год. Причём, если средний дебит жидкости на 10 м ствола уменьшается незначительно с увеличением средней протяжённости БС в пласте, то аналогичный показатель по нефти при этом снижался с гораздо большим темпом. Таким образом, данные, приведенные в работе [6], говорят о том, что возможности горизонтальных БС в условиях месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» близки к своему пределу. Значительно более высокие показатели по данным указанной выше работы были получены при эксплуатации многозабойных скважин.

Опыт эксплуатации первых многозабойных скважин выявил ряд существенных проблем, связанных со сложностью освоения, контроля работы и ремонта каждого ответвления от основного ствола [1]. Дело в том, что в силу анизотропии горных пород пласта по пористости и проницаемости отбор пластового флюида производится неравномерно по контуру питания многозабойной скважины. При этом возможно обводнение одного или нескольких стволов, что приводит к обводнению скважины в целом. Поэтому необходим постоянный контроль и управление дебитом каждого ответвления, что предполагает в процессе работы скважины частичное или полное перекрытие отдельных БС. В сложных условиях интенсивно эксплуатируемых нефтяных месторождений «жизнь» боковых ответвлений может быть очень короткой, что существенно снижает эффективность многозабойных скважин. В целях повышения КИН и эффективности добывающих скважин предлагается новый подход к их проектированию и строительству, в соответствии с которым бурение боковых ответвлений осуществляется поэтапно в процессе эксплуатации скважины. Причём бурение ответвлений производится в ту область пласта, которая по данным гидродинамической модели является наиболее перспективной. При таком подходе повышается эффективность строительства и эксплуатации многоствольных скважин, так как архитектура такой скважины развивается в соответствии с текущим состоянием нефтяной залежи.

Конструкция эксплуатационной колонны разветвляющейся многоствольной скважины (РМС) в интервалах, где планируется забуривание ответвлений, должна предусматривать возможность формирования окна и подвески хвостовика. Профиль основного ствола такой скважины необходимо проектировать и оптимизировать с учётом минимальной суммарной длины всех запланированный к бурению ответвлений.

Выводы

1. На стадии создания технологической схемы разработки месторождения требования к производству буровых работ должны предусматривать развитие обычных вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин в разветвляющиеся многоствольные скважины.

2. Необходимо разработать типовые конструкции скважин и виды проектного профиля ствола для строительств разветвляющихся многоствольных скважин.

3. Для бурения разветвляющихся многоствольных скважин может быть использован комплекс технических средств, применяемый в настоящее время при строительстве боковых стволов.

5 Охрана труда и окружающей среды

5.1 Промышленная безопасность опасных производственных объектов

Согласно статьи 2 Федерального закона № 116-ФЗ от 21.07.97г.[6] “Участок ведения буровых работ” - буровая площадка (кустовая или одиночная) с установленной и работающей на ней стационарной или передвижной установкой для бурения и освоения скважины является опасным производственным объектом второго типа (Приложение 1 Федерального закона, пп. № 1,2,3,5), так как относится к категории производственных объектов, на которых получаются, используются, образуются, хранятся, транспортируются следующие опасные вещества

-воспламеняющиеся вещества - газы, которые при нормальном давлении и в смеси с воздухом становятся воспламеняющимися и температура кипения которых при нормальном давлении составляет 20 градусов Цельсия или ниже;

-горючие вещества - жидкости, газы, пыли, способные самовозгораться, а также возгораться от источника зажигания и самостоятельно гореть после его удаления;

-взрывчатые вещества - вещества, которые при определенных видах внешнего воздействия способны на очень быстрое самораспространяющееся химическое превращение с выделением тепла и образованием газов;

-используется оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115 градусов Цельсия.

Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект обязана:

-соблюдать положения Федерального Закона, других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов в области промышленной безопасности;

-иметь лицензию на осуществление конкретного вида деятельности в области промышленной безопасности, подлежащего лицензированию в соответствии с законодательством Российской Федерации;

-обеспечивать укомплектованность штата работников опасного производственного объекта в соответствии с установленными требованиями;

-допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;

- обеспечивать проведение подготовки и аттестации работников в области промышленной безопасности;

- иметь на опасном производственном объекте нормативные правовые акты и нормативные технические документы, устанавливающие правила ведения работ на опасном производственном объекте;

-организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;

-обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственными процессами в соответствии с установленными требованиями;

-обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности зданий, а также проводить диагностику, испытания, освидетельствование сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, в установленные сроки и по предъявляемому в установленном порядке предписанию федерального органа исполнительной власти, специально уполномоченного в области промышленной безопасности, или его территориального органа;

-предотвращать проникновение на опасный производственный объект посторонних лиц;

-обеспечивать выполнение требований промышленной безопасности к хранению опасных веществ.

Каждая эксплуатирующая организация на основании вышеуказанных «Правил» разрабатывает положение о производственном контроле с учетом профиля производственного объекта. Положение о производственном контроле утверждается руководителем эксплуатирующей организации при обязательном согласовании и регистрации с территориальными органами Ростехнадзора.

5.1.1 Перечень мероприятий по обеспечению пожарной безопасности

Процесс строительства скважины на нефть и газ по уровню пожарной опасности в соответствии с ГОСТ Р 12.13.047-98 классифицируется как технологический процесс повышенной опасности.

Общие положения

Для своевременного оповещения о возникновении пожара и (или) необходимости эвакуации согласно НПБ 104-03 буровая установка должна оснащаться системой оповещения и управления эвакуацией (СОУЭ) 1го типа.

Для обеспечения безопасности работающих на случай пожара при строительстве скважины каждая буровая установка должна быть обеспечена первичными средствами пожаротушения.