Основной документ на бурение скважины - это геолого-технический наряд (ГТН). Бурение скважин осуществляется в соответствии с его требованиями.

При бурении скважин на месторождениях УВ должны быть приняты меры, обеспечивающие:

1) Предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразование, поглощений промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков.

2) Надежную изоляцию в пробуренных скважинах всех проницаемых и углеводородосодержащих пластов.

3) Необходимую герметичность всех спущенных в скважину труб и высококачественное цементирование колонн.

Все пласты с признаками УВ по данным бурения скважин должны быть тщательно изучены для определения возможного получения из них промышленных притоков нефти или газа.

При вскрытии продуктивных пластов применяются промывочные растворы, создающие гидростатическое давление, превышающее на 15-20% ожидаемое пластовое давление. Во избежание выброса необходимо утяжелять буровой раствор и химически его обрабатывать за 500 м до кровли продуктивного пласта. Обычно выбросы наблюдаются в первых скважинах.

Бурящиеся скважины оборудуются превентором - для закрытия устья скважины в случае аварийного выброса бурового раствора. Превенторы опресовываются на максимальное ожидаемое пластовое давление (Рпп). Необходимо использовать рациональные конструкции скважин: количество колонн, высота подъема цемента за колоннами глубина скважины, марка стали, диаметр колонны, затрубное давление и т.д.

Цемент за эксплуатационной колонной нефтяной скважины поднимают на 50м выше самого верхнего продуктивного горизонта, а в газовой скважине -- до устья эксплуатационной колонны. Перед спуском обсадных колонн их опресовывают на 1,5 ожидаемое давление, определяемое по ранее пробуренным скважинам. После цементажа производится определение наличия цементного камня (ОЦК) за колонной и степень его схватывания с колонной и породой различными методами: электротермометром, акустическим каротажом (АК, называемый акустический цементомер) и методами с помощью изотопов. Испытание колонны на герметичность опрессовкой или снижением уровня.

Технические условия определяют герметичность колонны: на сколько за определенный период должно снизиться давление или понизится уровень жидкости в скважине.

При капитальном ремонте скважины все работы должны выполняться на утяжеленном буровом растворе во избежании выбросов.

Также ведется в процессе бурения скважины тщательный контроль за искривлением ствола скважины.

Разработка месторождений УВ в целом и самостоятельной залежи или пласта в отдельности должна осуществляться по утвержденным проектам. Основное требование при разработке месторождений УВ - это сохранение естественной пластовой энергии.

Наиболее важный критерий при разработке залежей УВ - коэффициент нефте- и газоотдачи.

При разработке газонефтяной залежи с газовой «шапкой» необходимо чтобы газовая «шапка» не разрабатывалась до извлечения промышленных запасов нефти.

В процессе разработки крупных залежей нефти используется блоковая система заводнения - залежь делится на блоки. При снижении пластового давления Рт законтурные воды внедряются в залежь, вытесняют нефть к забоям эксплуатационных скважин при этом достигается высокий коэффициент нефтеотдачи (tj).

С целью повышения коэффициента нефтеотдачи (ц) необходимо более обосновано выбирать рабочий агент (вода, газ) для нагнетания в пласт. В России около 80% нефти добывается на месторождениях с заводнением.

На месторождениях с коллектором невысокой проницаемости для вытеснения нефти применяется газ высокого давления (ГВД) или сжиженный газ. Газ высокого давления растворяет некоторое количество нефти, при этом создается нефтяная оторочка, постепенно она увеличивается в объеме, вязкость ее снижается и она проталкивается к забоям скважины.

Газ высокого давления (ГВД) применяется также при разработке залежей тяжелых вязких нефтей. Здесь метод заводнения не дает результатов, так как газ высокого давления растворяет тяжелые вязкие нефти и подвижность нефтей увеличивается.

Для обеспечения высокого коэффициента нефтеотдачи (ц) необходимо, чтобы скважины эксплуатировались на оптимальных технологических режимах:

-с минимальным газовым фактором г

- с минимальным процентом обводнения

- с минимальным процентом выноса песка.

Для повышения коэффициента конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений используется методы поддержания пластового давления (ППД). При этом необходимо, чтобы пластовое давление Рт не упало ниже давления начала конденсации.

Лица, нарушающие охрану недр при разведке и разработке месторождений УВ, несут ответственность в законном порядке.

6. Охрана труда

Основные правила техники безопасности

1. Буровые работы должны выполняться в соответствии с утвержденными в установленном порядке проектами и в соответствии с «Правилами безопасности при геологоразведочных работах».

2. Пуск в эксплуатацию буровых установок (вновь построенных, разборных после переезда на новую точку, передвижных после ремонта) должен производиться после приемки их комиссией, назначаемой руководителями геологического предприятия, с составлением акта вышеуказанных правил. В состав комиссии при приемке буровой установки для бурения скважины глубиной более 1500 м должен входить представитель местного органа Госгортехнадзора.

3. Все рабочие, вновь принимаемые на буровые работы или переводимые с другой работы, должны пройти медицинский осмотр с учетом профиля и условий их работы. Принимать на работу лиц, состояние здоровья которых не соответствует условиям работы, запрещается.

4. Управление буровыми станками, а также обслуживание двигателей буровых установок, передвижных электростанций, насосов и другого оборудования должно производиться лицами, имеющими на это право, подтвержденное соответствующим документом (удостоверением).

Передавать управление и обслуживание механизмов и оборудования лицам, не имеющимся то прав, а также оставлять работающие механизмы (буковые станки, электростанции и др.), требующие присутствия людей, без присмотра запрещается.

5. Все рабочие, как вновь принимаемые, так и переводимые на другую работу, допускаются к выполнению работ только после прохождения обучения и сдачи экзаменов по технике безопасности применительно к профилю их работы; а направляемые на подземные работы, кроме того, должны быть обучены пользованию самоспасателями.

При внедрении новых технологических процессов и методов труда, при применении новых видов оборудования, инструментов и механизмов; а также при освоении новых правил и инструкций по технике безопасности рабочие должны пройти дополнительный инструктаж. Повторный инструктаж всех рабочих по технике безопасности должен проводиться не реже одного раза в полугодие.

Проведение обучения и повторного инструктажа должно быть зарегистрировано в «Книге регистрации обучения и инструктирования рабочих по технике безопасности».

Этот документ должен храниться у инженера по технике безопасности или у руководителя работ (начальника отряда, участка и т.д.).

6. Рабочие и инженерно-технические работники в соответствии с утвержденными нормами должны быть обеспечены и обязаны пользоваться индивидуальными средствами защиты: предохранительными поясами, касками, защитными очками, рукавицами, диэлектрическими ботами, перчатками, спецодеждой, спецобувью и другим имуществом - соответственно профессии и условиям работ.

Буровые работы

1. Работы по бурению скважины могут быть начаты только на законченной монтажом буровой установке при наличии геолого-технического наряда и после оформления акта о приемке ее в эксплуатацию.

При бурении скважин глубиной до 300 м самоходными (передвижными буровыми установками) акт о приемке ее в эксплуатацию составляется перед началом полевых работ, после каждого капитального ремонта и расконсервации. В процессе эксплуатации самоходная буровая установка должна осматриваться машинистом установки при приеме и сдаче смены, а буровым мастером -- не реже одного раза в декаду с записью в «Журнале проверки состояния техники безопасности».

2. До пуска буровой установки должна быть тщательно проверена работа всех механизмов, состояние заземления электрооборудования, крепления ограждений, исправность механизма управления, совпадение оси вышки с центром скважины и т. д. Выявленные недостатки подлежат устранению до ввода буровой установки в эксплуатацию.

3. Буровое оборудование (станки, двигатели, насосы и т. д.) должно устанавливаться в соответствии с требованиями их эксплуатации и проектными схемами монтажа.

4. Буровая установка должна быть обеспечена средствами малой механизации (элеваторы, механизмы для свинчивания и развенчивания труб и пр.), а также приспособлениями и устройствами по технике безопасности (ограждения шпинделя, ограждения муфты и др.).

5. Оборудование, инструменты, полы, перила, лестницы буровых установок должны содержаться в исправности и чистоте.

6. При неисправности электрооборудования (чрезмерный нагрев, замыкание, искрение, дым и т. д.) необходимо отключить общий рубильник и вызвать специалиста электротехнического персонала.

7. В процессе ремонтных работ на полатях и кронблочной площадке рабочий инструмент должен привязываться. По окончании работы весь инструмент должен быть перенесен в отведенное для него место.

8. Буровой агрегат должен проверяться в начале смены машинистом буровой установки и периодически, но не реже одного раза в декаду, буровым мастером.

Результаты проверки должны заноситься в буровой журнал, а обнаруженные неисправности должны устраняться до начала работ.

9. Во время работы буровых запрещается:

а) переключать скорости лебедки и вращателя, а также переключать вращение с лебедки на вращатель и обратно до их полной остановки;

б) заклинивать рукоятки управления машин и механизмов;

в) пользоваться патронами шпинделя с выступающими головками зажимных болтов.

10. Во время спуско-подъемных операций запрещается:

а) работать на лебедки с неисправными тормозами;

б) стоять в непосредственной близости от спускаемых (поднимаемых) труб и элеватора;

в) спускать трубы с недовернутыми резьбовыми соединениями;

г) производить быстрый спуск на всех уступах и переходах в скважине;

д) держать, на весу талевую систему под нагрузкой или без нее при помощи груза, наложенного на рукоятку тормоза или путем ее заклинивания;

e) проверять или чистить резьбовые соединения голыми руками.

11. Запрещается охлаждать трущиеся поверхности тормозных шкивов водой, глинистым раствором.

12. Все операции по свинчиванию и развинчиванию сальника, бурильных труб и другие работы на высоте более 1,5 метров должны производиться со специальных полатей и площадок или переносных лестниц, огражденных перилами.

13. При кратковременных остановках бурения необходимо приподнять бурильные трубы на высоту, исключающую возможность их прихвата.

14. Подтягивание бурильных труб диаметром 63,5 м и выше от устья скважины к подсвечнику и обратно, а также к полатям верхового рабочего на расстояние не большее 0,7 м, должно осуществляться с помощью специальных приспособлений (крючка, захвата и др.).

15. Находящиеся на полатях крючки для подтягивания и установки свечей за палец должны быть привязаны.

16. Соединять и отвинчивать вертлюг-сальник от рабочей трубы следует только штанговыми ключами.

17. После окончания разведочных буровых работ на скважине необходимо:

а) засыпать все ямы и шурфы, оставшиеся после демонтажа буровой; герметизировать устье скважины

в) выровнять площадку.

Запрещается

а) во время подъема бурильных труб очищать их непосредственно руками от глинистого раствора, очистка должна производиться механическим способом;

б) оставлять свечи не заведенными за палец полатей;

в) составлять свечи бурового инструмента такой длины, что при выполнении спуско-подъемных операций верховой рабочий вынужден становиться на перила полатей или работать с лестниц;

г) перемещать в шпинделе бурильные трубы, а также свинчивать и развинчивать их во время его вращения;

д) поднимать бурильные, колонковые и обсадные трубы с приемного моста и спускать их при скорости движения элеватора, превышающей 1,5 м/с.

Заключение

Астраханское ГКМ имеет значительный ресурсный потенциал. В настоящее время из залежи отобрано 131.28 млрд. м³ газа сепарации и 45,9 млн. тонн нестабильного конденсата, что составляет соответственно 5,1 % и 7,8 % от утвержденных запасов.

Увеличение добычи и переработки газа на АГКМ целесообразно при вовлечении в разработку восточной части лицензионного участка Астраханского ГКМ, запасы которой составляют порядка 1 трлн. м³ газа.

Генеральной схемой развития ООО «Астраханьгазпром» на период до 2020 года предусмотрены несколько вариантов развития:

Вариант. 1. Поддержание добычи и переработки отсепарированного газа на проектном уровне - 12 млрд. нм³/год.

Вариант 2. Увеличение добычи и переработки отсепарированного газа до 13,5 млрд. нм /год за счет освоения удаленных структур Астраханского месторождения.

Вариант 3. То же, что и вариант 2, но с увеличением добычи отсепарированного газа до 15 млрд. нм³ /год.

Варианты 2 и 3 имеют подварианты, по которым производится переработка кислых газов с получением товарной серы, или закачкой кислых газов в продуктивный пласт.

Мини-П13 производительностью 3,0 млрд. м /год газа сепарации состоит из четырех линий по 0,75 млрд. м³/год, включающих установки сепарации пластовой смеси, очистки газа от кислых компонентов раствором МДЭА и блока подготовки кислых газов к закачке в подземные резервуары, состоящего из узлов компримирозания и осушки. На каждые две линии сероочистки предусмотрена одна установка осушки и отбензинивания газа. Для независимости комплекса от внешних поставщиков электроэнергии предусмотрено сооружение электростанции для собственных нужд (ГТУ ТЭЦ) мощностью 250 МВт.

Предполагается технологию подготовки кислого газа к закачке, а также закачку жидких кислых газов в подземные резервуары, отработать на модуле опытно-промышленной установки.

Пластовый газ поступает на одну линию сепарации номинальной производительностью 0,75 млрд. м год газа сепарации, где разделяется на газ, нестабильный конденсат и воду. Нестабильный конденсат направляется на стабилизацию и дальнейшую переработку на мощности действующего АГГТЗ.

Газ сепарации поступает на установку очистки газа от кислых компонентов. Полученный грубоочищенный газ направляется на доочистку на установки очистки газа среднего давления У41 АГПЗ, а полученные кислые газы направляются на блок подготовки их к закачке в пласт, состоящий из узлов компримирования и осушки. На выходе блока давление сжижения кислого газа (для нашего состава) составит 9,0 МПа при 50°С.

Список литературы

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков IO.M. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов. -- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. -- 679 с.

2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурениинефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. -- М.: ООО «Недра-Бизнесцептр», 2000. --679 с.

3. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: - В 4-х т. -- М:Недра, 1996.

4. Булатов А.И., Качмарь Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин. Справочное пособие. -- М.: Недра, 1999.

5. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажныерастворы: Учеб. пособие для вузов. -- М.: ОЛО «Издательство «Недра», 1999. --424 с.

6. Буровое оборудование: Справочник: В 2-х т. -- М.: Недра, 2000. - Т. 1. - 269 с.

7. Надецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. -- 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1978. - 471 с.

8. Пасарыгии Ю.М., Пулатов А.II., Проселков Ю.М. Закапчивание скважин. Учеб. пособиедля вузов. -- М: ООО «Недра-Бизпесцешр», 2000. -- 670 с.

9. Полдепко Д.Ф., Болдепко Ф.Д., Гноевых А.II. Винтовые забойные двигатели. - М.: Недра, 1999.

10. Предо Г.А. Проектирование режима бурения. -- М.: Недра, 1988.

11. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов. - М: Недра, 1971. - 456 с.

12. Спивак А.П., Попов А.Л. Разрушение горных пород при бурении скважин. - М.: Недра, 1986.

13. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород/М.Г. Абрамсон,Б.В. Байдюк, B.C. Зарецкий и др. -- М.: Недра, 1981.

14. Трубы нефтяного сортамента: Справочник/Под общей редакцией Л.Е. Сарояна. - 3-еизд., иерераб. и доп. -- М.: Недра, 1987. -- 488 с.