Скорость наоса	Производительность насоса Q, л/с	Рабочее давление, МПа
I	2,3	24
II	4,3	19
III	8,1	10
IV	14,5	6



Рассчитывается число применяемых агрегатов на каждом этапе цементирования и заносится в табл. 2.16.

Таблица2.16 Режимы работы цементировочных агрегатов

Вид жидкости	Объем, м3	Число агрегатов	Скорость агрегата	Время закачки, сек
Буферная	61	5	IV	842
Тампонажная (гельцемент)	77,2	5	IV	1065
Тампонажная (цементный раствор)	7,4	1	IV	510
Продавочная	2,2 14,2 26,8 0,9	4 4 4 1	IV III II II	38 438 1558 210

По условию (2.136):

1065+510+38+438+1558+210+600 <0,75 6300

4419 <4725

Условие выполняется, следовательно расчет проведен правильно и режимы работы цементировочных агрегатов выбраны точно.

2.13 Технология спуска обсадных колонн и цементирования

Спуск обсадной колонны - весьма ответственная операция. До начала спуска должны быть закончены все исследовательские и измерительные работы в скважине, тщательно проверено состояние бурового оборудования и инструмента, соответствие грузоподъемности вышки и талевой системы весу подлежащей спуску колонны, подготовлен ствол скважины.

За несколько дней до спуска колонны на буровую завозятся обсадные трубы, элементы технологической оснастки и необходимый дополнительный инструмент, тщательно проверенные и испытанные на базе, а так же специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких температурах, возможных в скважине.

На буровой обсадные трубы вновь осматривают, проверяют овальность жесткими двойными шаблонами соответствующих диаметров; трубы, поврежденные при транспортировке и с повышенной овальностью, отбраковывают, а годные сортируют по группам прочности, толщине стенок и видам резьбовых соединений и укладывают на стеллажи в порядке, противоположном определенности спуска их в скважину. При укладке каждую трубу нумеруют, измеряют её длину; номер трубы, её длину и нарастающую длину колонны записывают в специальный журнал.

По данным каверно- и профилеграмм выявляют участки сужений ствола скважины, а по инклинограммам - участки резкого искривления. Эти участки тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью не более 35 - 40 м/ч и расширяют до номинального диаметра. При проработке целесообразно применять ту же компоновку низа бурильной колонны, которую использовали для бурения последнего интервала скважины, особенно если условия бурения сложные - калибруют: спускают бурильную колонну, низ которой имеет примерно такую же жесткость, как и подлежащая спуску обсадная колонна, и следят за успешностью прохождения такой компоновки до забоя. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывают с несколько меньшей скоростью. По окончании калибровки скважину тщательно промывают в течении одного-двух циклов циркуляции. При проработке применяют промывочную жидкость с минимальным показателем фильтрации, низкими значениями статического и динамического напряжений сдвига и пластической вязкости, а также с хорошими смазочными характеристиками.

При подъеме бурильной колонны после проработки или калибровки измеряют ее длину и уточняют длину скважины; при этом надо учитывать, что действительная длина скважины больше суммарной измеренной длины поднятых из нее бурильных труб на величину удлинения колонны.

К спуску колонны приступают сразу же, как только закончен подъем бурильных труб после промывки скважины [15].

Обсадную колонну спускают с помощью механизированных клиньев и одного элеватора.

ВНИИКРнефть рекомендует поддерживать среднюю скорость спуска каждой трубы эксплуатационной колонны не более 1 м/с, а ниже башмака кондуктора - не более 0,4м/с.

При спуске колонны нужно контролировать полноту её заполнения промывочной жидкостью через обратный клапан, следя за объемом жидкости, вытекающей из скважины, и нагрузкой на крюке. После спуска каждых 500…800 м труб необходимо делать промежуточные промывки, чтобы освежить жидкость в скважине, удалить скопившийся шлам и уменьшить опасность газирования.

После окончания спуска колонну оставляют подвешенной на талевой системе, а скважину тщательно промывают; при этом колонна не должна упираться в забой [16].

Перед началом цементирования смонтированную обвязку линии высокого давления агрегатов подвергают гидравлической опрессовке давлением, величина которого в 1,5 раза превышает максимально ожидаемое давление при цементировании. Расстановку и обвязку цементировочного оборудования осуществляют по одному из вариантов типов схем. Цементировочные агрегаты в пределах площадки буровой необходимо располагать горизонтально, мерными емкостями к буровой и по возможности ближе к устью скважины. Закачивание затворяемого раствора в скважину начинается лишь после стабилизации режима работы цементосмесительных машин.

После окончания промывки скважины на верхний конец обсадной колонны наворачивается специальная цементировочная головка, в нашем случае ГУЦ 140-146х400-1, рассчитанная на максимальное давление 40 МПа, боковые отверстия которой с помощью трубопроводов соединяют с цементировочными агрегатами. Затем внутрь колонны закачивают буферную жидкость, тампонажную смесь, разделительную пробку и продавочную жидкость.

Необходимо выполнять следующие контрольные операции: осуществлять замеры плотности тампонажных растворов с помощью ареометров; замерять давление, развиваемое агрегатами и контролировать их с помощью манометров высокого давления; определять текущий объем закачиваемой в скважину жидкости; визуально контролировать характер циркуляции на устье скважины.

Как только пробка сядет на ЦКОД и остановится, давление начнет резко возрастать. Это служит сигналом для прекращения закачки продавочной жидкости; все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок необходимый для превращения тампонажного раствора в камень.

Величина давления «стоп» должна превышать максимальное значение давления в конце цементирования на2,0 - 2,5 МПа и составлять не более 80% от давления опрессовки обсадных труб перед спуском в скважину [16].

