Бурение поисковой скважины

Q = F_кп·v_в,

где F_кп - площадь сечения затрубного пространства, м ;

Q=0,0316·1,8=0,0569m³/с

Вычисляем допустимую подачу ЦА из условия предотвращения гидроразрыва слабого пласта

где g - ускорение свободного падения, м/с²; g - 9,8 м/с²;

D_cp - средневзвешенный диаметр ствола скважины, см;

л_цр - коэффициент гидравлических сопротивлений для тампонажного раствора;

к_п - коэффициент снижения давления из условия предотвращения поглощения; принимаем k_n= 1,02.



Согласно рекомендаций на стр. 261 [2] принимаем коэффициенты гидравлических сопротивлений для цементного раствора л_цр = 0,035, для бурового раствора л_бр = 0,020.

Вычисляем допустимую подачу ЦА

Так как Q' < Q (0,0228 < 0,0569 м³/с), можем прокачивать жидкости с подачей Q = 0,0228 м³/с.

Определяем максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования

р_к = р_р + р_тр + р_затр,

где р_р - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования МПа;

р_тр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах МПа;

р_затр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве МПа.

Для продавливания цементного раствора принимаем буровой раствор, тогда

_пр = _бр = 1140 кг/м³.

р_р =g·(Н_цр - h_ст)·(_цр - _пр)·10^-6;

р_р = 9,8·(1070 - 20)·(1400 - 1020)·10^-6 = 3,91 МПа.

Определяем давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах.

Определяем давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве

Максимальное давление в конце цементирования

р_к = 3,91 + 0,02 + 0,20 = 4,1 МПа.

В соответствии с Q = 0,0569 м³/с и р_к = 4,1 МПа выбираем для приготовления и закачивания цементного раствора агрегаты ЦА-320М с диаметром втулок 127 мм. В этом случае на III передаче насос агрегата может создавать давление р_III = 10,0 МПа при производительности q_III = 0,0081 м³/с.

Определяем необходимое число ЦА

n= Q/q_III + 1 = 0,0228/0,0081 + 1 = 3,81.

Принимаем 4 агрегата ЦА-320М.

Рассчитываем необходимое число цементосмесительных машин 2СМН-20 в зависимости от массы цемента, его насыпной объемной массы и вместимости бункера V_бун = 14,5 м³

Принимаем m = 2.

В каждую цементосмесительную машину будет загружено по 8,43 т цемента.

Так как количество цементосмесительных машин m = 2, и на каждую машину потребуется два агрегата ЦА-320М то общее количество ЦА данного типа n₂ = 4. Для получения суммарной подачи Q = 0,0228 м³/с каждый агрегат должен работать с производительностью q_цр = 0,0057 м³/с, что возможно на III передаче.

Гидравлические сопротивления при закачивании цементного раствора будут незначительными.

Закачивание 0,98 объема продавочного раствора будут осуществлять n₃ = 3 ЦА при подаче q_np1 = 0,0076 дм³/с.

Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом (n₄ = 1) при подаче q_np2 = 0,0041 дм³/с.

Определяем продолжительность цементирования эксплуатационной колонны



Для цементирования обсадной колонны необходимо принять цементный раствор, характеризующийся началом загустевания

t₃ = t_ц /0,75 = 69,8/0,75 = 93,1 мин.

Результаты расчетов приведены в таблицу 10.

Таблица 10

Наименование	Единица измерения	Количество
Объем тампонажного раствора	м3	34,6
Количество сухого тампонажного цемента	т	25,3
Количество воды затворения	м3	26,4
Объем продавочного раствор	м3	43,3
Число цементировочных агрегатов ЦА-320М	шт	5
Число цементосмесительных машин 2СМН-20	шт	2
Продолжительность цементирования	мин	69,8

2.7 Поглощения при цементировании обсадных колонн

При цементировании скважин могут иметь место поглощение тампонажного раствора и промывочной жидкости, резкое повышение давления в период вытеснения тампонажного раствора из обсадной колонны, газопроявления и перетоки через заколонное пространство, чаще всего в период схватывания и твердения тампонажного раствора, неполное заполнение заданного интервала заколонного пространства тампонажным раствором, оголение башмака колонны и другие осложнения.

Поглощения являются следствием возникновения чрезмерно высоких давлений на стенки скважины при цементировании. Может быть несколько причин опасно высокого повышения давления:

а) неправильный выбор величины плотности тампонажного раствора без учета индексов давлений поглощения, гидродинамических давлений при движении в заколонном пространстве и высоты интервала цементирования;

б) неправильный выбор режима и способа цементирования, без учета тех же факторов; гидродинамическое давление, особенно при турбулентном режиме течения, увеличивается с ростом скорости; при неправильном выборе скорости движения суммарное давление в заколонном пространстве может превысить давление поглощения наиболее слабых пород;

в) обезвоживание тампонажного раствора в интервале, сложенном проницаемыми породами;

г) образование большого объема густой высокотиксотропной смеси тампонажного раствора и промывочной жидкости;

д) одностороннее продвижение тампонажного раствора по широкой части поперечного сечения заколонного пространства;

е) преждевременное загустевание и схватывание тампонажного раствора вследствие неправильного выбора состава его, нарушения заданной рецептуры при приготовлении, значительного увеличения срока цементирования по сравнению с расчетным, применительно к которому разработана рецептура, или сильного обезвоживания при контакте с проницаемыми породами.

В процессе цементирования давление в заколонном пространстве всегда должно быть выше пластовых давлений. Под влиянием разности этих давлений неизбежно отфильтровывание части свободной воды из тампонажного раствора в проницаемые породы. Такое обезвоживание не представляет опасности только в том случае, если раствор находится в непрерывном движении, а на стенках скважины имеется малопроницаемая фильтрационная корка из частиц твердой фазы промывочной жидкости. Если же эта корка на каком-либо участке скважины удалена, из тампонажного раствора будет отфильтровываться свободная вода, а на стенках скважины образуется цементная корка. Чем больше скорость течения, тем меньше толщина корки, особенно при турбулентном режиме течения. Если же движение раствора хотя бы кратковременно приостанавливается, корка в короткий срок может заполнить полностью или почти полностью весь зазор между колонной и стенками скважины. При восстановлении циркуляции на участках с толстой фильтрационной коркой возникают весьма большие местные гидравлические сопротивления. Для проталкивания раствора через такие участки нередко требуется настолько повысить давление, что могут быть разорваны породы в интервале между башмаком колонны и участком с толстой коркой либо обсадные трубы. Чтобы устранить опасность быстрого обезвоживания тампонажного раствора, необходимо, во-первых, не допускать ни малейшей остановки в движении его с момента выхода первой порции в заколонное пространство до завершения всего процесса цементирования; во-вторых, снижать водоотдачу раствора путем соответствующей обработки до уровня не более 10--15 см³ за 30 мин или кольматировать поровые каналы в стенках скважины, используя для этого специальную буферную жидкость.

При разработке рецептуры тампонажного раствора для цементирования конкретного интервала скважины необходимо правильно оценить температуру и давление в нем и испытывать раствор при данных условиях. Если свойства раствора определены при существенно иных условиях, например, при комнатной температуре и атмосферном давлении, при цементировании скважины свойства под воздействием высоких температуры и давления могут настолько измениться, что начнется преждевременное загустевание раствора и обусловленное этим повышение давления.

Осложнения могут быть следствием нарушения рецептуры раствора при его приготовлении на буровой: значительное уменьшение водосодержания в отдельных порциях раствора, закачиваемых в скважину, может быть причиной уменьшения подвижности и преждевременного загустевания, а значительное увеличение водосодержания -- причиной резкого ухудшения седиментационной устойчивости, возникновения суффозиоиных каналов и т. п. Как правило, в приготовлении тампонажного раствора на буровой одновременно участвуют несколько смесительных машин. Целесообразно порции раствора, приготовляемые разными машинами, направлять сначала в общую осреднительную емкость достаточно большого объема, тщательно перемешивать в ней и, лишь убедившись, что свойства перемешанного раствора соответствуют рекомендованным для цементирования данного интервала, закачивать его в скважину. Отсюда вытекает необходимость непрерывного контроля свойств как порций раствора, приготовляемого каждой смесительной машиной, так и раствора, полученного после тщательного перемешивания в осреднительной емкости, и оперативного управления режимом работы машин с целью быстрого регулирования состава приготовляемого раствора и доведениясвойств его до рекомендованных значений. Такой контроль и управление можно осуществлять, например, с помощью станций СКЦ-2М.

2.8 Углубление скважины

В Российской Федерации получили распространение три способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Первые два из этих способов являются основными. Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях. На основании данных, полученных при опытном бурении, сравнивают способы бурения и выявляют из их числа наиболее эффективный для конкретных геолого-технических условий.

В качестве критерия оценки эффективности способа бурения целесообразно применять стоимость 1 м проходки. Это, конечно, не исключает возможность использования при сравнении способов бурения таких критериев, как проходка за долбление, а также рейсовая и коммерческая скорость.

Способ бурения можно выбирать в зависимости от установленной оптимальной частоты вращения долота, об/мин:

Ротор, турбобур с редуктором-вставкой, электробур с двумя редукторами-вставками............................................ 35... 100

Ротор, винтовой забойный двигатель, турбобур с редуктором-вставкой, турбобур с решетками гидроторможения, электробур с редуктором-вставкой ...................................................................................100... 250

Шпиндельные турбобуры с турбинами точного литья и турбобуры с падающей к тормозу линией давления, турбобур с редуктором-вставкой, электробур с редуктором-вставкой...........................................................250...500

Турбобуры и электробуры для алмазного бурения.............500...800

В Российской Федерации, в отличие от других стран, основные объемы бурения осуществляются турбобурами (80...85%). Бурение винтовыми забойными двигателями (6 %), роторным способом (7...12%) и электробурами (2%) производится в значительно меньших объемах. В США основные объемы бурения на нефть и газ осуществляются роторным способом, а в случае необходимости бурить скважину забойным двигателем используют винтовые забойные двигатели. Такое положение объясняется многими причинами, главными из которых являются величина стоимости 1 м проходки и многолетние традиции, укоренившиеся в странах, при бурении нефтяных и газовых скважин.

Особенности режима бурения роторным способом.

При роторном бурении отсутствует ярко выраженная взаимосвязь параметров режима бурения и, следовательно, влияние их друг на друга. Поэтому оптимальный режим роторного бурения включает в себя сочетание наивыгоднейших значений каждого параметра в отдельности.

Тип долота должен выбираться в соответствии с действующими нормативными документами. При выборе режима бурения долотами серий ГНУ и ГАУ следует учитывать следующее: верхнему уровню величин осевых нагрузок на долота соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот; в пластичных, вязких глинистых, а также слабо сцементированных малоабразивных песчано-глинистых и песчаных породах целесообразно бурить при близких к максимальным частотам вращения и пониженных величинах осевой нагрузки на долото; в песчаных и других абразивных породах, а также трещиноватых и обломочных целесообразно снижать частоту вращения ротора во избежание повышенного износа и разрушения вооружения, герметизирующих элементов опор шарошек, козырьков и спинок лап.

Режим бурения, особенно долотами с твердосплавным вооружением и герметизированными опорами, должен выбираться таким, чтобы не допускалось вибраций бурильной колонны.

Во многих случаях, особенно при бурении в мягких неабразивных породах, существенное улучшение показателей работы долот достигается при повышении частоты вращения до 140... 200 об/мин.

Фактическая осевая нагрузка на долото при повышенной частоте вращения инструмента из-за трения бурильной колонны о стенки скважины и вкладыш ротора оказывается существенно меньше, чем по индикатору массы (веса).

Нагрузку на долото следует корректировать с учетом разницы в показаниях индикатора массы (веса) при вращении и без вращения колонны.

Осевая нагрузка на долото при бурении с повышенной частотой вращения обычно должна быть уменьшена на 20... 25 % против величины, создаваемой при низкооборотном режиме в тех же условиях.

Переход на высокооборотный режим вращения бурильной колонны может сопровождаться в отдельных породах обвалами стенок скважины и увеличением момента вращения бурильного инструмента. При возникновении указанных явлений необходимо немедленно тщательно промыть и проработать (на длину ведущей трубы) ствол скважины и только после установления нормальных условий бурения переходить на повышенную частоту вращения ротора. Не рекомендуется применение повышенной частоты вращения ротора при бурении в твердых породах с промывкой технической водой.

При бурении долотами с герметизированными спорами и твердосплавным вооружением неравномерное вращение и подача долота, резкое торможение и внезапные остановки, толчки и удары, повышенный уровень вибрации приводят к разрушению (поломкам, сколам и т. п.) твердосплавных зубцов и преждевременному выходу из строя герметизирующих элементов и опор в целом. При появлении в ходе долбления вибраций для их подавления необходимо уменьшить осевую нагрузку или изменить частоту вращения ротора.

Если изменение, в рациональных пределах, указанных параметров не приводит к уменьшению амплитуды колебаний до приемлемого уровня, то это свидетельствует о завышенной моментоемкости долота или недостаточном маховом моменте УБТ для данного сочетания типа долота и разбуриваемых пород. Следовательно, на очередное долбление необходимо использовать долото, характеризующееся меньшей моментоемкостью или увеличить маховый момент УБТ, желательно за счет увеличения их диаметра.

В нашей стране роторный способ бурения используется главным образом при бурении глубоких скважин, а также нижней части разреза скважин средней глубины.

Следует отметить некоторые особенности режима бурения с очисткой забоя воздухом или газом, одной из которых является бурение на сравнительно невысоких скоростях вращения ротора. В процессе бурения шарошечными долотами пород средней твердости, твердых и крепких при очистке забоя газообразным циркулирующим агентом и при соблюдении других параметров режима бурения скорость вращения ротора не должна превышать 100...200 об/мин, а при бурении сыпучих и мягких пород -- 200...300 об/мин.

Для обеспечения максимальных показателей бурения при использовании газообразных циркулирующих агентов необходимо соблюдать оптимальное соотношение нагрузки на долото и скорости вращения долота. Это соотношение лучше всего определяется по характеру выноса шлама из выкидной линии. Выбрасываемый на поверхность шлам должен состоять из осколков породы различных размеров (при бурении твердых и крепких пород шарошечными долотами) или скатанных кусочков легких пород, или находиться в естественном состоянии при бурении сыпучих пород и выходить обильным потоком из выкида.

Количество шламовой пыли должно быть минимальным, так как обильное выделение ее указывает на процесс разрушения истиранием, и для перехода на объемный режим разрушения следует увеличить нагрузку на долото и уменьшить скорость вращения ротора, если она была завышена. Для успешного бурения с газообразными циркулирующими агентами необходимо для каждого конкретного случая устанавливать минимальный предел скорости восходящего потока в затрубном пространстве. Минимальным расходом газообразного циркулирующего агента при бурении следует считать такой, при котором в затрубном пространстве с зазором между бурильными трубами и стенками скважины не менее 12...15 мм создается скорость восходящего потока, способная выносить выбуренную породу размером первичного разрушения с избыточной скоростью 5...8 м/с.

Углубление скважины

Таблица 11 способы, режимы бурения, расширки (проработки) ствола скважины и применяемые кнбк

Таблица 12 компоновка низа бурильных колонн (КНБК)



3. Охрана труда и природы

3.1 Охрана труда при креплении скважины

При креплении и цементировании скважин могут возникнуть опасности, связанные с перемещением тяжестей, свинчиванием труб в колонну, высокими давлениями при вытеснении тампонажного раствора в заколопное пространство, с одновременной работой большого числа машин на сравнительно небольшой площадке возле скважины, с использованием тонкодисперсных тампонажных материалов, химических реагентов, а иногда также радиоактивных изотопов.

Вес обсадных колонн намного больше веса бурильной колонны, применяемой для бурения скважины. Поэтому до начала спуска обсадной колонны необходимо тщательно проверить исправность механического и энергетического оборудования, колонной головки, контрольно-измерительной аппаратуры, изоляции электрокабелей, электропроводки, системы заземления; пригодность оборудования для использования при тех нагрузках, которые могут возникнуть во время спуска, расхаживания и цементирования колонны; правильность центрирования вышки, талевой системы; правильность установки подвесной люльки для помощника бурильщика; соответствие плашек в превенторах диаметру спускаемой обсадной колонны. Руководитель работ и бурильщик, работающий у тормоза лебедки, должны знать величину предельно допустимой нагрузки на талевую систему и вышку и величину предельно допустимого натяжения данной колонны сверх ее веса в жидкости. Все виды оборудования, обвязки, инструмента, которые могут оказаться под напряжением, должны быть надежно изолированы и заземлены.

Спускать обсадные трубы в скважину следует с помощью спайдеров или клиньев; спускать на элеваторах разрешается только в случае крайней необходимости (например, при опасности повреждения труб сухарями клиньев). Сваривать трубы над устьем скважины можно лишь при полном отсутствии газирования промывочной жидкости. Выполнять такие работы могут только сварщики, имеющие разрешение Котлонадзора на производство ответственной сварки. При спуске колонны необходимо контролировать наличие уровня жидкости у устья скважины, плотность и газосодержание вытесняемой жидкости, а при промежуточных промывках -- также соответствие друг другу расходов закачиваемой и выходящей жидкостей. В случае появления признаков газирования промывочной жидкости необходимо закрыть превентор, усилить интенсивность промывки, заменить газированную жидкость свежей утяжеленной в той части скважины, куда уже спущена колонна, и затем максимально ускорить спуск остальной ее части.

До начала цементирования цемент и другие порошкообразные материалы, потребные для операции, должны быть загружены в бункеры смесительных машин. Персонал, который занят на таких погрузочно-разгрузочных работах, необходимо обеспечить противопылевыми респираторами, комбинезонами и специальными очками, защищающими дыхательные пути и глаза от попадания пыли и других вредных веществ. Вращающиеся узлы смесительных машин должны быть закрыты предохранительными кожухами или решетками.

В цементировочной операции обычно участвует много машин. Обвязка этих машин между собой и с устьем скважины должна быть выполнена так, чтобы подход для обслуживающего персонала был свободен. Между руководителем работы и машинистами, занятыми на смесительных машинах, цементировочных агрегатах и у буровых насосов, должна быть установлена надежная система связи. С территории, где расположено цементировочное оборудование, должны быть удалены все материалы и предметы, не используемые при цементировании. Оборудование, расположенное на платформах машин, должно быть закреплено и не должно мешать работе машиниста и слесаря. Все автомашины должны быть расположены кабинами в сторону, противоположную от скважины, а подъездные пути для них -- свободны. Выхлопные трубы двигателей должны быть оборудованы искрогасителями.

Насосы, цементировочная и промывочная головки, предохранительные клапаны и линии обвязки насосов должны быть опрессованы давлением, превышающим в 1,5 раза наибольшее ожидаемое при цементировании (или промывке). Диаметр калиброванной шпильки в предохранительном клапане должен соответствовать предельно допустимому давлению при данной цементировочной операции. Предохранительные клапаны должны иметь кожухи и трубопроводы для отвода жидкости в безопасное место.Если в процессе цементирования из скважины начнет выходить газированная жидкость, необходимо закрыть превентор и, продолжая операцию, создать противодавление в заколонном пространстве с помощью регулируемого штуцера на боковом отводе.

Многие химикалии, используемые для обработки тампонажных растворов, а также некоторые уплотнительные составы (например, УС-1), используемые для герметизации резьбовых соединений, токсичны. В случае применения их нужно проинструктировать персонал правилам обращения с ними, а также снабдить соответствующей спецодеждой и защитными очками.

При одновременной работе большого числа двигателей внутреннего сгорания возможно отравление людей выхлопными газами. Поэтому следует принимать меры к уменьшению концентрации этих газов в атмосфере либо снабжать персонал противогазами.

Все цементировочные работы рекомендуется проводить только в светлое время суток. На период работ по креплению и цементированию скважины на территории буровой не разрешается присутствовать лицам, непосредственно не участвующим в операции. