Общая и геологическая характеристика района. Бурение скважины на месторождении Фахуд

Дополнительные калибрующие венцы, оснащенные зубками остроклиновидной формы (аналогичными отечественным зубкам формы Г25) с рабочими кромками, ориентированными по окружности шарошки, используется в своих долотах и фирмой Smith (рис. 3.3).

Рисунок 3.3 - Вооружение долот типа GT

Такая конструкция вооружения, получившая название «технология GT» (Gage Trimmer), облегчает разрушение породы у стенки скважины, в результате чего больше энергии тратится на углубление забоя, что повышает механическую скорость бурения. Продольно размещенные зубки обладают эффектом «самозатачивания», что снижает износ корпуса шарошек и уменьшает эффект округления их калибрующих поверхностей, сохраняя эффективность работы вооружения по мере износа.

«Технология GT» также применяется и в долотах с фрезерованным вооружением. В этом случае дополнительные твердосплавные зубки располагаются на фрезерованных площадках между зубьями периферийных рядов шарошек (рис. 3.4).



Рисунок 3.4 - Вооружение GT долота с фрезерованными зубьями

В зависимости от степени абразивности разбуриваемых пород зубки дополнительного калибрующего ряда могут выполнятся как твердосплавными, так и с рабочей головкой из поликристаллического алмаза, причем количество алмазных зубков может составлять от 33 до 100 % от их общего количества. В этом случае алмазными зубками оснащаются и обратные конусы шарошек.

Фрезерованное вооружение

Несмотря на то, что современные долота с твердосплавным вооружением в состоянии успешно разбуривать любые горные породы от мягких до очень крепких, фрезерованное вооружение долот продолжают находить широкое применение по двум основным причинам. Первая - это более высокая механическая скорость бурения в мягких и средне-мягких, малоабразивных породах, вторая - существенно более низкая стоимость по сравнению со штыревыми долотами.

Главная задача в совершенствовании фрезерованного вооружения состоит в повышении его износостойкости, что достигается применением новых наплавочных материалов и новых схем наплавки. Широкое применение в современных долотах получило усиление периферии и обратных конусов шарошек твердосплавными зубками, т.е. реализуется концепция комбинированного вооружения. Вместо частичной наплавки боковых набегающих и (или) сбегающей граней зуба все ведущие фирмы-производители долот перешли на полную наплавку всех четырех граней и притупления зубьев достаточно толстыми (до 3 мм и более) слоями твердого сплава (рис. 3.5).

Рисунок 3.5 - Наплавка граней зуба

Для лучшей защиты от износа наиболее уязвимых кромок зубьев фирма Hughes Christensen в своих долотах использует запатентованную геометрию зубьев с так называемым «обратным радиусом» (рис. 3.6), что позволяет на этих участках получать увеличенную толщину наплавки без нарушения геометрии зуба.

Рисунок 3.6 - Наплавка притупленного зуба

Сходного результата фирма Smith Tool достигает за счет радиусных кромок зубьев и увеличения толщины наплавки притупления зуба.

Современные наплавочные материалы представляют собой сложные двух-четырехкомпонентные комбинации округлых зерен спеченного твердого сплава типа ВК, дробленых зерен карбида вольфрама (релита) и мелких зерен макрокристаллического карбида вольфрама, обладающих наибольшей износостойкостью. Для наплавки поверхности обратного конуса шарошек применяются смеси, состоящие, преимущественно, из макрокристаллического карбида вольфрама. Еще дальше в разработке наплавочных материалов продвинулась фирма Security DBS, применившая в качестве наплавочного материала зерна натуральных алмазов, облицованные твердым сплавом.

По заявлениям фирмы износостойкость нового наплавочного материала в 2-5 раз превышает износостойкость стандартной наплавки.

3.1.2 Опоры шарошечных долот

Стойкость опор шарошечных долот всегда являлась основным фактором, определяющим их долговечность. Если износ вооружения долота приводит к падению механической скорости бурения и, в худшем случае, к остановке процесса углубления скважины, то преждевременный износ опоры часто вызывает аварийную ситуацию-оставление шарошек на забое. Затраты на ликвидацию аварии, как правило, превышают стоимость самого долота.

Если ранее было принято считать, что у нормально отработанного долота степень износа опоры должна соответствовать степени износа вооружения, то требования к надежности опор у современных шарошечных долот формулируются так: стойкость опоры долота всегда должна быть выше стойкости его вооружения.

Поэтому постоянные усилия разработчиков и изготовителей шарошечных долот направлены на конструирование и технологическое совершенствование опор с целью повышения их стойкости при обеспечении максимальной надежности.

Из всего разнообразия схем опор шарошечных долот в современных долотах большинство ведущих фирм-производителей используют, в основном, две. Первая из них - это классическая герметизированная опора на подшипниках скольжения по схеме «скольжение-шарик-скольжение», и вторая - герметизированная опора на подшипниках качения по схеме «ролик-шарик-ролик», обозначаемая «ВУ».

Компаниям Smith и Reed удалось создать работоспособную конструкцию подшипника с промежуточным элементом - разрезной плавающей втулкой, выполненной из никель-оловянистой (Smith) или бериллиевой (Reed) бронзы, имеющей двухстороннее серебряное покрытие (рис. 3.7).

Рисунок 3.7 - Конструкция опор типа «АУ» фирмы Smith

Современная тенденция снижение затрат на бурение скважин за счет повышения механической скорости бурения вызвала все большее применение высокооборотных забойных двигателей, в том числе турбобуров, частота вращения которых достигает 500 об/мин и более. Это потребовало разработки новых конструкций высокооборотных долот с герметизированными опорами. Опора на подшипниках качения современных долот, как правило, имеет большой роликовый подшипник, «утопленный» в шарошку. За счет этого увеличивается его диаметр и несущая способность, а отсутствие буртов на цапфе, имевших тенденцию к износу и разрушению с последующим перекосом и заклиниванием роликов, повышает надежность опоры. Осевую нагрузку в таких опорах обычно воспринимает упорный подшипник скольжения (упорный бурт), в котором может устанавливаться плавающая шайба.

Характерной особенностью подшипников современных опор является повсеместное применение роликов с модифицированным контактом. Это позволяет значительно снизить краевую концентрацию напряжений, характерную для цилиндрических роликов, приводящую к их преждевременному износу и разрушению.

3.1.3 Замковые устройства

Несмотря на большое разнообразие замковых устройств, разработанных для опор шарошечных долот, по-прежнему, наибольшее применение имеет классическое замковое устройство в виде шарикового подшипника. Причем, если в долотах старых конструкций шариковый подшипник, кроме функции замка, воспринимал прямую осевую и радиальную нагрузки на опору, то в современных долотах он полностью разгружен от их восприятия. Осевая нагрузка обычно воспринимается подшипниками скольжения (упорный бурт, упорная пята), а радиальная - подшипниками скольжения или роликовыми подшипниками. Основная функция шарикового (замкового) подшипника - это восприятие обратной осевой нагрузки, отжимающей шарошку от стенки скважины, и ограничение осевого перемещения шарошки по цапфе лапы. Последнее особенно актуально в случае применения в опоре долота уплотнений торцового типа.

Из других замковых устройств, получивших применение в современных шарошечных долотах, необходимо отметить пружинное стопорное кольцо (Ring Lock) фирмы Hughes Christensen и резьбовое замковое устройство фирмы Reed.

Замковое устройство в виде пружинного стопорного кольца, преимущественно круглого сечения, было запатентовано фирмой Hughes Tool в начале 80-х годов и широко рекламировалось как альтернатива шариковому замковому подшипнику. Однако широкие промысловые испытания выявили недостаточную надежность подобного замкового устройства, особенно при повышенной частоте вращения долота. В настоящее время такие замковые устройства применяются фирмой Hughes Christensen лишь в долотах малого диаметра, для которых малые габариты данного замкового устройства по сравнению с шариковым подшипником более актуальны, чем в долотах большого диаметра.

Резьбовое замковое устройство фирмы Reed состоит из двух полуколец прямоугольного сечения со ступенькой, входящей в соответствующую канавку на цапфе лапы. Полукольца имеют наружную резьбу.

В шарошке выполнена ответная внутренняя резьба, в которую вворачиваются вложенные в канавку цапфы резьбовые полукольца. Фиксация полуколец на цапфе при наворачивании шарошки осуществляется при помощи специального инструмента, вводимого в отверстие со стороны спинки лапы, аналогичное отверстию под замковый палец в опоре с обычным шариковым подшипником. Затем это отверстие заглушают резьбовой пробкой или заваривают.

Для улучшения триботехнических характеристик подшипника скольжения, которым, по сути, является данное замковое устройство, резьбовые полукольца покрываются слоем серебра.

3.1.4 Промывочные устройства шарошечных долот

Большинство шарошечных долот, выпускаемых различными фирмами мира, имеют две основные схемы промывки - центральную или боковую (гидромониторную). При этом стандартной является боковая промывка через сменные гидромониторные насадки. Вариантами боковой промывки является промывка через мини удлиненные и удлиненные (приближенные к забою) насадки. При этом мини удлиненные насадки, имея длину, в 2,5 - 4 раза превосходящую длину стандартной насадки, взаимозаменяемы с ними по посадочным размерам, т.е. в одно гнездо гидромониторного канала долота может устанавливаться как стандартная, так и мини удлиненная насадка. Как стандартная, так и мини удлиненные насадки производства зарубежных фирм изготавливаются, как правило, из вольфрамокобальтового твердого сплава, обеспечивающего необходимую износостойкость насадок даже в условиях прокачки через них скоростных потоков промывочной жидкости с большим содержанием абразивных частиц.

Максимально удлиненные насадки состоят из стальных приварных патрубков, подводящих промывочную жидкость к забою скважины, на выходе которых установлены стандартные или мини удлиненные твердосплавные гидромониторные насадки. Наружные поверхности патрубков, обращенные к стенкам скважины для предохранения от абразивного износа, как правило, армируются износостойкой наплавкой на основе карбида вольфрама или (и) твердосплавными зубками.

В долотах диаметром более 200 мм может применятся комбинированная промывка, сочетающие боковые и центральную гидромониторные насадки. Использование центральной насадки предотвращает налипание породы на шарошки (сальникообразование), обеспечивает лучшую очистку забоя, что приводит к повышению механической скорости бурения.

Нефтяные компании Омана применяют в некоторых своих долотах комбинированную промывку через патентованные удлиненные щелевые боковые насадки и трехщелевую центральную насадку, направляющие струи промывочной жидкости между шарошками. Щелевые насадки изготавливаются из специального износостойкого легированного чугуна.

Вариантом боковой промывки является асимметричная схема промывки с использованием двух мини удлиненных насадок. При этом гидромониторный узел на третей лапе долота отсутствует, что дает увеличение площади проходного сечения вокруг долота и способствует более эффективному выносу шлама.

При всем существующем многообразии вариантов крепления гидромониторных насадок наибольшее распространение получили три способа:

1. Пружинным кольцом (фирмы Hughes Christensen, Reed и Varel), причем пружинное кольцо может устанавливаться, как открыто, у торца насадки (стандартный вариант), так и скрыто, в канавке насадки (вариант для осложненных условий бурения), что предохраняет его от размыва и выпадения.

2. Резьбовым переходником (фирма Smith).

3. Обводным шплинтом (гвоздем) - фирмы Security DBS,

4. Oman Oil Drilling.

Уплотненные насадки во всех случаях уплотняются резиновым кольцом круглого сечения.

3.2 Алмазный буровой инструмент

Алмазные долота предназначены для бурения скважин сплошным забоем. На торцевой части рабочей поверхности алмазных долот алмазные режущие элементы установлены по определенной схеме таким образом, что разрушение забойной поверхности происходит от оси до стенки скважины. Разрушенная порода удаляется с забоя буровым раствором, который поступает из внутренней полости бурильных труб в промывочные каналы долота и под его торцевую поверхность.

Алмазный буровой инструмент (АБИ) в соответствии с требованиями ГОСТ 26474 -- 85 изготавливается пяти типов:

М - для бурения мягких пород;

МС - для бурения мягких пород с пропластками пород средней твер¬дости;

С - для бурения пород средней твердости;

СТ - для бурения пород средней твердости с пропластками твердых пород;

Т - для бурения твердых пород.

По конструктивному исполнению АБИ подразделяются на инструмент матричного вида и со стальным корпусом. В АБИ матричного вида природные, синтетические и другие породоразрушающие элементы закреплены в износостойком матричном слое способом порошковой металлургии.

В АБИ со стальным корпусом породоразрушающие элементы из композиционного материала, изготовленного на основе природных, синтетических алмазов и алмазно-твердосплавных материалов в виде пластин и цилиндров, закреплены в стальном корпусе с помощью пайки или запрессовки.

Рисунок 3.8 - Алмазный буровой инструмент

3.3 Анализ работы долот при бурении под эксплуатационную колонну

3.3.1 Показатели работы долот фирмы «ВБМ-сервис»

Первым представителем алмазного бурового инструмента в моей работе является инженерное решение компании "ВБМ-сервис" - долото 215,9 МЗГВ.

Долото 215,9 МЗГВ - трех-шарошечное долото, опоры шарошек на подшипниках качения, промывка боковая, вооружение долота представлено вставными зубьями, 215,9 МЗГВ предназначено для бурения мягких абразивных пород. Стоимость долота 2420$.

Таблица 3.1 - Показатели работы долота 215,9 МЗГВ

№ долота	Интервал бурения	проходка, м	время	Мех.скор.м/ч	Тип ГЗД
	от	до
307	1100	1537	437	12,5	35,0	3ТСШ-195
317	1537	1850	313	11,0	28,5	3ТСШ-195
870	1935	2162	227	11,5	19,7	3ТСШ-195
258	1075	1410	335	12,0	27,9	3ТСШ-195
266	1410	1740	342	10,0	34,2	3ТСШ-195
178	680	1251	571	14,5	39,4	3ТСШ-195
174	1251	1497	246	8,5	28,9	3ТСШ-195
478	660	1350	690	14,0	49,3	3ТСШ-195
484	1350	1690	340	15,0	22,7	3ТСШ-195
492	1690	1740	200	12,5	16,0	3ТСШ-195
2480804	660	1318	658	13,0	50,6	3ТСШ-195

Как правило, долото 215,9 МЗГВ используется на первом долблении из под кондуктора, и втором, до глубины 1500 м, геологический разрез на данном интервале представлен наиболее мягкими породами. Средняя механическая скорость по шести рейсам составила 38,5 м/ч. Средняя проходка на одно долото 489,5 м. Стоимость метра проходки в этом интервале составила 4,94$.

Долото 215,9 СГВ - трех-шарошечное долото, с фрезерованными зубьями, с боковой промывкой, опоры шарошек на подшипниках качения, 215,9 СГВ предназначено для бурения средних неабразивных пород. Стоимость долота 1930$.

Рисунок 3.9 - Долото 215,9 СГВ

Суммарная проходка по 35-и рейсам равна 4313 м, расход долот 215,9 СГВ при бурении составил 35. Средняя проходка на долото составила 123 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 15,7$, средняя механическая скорость в интервале 1600-3000 м составила 12,6 м/ч.

Долото FD 355 M (215,9) - лопастное долото предназначено для бурения в мягких и средних малоабразивных породах. Допустимая частота вращения 60-400 об/мин. Стоимость долота составляет 14500$.

Суммарная проходка по 7-и рейсам равна 8365 м, расход долот FD 355 M (215,9) при бурении составил 5,1. Средняя проходка на долото составила 1640 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 8,84$, средняя механическая скорость в интервале 700-1200 м составила 13,8 м/ч.

3.3.2 Показатели работы долот фирмы «Smith»

Долото 215,9 PDC S91BHPX - поликристаллическое долото предназначено для направленного бурения мягких, средне-мягких пород. Режущая структура долота представлена пятью лопастями с 30 резцами: d-16мм (10шт.), d-19мм(20шт). Система промывки долота включает в себя 7 промывочных каналов для насадок серии 60N. Стоимость долота 55350$.

Таблица 3.2 - Показатели работы долота 215,9 PDC S91BHPX

№ долота	Тип и № ВЗД	Интервал бурения	Проходка м	Время бурения час	Время промыв, час	Vмех.б., м/час
№JS3712	Д3-195 №727	2465-2616	151	20	2	7,55
		2616-3108	492	43,5	7	11,3
		1680-2370	690	43,5	9,5	15,9
		2488-2548	60	5	3	12
		2608-2890	282	19	2,5	14,8
		1898-2034	136	12	3,5	11,3
		2390-2485	95	14	4	6,8

Суммарная проходка по 7-и рейсам равна 1906 м, износ долота 215,9 PDC S91BHPX (215,9) при бурении составил 42%. Средняя проходка на долота составила 4500 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 12,2 $, средняя механическая скорость в интервале 900-1500 м составила 11,4 м/ч.

Долото 215,9 PDC M75LPX - поликристаллическое долото предназначено для направленного бурения мягких, средне-мягких пород. Режущая структура долота представлена пятью лопастями с 30 резцами: d-16мм (10шт.), d-19мм(20шт). Система промывки долота включает в себя 6 промывочных каналов для насадок серии 60N. Стоимость долота 51250$.

Таблица 3.3 - Показатели работы долота 215,9 PDC M75LPX

№ долота	Тип и № ВЗД	Интервал бурения	Проходка, м	Время мех.бур час	Время промыв, час	Vмех.б., м/час
№JT9219	Д3-195 №704	2800-3080	280	15,5	4,5	18,1
		2615-2795	180	14	2	12,9
		1835-1855	20	3	-	6,7
	3ТСШ-195	1675-1740	65	5	3	13
	Д3-195 №704	2655-2880	225	17	1	13,2
		2475-2715	240	16	6	15

Суммарная проходка по 6-и рейсам равна 1010 м, износ долота 215,9 PDC M75LPX при бурении составил 22%. Средняя проходка на долота составила 4500 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 11,2 $, средняя механическая скорость в интервале 1700-3100 м составила 13,15 м/ч. Долото 215,9 PDC М516LHX - поликристаллическое долото предназначено для направленного бурения мягких, средне-мягких пород. Режущая структура долота представлена пятью лопастями с 30 резцами: d-16мм (10шт.), d-19мм(20шт). Система промывки долота включает в себя 6 промывочных каналов для насадок серии 60N.

Таблица 3.4 - Показатели работы долота 215,9 PDC М516LHX

№ долота	Тип и № ВЗД	Интервал бурения	Метраж м	Tмех.бур час	Т промыв, час	Vмех.б., м/час
№JT2577	Д 3-195 №704	2005-2200	195	10	1	19,5
		2358-2907	549	30	7	18,3
		1970 -2875	905	47	13	19,3
		2880 - 3340	460	27	4	17

Суммарная проходка по 4-м рейсам равна 2109 м, износ долота 215,9 PDC М516LHX при бурении составил 47%. Средняя проходка на долота составила 4500 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 11,5 $, средняя механическая скорость в интервале 2000-3300 м составила 18,5 м/ч. Долото 215,9XR - 3-х шарошечное долото. Цена 12000$.

Таблица 3.5 - Показатели работы долота 215,9XR

Интервал, м	Проходка, м	Тбур, час	Vмех, м/ч	Нагрузка Тн*с	№ долота
от	до
1517	1711	194	28	6,9	6-7	МТ5468
1711	1801	90	12	7,5	6-7	МТ5468
1882	2070	188	20,5	9,2	10	МТ5468
1125	1852,5	727,5	45,7	15,92	18	МТ 5468
1235,9	1398,9	163,0	10,0	16,3	15-20	МТ 7734
1398,9	1753,4	354,5	16,0	22,2	15-20	МТ 7734
1753,4	1793,6	40,2	4,0	10,1	15-20	МТ 7734

Суммарная проходка по 7-и рейсам равна 1740 м, расход долот 215,9XR при бурении составил 2. Средняя проходка на долота составила 878,5 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 13,6$, средняя механическая скорость в интервале 1200-1740 м составила 12,6 м/ч.

3.3.3 Показатели работы долот фирмы «Буринтех»

Долото ПК 215,9 М4 - 4-х лопастное поликристаллическое долото, предназначено для бурения в мягких и средних малоабразивных породах. Стоимость долота 8460$.

Таблица 3.6 - Показатели работы долота ПК 215,9 М4

№ долота	Интервал, м	Н, м	Тбур., ч	Vмех., м/ч	Двигатель
	от	до
656	520	1677	1157	33	35,1	А7П5
	1896	2422	526	34	15,5	Д3-195
	560	1600	1040	18	57,8	А7П5
723	1922	2250	328	14	23,4	Д3-195
	2372	2675	303	15	20,2	Д3-195
	2096	2550	454	19	23,9	Д3-195
	1800	2605	805	29	27,8	Д3-195
	2511	2758	247	27	9,1	Д3-195
748	2415	2692	277	20	13,9	Д3-195
	1910	2346	436	34	12,8	Д3-195
	2010	2600	590	28	21,1	Д3-195
	1938	2490	552	27	20,4	Д3-195
	2011	2440	429	20	21,5	Д3-195
	2120	2475	355	16	22,2	Д3-195
835	2682	2882	200	28	7,1	Д3-195
	2117	2895	778	65	12	Д3-195
	2131	2810	679	50	13,6	Д3-195
	1848	2189	341	15	22,7	Д3-195
	2292	2540	248	15	16,5	Д3-195
842	1950	2510	560	32	17,5	Д3-195
	2520	2740	220	11	20	Д3-195
	2211	2487	276	12	23	Д3-195
	2687	2815	128	6	21,3	Д3-195
	1786	2445	659	32	20,6	Д3-195
	2115	2540	425	22	19,3	Д3-195

Суммарная проходка в интервале 500 -1600 м равна 2197, расход долот ПК 215,9 М4 в этом интервале 0,5. Средняя механическая скорость составила 46 м/ч. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 1,9 $.

Суммарная проходка по 23-м рейсам в интервале 1800-2900 м равна 8604 м, расход долот ПК 215,9 М4 при бурении 4,5. Средняя проходка на одно долото составила 1912 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 4,42 $, средняя механическая скорость составила 18,2 м/ч.

Долото поликристаллического ПК 215,9 М5 - 5-и лопастное поликристаллическое долото, предназначено для бурения в мягких и средних малоабразивных породах. Стоимость долота 9700$.

Таблица 3.7 - Показатели работы долота ПК 215,9 М5

№ долота	Интервал, м	Н, м	Тбур., ч	Vмех., м/ч	Тип ГЗД
	от	до
435	2212	2520	308	14	22	Д3-195
	2471	2795	324	16	20	Д3-195
	2137	2622	485	19	25,5	Д3-195
	2138	2602	463	22	21	Д3-195
702	2433	2708	275	14	19,6	Д3-195
	2708	2743	35	2	17,5	Д3-195
	2177	2655	478	32	14,9	Д3-195
	2175	2685	510	23	22,1	Д3-195
	2310	2900	590	38	15,5	Д3-195
	1406	1950	544	12	45	3ТСШ-195
	2100	2402	302	36	8,4	Д3-195
798	1995	2647	652	24	27,2	Д3-195
	2110	2650	540	29	18,6	Д3-195
	1310	2010	700	32	21,9	Д3-195
708	1582	2460	878	35	25,1	Д3-195
	1948	2560	612	18	34	Д3-195
	1500	2010	510	20	25,5	Д3-195

Суммарная проходка в интервале 500-1900 м равна 4402, расход долот ПК 215,9 М5 в этом интервале 1. Средняя механическая скорость составила 42 м/ч. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 2,2 $.

Суммарная проходка по 60-и рейсам равна 30771 м, расход долот ПК 215,9 М5 при бурении 13. Средняя проходка на одно долото составила 2367 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 4,1 $, средняя механическая скорость в интервале 1500-2900 м составила 22,4 м/ч.

3.3.4 Показатели работы долот фирмы «Security DBS»

Долото 215,9 S84F - трех шарошечное долото, предназначено для бурения в мягких и средних малоабразивных породах. Стоимость долота 6000$.

Таблица 3.8 - Показатели работы долота 215,9 S84F

№ долота	Интервал бурения, м	Проходка на долото, м	Время мех. бурения, час	Ср. мех. скорость, м/ч	Тип ГЗД
	от	до
735469	2513	2967	454	50	9,1	Д2-195
	2 204	2 599	395	43	9,2
	3123	3265	145	22	6,6
728919	2 591	2 965	374	42	8,9	Д2-195
	2 677	3 025	348	48	7,3
	2620	3094	474	64	7,4
735480	2 274	2 538	264	26	10	Д2-195
	2 445	2 700	255	25	10
	2785	2993	208	22	9,5
	2660	3020	358	39	9,2
735483	2 746	3 049	303	30	10	Д2-195
	2578	3100	522	57	9,2
	2498	2714	216	42	5,1
	2710	2840	126	16,5	7,6
715470	2410	2725	315	41	7,8	Д2-195
	2762	2902	140	12,5	11,2
	2342	2590	248	20	12,4
	2464	2861	397	46	8,6
735484	2690	3002	312	29,5	10,6	Д2-195
	2827	3109	282	22	12,8
	2406	2724	318	32	9,9
	2113	2403	290	19	15,2
735479	2710	2914	204	20	10	Д2-195
	2629	2826	198	23,5	8,4
	2746	2986	240	34	7,1

Суммарная проходка по 33-м рейсам равна 9379 м, расход долот 215,9 S84F при бурении 9. Средняя проходка на одно долото составила 1042 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 5,7 $, средняя механическая скорость в интервале 2100-3200 м составила 9,1 м/ч.

Таблица 3.9 - Показатели работ буровых долот

Долото	Интервал	Ср. проходка, м	Мех. скорость, м/ч	Стоимость бурения 1м из учета цены на долото, $
215,9 МЗГВ	600	1500	489,5	38,5	4,94
	1500	2300	212	18,9	11,37
215,9 СГВ	1600	3000	123	12,6	15,7
FD355M (215,9)	1500	3000	1640	13,8	8,84
215,9 PDC S91BHPX	1700	3100	4500	11,4	11,4
215,9 PDC M75LPX	1700	3100		13,15	11,2
215,9 PDC М516LHX	2000	3300		18,5	11,5
215,9GF15	2000	2700	687	7,8	15,5
215,9XR	1200	2000	878,5	12,6	13,6
215,9 FG15	2000	2600	733	4,8	14,6
ПК 215,9 М4	500	1600	4394	46	1,9
	1800	2900	1912	18,2	4,42
ПК 215,9 М5	500	1900	4402	42	2,2
	1500	2900	2367	22,4	4,1

3.4 Экономическая эффективность применения долот

Строительство нефтяных и газовых скважин сложный технологический процесс. На строительство скважины оказывают влияние десятки геолого-технических условий, прогнозировать которые практически невозможно. Влияние всех этих факторов накладывают свой отпечаток при расчете экономической эффективности. Мною произведена попытка - создать упрощенную модель, в которой заложены только очевидные факторы при сравнительно равных остальных.

Внедрение новых долот с большей проходкой, повышенной механической скоростью бурения сокращают цикл строительства скважины.

Ввиду того, что в данной работе рассматривается применение новых долот при бурении под эксплуатационную колону Дк = 146 мм., экономический эффект будет рассмотрен в этом же интервале.

При первом долблении из под кондуктора (h=753м) приходится разбуривать цементный стакан, ЦКОД и башмак предыдущей колонны, это может отрицательно сказаться на дорогих лопастных долотах, поэтому используется относительно недорогое долото 215,9 МЗГВ, фирмы ВБМ-сервис, которое имеет достаточно высокую проходку и механическую скорость в этом интервале.

Глубина после первых двух долблений:

h₃=h_K+2*h_СРД м, (3.1)

где h_K - глубина установки кондуктора, м;

h_СРД - средняя проходка на долото м (см. табл. (7.2.12.));

2 - количество долблений.

H=753+2*489,5=1732 м.

Таблица 3.10 - Сравнительная стоимость бурения

Долото	Интервал	Ср. проходка, м	Мех. скорость, м/ч	Стоимость1м,$	Время СПО +ПЗР+бурение, час	КоличествоСПО для смены долота, без учета первых двух	Стоимость 1 метра проходки,руб
215,9 МЗГВ	600	1500	489,5	38,5	4,94	115	7	36263
	1500	2300	212	18,9	11,37
215,9 СГВ	1600	3000	123	12,6	15,7
FD355M (215,9)	1500	3000	1640	13,8	8,84	80	1	24968
215,9 PDC S91BHPX	1700	3100	4500	11,4	11,4	96	1	30696
215,9 PDC M75LPX	1700	3100		13,15	11,2	84	1	28108
215,9 PDC М516LHX	2000	3300		18,5	11,5	61	1	23924
215,9XR	1200	2000	878,5	12,6	13,6	87	2	32752
Продолжение таблицы 3.10
ПК 215,9 М4	500	1600	4394	46	1,9	62	1	16877
	1800	2900	1912	18,2	4,42
ПК 215,9 М5	500	1900	4402	42	2,2	51	1	14447
	1500	2900	2367	22,4	4,1
215,9 S84F (Security DBS)	2100	3200	1042	9,1	5,7	117	1	29404

Анализ полученных данных показывает, что наибольшую экономическую эффективность имеют долота производства фирмы «Буринтех» - ПК 215,9 М5 и ПК 215,9 М4, которые обеспечивая высокую механическую скорость, обладая высокой износостойкостью и относительно небольшой ценой, позволят уменьшить время строительства скважины на месторождении Фахуд на 64 часа.

Поинтервальная долотная программа на бурение эксплуатационной скважины на месторождении Фахуд представлена в табл. 7.3.2.

Таблица 3.11 - Типоразмеры долот по интервалам бурения

Интервал, метр	Типоразмер долота
0 - 50 50 - 905 950 - 1740	III 393,7 - СЦВ III 295,3 СЗ-ГВ III 215,9 МЗ-ГВ

3.5 Основные выводы

1. В данной работе проведен анализ работ буровых долот на территории западной Сибири, наиболее распространенных мировых и отечественных производителей: фирмы «Smith», «Security DBS», «ВБМ-сервис» и «Буринтех».

2. Обладая высокой износостойкостью и работоспособностью лопастные поликристаллические долота обеспечивают повышенную механическую скорость бурения, сокращая цикл строительства скважины, а следовательно уменьшая себестоимость 1 метра проходки и повышая рентабельность предприятия.

3. Определен экономический эффект от использования отечественной фирмы «Буринтех» лопастных поликристаллических долот серии ПК 215,9 М5

4. Составлена поинтервальная долотная программа на бурение скважины на месторождении Фахуд.

4. Расчет экономической эффективности от использования лопастных поликристаллических долот на месторождении Фахуд

4.1 Аннотация

Лопастные поликристаллические долота с двойным рядом вооружения 215,9 М-4 и 215,9 М-5 отечественной фирмы «Буринтех» предназначены для турбинного бурения пород средней твердости. Четырехлопастные долота уступают по проходке и механической скорости пятилопастным долотам 215, М-5

Экономический эффект применения долота 215 М-5 обеспечивается за счет повышения механической скорости проходки, при том, что четырехлопастные долота по проходке не уступают пятилопастным долотам за счет двойного ряда вооружения расположенного за основным рядом, но использование пятилопастных долот объясняется тем, что они более управляемы по сравнению с четырехлопастными.

4.2 Методика расчета

Основным обобщающим показателем, характеризующим эффективность мероприятия, является показатель экономического эффекта. В нем находят отражение частные показатели эффективности: производительность труда, фондоотдача, материалоемкость и энергоемкость производства, показатели технического уровня производства и качества продукции. Показатель экономического эффекта (Эт) на всех этапах оценки мероприятия определяется как превышение стоимостной оценки результатов (Рт) над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов (Зт) за весь срок осуществления мероприятия (Т):

Эт = Рт - Зт. (4.1)

При определении стоимостной оценки результатов и затрат по мероприятию возможны два основных направления.

Первое, когда использование мероприятия позволяет увеличить объем производимой продукции. В этом случае Рт представляет собой прирост произведенной продукции, оцененной в оптовых ценах предприятия. Зт складываются из затрат на производство дополнительной продукции и затрат на осуществление мероприятия.

Второе, когда использование мероприятия изменяет технико-экономические показатели существующего производства за счет его реконструкции, модернизации, изменения техники и технологии отдельных элементов производства, совершенствования его организации, управления и т.д. В этом случае, если не изменяется объем производимой продукции, то Рт выражают суммой, на которую уменьшаются затраты на производство продукции. При изменении объема производства величина учитывает изменение объема продукции в оптовых ценах предприятия. Величина Зт во втором варианте представляет собой стоимость всех ресурсов, израсходованных на реализацию мероприятия.

1) Расчет станко-месяцев:

, (4.2)

где t - время в часах.

2) скорости бурения:

Механическая скорость бурения, м/ч

, (4.3)

где - проходка, метры;

- время механического бурения, ч.

Рейсовая скорость бурения, м/ч

(4.4)

где - время механического бурения, час;

- время СПО;

- время наращивания.

Коммерческая скорость бурения, м/ст.-мес.

, (4.5)

где - календарное время бурения, ст-мес.

Техническая скорость бурения, м/ст.-мес.

, (4.6)

где - производительное время бурения, ст-мес.

3) Расчёт проходки на долото, м/долото:

, (4.7)

где - глубина скважины;

- число долот на скважину.

4) Годовой объём проходки:

Строительство скважин в год

, (4.8)

где 8760 - часов в году;

- календарное время бурения.

Расчёт годового объема проходки, м

, (4.9)

где - число скважин в год.

5) Налог на прибыль:

Налог на прибыль рассчитывается как произведение налогооблагаемой прибыли на ставку налога (20%)

6) Налог на имущество:

Налог на имущество рассчитывается как произведение основного и оборотного капитала на ставку налога (2,2 %)

7) Чистая прибыль:

Чистая прибыль рассчитывается как разность между налогооблагаемой прибылью () и налогами на прибыль () и имущество():

, (4.12)

8) Экономический эффект бурения:

, (4.13)

где - изменяющиеся эксплуатационные расходы на бурение скважин;

- годовой объем проходки.

4.3 Расчет экономического эффекта от использования алмазного долота с двойным рядом вооружения БИТ 215,9 М-5 по сравнению с алмазным долотом БИТ 215,9 М -4

Расчет выполнен на примере условий бурения на месторождении Фахуд. Расчет представлен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Исходные данные и расчет экономического эффекта

Показатели	Варианты	Источник информации
	Базисный вариант ПК 215,9 М-4	По проекту ПК 215,9 М-5
1. Цель бурения	эксплуатация	Стр. 22
2. Способ бурения	турбинный	Табл. 2.12
3 Вид привода	дизельный	Стр. 98
4. Глубина скважины, м	2700	Стр. 22
5. Интервал бурения, м	1732-2700	Табл.4.9
6. Коммерческая скорость, м/ст-мес	5777	расчет	Табл.4.12
7. Проходка на долото, м	2367	1912	Табл.4.9
10.Механическая скорость, м/час	18,2	22,4	Табл.4.9
11. Нормативное время на один рейс СПО, ч.	7,10	7,10	ЕНВ на бурение
12. Время по норме на 1 ПЗР, час	2,41	2,41	ЕНВ на бурение
16. Себестоимость 1м проходки, руб	32921	расчет	Смета на бурение
17. Себестоимость 1 часа бурения, руб	87896	87896	Смета на бурение
18. Цена долота с учетом ТЗР, руб	450000	50000	ООО НПП БУРИНТЕХ

4.4 Расчет экономической эффективности

Экономическая эффективность рассчитывается в таблице 4.2 и помогает наглядно предоставить данные об эффективности предложенного метода.

Таблица 4.2 - Расчет показателей бурения

Показатели	Варианты
	Базисный вариант (ПК 215,9 М 4)	По проекту (ПК 215,9 М5)
1	2	3
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
1.Цель бурения	Эксплуатационный
2.Способ бурения	Турбинный
3.Вид привода	Дизельный
4.Глубина скважины, м	2700
5.Интервал бурения, м	1732-2700
6.Скорость бурения, м/ст.-мес.	5777	расчет
7.Себестоимость 1м проходки, руб/м	32921	расчет
8.Проходка на долото, м	1912	2367
9.Механическая скорость проходки, м/ч	18,2	22,4
10.Время на один рейс СПО, час	7,10
11.Время ПЗР на один рейс, час	2,41
12.Цена долота, руб	450000	500000
2. РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ
13.Проходка в интервале, м	968
14.Количество долот, шт.	968/1912=0,50	968/2367=0,41
15.Время мех. бурения, час	968/18,2=53,18	968/22,4=43,21
16.Время СПО, час	0,507,1=3,55	0,41 7,1=2,91
17.Время ПЗР, час	0,502,41=1,22	0,412,41=0,98
ИТОГО:	57,95	47,10
18.Экономия времени, час		57,95-47,10=10,85
19.Себестоимость часа эксплуатации БУ, руб/час	87896
20.Скорость бурения, м/ст.-мес. - станко-месяцы - календарное время	5777 968/5777=0,17 0,17*720=122,4	6050 968/0,16=6050 111,55/720=0,16 122,4-10,85=111,55
21.Годовой объем проходки: - скважин	365*24/122,4=71,56	8760=365*24/111,55=78,52
- метров	71,56х968=69270	78,52х968=76007
3. РАСЧЕТ ГОДОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ
22.Изменяющиеся эксплуатационные затраты, в рублях:
- долота	4500000,5=225000	5000000,41=205000
- мех. бурение, СПО, ПЗР	8789653,18=4674309	8789643,21=4266471,8
ИТОГО:	4899309	4471471
23.Экономия себестоимости метра проходки, руб/м:	-	-
24.Экономия эксплуатацион-ных затрат, руб.	-	4899309-4471471=427838
- в интервале	-	427838:968=441,98
- в среднем по скважине	-	427838/2700=158,45
25.Себестоимость метра проходки	32921	32921-441,98=32479,02
4. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА
26.Годовой экономический эффект, руб.	-	158,45*76007=12043309,15
27.Экономический эффект на долото, руб	-	158,452367=375051,15
28.Налог на прибыль, руб.	-	12043309,15х 0,20= 2408661,83
29.Налог на имущество, руб.	-	500000 0,022 = 11000
30.Прибыль чистая, руб.	-	12043309,15-2408661,83-11000= 9623647,32
31.Срок окупаемости дополнит. вложений, лет		205000/9623647,32=0,021 7,77 сут- 8 сут

Технико-экономические показатели бурения представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Технико-экономические показатели проекта бурения скважины на месторождении Фахуд долотами ПК

Показатели	Базисный вариант (ПК 215,9 М 5)	По проекту (ПК215,9 М-4)
1.Глубина скважины, м	2700
2.Интервал бурения, м	1732-2700
3.Коммерческая скорость,м/ст. - мес.	5777	6050
4.Годовой объем буровых работ: - метров -скважин		76007 78,52
5.Эксплуатационные затраты изменяющиеся, тыс. руб.: - бурение	225000	205000
- долота	4674309	4266471,8
ИТОГО:	4899309	4471471
6.Себестоимость 1м проходки, руб.	32921	32479,02
7.Экономический эффект в расчете, тыс. руб.:		12043309,15
- на скважину		375051,15
- на годовой объем проходки		12043309,15
8.Налоги, тыс. руб.		2419661,83
9.Прибыль чистая, тыс. руб.		9623647,32
10.Срок окупаемости дополнительных кап. вложений, лет		205000/9623647,32=0,021 7,77 сут- 8 сут

4.5 Графическая часть

Графическая часть дипломной работы представлена диаграммами, где отражены следующие показатели: коммерческая скорость (Диаграмма 4.1), проходка на долото (Диаграмма 4.1), механическая скорость (Диаграмма 4.1) и себестоимость одного метра проходки (Диаграмма 4.1).

Рисунок 4.1. Коммерческая скорость, м/ст.-мес.

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Безопасность в рабочей зоне

5.1.1 Анализ опасных и вредных факторов

Вопросам охраны труда в правилах техники безопасности Республики Оман отводится особое место. В ней говорится, что Республика Оман заботится об улучшении условий и охране труда, его научной организации о сокращении, а в дальнейшем и о полном вытеснении тяжелого физического труда на основе комплексной механизации и автоматизации производственных процессов во всех отраслях народного хозяйства.

В нефтяной и газовой промышленности при неправильной организации труда и производства не соблюдении мероприятий по проводке скважин возможны следующие опасности:

* Механические травмы;

* Поражение электрическим током;

* Пожары;

* Взрывы;

* Ожоги.

Также возможно появление следующих вредностей:

* Климатические условия;

* Шум;

* Вибрация;

* Повышенная освещенность;

* Запыленность и загазованность.

Механические травмы - возможны во время СПО, падения с высоты различных предметов, а также деталей вышки и обшивки буровой, недостатки в содержании рабочего места, отсутствие ограждений движущихся частей бурового оборудования, применение опасных приемов труда и т.д.

Поражение электрическим током - возможно из-за доступности прикосновения к токоведущим частям, отсутствия защитного заземления, не применения защитных средств при обслуживании электроустановок.

Пожары - возникают вследствие взаимодействия открытого огня с огнеопасными веществами (нефть, газ и т.д.), так как территория может быть замазучена.

Источниками пожара на буровой могут служить: короткое замыкание, перегрев проводки; открытый огонь; удар молнии; статическое электричество.

Взрывы - возможны:

* при наличии сосудов под давлением;

* при наличии источника зажигания (открытый огонь, короткое замыкание);

* Ожоги - возможны вследствие небрежного хранения и обращения с химическими реагентами, открытым огнем и горючими материалами, от электрического тока.

5.1.2 Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов

Механические травмы. Для устранения причин возникновения механических травм необходимо все работы проводить согласно инструкции по технике безопасности, принятой на территории Республики Оман. Кроме того, необходимо:

* оградить вращающиеся части механизмов;

* обеспечить машинные ключи страховочными канатами;

* проводить своевременно инструктажи по технике безопасности.

* при ремонте должны вывешиваться знаки оповещающие о проведении ремонтных работ;

* весь рабочий персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты (касками, спецодеждой, рукавицами и т. д.)

* проведение проверки состояния ремней, цепей, тросов и их натяжения;

* проведение плановых и неплановых проверок пусковых и тормозных устройств;

* при работе на высоте рабочий должен быть обеспечен страховым поясом.

Буровая вышка должна быть обеспечена маршевыми лестницами (угол падения их не более 60°,ширина 0,7 м). Между маршами лестниц следует устроить переходные площадки. Расстояние между ступеньками по высоте не более 25 см, они должны иметь уклон внутрь 2ч5°. С обеих сторон ступени должны иметь планки или бортовую обшивку, высотой 15 см. Пол должен быть сделан из рифленого металла, исключающего возможность скольжения.

В конструкции грузоподъемных механизмов обязательно должны быть предусмотрены системы защиты (блокировка, дублирование тормозов и т.д.), которые также подлежат испытанию.

Поражение электрическим током. Предупреждение на объектах электротравматизма достигается выполнением следующих мероприятий:

* обеспечение недоступности прикосновения к оголенным токоведущим частям, находящимся под напряжением;

* применение блокировочных устройств;

* применение защитного заземления буровой установки;

* применение изолирующих, защитных средств (резиновые перчатки, боты, инструмент с изолированными ручками) при обслуживании электроустановок;

* допускать к работе специально обученных лиц, имеющих группу по электробезопасности не ниже IV.

Расчет контура заземления.

Взрывы. Во избежание возникновения взрывов при производстве буровых работ необходимо:

* Все сосуды, работающие под давлением, должны быть испытаны на давление, превышающее рабочее с учетом коэффициентов запаса прочности, приведенных в табл. 4.1.1.

* Также должны быть установлены различные контрольно-измерительные приборы (манометры, датчики), защитная аппаратура и таблички, говорящие о величине давления, под которым находится сосуд.

* Необходимо постоянно следить за исправностью контролирующих приборов.

Ожоги. Для избежания ожогов от электрического воздействия необходимо изолировать все токоведущие части. Для того, чтобы избежать ожогов от химических веществ, необходимо эти вещества перемещать на тележках. Во избежание ожогов от открытого огня необходимо не замазучивать спецодежду и не подходить близко к источнику огня.

Климатические условия. Работа на буровой сопряжена с работой на открытом воздухе, что приводит к заболеваниям рабочего персонала. Для предупреждения заболеваний необходимо предусмотреть:

* Выдача спецодежды в зависимости от характера работ и времени года;

* Укрытие рабочих мест и места для обогрева;

* Чередование труда и отдыха;

* Запрет на работу при ненормальных метеоусловиях.

Шум. Шум на рабочем месте не должен превышать 85 дБА и соответствовать принятым требованиям. Для уменьшения шума на объекте используются как индивидуальные (наушники, вкладыши, шлемы), так и коллективные средства защиты. К коллективным средствам защиты относятся: пневмоударники, звукоизоляция и звукопоглощение, а также предусматривается установка кожухов и глушителей.

Вибрация. Для борьбы с вибрацией на объекте производят балансировку, установку амортизаторов, виброфундамент, увеличивают массу основания. При коллективных средствах защиты используют амортизационные подушки в соединениях блоков, оснований, эластичные прокладки, виброизолирующие хомуты на напорных линиях буровых насосов. В качестве индивидуальных средств защиты применяются: специальные виброгасящие коврики под ноги у пультов управления различными механизмами, виброобувь и виброрукавицы. Вибрация при частоте 16 Гц не должна превышать амплитуду 0ч28 мм.

Освещение должно равномерно распределять яркость, быть постоянным во времени, без пульсации, иметь спектр близкий к естественному. На буровой используется естественное и искусственное освещение, а также предусмотрено и аварийное.

Нормы освещенности на рабочих местах должны иметь следующие значения:

* ротор - 100 лк;

* полати верхового рабочего - 50 лк;

* приемный мост - 30 лк.

Насосное помещение:

* пусковые ящики - 50 лк;

* буровые насосы - 25 лк.

Запыленность и загазованность. Для контроля запыленности и загазованности используют специальные приборы (газоанализаторы). Количество вредных примесей в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно-допустимых концентраций.

Для исключения нежелательных последствий от запыленности и загазованности используются: индивидуальные средства защиты (респираторы, противогазы) и коллективные средства защиты (вентиляция). Работа с вредными веществами должна выполняться в соответствии с установленными правилами, в России аналогичный ГОСТ называется ''Вредные вещества, классификация и общие требования безопасности''. Склад химреагентов необходимо располагать по розе ветров.

5.1.3 Пожарная безопасность

Для непосредственного надзора за противопожарным состоянием на буровой перед началом бурения должна быть создана пожарная дружина из членов буровой бригады.

Все производственные, подсобные и жилые помещения должны иметь подъездные пути и не должны располагаться в близи емкостей с горючими материалами и складов лесоматериалов.

Территория буровой должна быть очищена от мусора и не следует допускать замазучивания территории. В целях предотвращения пожара на буровой запрещается:

* располагать электропроводку на буровой вышке в местах ее возможного повреждения буровым инструментом;

* хранение ГСМ в металлических емкостях ближе 20 метров от буровой установки.

Буровая установка должна быть обеспечена средствами пожаротушения.

Противопожарные щиты должны располагаться: в насосной (у входа на буровую), в котельной, в роторном сарае и на складе ГСМ. На территории должны быть установлены пожарные щиты.

Каждый пожарный щит укомплектован следующим образом:

огнетушитель пенный - 2 шт.;

лопата - 2 шт.;

багор - 2 шт.;

топор - 2 шт.;

ведро - 2 шт.;

ящик с песком - 1 шт.;

кашма 2Ч2 м - 1 шт.;

бочка с водой 200 л - 1 шт.

Для исключения возгорания по причине короткого замыкания в электромеханизмах должны использоваться предохранители.

В электросетях необходимо использовать провода с достаточно большим сечением, чтобы исключить возможность возгорания от перегрева проводки.

Для исключения возможного возгорания от статического электричества производится установка защитного заземления.

5.2 Охрана окружающей среды

Учитывая, что нефтяная промышленность в силу своей специфики является отраслью загрязнителем, где все технологические процессы могут вызывать нарушение экологической обстановки, необходимо уделять большое внимание охране окружающей среды.

С целью сбора отработанного бурового раствора, сточных вод, ГСМ, химических реагентов в процессе бурения скважины, снижения до минимума их фильтрации в почву, а также повышения противопожарной безопасности и промсанитарии, необходимо обеспечить выполнение следующих мероприятий:

* размеры земельных амбаров должны быть строго соблюдены, так как эти емкости должны обеспечить сбор отработанного бурового раствора, сточных вод и выбуренной породы (шлама) на весь период строительства скважины;

Охрана окружающей среды при бурении и креплении скважины. На данном этапе строительства скважины должны выполняться следующие мероприятия:

* с целью предотвращения в аварийных ситуациях, открытого фонтанирования и загрязнения нефтью прилежащих территорий, устье скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием

* транспортировку неупакованных сыпучих материалов осуществлять специальным транспортом (цементовозы, смесительные машины);

* транспортировку жидких веществ (нефть, химреагенты, ГСМ и др.) осуществлять только в цистернах или специальных емкостях;

* образующиеся во время СПО переливы бурового раствора и сточные воды, после мытья пола буровой или оборудования, должны стекать в шламовый амбар.

Охрана недр. Для надежной охраны недр в процессе бурения скважины должны выполняться следующие мероприятия:

* строго соблюдать разработанную конструкцию скважины, которая обеспечивает изоляцию водоносных горизонтов и перекрытие интервалов поглощения бурового раствора;

* создать по всей длине обсадной колонны прочное цементное кольцо с целью исключения перетоков пластовых вод из одного пласта в другой;

* при ликвидации скважины установить под последним объектом цементный мост высотой 50 метров.

Заключение

В ходе выполнения дипломной работы приведены расчеты и обоснования по всем вопросам, поставленным в техническом задании.

Приведены развернутые географо-экономические характеристики района работ, характеристики нефтеносности и водоносности месторождения, геологические условия разреза.

В технологической части проекта обоснован выбор турбинного способа бурения эксплуатационного интервала. Далее произведено обоснование выбора одноколонной конструкции скважины рассчитаны диаметры обсадных колонн Разработаны режимы бурения для всех интервалов: приведено обоснование класса и типоразмера долот, расчет осевой нагрузки на долото, расчет частоты вращения долота. Осуществлен выбор забойных двигателей для всех интервалов. Спроектированы компоновки низа бурильной колонны и выполнен расчет бурильной колонны. Обоснован тип очистного агента и расчет его необходимого расхода, приведена рецептура бурового раствора, произведен гидравлический расчет промывки скважины, приведено обоснование критериев рациональной отработки долот. Разработаны мероприятия по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины. Произведен выбор буровой установки и расчет её параметров эксплуатации.

В части описывающей вспомогательные цехи и службы дана характеристика ремонтной и энергетической баз, водоснабжения и приготовления раствора. Также транспортного сообщения, связи и диспетчерской службы, культурно-бытового обслуживания.

В четвертой части описаны вопросы безопасности жизнедеятельности и конкретно безопасности в рабочей зоне, действия при чрезвычайных ситуациях.

В пятой части рассмотрены вопросы по охране окружающей среды, приведены мероприятия по снижению вредного воздействия от производства.

В специальной части проекта проведен анализ работ долот наиболее распространенных производителей, фирмы «Smith», «Security DBS», «Буринтех» и «ВБМ-сервис». Рассчитана экономическая эффективность долот и произведен выбор долот на бурение скважины на месторождении Фахуд.

геологический бурение скважина месторождение

Список используемых источников

1. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник - М.: Недра, 2012. - 294 с.

2. Рязанов В.И. Направленное бурение глубоких скважин: Практическое пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2009. - 84 с.

3. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М: Ростехнадзор, 2009. - 160 с.

4. Рязанов В.И., Баранов А.Н., Борисов К.И. Расчет бурильных колонн: Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2009. - 68 с.

5. Зиновьев Ю.С. Технология бурения скважин. АГТУ,2012г.

6. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и полезные ископаемые: Справочное пособие/Под ред. А.Г. Калинина. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2011. - 450 с.

7. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 2010. - 360 с.

8. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. - М: Недра, 2011. - 340 с.

9. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. - М: ВНИИТнефть 2012 - 194с.

10. Лукьянов В.Т., Воевода Р.Б. Заканчивание скважин. - М.: Недра, 2009. - 205с.

11. Данюшевский В.С. Алиев Б.Г. Справочное руководство по тампонажным материалам. - Томск: Изд. ТПУ, 2010 - 68с.

12. Булатов А.И. Аветистов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 4 кн. - М.: Недра, 2013.

13. Инструкция по технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов. - М.: ВНИИТнефть, 2012. - 163 с.

14. Соловьёв Е.М. Заканчивание скважин.- М.: Недра, 2009.-303 с.

15. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении: Справочное пособие. - М.: Недра, 2011. - 333 с.

16. Денисов П.Г. Сооружение буровых: Учебник для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве. - М.: Недра, 2010. - 397 с.

17. Ширков А.И. Охрана труда в геологии. - М.: Недра, 2011. - 235 с.

18. Охрана окружающей среды / Под ред. Брылова С.А. - М.: Высшая школа, 2010. - 272 с.

Размещено на Allbest.ru