После образования в заколонном пространстве цементного камня с достаточной прочностью выполняют следующие работы:

1. Спустя примерно сутки, но не ранее срока конца схватывания, стравливают избыточное давление в обсадной колонне и в заколонном пространстве, если оно сохранилось до этого;

2. Определяется положение кровли цементного камня в заколонном пространстве и оценивают качество цементирования (полноту замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, наличие контакта между обсадной колонной и камнем, камнем и стенками скважины) с помощью акустического каротажа;

3. Путем опрессовки проверяется герметичность обсадной колонны, колонной головки и зацементированного заколонного пространства. Продавочная жидкость в колонне предварительно заменяется на воду. При опрессовке внутреннее давление в любом сечении колонны должно не менее чем на 10% превышать наибольшее ожидаемое давление в период испытания, освоения или эксплуатации скважины.

Колонну признают герметичной в том случае, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделения газа на устье и если в период выдержки колонны под давлением последнее в течении 30 минут снижается не более чем на 0,5 МПа

Все расчетные данные и мероприятия, предусмотренные проектом во время крепления скважины, заносятся в паспорт.

Паспорт на крепление скважины 1136 куста 38 Игольско-Талового месторождения эксплуатационной колонной 146 мм.

Данные о скважине и задание на ее крепление.

1. Забои скважины 3105 м.

2 .Глубина спуска колонны 3100 м.

3.Глубина спуска кондуктора диаметром 0,245 м 650 м.

4. Номинальный диаметр ствола скважины 0,2159 м.

5. Параметры бурового раствора: согласно ГТН .

6. Максимальное ожидаемое пластовое давление на глубине3105 м 28,5 МПа

7. Максимальное ожидаемое давление в колонне на устье при цементировании Р = 24 МПа

1. Подготовительные работы перед спуском колонны.

1.1. Подготовить, завезти на буровую и уложить в порядке спуска в скважину необходимое количество обсадных труб (по п. 2 1), спрессованных давлением 25МПа и дополнительно (с учетом 3% запаса на случай отбраковки) 90 метров трубы типа 146-Е -7,0 ОТТМА (ГОСТ 632-80).

Ответственные БПО БР.

1.2. Завезти на буровую и подготовить к спуску элементы технологической оснастки эксплуатационной колонны:

Башмак БК - 146, шт. 1

Обратный клапан ЦКОД - 146, шт. 1

Фонари ЦЦ - 2 - 146,шт. 11

Турбулизатор ЦТ - 146 , шт. 5

Скребок СК - 146 , шт. 10

Ответственные БПО БР.

1.3.Завезти на буровую необходимое количество тампонажных материалов:

Тампонажныи портландцемент ПЦТ-100 145т .

Бентонит 41 т.

Предварительно провести лабораторные исследования.

Затарить смесительную технику согласно таблицы:

Количество УС-6-30	Цемента на один УС-6-30 ,т	Бентонит, т
4 1	12,125 16	4 0
5	64,5	16

Ответственные: БПО, ЛГР, ЦТР

1.4. Подготовить к работе тампонажную технику:

цементировочные агрегаты АЦ32, ед. 6

смесительные машины УС-6-30, ед. 5

блок манифольдов УБМ-70К, ед. 1

парагенерирующая установка МПУ - 05/07, ед. 1

Ответственные: ЦТР.

1.5.До начала спуска колонны замерить длину каждой обсадной трубы очистить резьбы.

Ответственный буровой мастер.

1.6. Проверить состояние вышки, бурового оборудования, КИП, превенторов.

Ответственные: механик ПРЦБО, буровой мастер.

1.7. Обеспечить на буровой запас обработанного бурового раствора в объеме 120 м^З и 100м^З технической воды (температура воды в зимнее время года +30 - +40 градусов).

Ответственный буровой мастер.

1.8. После проведения комплекса ПГИ ствол скважины шаблонировать компоновкой последнего долбления, места посадок и затяжек проработать до свободного хождения инструмента. Промывка на забое 1,5 - 2 цикла до выравнивания параметров бурового раствора согласно ГТН. Промежуток времени от последней промывки на забое до начала спуска колонны не должен превышать 16 часов. Если условие не выполняется, то производится повторное шаблонирование с промывкой на забое.

Ответственный буровой мастер, технолог буровой бригады.

1.9. Провести инструктаж буровой бригады по правилам производства работ при спуске колонны, назначить ответственных за контрольное шаблонирование труб и смазку резьбовых соединений.

Ответственный буровой мастер.

2. Спуск обсадной колонны.

2.1. Спуск обсадных труб осуществляется в следующем порядке:

Интервал спуска, м	Длина секции, м	Тип обсадной трубы	Диаметр шаблона,м	Вес секции, кН	Суммарный вес колонны, кН
3100 - 2990	110	146-Е 7, 7 ОТТМА	0,1276	29,1	29,1
2990 - 0	2990	146-Е 7,0 ОТТМА	0,131	726,6	755,7

2.2. Контроль за соблюдением порядка спуска труб, шаблонированием и длиной колонны возлагается на бурового мастера.

2.3. Типы и глубины установки элементов технологической оснастки обсадной колонны, м:

башмак БК - 146 3100

обратный клапан ЦКОД - 146 3070

Фонари ЦЦ-2-146 - устанавливаются:

- в интервале продуктивного пласта, 30 м выше и 30 м ниже через 10м;

- 3 шт. в башмаке кондуктора и 1 на верхнюю трубу на устье.

Скребки - над и под интервалом перфорации на участках длиной 5 м через 0,5 м;

Турбулизаторы - в интервале продуктивного пласта, 5м выше и 5м ниже через 5 м.

2.4.Свинчивание обсадных труб производить ключом АКБ.

2.5.В качестве уплотнителей резьбовых соединений обсадных труб использовать смазку Р - 402. При свинчивании смазка должна быть обильно нанесена на резьбовые и уплотнительные поверхности ниппеля и муфты из расчета покрытия не менее 3/4 длины соединения считая от его торца.

2.6.Скорость спуска колонны: до глубины 670м не более 1 м/с, ниже- 0,4 м/с.

Не допускать величины опорожнения колонны более 300 м.

2.7.Промежуточную промывку производить на глубине 900 и 2400 м не менее 37 и 66 минут при производительности буровых насосов 29 л/сек, промывка на забое не менее двух циклов.

2.8.При возникновении поглощений в процессе спуска колонны восстановление циркуляции следует производить при минимально возможной подаче насоса или цементировочного агрегата.

