Проект технологии бурения скважины на Коринской площади с детальной разработкой вопросов энергосбережения при промывке и СПО

б_Ш - коэффициент гидравлических сопротивлений в буровом рукаве;

б_В - коэффициент гидравлических сопротивлений в вертлюге;

б_К - коэффициент гидравлических сопротивлений в ведущей трубе.

Подставляя соответствующие значения коэффициентов гидравлических сопротивлений, по формуле (83) рассчитываем:

Программа оснащения гидромониторных долот насадками

Резерв давления, который может быть реализован на долоте, составит:

(84)

где УР - суммарные потери давления, Па.

Суммарные потери давления можно определить по формуле:

(85)

По формулам (85) и (84) рассчитываем:

Суммарные потери давления на глубине 1150 м составляют 7,9 МПа. По полученным значениям давлений вычерчиваем график изменения резерва давления по длине интервала бурения (рис. 2). Интервал бурения разобьем на два: 1150-1800 м и 1800-2500 м. Резервы давления, которые могут быть реализованы на долоте, в этих интервалах составят 14,7 и 12,2 МПа соответственно



Рисунок 2 - Изменение резерва давления по длине интервала

Диаметр насадок d_Н, м, можно определить по формуле:

(86)

где z - количество насадок;

м - коэффициент расхода.

Принимая коэффициент расхода равным 0,92, по формуле (86) рассчитываем:

По полученным значениям диаметров определяем суммарную площадь трех насадок:

Для первого интервала выбираем две насадки №10 (диаметр 7,9 мм) и одну насадку №11 (диаметр 8,7 мм), с суммарной площадью 157,4 мм². Для второго интервала выбираем одну насадку №10 (диаметр 7,9 мм) и две насадки №11 (диаметр 8,7 мм), с суммарной площадью 167,8 мм².

2.6 Выбор комплектной буровой установки

По [3] выбор буровой установки должен производиться с таким расчетом, чтобы сумма статических и динамических нагрузок при спуске наиболее тяжелых бурильных и обсадных колонн, а также при ликвидации аварий не превышала величину параметра «Допускаемая нагрузка на крюке» выбранной буровой установки. Как правило, нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 «Допускаемой нагрузки на крюке». Выбор проводим по наибольшей из указанных нагрузок.

Вес наиболее тяжелой из обсадных колонн составляет 658560 Н (в соответствии с [1]), вес бурильной колонны в воздухе равен 738918 Н.

По условной глубине бурения в соответствие с [5] выбираем буровую установку БУ3200/200 ЭУ - 1М. Грузоподъемность данной установки составляет 2000 кН. Проверяем установку по грузоподъемности, для этого рассчитываем

738918 Н < 0,6·2000000 = 1200000 Н,

658560 Н < 0,9·2000000 = 1800000 Н.

Таким образом, выбранная установка удовлетворяет всем требованиям. Оборудование, входящее в состав буровой установки, представлено в табл. 13.

Таблица 14 - Комплектность буровой установки

Оборудование	Шифр
Лебедка	ЛБУ22 - 720
Насос	УНБТ - 950А
Ротор	Р - 700
Кронблок	УКБА - 6 - 250
Талевый блок	УТБА - 5 - 200
Вертлюг	УВ - 250МА
Вышка	ВМА - 45х200 - 1
Циркуляционная система	ЦС3200 -1М

3. Организационно-экономический раздел

3.1 Организационно-производственная структура бурового предприятия

Основу деятельности каждого промышленного предприятия составляет производственный процесс-совокупность взаимосвязанных процессов труда и естественных процессов, направленных на преобразование предмета труда в продукт труда.

Производственный процесс строительства нефтяной или газовой скважины делится на следующие частичные процессы: подготовительные работы к строительству скважины, сооружение вышки, монтаж бурового оборудования, подготовительные работы к бурению, проходка скважины, испытание скважины на продуктивность, демонтаж оборудования, транспортировка буровой установки.

Бурение относится к капитальному строительству, создающему наиболее важную часть основных производительных фондов в нефтегазодобыче. Строительство скважины сопряжено с большим объемом работ по проведению глубоких горных выработок. Это определяет отличительные особенности предметов труда в бурении. Помимо таких элементов, как обсадные трубы, цемент, в их состав входят горные породы, преграждающие доступ к полезным ископаемым. Их разрушение и извлечение из скважины требуют применения специального оборудования и сложной технологии ведения буровых работ. К главнейшим из средств труда, непосредственно используемых в процессе строительства скважин, относят буровое и силовое оборудование, буровой инструмент (бурильные трубы, долота), спуско-подъемное оборудование и инструмент, ловильный инструмент, объекты малой механизации и транспортные средства.

При строительстве скважин основной процесс - проходка ствола скважин осуществляется с поверхности земли без непосредственного доступа человека к забою, находящемуся на большой глубине. Это обуславливает применение особых технических средств и технологических методов, которые обеспечивали бы бурение скважин в точно заданном направлении, надежный контроль за работой породоразрушающего инструмента и забойного двигателя, доставку этих механизмов к забою и обратно. Особенность технологии проходки скважин состоит в том, что она не остается стабильной. Для эффективного бурения технологические параметры (нагрузка на долото, количество и качество промывочной жидкости, частота вращения инструмента) должны корректироваться, т.е. поддерживаться оптимальными при росте глубины скважины и изменении геологических характеристик проходимых пород. Не остаются неизменными также размер и тип долот.

Состав и специфика работ по строительству скважин определяют особенности производственной структуры буровых предприятий, структуры и профессионального состава кадров.

Важной особенностью процесса строительства скважин является его подвижность, которая обусловлена технологией разведки и разбуривания нефтяных месторождений. Фронт буровых работ перемещается с одних площадей на другие, а в пределах месторождения - от одной скважино-точки к другой.

Периодическое движение буровых работ с площади на площадь вызывает необходимость реорганизации буровых предприятий, их перебазирования из одного района бурения в другой. В новых районах, как правило, заново создаются производственные объекты, складское хозяйство, жилье и бытовые комплексы. Переходной период длится 2-3 года. При этом даже передовые предприятия, добившиеся на прежних площадях хороших результатов, значительно снижают темпы строительства скважин.

Производственная структура предприятия зависит от форм и методов организации производственных процессов и, прежде всего, от уровня их концентрации, специализации, кооперирования и комбинирования.

Под производственной структурой понимается совокупность внутрипроизводственных подразделений и служб предприятия, соотношение и взаимосвязь между ними.

Организационно-производственная структура бурового предприятия на Коринской площади представляет собой Ставропольское управление буровых и ремонтно-восстановительных работ.

Организационная структура СУБ и РВР представлена на рисунке 3.

Общее и административное руководство предприятием осуществляет руководитель - директор управления. Он организует работу управления и координирует действия заместителей начальника управления, направляет работу предприятия по производству продукции, внедрению новой и совершенствованию действующей техники, технологии и организации производства, определяет пути и методы выполнения задания по бурению и креплению скважин, содействует своевременному обеспечению производства необходимыми материально-техническими средствами и обеспечивает выполнение плана работ по ремонту скважин, повышению эффективности производства и качества работ. Руководитель осуществляет планирование производства, материально-технического снабжения, финансирования, капитального строительства на основе Устава предприятия.

Важнейшая работа по управлению - организация непосредственно производства и техническое руководство по усовершенствованию техники и технологии. Ее осуществляет служба главного инженера. Главный инженер - первый заместитель начальника управления и наравне с ним отвечает за правильное производственно-техническое руководство. Главный инженер возглавляет научно-исследовательскую и рационализаторскую работу на предприятии, обеспечивает выполнение качественных ремонтов скважин, осуществляет техническое и технологическое руководство деятельностью подразделений, определяет основные задачи, направляет деятельность и осуществляет контроль за работой отделов и служб (ПТО, ОТиТБ, ЛГР, ТО), руководит постоянно действующими комиссиями по безопасности труда, по аттестации и рационализации рабочих мест.

Рисунок 3 - Организационная структура СУБ и РВР

Главной задачей ПТО является разработка и анализ выполнения оперативных планов-графиков, составление документации на планово-предупредительное, материально-техническое обеспечение производственных объектов, разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин, ремонта и освоения скважин, направленной на повышение производительности труда и улучшение технико-экономических показателей бурения, ремонта и освоения скважин. ПТО работает в тесном контакте с центральной инженерно-технологической службой (ЦИТС).

Центральная инженерно-технологическая служба возглавляет выполнение запланированных заданий по проходке и работам, обеспечивающим выполнение заданий буровых бригад, а также по аварийным заявкам.

Основная задача технологического отдела разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин, анализ режимов бурения и технологии.

Особые функции в управлении производством буровых предприятий выполняет геологический отдел, подчиняющийся главному геологу - второму заместителю начальника управления. Главный геолог обеспечивает выбор и обоснование основных направлений поисково-разведочных работ, осуществление геологического контроля в процессе бурения, выявление промышленных нефтегазоносных горизонтов, оценку нефтегазоносности разбуриваемых площадей, выдачу достоверных исходных данных для составления технических планов на ремонт скважин, принимает участие в разработке перспективных годовых планов, месячных графиков по ремонту скважин. Анализирует информацию по производству ремонтных работ и, при необходимости, принимает меры по повышению качества ремонта скважин.

Обеспечение бесперебойной и качественной работы оборудования осуществляет главный механик. Он обеспечивает контроль и текущее обслуживание оборудования, планирует графики планово-предупредительного ремонта, разрабатывает наиболее совершенные методы проведения ремонтных работ, а также нормы времени на отдельные виды ремонтных работ. Главныи механик обеспечивает руководство механо-энергетического отдела в состав которого входят прокатно-ремонтный цех бурового оборудования, труб и трубопроводов (ПРЦБО и Т), прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭ и Э).

Главный энергетик отвечает за бесперебойное обеспечение производственных объектов энергией и ремонт энергетического оборудования, разрабатывает мероприятия по снижению норм расхода энергии, организует контроль и наблюдение за работой энергооборудования, энергосетей и их ремонт. Ему подчиняется вышко-монтажный цех (ВМЦ) в состав которого входят бригада электромонтеров и бригада ремонта связи.

Отдел труда и техники безопасности должен обеспечить создание четкой системы организации работы в области охраны труда и техники безопасности, проведение профилактических мероприятий, направленных на предотвращение травматизма, аварий и пожаров, сбор и анализ информации о состоянии охраны труда, разработке по результатам анализа эффективных мероприятий.

Экономические службы предприятия возглавляет заместитель директора по экономике, который осуществляет руководство работами по анализу производственно-хозяйственной деятельности предприятия по наиболее полному и целесообразному использованию материальных, трудовых и денежных ресурсов. Ему подчиняется отдел планирования, организации труда и заработной платы (ОПОТ иЗ). Этот отдел осуществляет руководство работой по экономическому планированию в управлению в управлении, направленному на организацию рациональной хозяйственной деятельности, выявление и использование резервов производства с целью достижения наибольшей экономической эффективности и т.д.

Заместитель директора по общим вопросам отвечает за всю административно-хозяйственную работу, включая вопросы материально-технического обеспечения, жилищно-бытового, транспортного обслуживания, ремонта административных и жилищных помещений. Ему подчиняются следующие отделы: автотракторная колонна (АТК), административно-хозяйственный отдел (АХО), отдел материально-технического снабжения (ОМТС), склад.

Основным структурным производственным подразделением предприятия является цех - административно-обособленное подразделение, призванное выполнять определенную работу - бурение скважин. К основным цехам относится цех по бурению и капитальному ремонту скважин (ЦБ и КРС).

Бесперебойная работа предприятия во многом зависит не только от правильной технической эксплуатации оборудования, но и систематического ремонта. Организация ремонта должна обеспечивать нормальную работоспособность оборудования и сокращать затраты труда, средства и время на ремонтные работы.

Для правильной организации ремонтных работ необходимо знать не только виды ремонтов и их периодичность по системе ГШР, но и их объем работ. Объем ремонта оборудования зависит от категории его сложности, которая определяется отношением трудоемкости его ремонта и трудоемкости машины-эталона.

Трудоемкость ремонта оборудования определяют исходя из нормативов остановок на ремонт и утвержденного штата ремонтной бригады.

Введение системы ППР на предприятии требует соответствующей технологической и организационной подготовки, которая включает: проведение учета и паспортизации всего оборудования, определение категорий сложности ремонта для всех видов оборудования, составление спецификации запасных частей и установление норм запаса их, разработка рациональных технологических процессов ремонта оборудования и технически обоснованных норм на ремонтные работы.

Для проведения системы ППР, капитального ремонта скважин были организованы цеха капитального и поземного ремонта скважин (ЦК и ПРС), в состав которых входят бригады подземного и капитального ремонта скважин.

3.2 Система основных технико-экономических показателей работы бурового предприятия

Для оценки результатов деятельности бурового предприятия используется система технико-экономических показателей. Эти показатели характеризуют различные стороны деятельности предприятия: объемы и темпы буровых работ, экономические результаты работы, использование времени при строительстве скважины.

Различают количественные и качественные показатели.

Количественные показатели характеризуют объемные величины. В бурении скважин к ним относятся:

- проходка (в метрах) по целям бурения: эксплуатационное и разведочное (является основой при расчете скоростей бурения, себестоимости 1 м. проходки, производительности труда);

- количество скважин, начатых бурением;

- количество скважин законченных бурением и строительством;

- станко-месяцы (бурения, испытания, цикла строительства скважин);

- численность рабочих.

Качественные показатели характеризуют эффективность использования материальных и трудовых ресурсов предприятия. К качественным показателям относятся следующие технико-экономические показатели.

1. механическая скорость бурения V_m характеризует проходку на долото в метрах по скважине за время работы долота на забое t_M в часах.

V_{m =} Н/ t_M (89)

Этот показатель характеризует интенсивность разрушения пород, которая зависит от типа породоразрушающего инструмента и качества егс изготовления, технологии бурения и зависит от природных условий бурения типа модели и размера долота и забойного двигателя, режима бурения, квалификации буровой бригады.

2. Рейсовая скорость бурения Vp характеризует отношение проходки по скважине в метрах к суммарным затратам времени на механическое бурение t_M и спуско-подъемным операциям t_cn.

Vp=Н/(t_M + t_cn) (90)

Этот показатель характеризует эффективность работы буровой бригады и оборудования в процессе разрушения горных пород, темп углубления скважины в единицу времени и зависит от природных условий бурения, глубины забоя, режима бурения, квалификации буровой бригады, выбора долот, техники спуско-подъемных операций.

3. Техническая скорость бурения Vt характеризует отношение проходки по скважине в метрах к суммарным затратам времени на выполнение технически необходимых видов работ tпp в станко-месяцах.

Vt = H/tпp (91)

Этот показатель характеризует эффективность производства всего комплекса работ по бурению скважин, исключает влияние непроизводительных работ и остановок и поэтому используется для сравнительной оценки технических возможностей разных способов и видов бурения и выявления резервов роста скоростей бурения.

4. Коммерческая скорость Vk характеризует отношение проходки по скважине или группе скважин в метрах к общим затратам времени на бурение этих скважин tg в станко-месяцах.

Vk = H/t_б (92)

В общие затраты времени t_б включаются затраты на выполнение не только технически необходимых работ, но и работ по ликвидации аварий, не предусмотренных планом ремонтных работ, потери времени по организационным и другим причинам.

Этот показатель дает характеристику уровня техники, технологии и организации работ не всего цикла строительства скважины, а лишь бурения и имеет исключительное значение для оценки работы буровых бригад и буровогопредприятия в целом, т.е. является обобщающим показателем, характеризующим эффективность всего процесса буровых работ.

Повышение коммерческой скорости бурения требует сокращения производительного времени бурения, а также сокращения и ликвидации непроизводительного времени.

Важными факторами повышения коммерческой скорости бурения являются упрощение и облегчение конструкций скважин, механизация и автоматизация спуско-подъемных операций, совершенствование техники и технологии бурения.

5. Цикловая скорость бурения Уц характеризует эффективность использования времени всего цикла работ по строительству скважин и определяется отношением проходки по скважине в метрах к соответствующим затратам времени по всему циклу их строительства t_n в станко-месяцах.

V_Ц = Н/t_Ц (93)

Рост цикловой скорости бурения определяет сокращение необходимого парка буровых установок, повышение производительности труда, снижение себестоимости и улучшение других экономических показателей.

Повышение цикловой скорости бурения требует общего совершенствования техники, технологии и организации буровых работ на всех этапах цикла строительства скважин.

6. Проходка на долото - показатель характеризующий глубину бурения породы одним долотом при условии полной его отработки, в метрах. Средняя проходка на долото определяется делением суммарной проходки Н пробуренной группой долот на число отработанных долот п.

h_cp = Н/n (94)

Среднюю проходку определяют по типам долот, интервалам бурения скважины.

7. Расход обсадных труб на 1 м. проходки характеризует отношение массы обсадных труб к проходке.

q = ?Q/H (95)

Снижение расхода металла на 1 м. проходки труб достигается в результате облегчения и упрощения конструкции скважины, применения обсадных труб уменьшенных диаметров и тонкостенных высокопрочных труб, развития бурения скважин уменьшенного диаметра, предотвращения спуска колонн в непродуктивные разведочные скважины.

8. Производительность труда характеризует количество продукции, выработанной одним работающим (или рабочим) в единицу времени, или количество рабочего времени, затрачиваемого на производство единицы продукции.

В бурении производительность труда выражается следующими показателями

а) проходка в метрах на одного работающего (или рабочего, либо рабочего буровой бригады) в единицу времени (год, месяц).

Пм = Н/К, (96)

где К - среднесписочное число работающих.

Являясь одним из основных показателей, он не учитывает вышкомонтажных работ, работ по испытанию на приток нефти и газа, а также различную трудоемкость 1 м.

б) Выработка в рублях на одного работающего (в сметных ценах).

Псм = Ссм/К, (97)

где Сем - сметная стоимость выполненного объема буровых работ в руб.

Этот показатель достаточно полно отражает трудоемкость буровых работ, но его широкое использование ограничивается рядом условий (отсутствие к началу планируемого периода проектно-сметной документации, изменение цен).

в) Проходка на буровую бригаду в год, характеризуется суммарной проходкой за год в отдельной скважине.

Пбр = ?Н, (98)

где Н - проходка за год в отдельной скважине в метрах.

На уровень производительности труда влияют природные условия бурения, внедрение новой высокопроизводительной буровой техники и прогрессивной технологии, механизация и автоматизация производственных процессов, общее совершенствование организации производства и труда, развитие творческой инициативы трудящихся.

9. Себестоимость строительства скважин, которая может быть выражена показателями:

- себестоимость строительства законченной скважины;

- себестоимость 1 м. проходки.

Себестоимость строительства скважин колеблется в широких пределах в зависимости от особенностей скважин, техники, технологии и организации производства, скорости бурения.

При сравнении себестоимости 1 м. проходки в различных районах и периодах необходимо учитывать геолого-технические условия проходки скважин.

Поэтому при планировании себестоимости следует учитывать однотипность скважин, систему прогрессивных сметных нормативов, местные условия производства работ.

10. Использование основных фондов бурового предприятия (буровое оборудование, инструменты, здания) характеризуется следующими показателями:

а) годовая производительность буровой установки - проходка на одну буровую установку в год.

Р = Н/Б, м/станок, (99)

где Б - среднесписочное количество буровых установок за год. Этот показатель характеризует использование главного вида основных производственных фондов бурового предприятия.

б) проходка (или объем буровых работ в сметных ценах) на 1 тыс. руб. основных фондов.

И_ф^м = Н/Ф (м), (100)

И_ф^см = Ссм/Ф (руб.), (101)

где Иф^М и Иф^СМ - соответственно показатели использования основных фондов в метрах проходки и денежном выражении (в сметных ценах);

Ф - балансовая стоимость основных фондов в среднем за год в тыс. руб.

Проходка на 1 тыс. руб. основных фондов характеризует использование всех видов основных фондов, а не только комплектных буровых установок.

На использование основных фондов влияет ряд технико-экономических факторов, в частности, совершенство буровой техники; соответствие оборудования производственным условиям; наличие излишних средств труда; использование основных фондов по времени их работы (продолжительность межремонтного периода, сроки ремонта, простои из-за организационных неполадок) и по интенсивности их применения в единицу времени (скоростное бурение, новые методы строительства скважин, механизация и автоматизация производственных процессов); удельный вес установок, занятых в бурении во всем парке установок.

Система основных технико-экономических показателей строительства скважины Коринской площади представлена в таблице 16.

Таблица 16 - Система основных технико-экономических показателей строительства скважины №60 на Коринской площади

№	Показатели	Единицы измерения	2007 год
1	Конструкция скважины: 1 Шахтовое направление 2 Кондуктор 3 Промежуточная колонна 4 Эксплуатационная колонна	мм·м	530x10 324x250 245x1150 140x2500
2	Проектная глубина	м	2500
3	Станко-месяцы бурения	ст-мес	361
4	Станко-месяцы цикла строительства скважины	ст-мес	532
5	Численность рабочих	чел.	54
6	Механическая скорость бурения	м/ч	17,34
7	Рейсовая скорость бурения	м/ч	15
8	Техническая скорость бурения	м/ст-мес	289
9	Коммерческая скорость бурения	м/ст-мес	450
10	Цикловая скорость бурения	м/ст-мес	176
11	Средняя проходка на долото	м	833,33
12	Проходка на одного работающего	м/чел.	46,3
13	Выработка на одного работающего	руб./чел.	456795,02
14	Сметная стоимость затрат на бурение	руб.	24666931,12
15	Стоимость одного метра проходки	руб./м	9866,77

3.3 Сметный расчет бурения скважины Коринской площади

бурение гидравлический скважина

Финансирование буровых работ и расчеты с заказчиками осуществляют на основе смет на строительство нефтяных и газовых скважин, которые определяют общую сумму необходимых затрат, согласно техническому проекту. Порядок и методика составления сметной документации регламентируются соответствующей инструкцией.

Для определения сметной стоимости строительства скважины в зависимости от условий и состава работ разрабатываются более 30 сметные расчетов, объединяемых в сводный сметный расчет. Сводный расчет состоит из одиннадцати глав: подготовительные работы к строительству скважины; строительство и разборка (передвижка) вышки, привышечных сооружений, монтаж и демонтаж оборудования; бурение и крепление скважины; испытание скважины на продуктивность; промыслово-геофизические работы; дополнительные затраты при строительстве скважины в зимнее время; накладные расходы; плановые накопления; прочие работы и затраты; авторский надзор; проектные и изыскательские работы.

Предусматривается также резерв средств на непредвиденные работы и затраты, не предусмотренные рабочим проектом и не зависящие от исполнителя работ по строительству скважин. Суммированием затрат по перечисленным главам и резерва средств получают полную сметную стоимость строительства скважины, которая после утверждения является лимитом на весь срок строительства. Суммарная сметная стоимость всех скважин, подлежащих строительству в плановом периоде, определяет объем капитальных вложений на этот период.

Для определения затрат по разделам и статьям расходов используют следующие материалы: технические проекты на строительство скважин, которые содержат данные об объемах отдельных видов работ, об используемом оборудовании, инструменте, конструкции скважин, виде энергии, продолжительности строительства и другие показатели, определяющие технику, технологию и организацию работ.

Смета затрат на бурение скважины составляется по статьям затрат на подготовительные работы к бурению и интервалов бурения - под направление (в случае сооружения его в процессе бурения), водоизолирующую колонну, кондуктор, промежуточные и эксплуатационную колонны. Все затраты в сметном расчете подразделяются на затраты, зависящие от времени и затраты, зависящие от объема работ.

а) к затратам, зависящим от времени, относятся: оплата буровой бригады; оплата труда рабочих по обслуживанию буровой и рабочих, занятых заготовкой и обработкой бурового раствора; материалы и запасные части, расходуемые в процессе эксплуатации бурового оборудования, для ремонта вышек и привышечных сооружений; амортизация бурового оборудования, вышек, металлоконструкций, средств контроля, диспетчеризации и управления процессом бурения; амортизация и эксплуатация ППБУ, износ бурового и ловильного инструмента, содержания бурового оборудования и инструмента, средств контроля диспетчеризации и управления процессом бурения, бурильных труб, комплектов турбобуров, электробуровой техники и специального оборудования, телеметрической системы, редукторных вставок, износ токоподвода при бурении электробуром, энергия двигателей внутреннего сгорания, электроэнергия (потребляемая электроэнергия и уплата за заявленную мощность, эксплуатация и амортизация двигателей внутреннего сгорания передвижных электростанций, содержание высоковольтной сети), другие виды энергии, эксплуатация и пробег компрессора, содержание трактора на скважине, эксплуатация водонасосной установки, содержание полевой лаборатории по разработке рецептур приготовления и обработки бурового раствора, материалы для приготовления бурового раствора и его обработки, техническая вода, специальный транспорт, транспортировка вахт, грузов, трактора и бульдозера до скважины;

б) к затратам, зависящим от объема работ, относятся: износ бурильных труб по интервалам, дефектоскопия бурильных труб и оборудования на буровой, износ шурфа (принимается в эксплуатационном бурении в размере 10 процентов и в разведочном бурении - 25 процентов сметной стоимости обсадных труб для шурфа, включаются в затраты по первому интервалу бурения), элементы компоновки низа бурильной колонны, опрессовка бурильных труб, транспортировка грузов;

в) затраты по бурению под направление предусматриваются в первом интервале бурения, начиная с нуля;

г) стоимость бурения по интервалам определяется, исходя из стоимости 1 м. бурения каждого интервала. Этот расчет производится по интервальной шкале, которая составляется на основе приведенного в рабочем проекте объема проходки и продолжительности собственно бурения под каждую колонну и в каждом интервале. При этом из рабочего проекта берется продолжительность бурения каждого интервала, из сметного расчета переносятся суммы затрат, зависящих от времени бурения и объема работ, отдельно при бурении под направление, водоизолирующую колонну, кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны, определяется общая стоимость каждого интервала бурения путем деления затрат на соответствующие продолжительности бурения под направление, водоизолирующую колонну, кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны и умножением полученной стоимости одних суток на продолжительность бурения каждого интервала, стоимость одного метра бурения по каждому интервалу определяется делением отдельно затрат, зависящих от времени и объема работ на метраж данного интервала.

Сметный расчет бурения скважины под эксплуатационную колонну Коринской площади представлен в таблице 17.

Таблица 17 - Расчет сметной стоимости бурения скважины Коринской площади

№	Наименование работ или затрат	ед. изм.	Стоимость единицы руб.	Подготовительные работы к бурению	Бурение под эксплуатационную колонну
				количество	стоимость всего
						кол-во	всего
	Затраты, зависящие от времени:
1	повременная оплата труда рабочих буровых бригад за время выполнения безметровых работ	сут.	3 634.28	6.50	23 622.82
2	сдельная оплата труда рабочих буровой бригады в смену за время раты при бурении скважины	сут.	4 298.80			112.30	482 755.24
3	повременная оплата труда дизелистов за время выполнения безметражных работ	сут.	703.10	6.50	4 570.15
4	сдельная оплата труда дизелистов за время работы при бурении скважины	сут.	696.40			112.30	78 205.72
5	повременная оплата труда рабочих 4-го разряда по обслуживанию буровой за время выполнения безметражных работ	сут.	96.50	6.50	627.25
6	сдельная оплата труда рабочих 4-го разряда по обслуживанию буровой за время работы при бурении скважины	сут.	108.90			112.30	12 229.47
7	дизельное топливо для главного привода	сут.	712.40	6.50	4 630.60	112.30	80 002.52
8	смазочные материалы для главного привода	сут.	806.20	0.15	120.93	112.30	90 536.26
9	смазочные материалы для передвижных электростанций	сут.	7 150.40	0.15	1 072.56	112.30	802 989.92
10	материалы и запчасти, расходуемые в процессе эксплуатации бурового и силового оборудования	сут.	9 280.00	2.50	23 200.00	112.30	1 042 144.01
11	амортизация бурового оборудования	сут.	8 190.00	6.50	53 235.00	112.30	919 737.00
12	капитальный ремонт бурового оборудования	сут.	3 250.00	6.50	21 125.00	112.30	364 975.00
13	амортизация противовыбросового оборудования	сут.	1 812.72			112.30	203 568.46
14	капитальный ремонт противовыбросового оборудования	сут.	1 285.60			112.30	144 372.88
15	износ бурового инструмента	сут.	654.00	6.50	4 251.00	112.30	587 553.60
16	износ ловильного инструмента	сут.	486.00	6.50		112.30	436 622.40
17	износ бурильных труб	сут.	4 280.40	6.50	27 822.60	112.30	480 688.92
18	содержание бурового и силового оборудования, инструмента	сут.	2 212.00	6.50	14 378.00	112.30	248 407.60
19	содержание средств контроля, диспетчеризации и управления процессом бурения	сут.	301.00	6.50	1 956.50	112.30	270 418.40
	содержание бурильных труб
20	УБТС.2-178x80	м	834.00			148.00	987 456.00
21	УБТС.2 -146x74	м	731.00			12.00	70 176.00
22	ПК127х13Д	м	815.00			250.00	1 630 000.00
23	ПК127х9Д	м	785.00			1 353.00	8 496 840.00
24	ПК127х9Е	м	690.00			737.00	4 068 240.00
25	содержание передвижной дефектоскопической установки	ч	801.00			26.00	20 826.00
26	пробег передвижной дефектоскопической установки	км	10.00			112.30	1 123.00
27	содержание полевой лаборатории по разработке рецертур приготовления и обработке бурового раствора	сут.	2.20	6.50	14.30	26.00	57.20
28	пробег полевой лаборатории по глинистым растворам	км	10.00	6.50	65.00	112.30	8 984.00
29	вода техническая из подземных источников	т	256.00	0.01	2.56	0.80	1 638.40
29	Транспортировка грузов	руб.			14 260.00		71 520.00
30	Итого затрат, зависящих от времени:		85 780.00		180 694.27		21 530 547.99
31	Затраты, зависящие от объема работ:
	ПУЩР ТУ 39-01-247-79	т	3 246.00			0.05	162.30
32	Глинопорошок бетонированный сорт высший ТУ 34-048-74	т	2 315.00			0.012	27.78
33	Каустическая сода сорт высший ГОСТ 2263-79	т	3 280.00			0.02	65.60
34	Сода кальцинированная техническая ГОСТ 5100-85	т	3 548.00			0.055	195.14
35	Барит порошкообразный ОСТ 39-128-82	т	5 690.00			0.01	56.90
36	КССБ - 2М ТУ 39-095-75	т	8 420.61			15.00	126 309.15
37	ФК-1	т	1 660.00			0.20	332.00
38	полиакрилатам	т	2 182.00			0.03	65.46
39	эксплуатация БУ 3200/200 ЭУ-1М:	сут.
	эксплуатация вышки ВМА45х200-1	сут.	11 370.00	6.50	73 905.00	112.30	1276 851.00
	эксплуатация кронблока УКБА - 6-250	сут.	7 180.00	6.50	46 670.00	112.30	806 314.00
	эксплуатация талевого блока УТБА-5-200	сут.	2 910.00	6.50	18 915.00	112.30	326 793.00
	эксплуатация вертлюга УВ-250 МА	сут.	1 250.00	6.50	8 125.00	112.30	140 375.00
	эксплуатация ротора Р-700	сут.	834.00	6.50	5 421.00	112.30	93 658.20
	эксплуатация лебедки ЛБУ 22-720	сут.	581.00	6.50	3 776.50	112.30	65 246.30

Выбор плотности бурового раствора

Необходимую плотность бурового раствора с, кг/м³, определяем по формуле:

(102)

где Р_ПЛ - пластовое давление, Па;

К_Р - коэффициент репрессии;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

L_К - глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления от устья скважины, м;

ДР - превышение забойного давления над пластовым, Па.

В соответствии с [3], принимаем коэффициент репрессии равным 1,05 и превышение забойного давления над пластовым равным 2,5 ч 3 МПа, по формуле (51) рассчитываем:

Для дальнейших расчетов принимаем с = 1290 кг/м³.

Выбор реологических характеристик бурового раствора

На стадии проектирования допускается ориентировочное определение параметров бурового раствора по различным регрессионным уравнениям:

(103)

(104)

где з - структурная вязкость, Па·с;

ф₀ - динамическое напряжение сдвига, Па.

Подставляя плотность бурового раствора, по формулам (52) и (53) получаем:

Определение технологически необходимого расхода бурового раствора

Технологически необходимый расход Q_З, м³/с, для удовлетворительной очистки забоя скважины составит:

(105)

где q - удельный расход бурового раствора, м³/с;

F_З - площадь забоя по номинальному диаметру долота, м².

Принимая удельный расход бурового раствора 0,6 м³/с, по (54) определяем:

Определим технологически желательный расход Q_КП, м³/с, исходя из условия очистки кольцевого пространства, т.е. выноса шлама на поверхность по формуле:

(106)

где F_КП^СР - среднее значение площади кольцевого пространства, м²;

х_КП - средняя скорость потока, которая обеспечивает вынос шлама, м/с.

Средняя скорость потока бурового раствора представляется в виде двух скоростей:

(107)

где х_ПР - скорость проскальзывания частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/с;

х_ТР - скорость транспорта, м/с.

Скорость равномерного падения (проскальзывания) частицы в жидкости определяется по формуле:

(108)

где Re - число Рейнольдса;

d_Ч - эквивалентный диаметр частицы шлама, м.

Предварительно определим размер частицы шлама, который при бурении долотами типа С равен:

(109)

где D_Д - диаметр долота, м.

По формуле (58) вычисляем:

Определим режим течения жидкости, для чего предварительно найдем критическое число Рейнольдса Re_КР, число Хедстрема Не, число Архимеда Аr и число Рейнольдса Re по следующим формулам:

(110)

(111)

(112)

(113)

где с_Ч - плотность разбуриваемой породы, кг/м³.

По формулам (59) - (62) рассчитываем:

Т.к. Re < Re_КР, то режим течения структурный и скорость проскальзывания частиц шлама рассчитываться по формуле (57):

Скорость транспорта можно вычислить по формуле:

(114)

де D_С - диаметр скважины, м;

d_Н - наружный диаметр бурильных труб, м;

х_М - механическая скорость бурения, м/ч;

С - допустимое значение концентрации шлама в кольцевом пространстве.

По формуле (63) вычисляем:

Тогда среднюю скорость потока определяем по формуле (107):

Определим скорость потока бурового раствора еще по двум формулам:

(115)

(116)

По формулам (115) и (116) рассчитываем:

Принимая скорость потока бурового раствора максимальной из рассчитанных: х_КП = 0,9 м/с, определяем расход бурового раствора по формуле (55):

Расход 0,021 м³/с удовлетворяет всем технологическим требованиям.

Найдем теоретическую подачу насоса Q_Т, м³/с, по формуле:

(117)

где m - количество одновременно работающих насосов;

К_П - коэффициент подачи.

Коэффициент подачи можно определить по формуле:

 (118)

По формулам (117) и (118) рассчитываем:

Такой расход будет обеспечен при работе одного насоса УНБТ - 950А, оснащенного втулками 170 мм (Р_Н = 21 МПа).

Рабочее давление насоса:

Окончательно для дальнейших расчетов принимаем расход раствора:

Оценка возможности гидроразрыва

Оценим возможность гидроразрыва с наименьшим значением давления гидроразрыва горных пород в рассчитываемом интервале бурения (Р_гидр = 48 МПа), по формуле:

(119)

где Р_ПОГЛ - давление гидроразрыва горных пород, Па;

Р_КП - потери давления при циркуляции бурового раствора, Па;

ц - содержание жидкости в шламожидкостном потоке;

L_П - глубина залегания подошвы пласта от устья, м.

Содержание жидкости в шламожидкостном потоке без учета относительных скоростей можно определить по формуле:

(120)

Найдем потери давления при циркуляции бурового раствора в кольцевом пространстве (Р_КП), Па. Для этого необходимо определить режим течения жидкости, путем определения критического числа Рейнольдса Re_КР и числа Рейнольдса для кольцевого пространства Re_КП по формулам:

(121)

(122)

(123)

По формулам (123) - (121) рассчитываем:

Интервал 0 - 1150 м: (обсаженный ствол за БТ)

т.к. Re_КП < Re_КР, то режим течения структурный.

Аналогичным образом определяем режимы течения бурового раствора для других интервалов. Результаты расчетов приведены в табл. 13.

Таблица 13 - Режимы течения бурового раствора по интервалам

Интервал, м	Кольцевое пространство
	Не	ReКП	ReКР	Режим течения
0 - 1150 (обсаженный ствол за БТ)	1,15·105	5103	8388	структурный
1150-2352 (открытый ствол за БТ)	1·105	5215	7898	структурный
2352-2500 (открытый ствол за УБТ)	0,17·105	4545	4175	турбулентный

Определяем потери давления по интервалам. При структурном (ламинарном) режиме потери давления Р_КПГЛ, Па, при течении глинистого раствора определяются:

(124)

где l - длина интервала определения потерь давления, м;

в_КП - коэффициент, определяемый по графику (рис. 1), в зависимости от числа Сен-Венана-Ильюшина, которое определяется по формуле:

(125)

Кривые зависимости (Sen) для труб круглого (1) и кольцевого (2) поперечного сечения

По формуле (125) для участков со структурным режимом течения вычисляем:

По графику зависимости (Sen) для труб кольцевого поперечного сечения (рис. 1) определяем параметр _КП: для течения жидкости в кольцевом пространстве за бурильными трубами в обсаженном стволе _КП = 0,52; за бурильными трубами в открытом стволе _КП = 0,50.

Тогда по формуле (124) рассчитываем:

При турбулентном режиме потери давления при течении глинистого раствора определяются по формуле:

(126)

где л_КП - коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве, который может быть найден из выражения:

(127)

где k_Э - эквивалентная шероховатость, м.

Эквивалентная шероховатость в обсаженном стволе и бурильных трубах 3·10 ^-4 м, а в открытом стволе 3·10 ^-3 м. Тогда по формулам (76) и (75) рассчитываем:

Потери давления на местных сопротивлениях определяются по формуле:

(128)

где о_КП - коэффициент местного сопротивления;

l_Т - средняя длина трубы в данной секции, м.

Коэффициент местных сопротивлений для замков бурильных труб рассчитывается по формуле:

(129)

где d_З - наружный диаметр замка, м.

Подставляя диаметры замка, по формуле (129) рассчитываем:

Обсаженный ствол:

Открытый ствол:

Определяем потери давления по формуле (128):

Суммарные потери давления в кольцевом пространстве:

Р_КП = 0,34 + 0,4 + 0,54 + 0,012 + 0,006 + 0,026 = 1,34 МПа.

Оценим возможность гидроразрыва пласта по формулам (69) и (68):

Принятая плотность 1290 < 2180 кг/м³. Поглощение исключено.

Определение потерь давления во внутритрубном пространстве

Для определения потерь давления внутри бурильных труб найдем значения критического и действительного чисел Рейнольдса по формулам:

(130)

(131)

где d_Т - внутренний диаметр труб, м.

По формулам (130) и (131) определяем:

1 и 2 секции БТ

3 секция БТ

УБТ

Во всей колонне бурильных труб действительные числа Рейнольдса больше критических Re_Т > Re_КРТ, следовательно режим течения турбулентный и потери давления определяются по формуле Дарси - Вейсбаха:

(132)

где л_Т - коэффициент гидравлического сопротивления в трубах, рассчитываемый:

 (133)

По формулам (133) и (132) рассчитываем:

1 и 2 секции БТ

3 секция БТ

УБТ

Так как бурильные трубы с приваренными замками, то потери давления в них незначительны, и ими можно пренебречь.

Потери в наземной обвязке Р^//_ОБВ, Па, определяем по формуле:

(134)

где б_С - коэффициент гидравлических сопротивлений в стояке;

б_Ш - коэффициент гидравлических сопротивлений в буровом рукаве;

б_В - коэффициент гидравлических сопротивлений в вертлюге;

б_К - коэффициент гидравлических сопротивлений в ведущей трубе.

Подставляя соответствующие значения коэффициентов гидравлических сопротивлений, по формуле (134) рассчитываем:

Программа оснащения гидромониторных долот насадками

Резерв давления, который может быть реализован на долоте, составит:

(135)

где УР - суммарные потери давления, Па.

Суммарные потери давления можно определить по формуле:

(136)

По формулам (136) и (135) рассчитываем:

Суммарные потери давления на глубине 1150 м составляют 7,9 МПа. По полученным значениям давлений вычерчиваем график изменения резерва давления по длине интервала бурения (рис. 2). Интервал бурения разобьем на два: 1150-1800 м и 1800-2500 м. Резервы давления, которые могут быть реализованы на долоте, в этих интервалах составят 14,7 и 12,2 МПа соответственно

Рисунок 2 - Изменение резерва давления по длине интервала

Диаметр насадок d_Н, м, можно определить по формуле:

(137)

где z - количество насадок;

м - коэффициент расхода.

Принимая коэффициент расхода равным 0,92, по формуле (86) рассчитываем:

Заключение

Для выполнения дипломного проекта было выдано задание: разработать дипломный проект по теме: «Проект технологии бурения скважины на Коринской площади с детальной разработкой вопросов энергосбережения при промывке и СПО».

В ходе выполнения задания были рассмотрены следующие вопросы:

- была представлена инженерно - геологическая характеристика района проектируемых работ, в том числе: стратиграфия и литология разреза, физико-механические свойства горных работ, виды возможных осложнений и их приуроченность к отдельным интервалам;

- конструкция скважины;

- для условий бурения в расчетном интервале были выбраны долота для бурения;

- запроектированы параметры режима бурения (осевая нагрузка на долото составила 150 кН; частота вращения ПРИ - 102 мин ^-1);

- был выбран тип бурового раствора и его параметров.

Для бурения в интервале 10 - 250 метров выбираем гуматный буровой раствор; 250 - 1150 метро - гуматно - лигносульфонатный буровой раствор; 1150-2500 метров, также применяется гуматно - лигносульфонатный буровой раствор.

Также были выбраны химические реагенты для обработки бурового раствора.

Следующим этапом был сделан проектировочный расчет бурильной колонны. В результате расчета была скомпонована конструкция бурильной колонны, сделан расчет замковых соединений и расчет наиболее допускаемых глубин спуска секций бурильной колонны в клиновом захвате ПКР - 700.

Была разработана гидравлическая программа бурения и программа оснащения гидромониторных долот насадками.

Вес наиболее тяжелой из обсадных колонн составляет 658560 Н, вес бурильной колонны в воздухе равен 738918 Н. По условной глубине бурения выбрали буровую установку БУ3200/200 ЭУ - 1М. Грузоподъемность данной установки составляет 2000 кН. Проверили установку по грузоподъемности.

Разработали мероприятия к вопросам энергосбережения при промывке и спуско-подъемных операциях

В ходе выполненных расчетов экономический эффект составил 119687,5 рублей.

Список используемых источников

1 Индивидуальный технический проект на строительство поисковой скважины №60 Коринской площади.

2 Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений/ Под ред. М.Г. Абрамсона, Б.В. Байдюка и др. - М.: Недра, 1984. - 207 с.

3 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: ПБ 08 - 624 - 03: утв. Гостехнадзором России 05.06.03. - Вып. 4. - Сер. 08 Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: ГУП «НТЦ Промышленная безопасность», 2003. - 312 с.

4 Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2000. - 489 с.

5 Буровое оборудование: Справочник/ Под ред. В.Ф. Абубакиров, В.Л. Архангельский, Ю.Г. Буримов и др. - М.: Недра, 2000. - Т. 1.

6 Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин. Взамен РД 39 - 0147014 - 502 - 85. Введ. 01.01.98 г.

7 Методические указания по нормированию расхода топливно-энергетических ресурсов в бурении скважин: утв. ОАО «Газпром» 12.10.2003. - Ставрополь, 2003. - 36 с.

8 Инструкция по оценке эффективности использования топливно-энергетических ресурсов в бурении скважин: утв. ОАО «Газпром» 28.10.2003. - Ставрополь, 2003. - 32 с.

9 Экономика нефтегазодобывающей промышленности: Словарь-справочник/ Под ред. А.И. Перчик. - М.: Недра, 1983. - 223 с.

Размещено на Allbest.ru