3.Цементирование эксплуатационной колонны.

3.1.Потребную для работы цементировочную технику и оборудование расставить и обвязать в соответствии с типовой схемой произвести гидравлическую опрессовку давлением 30 МПа.

Ответственный: ЦТР.

3.2.Осуществить операции по цементированию обсадной колонны в следующей последовательности:

- закачать в колонну 61 м3 буферной жидкости (раствор технической воды и 420 кг ТПФН);

- затворить и закачать в скважину гельцементный раствор плотностью 1,53 г\см³ из 64,5 т тампонажного портландцемента и бентонита , цементный раствор плотностью 1,82 г/см^З из 16 т тампонажного портландцемента ПЦТ I - 100. Пустить продавочную пробку и продавить цементный раствор буровым раствором в количестве до получения момента "стоп", стравить давление и оставить скважину на ОЗЦ 24 часа.

Общее руководство работами по креплению скважины эксплуатационной колонной возлагается на ведущего инженера по ЗР.

Расчет цементирования.

Объем гельцементного раствора плотностью 1,53 г\см³

Vгц=64,5 м³.

Объем цементного раствора плотностью 1,82 г\см³

Vц=7,4 м³.

Количество гельцементной смеси

Мгц = 77,2 т.

Количество чистого цемента

Мц= 16 т.

Объем продавочной жидкости:

V_ПР=43,2 м^З

Расчет эксплуатационной колонны.

Коэффициент запаса прочности на растягивающие нагрузки:

Кстр =1,19.

Коэффициент запаса прочности на смятие:

Ксм= 1,146.

2.14 Освоение скважины

Заключительный технологический этап при бурении эксплуатационных и разведочных нефтяных и газовых скважин связан с освоением продуктивных горизонтов. От качественной реализации технологии освоения зависит последующая эффективность объекта эксплуатации. В комплекс работ по освоению входят: вторичное вскрытие пласта, выбор способа вызова притока из пласта и, при необходимости, методов активного воздействия на призабойную зону с целью устранения вредного воздействия на продуктивный пласт процессов бурения при вскрытии и интенсификации притока [17].

2.14.1 Вторичное вскрытие пласта

Вторичное вскрытие пласта заключается в создании гидравлической связи скважины с пластом.

Во избежание открытого фонтанирования вторичное вскрытие осуществляется на репрессии, величина которой составит 4 - 7 %[3].

Для создание гидравлической связи в скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами, для вскрытия применяют стреляющие (кумулятивные, пулевые) и гидропескоструйные перфораторы.

Перфораторы пробивают каналы в продуктивном пласте через стенки обсадных труб и слой затрубного цементного камня.

В настоящее время кумулятивным способом осуществляют свыше 90% всего объема перфорационных работ.

На данном месторождении вторичное вскрытие пласта рекомендуется производить кумулятивными бескорпусными перфораторами. Выбор производим по табл. 4.48 [18, табл. 4.48, стр.204].

Наиболее подходящим к данным условиям является ленточный перфоратор ПКС 105Т, который имеет следующие характеристики:

· Плотность перфорации, отверстия/метр:

Допустимая 10

а один спуск 6

· Максимальный интервал перфорации за один спуск, м 30

· Длина канала, м:

у _СЖ =45 МПа 0,275

у _СЖ =25 МПа 0,350

· Диаметр канала, мм:

В трубе 44

В породе

у _СЖ =45 МПа 12

у _СЖ =25 МПа 14

ПКС 105Т имеет извлекаемый ленточный каркас, с зарядом в стеклянных или ситалловых оболочках. Перфораторы этого типа имеют пониженную термостойкость по сравнению с корпусными перфораторами. На средних глубинах они обладают более высокой производительностью и лучшей пробивной способностью, чем другие перфораторы. При перфорации с их использованием практически исключается засорение скважины осколками.

Плотность перфорации принимается равной 10 отверстий/метр.

Перед перфорацией устье оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППМ 125х25, разработанной институтом ЗапСибБурНИПИ и изготавливаемой заводом «Тюменьбурмаш» (ОАО «Гром»).

Так как первичное вскрытие продуктивного пласта осуществляется с буровым раствором на водяной основе, то применение в качестве перфорационной жидкости нефти и нефтепродуктов приведёт к образованию вязкой водонефтяной эмульсии, которая будет препятствовать движению флюида к призабойной зоне скважины и способствовать снижению коэффициента восстановления проницаемости.

Поэтому в качестве перфорационной жидкости предлагается использовать солевой раствор, применение которого получило широкое распространение на Игольско-Таловом месторождении.

2.14.2 Вызов притока из пласта

Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. Существуют различные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуатационной колонне [17].

Перед началом вызова притока устье скважины оборудуется фонтанной арматурой (АФ). Технологией вызова притока предусматривается применение насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм а рабочее давление на устье не превышает 21 МПа, то проектируется применение фонтанной арматуры АФ1-65х21ХЛ.

В последнее время просматривается необходимость перехода к технологиям освоения скважин в сторону ресурсосберегающих и наносящих минимальный вред окружающей среде методов работы на скважине. Наиболее полно этому процессу отвечает освоение скважин с помощью поршневого вытеснения - свабирования.

В классическом виде свабирование представляет собой процесс периодического спуска поршневого узла (сваба) под динамический уровень жидкости глушения в НКТ и последующего его подъема.

Спуск и подъем сваба производится с помощью каротажного подъемника (ПКС-5) на геофизическом кабеле. Глубина погружения сваба под уровень жидкости, из соображения допустимого усилия нагрузки в узле заделки троса, достигающего 3 тонны, не превышает 500…550 м.

Так как сваб имеет гибкую связь с устьевым оборудованием, то на последних циклах свабирования к нему можно присоединить регистрирующие приборы (манометр, термометр, расходомер, пробоотборник и т.д.) и совместить процесс исследования скважины со стадией понижения уровня жидкости, что также значительно сокращает рабочее время. Кроме того, геофизический кабель создает электрическую связь с прибором, а это предполагает не только регистрацию, но и контроль за моментом начала притока и, таким образом, своевременно прекратить свабирование и целиком переключиться на процесс исследования скважины, а также получить качественную глубинную пробу и сведения о гидродинамических характеристиках пласта.

При освоении проектной скважины планируется применение усовершенствованной технологической схемы свабирования с использованием отечественного оборудования.

Для того, чтобы использовать отечественные лубрикаторы, имеющие длину не превышающую 2 м, необходимо иметь сваб с регулируемой поперечной геометрией, позволяющей при спуске исключить трение между его уплотнительными элементами и внутренней стенкой НКТ, что значительно уменьшает массу груза, а значит, и общую длину свабового узла.

Принципиально новый технологический процесс представляет собой спуск в скважину НКТ, в состав которых входят пакерный узел гидравлического действия и обратный клапан. При достижении заданной глубины спуска НКТ создается избыточное давление, приводящее в действие пакерный узел. На фонтанной арматуре монтируется лубрикатор и далее выполняются операции в соответствии с классической технологией свабирования, но так как затрубное пространство скважины изолировано пакером, то для того, чтобы понизить уровень жидкости в НКТ на 1000 м, достаточно вытеснить 3...4 м рабочей жидкости, для чего необходимо сделать не более двух-трех циклов свабирования

Изменение поперечных размеров сваба происходит путем подачи энергии по геофизическому кабелю, либо (при нарушении внутреннего гидродинамического состояния сваба) при спуске его до расчетной глубины, при которой уплотнительные элементы сваба полностью перекроют внутреннее сечение НКТ. Отсюда возникает дополнительная возможность исследовать скважину не только в режиме притока, но и в закрытом режиме, когда в подпакерном пространстве происходит восстановление забойного давления до пластового. В этом случае возможно получение информации о состоянии прискважинной зоны и промыслово-добывных параметрах продуктивного пласта, которые невозможно получить без применения специального испытательного оборудования.

Конструкции сваба второго поколения и отработка отдельных элементов технологии свабирования совместно с пакерным узлом имеет существенные преимущества:

обеспечивается полная безопасность процесса освоения скважины за счет изоляции внутреннего ее пространства лубрикаторным узлом;

время, затрачиваемое на проведение одного снижения уровня жидкости в скважине, в 1,5...2,0 раза меньше, чем при компрессировании;

число необходимого оборудования сокращается вдвое;

многократно уменьшается потребление топливно-энергетических ресурсов;

значительно сокращается антропогенное воздействие на окружающую среду за счет уменьшения числа рабочего персонала и сокращения времени на освоение и исследование скважин.

2.15 Выбор и обоснование буровой установки, ее комплектование. Расчет режимов СПО и оснастки талевой системы

Центральным звеном бурового комплекса является буровая установка. При выборе буровой установки необходимо учитывать ряд основных факторов: глубина бурения, допустимая нагрузка на крюке, электрофицированность района работ, цель бурения.

Учитывая конкретные условия бурения, а именно то, что площадь ведения буровых работ заболоченная и бурение ведется с кустовых площадок, район обеспечен электроэнергией и глубина бурения скважин не превышает 3200 м, выбирается буровая установка типа БУ 3200/200 ЭК-БМ.

Согласно требования изложенным в [19] буровая установка должна соответствовать ГОСТ 16293-82, при этом также должны выполняться следующие условия:

[Gкр] / Qбк > 0,6 ; (2.138)

[Gкр] / Qоб > 0,9; (2.139)

[Gкр] / Qпр > 1, (2.140)

где Gкр - допустимая нагрузка на крюке, тс;

Qок - максимальный вес бурильной колонны, тс;

Qоб -максимальный вес обсадной колонны, тс;

Qпр -параметр веса колонны при ликвидации прихвата, тс.

Максимальный вес бурильной колонны составляет Q_БК =67076 кг = 67,07 тс.

Максимальный вес обсадной колонны составляет Q_ОБ =755,7 кН =75,57 тс.

Параметр веса колонны при ликвидации прихвата определяется по формуле:

Qпр = k Q_мах тс, (2.141)

где k - коэффициент увеличения веса колонны при ликвидации прихвата (k = 1,3);

Q_мах - наибольший вес одной из колонн, тс.

Qпр = 1,3 67,07=87,19 тс.

По условию (2.138):

200/67,07=2,98 >0,6.

По условию (2.139):

200/75,57=2,64 >0,6.

По условию (2.140):

200/87,19=2,29 >1.

Из вышеприведенных расчетов видно, что все условия выполняются, следовательно, буровая установка для бурения проектируемой скважины выбрана верно.

Техническая характеристика БУ 3200/200 ЭК-БМ.

Условная глубина бурения, м 3200

Допустимая нагрузка на крюке, кН (тс) 2000 (200)

Оснастка талевой системы 5Ч6

Высота основания (отметка пола буровой), м 8,5

Ротор Р-560

Клиновой захват ПКР-560

Тип бурового насоса УНБТ-950

Мощность бурового насоса, кВт 950

Буровой вертлюг УВ-250 МА1

Компрессор АВШ6/10

Талевый блок УТБК-5Ч200

Буровая лебедка ЛБ-750

Объем емкости для долива, м³ 12

Полезный объем емкостей бурового раствора, м³ 120

Полезный объем емкостей для воды вне эшелона, м³ 100

Расстояние от оси скважины до края амбара, м 18

Производится расчет режимов СПО.

Определяется скорость крюка при различных скоростях лебедки по формуле:

Vкрi=Vi/Qт м/с, (2.142)

где Vкрi- скорость крюка на различных передачах лебедки;

Vi- i-я скорость вращения барабана лебедки, м/с;

Qт- вес талевой системы (Qтс=10 тс = 100 кН).

Для лебедки типа ЛБ-750 скорость вращения барабана лебедки на различных скоростях следующая:

V₁=2 м/с; V₄=7,36 м/с;

V₂=3,04 м/с; V₅=11,28 м/с;

V₃=4,88м/с; V₁=17,29 м/с.

По формуле (2.142)

Vкр₁ =2/10=0,2 м/с; Vкр₄ =7,36/10=0,736 м/с;

Vкр₂ =3,04/10=0,304 м/с; Vкр₅ =11,28/10=1,128 м/с;

Vкр₃ =4,88/10=0,488 м/с; Vкр₆ =17,29/10=1,729м/с.

Определяется грузоподъемность лебедки на крюке Q_Лi^К, при различных скоростях подъема Vi по формуле:

Q_Лi^К =(Nб )/ Vкрi - Qтс кН, (2.143)

где Nб- мощность на барабане лебедки, кВт;

- коэффициент полезного действия ( = 0,95).

Q_Л1^К =(560 0,95)/ 0,2 - 100= 2560 кН;

Q_Л2^К =(560 0,95)/ 0,304 - 100= 1650 кН;

Q_Л3^К =(560 0,95)/ 0,488 - 100= 990 кН;

Q_Л4^К =(560 0,95)/ 0,736 - 100= 623 кН;

Q_Л5^К =(560 0,95)/ 1,128 - 100= 371 кН;

Q_Л6^К =(560 0,95)/ 1,729 - 100= 197 кН.

Определяется условный вес одной свечи q по формуле

q=((Qбк+Qтс) l)/L кН, (2.144)

где l - длина одной свечи (l = 25 м);

L - глубина скважины по стволу, м.

q=((670,76+100) 25)/3105=6,2 кН.

Определяется общее количество свечей n по формуле

n=L/l, (2.145)

n=3105/25=125 шт.

Определяется количество свечей, которые можно поднять из скважины на каждой скорости лебедки n_i по формуле

n_i= ((Qбк+Qтс) - Q_{Лi -1}^К)/ q. (2.146)

Количество свечей поднимаемых на 6-ой скорости лебедки:

n₆= 197/ 6,2=31 шт.

Количество свечей поднимаемых на 5-ой скорости лебедки:

n₅= ((670,76+100) - 197)/6,2=82 шт.

Количество свечей поднимаемых на 4-ой скорости лебедки:

n₄= ((670,76+100) - 371)/6,2=64 шт.

Количество свечей поднимаемых на 3, 2, 1 скоростях не определяется, так как на 6, 5 и 4 скорости можно поднять всю бурильную колонну.

Режимы СПО приведены в табл. 2.17.

Таблица.2.17 Режимы СПО

Скорость лебедки	Количество поднимаемых свечей, шт
4 5 6	12 82 31

3. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ЦЕХИ И СЛУЖБЫ

3.1 Ремонтная база

В результате длительной эксплуатации бурового оборудования либо при возникновении аварийных ситуаций происходит износ или поломка бурового оборудования.

Ремонтом вышедшего из строя оборудования занимается центральная база производственного обеспечения (ЦБПО), которая подразделяется на:

прокатно-ремонтный цех бурового оборудования (ПРЦБО);

прокатно-ремонтный цех труб и трубопроводов (ПРЦТ и Т).

В состав прокатно-ремонтного цеха бурового оборудования входят комплексные бригады по проведению планово-предупредительных ремонтов бурового оборудования, противовыбросового оборудования и фонтанных арматур.

В состав прокатно-ремонтного цеха труб и трубопроводов входит участок по ремонту труб и трубопроводов. Численный состав бригад ремонтной базы определяется исходя из трудоемкости работ по техническому обслуживанию.

Состав ремонтной службы меняется в зависимости от работ предприятия.

С целью повышения ответственности рабочих на своих местах, за каждым закреплена определенная группа оборудования.

Капитальный ремонт крупноблочного оборудования производится на ремонтно-механических заводах по разовым заявкам.

Текущий ремонт оборудования осуществляется слесарями, входящими в состав бригады, работающими на месторождении.

3.2 Энергетическая база

В табл. 3.1. представлены сведения об электрическом снабжении буровой, его источниках и характеристики линии электропередач.

Таблица 3.1. Электроснабжение

Источник электроснабжения	Характеристика ЛЭП	Заявленная мощность
наименование	расстояние до буровой, км	количество одновременно работающих установок	ЛЭП, кВ	длина, км	транс формато-ров	суммарная системы электроснабжения буровой
энергосистема	15	1	6	15	292	1396,8

Данные о количестве потребляемой энергии при подготовительных работах, бурении, креплении и испытании скважины приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2 Количество потребляемой электроэнергии

Наименование работ	Норма расхода электроэнергии	Количество потребляемой электроэнергии, кВтч
	Единицы измерения	Величина	Источник нормы	На первую скважину куста	На последующие
Подготовительные работы	кВтч/сут	4140	ЭСН табл. 49-404	16560	4968
Бурение и крепление	кВтч/м	68	ЭСН табл. 49-405	181832	181832
Испытание в колонне с передвижной установкой	кВтч/сут	1520	ЭСН табл. 49-407	18665,6	18665,6
Всего на скважину				217057,6	205465,6

3.3 Водные ресурсы и водоснабжение

На каждом кусте, где ведётся бурение скважин на нефть и газ для бытовых нужд, а так же для технических нужд бурится неглубокая скважина на воду, глубина и параметры которой задаются «Рабочим проектом на бурение разведочно-эксплуатационных скважин для водоснабжения» Том-3-856, 1988г. В данном случае водяная скважина бурится до чеганской свиты, глубиной 240 м. Скважина артезианская, расположена на расстоянии 60 м от буровой. Рабочий расход составляет 6,2 м³/ч, что вполне удовлетворяет потребности в воде: техническая вода 120 м³/сут, а остальное на бытовые нужды. Объем запасных емкостей для воды составляет 50 м³. Скважина оборудуется фильтрами для очистки воды, в обвязку скважины входит водопровод диаметром 0,05 м и длиной 60 м.

3.4 Приготовление раствора

Буровой раствор для бурения скважин приготавливается непосредственно на буровой из привозных материалов. Руководство над приготовлением и контролем за параметрами раствора занимается инженер-технолог по буровым растворам, непосредственным контролем за параметрами во время бурения занимается лаборант-коллектор, приготовлением и обработкой раствора занят второй помощник бурильщика.

На буровой ведется журнал, в котором лаборант-коллектор ведет записи о параметрах бурового раствора, количестве использованных химреагентов, с периодичностью в 2 часа. Каждую неделю заполняется паспорт качества бурового раствора, в котором обозначаются основные качественные параметры бурового раствора и отправляется проба бурового раствора в лабораторию буровых и промывочных растворов.

3.5 Транспорт

Транспортировка грузов и вахт наземным транспортом обеспечивается управлением технологического транспорта УТТ. Парк УТТ составляет как колесная, так и гусеничная техника. В зависимости от времени года, и состояния дорожного полотна применяется та или иная техника.

К месторождению ведет автотрасса Стрежевой - Пионерный - Новый Васюган - Игол с бетонным покрытием, по которой ведется транспортировка грузов и рабочего персонала. На территории месторождения проложены дороги к кустам из круглого леса, отсыпанные грунтом. В зимнее время также используются зимние временные дороги.

Транспортировка работников из Стрежевого осуществляется вертолетами Ми-8, из Томска самолетами Ан-24 до вахтового посёлка Пионерный, а далее 250 км по автотрассе с бетонным покрытием автобусами туристического класса Кароса.

3.6 Связь и диспетчерская служба

Связь с буровой бригадой на Игольско-Таловом месторождении осуществляется с помощью радиостанции FM 10-164Д, которая находится в культбутке городка. В 6, 8, 12, 16, 20 и 24 часа бурильщик работающей вахты сдает сводку в районную инженерно-техническую службу (РИТС), расположенную в поселке Игол. Сводка передается в центральную инженерно-техническую службу (ЦИТС), начальником смены РИТС, посредством телефонной связи. Помимо этого начальник смены РИТС принимает все распоряжения руководства внесением сообщений в журнал и доводит их до мастера бригады, также ведет диспетчеризацию служб и техники предприятия относящихся к месторождению. Связывается с подрядными организациями (геофизиками, дорожными строителями) и заказчиком (НГДУ).

Отсутствие простоев в работе во многом зависит от отлаженности работы диспетчерской службы.

3.7 Культурно-бытовое и медицинское обслуживание

Игольско-Таловое месторождение расположено на значительном расстоянии от Стрежевого и Томска, поэтому работы на буровой ведутся вахтовым методом, работающие живут и трудятся на кусту в течении вахты (15 дней). Для комфортабельного проживания устанавливается передвижной вахтовый городок, состоящий из 6 вагончиков для проживания рабочих буровой вахты, бурового мастера и инженеров-технологов, кухни-столовой, бани-сауны, сушилки и культбутки.

Медицинскую помощь можно получить в медпункте поселка Игол, в экстремальном случае на куст вызывается специальная бригада скорой помощи на вертолетной технике для транспортировки пострадавшего в больницу г. Стрежевого, обеспеченную необходимым оборудованием и высококвалифицированным персоналом. На кусте в обязательном порядке находится медицинская аптечка для оказания первой медицинской помощи на месте.

4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

4.1 Безопасность в рабочей зоне

Вопросам охраны труда в конституции Российской Федерации отводится особое место. В ней говорится, что Российское государство 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.

Освещение.

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.

Источники пожара:

короткое замыкание, перегрев проводки;

открытый огонь;

удар молнии;

статическое электричество.

Взрывы - возможны при:

при наличии горючих веществ;

наличие окислителя или среды;

наличие сосудов под давлением;

источника зажигания (открытый огонь, короткое замыкание, статическое электричество).

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

Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов.

Механические травмы. Для устранения причин возникновения механических травм необходимо все работы проводить согласно [3] и [20]. 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.) согласно нормам: ''Типовые отраслевые нормы бесплатной выдачи спецодежды'', утвержденных Минтруда России, №67, 16.12.97 г.

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.

Все грузоподъемные механизмы грузоподъемностью свыше 1тонны должны быть поставлены на учет в Госгортехнадзор и испытаны в присутствии непосредственного начальника и представителя Госгортехнадзора [21].

Испытание включают в себя:

внешний осмотр;

статическое испытание;

динамическое испытание.

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

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

проектирование, монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования буровых установок должны проводиться в соответствии с требованиями ''Правил устройства электроустановок'' (ПУЭ), ''Правил эксплуатации электроустановок потребителей'' (ПЭЭП), утвержденных Госэнергонадзором 31.03.92 г. и ''Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей'' (ПТБЭ), утвержденных Главэнергонадзором 21.12.84 г.

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.

Рассчет контура заземления.

При расчете пользуются схемой для расчета контура заземления представленной на рис. 4.1



50мм

Рис.4.1 Схема для расчета контура заземления

Сопротивление контура на буровой R_З? 4 Ом.

Рассчитывается сопротивление одного электрода (длина которого l =2,5 м, диаметр d =0,05 м, заложенного в грунт на глубину h =1,9 м до середины электрода) по формуле:

Rт=0,366 / l (lg 2l/d+1/2lg(4h+l)/( 4h-l)) Ом, (4.1)

где - удельное сопротивление почвы, Ом•м(=70 Ом•м );

l - длина электрода;

h - глубина до половины электрода, м;

d - диаметр электрода, м.

Rт=0,366 70/ 2,5(lg 22,25/0,05+1/2lg(41,9+2,5)/( 41,9-2,5))=22 Ом.

Необходимое число электродов n определяется по формуле

n=(Rт з_с)/ (R_З з_ЭТ), (4.2)

где R_З - допустимое сопротивление заземления, Ом (R_З= 4 Ом);

з_с - коэффициент сезонности (з_с =2);

з_ЭТ - коэффициент экранирования труб (электродов), (0,2< з_ЭТ <0,9).

n=(22 2)/ (4 0,55)=20.

Сопротивление соединительной полосы по формуле

Rп=0,366 / l_п lg (2l_п²/1h_п) Ом , (4.3)

где l_п - длина соединительной полосы, м;

h_п - ширина соединительной полосы, м.

Длина соединительной полосы определяется по формуле:

l_п=(n - 1) 2 l 1,05 м , (4.4)

где n - необходимое число электродов;

l - длина электрода, м.

l_п=(20 - 1) 2 2,5 1,05=99,75 м.

По формуле (4.3):

Rп=0,366 70/ 99,75 lg (299,75²/2,5 0,04)=2,72 Ом.

Находим общее заземление контура по формуле:

R_К = 1/ (з_ЭТ / R_Т n + з_ЭП / R_П) Ом, (4.5)

где з_ЭП - коэффициент экранирования полосы, (з_ЭП = 0,15).

R_К = 1/ ( 0,55 / 22 20 + 0,15 / 2,72)=1,8 Ом < 4 Ом, условие выполняется.

Расчетное сопротивление контура соответствует требованиям ПУЭ, так как R_к=1,8 < 4 Ом.

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

исключить наличие источников возгорания;

исключить наличие на объекте горючих веществ;

все сосуды, работающие под давлением, должны быть испытаны на полуторократное давление. Также должны быть установлены различные контрольно-измерительные приборы (манометры, датчики), защитная аппаратура и таблички, говорящие о величине давления, под которым находится сосуд [22].

Ожоги. Для избежания ожогов от электрического огня 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 укрытия рабочих мест, индивидальные средства защиты (спецодежда), необходимые перерывы в работе. За вредность выплачиваются компенсации.

Шум. Шум на рабочем месте не должен превышать 85 дБл и соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ ''Шум. Общие требования безопасности''. 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.

Вибрация должна отвечать требованиям ГОСТ12.1.012-90 ССБТ ''Вибрация. Общие требования безопасности''.

Освещение. Освещение рабочих мест должно отвечать требованиям, изложенным в СНиП 23-05-95 ''Естественное и искусственное освещение''. 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 - 40 лк;

полатья верхового рабочего - 10 лк;

приемный мост - 30 лк.

Насосное помещение:

пусковые ящики - 50 лк;

буровые насосы - 25 лк.

Запыленность и загазованность. За контролем за запыленностью и загазованностью используют специальные приборы (газоанализаторы). Количество вредных примесей в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно-допустимых концентраций. Микроклимат рабочих мест должен отвечать требованиям ГОСТ 12.1005-88 ССБТ ''Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические требования''. Для исключения нежелательных последствий от запыленности и загазованности используются: индивидуальные средства защиты (распираторы, противогазы) и коллективные средства защиты (вентиляция). Вентиляция должна соответствовать требованиям, изложенным в СНиП 2.04.05-91 ''Отопление, вентиляция, кондиционирование''. При приготовлении бурового раствора необходимо использовать распираторы, очки и рукавицы. Работа с вредными веществами должна выполняться в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ ''Вредные вещества, классификация и общие требования безопасности''. Склад химреагентов необходимо располагать по розе ветров.

Пожарная профилактика. Для непосредственного надзора за противопожарным состоянием на буровой перед началом бурения должна быть создана пожарная дружина из членов буровой бригады. Оборудование должно соответствовать ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ ''Оборудование производственное. Общие требования безопасности''.

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 располагаются: в насосной - у входа на буровую, в котельной, в роторном сарае и на складе ГСМ. В двадцати метрах от культбудки должен быть оборудован инвентарный пожарный щит.

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 курения и разведения огня отводятся специальные места.

Для проведения сварочных работ оборудуется сварочный пост. Сварочные работы проводятся согласно требованиям представленных в ГОСТ 12.3.003-75 ССБТ ''Работы электросварочные. Общие требования безопасности''.

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

Чтобы предупредить возгорание от удара молнии все буровые установки оснащаются молниезащитой, которая должна соответствовать РД 34.21.122-87 ''Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений''.

Расчет молниезащиты.

Схема для расчета молниезащиты буровой установки представлена на рис 4.2.



h_x - высота оборудования; h - высота вышки с молниеотводом (h=42 м); h₀ - высота вышки (h₀=41 м); ф_х - радиус зоны защиты на уровне высоты оборудования; ф₀ - радиус зоны защиты на земле.

Расчет молниезащиты производим для зоны А.

Число ожидаемых ударов молнии на месте производства работ определяется по формуле:

N=(S + 6 h_x) ( L + 6 h_x) n 10^-6 , (4.6)

где S - ширина основания буровой, м (S=18 м);

L - длина основания буровой, м (L =36 м);

n - число ожидаемых ударов молнии в 1 км² (для Томской области n = 6);

h_x -высота оборудования, м (h_x = 4 м).

N=(18+ 6 4) ( 36 + 6 4) 6 10^-6 =0,01512 шт.

Радиусы зон защиты на уровне высоты оборудования и земли определяются по формулам:

ф₀=(1,1 - 0,002 h) h м. (4.7)

ф_х =(1,1 - 0,002 h) (h - h_x /0,85 ) м. (4.8)

ф₀=(1,1 - 0,002 42) 42=42,7 м.

ф_х =(1,1 - 0,002 h) (42 - 4 /0,85 )=37,9 м.

Промсанитория и гигиена. Территория вокруг буровой установки должна быть спланирована таким образом, чтобы полностью исключить распределение загрязненных стоков, образовавшихся в процессе бурения скважины.

Под туалеты и свалки должно быть отведено специальное место, на расстоянии 30 метров с подветренной стороны жилого поселка, для предотвращения попадания нечистот в источник водоснабжения.

Буровые бригады должны быть обеспечены аптечками с инструкциями по их применению. По мере расхода медикаментов из аптечки они должны пополняться.

Рабочие места, подходы к оборудованию, механизмам должны содержаться в чистоте и не загромождаться.

Все рабочие должны быть обучены методами первой медицинской помощи при несчастных случаях, отравлениях, обморожениях и простудных заболеваниях. Также должны быть ознакомлены с профилактикой различных заболеваний.

4.2 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.

Вредные воздействия на окружающую среду и природоохранные мероприятия представлены в табл.4.1.

Таблица 4.1. Вредные воздействия на окружающую среду и природоохранные мероприятия

Природные ресурсы, компоненты окружающей среды	Вредные воздействия	Природоохранные мероприятия.
1	2	3
Земля и земельные ресурсы	Уничтожение и повреждение почвенного слоя сельхозугодий и других земель. Загрязнение почвы нефтепродуктами, химреагентами и другими веществами. Засорение почвы производственными отходами и мусором. Создание выемок и неровностей. Уничтожение сельскохозяйственной растительности.	1.Рациональное планирование мест и сроков проведения работ. 2.Соблюдение нормативов отвода земель. 3.Рекультивация земель. 1.Сооружение поддонов, отсыпка площадок для техники. 2.Вывоз, уничтожение и захоронение остатков нефтепродуктов, химреагентов. Вывоз и захоронение производственных отходов (металлолом, шлам) и мусора. Засыпка выемок. Оплата потрав.
1	2	3
Лес и лесные ресурсы. Уничтожение, повреждение и загрязнение почвенного покрова. Лесные пожары. Оставление недорубов, захламление лесосек.	Порубка древесная при сооружении площадок, коммуникаций, жилых поселков. Мероприятия по охране почв (см.графу ''Земля и земельные ресурсы'').	Уборка и уничтожение порубочных остатков. 1.Оборудование пожароопасных объектов, создание минерализованных полос. 2.Использование вырубленной древесины. 1.Попенная оплата. 2.Соблюдение нормативов отвода земель в залесенных территориях.
Вода и водные ресурсы Загрязнение производственными водами (буровой раствор, нефтепродукты, минеральные воды). Загрязнение бытовыми стоками.	Механическое и химическое загрязнение водоотводов в результате стаянивания отвалов. Загрязнение подземных вод при смещении водоносных горизонтов. Отвод, складирование и обезвреживание сточных вод.	1. Сооружение водоотводов, накопителей и отстойников. 2. Очистные сооружения для буровых стоков и бытовых стоков (канализационные устройства, септики). 1. Рациональное размещение отвалов, сооружение специальных эстакад, засыпка выработок в русле.
Недра.	Нарушение естественных свойств геологической среды. Некомплексное изучение недр.	1. Ликвидационный тампонаж буровых скважин. 1.Тематические и научно-исследовательские работы по повышению комплексности изучения недр. 2.Оборудование и аналитические работы на сопутствующие компоненты, породы вскрытия и отходы будущего производства
1	2	3
	Неполное использование извлеченных из недр полезных компонентов. Застройка месторождений, их затопление.	1.Ведение работ позволяющих извлечь из недр как можно больше полезных компонентов. 2.Геологические работы с целью проверки ''стерильности'' зон застройки и организация рудных отвалов и складов, хранение образцов и проб.
Воздушный бассейн.	Выбросы пыли и токсичных газов.	Мероприятия предусматриваются в случае непосредственного вредного воздействия.
Животный мир.	Распугивание, нарушение мест обитания животных, рыб и других представителей животного мира, случайное уничтожение.

Подобные документы

• Эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири

  Совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технологии их реализации на Игольско-Таловом месторождении. Географо-экономическая характеристика района работ. Выбор и обоснование способа бурения. Вспомогательные цехи и службы, ремонтная база.
  
  дипломная работа [416,3 K], добавлен 13.07.2010
  

• Бурение скважин и откачка воды

  Выбор и обоснование типа и размера откачечных средств, расчет эрлифта для откачки, выбор фильтра и его расчёт. Обоснование способа бурения скважины, её конструкция. Технология бурения для горизонтов, выбор бурового оборудования, буровой снаряд.
  
  контрольная работа [77,8 K], добавлен 21.10.2012
  

• Разработка технологического регламента на строительство наклонно-направленной скважины

  Геологическая характеристика Нарыкско-Осташкинского месторождения Кемеровской области. Выбор и обоснование профиля и конструкции скважины, режима и способа бурения. Технологический процесс крепления. Оснастка буровой установки. Экология и охрана труда.
  
  дипломная работа [1,6 M], добавлен 26.01.2015
  

• Проект строительства новой разведочной скважины №281 Речицкого месторождения

  Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП "ПО "Белоруснефть". Геологическое строение Речицкого месторождения. Выбор конструкции скважины. Технология бурения, расчет бурильных колонн. Рекомендации по заканчиванию скважины.
  
  дипломная работа [166,9 K], добавлен 02.06.2012
  

• Проектирование нефтяной скважины

  Геологические сведения о месторождении. Технология и этапы проектирования наклонно-направленной бурильной скважины. Тектоническая характеристика и строение нефте- и газоносных пластов. Конструкция и профиль скважины, выбор инструмента, режима бурения.
  
  дипломная работа [430,1 K], добавлен 31.12.2015
  

• Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Ножовской площади

  Стратиграфический разрез скважины, ее нефте-, водо- и газоносность. Выбор и расчет конструкции и профиля наклонно-направленной скважины. Подготовка буровой установки к креплению нефтяных скважин. Показатели работы долот и режимы бурения скважины.
  
  курсовая работа [538,3 K], добавлен 12.03.2013
  

• Бурение скважин

  Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Предупреждение и ликвидация аварий в скважине. Извлечение обсадных труб и ликвидация скважины после выполнения задачи. Демонтаж буровой установки и перемещение на новую точку бурения.
  
  курсовая работа [368,9 K], добавлен 12.02.2009
  

• Техника разведки

  Технологии проведения геологоразведочных работ и проектирование геологоразведочных работ. Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Выбор и обоснование проектной конструкции скважины. Расчет параметров многоствольной скважины.
  
  курсовая работа [224,7 K], добавлен 12.02.2009
  

• Технический проект сооружений разведочно-эксплуатационной скважины для водоснабжения

  Характеристика буровой установки. Расчет конструкции скважины и цементирования эксплуатационной колонны. Выбор и обоснование способа и режимов бурения. Технология вскрытия и освоения водоносного пласта. Разработка мероприятий по увеличению его водоотдачи.
  
  курсовая работа [527,7 K], добавлен 30.05.2015
  

• Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении

  Литолого-стратиграфическая характеристика, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Осложнения при бурении. Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины, сведения по эксплуатации. Выбор способа бурения.
  
  дипломная работа [185,5 K], добавлен 13.07.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам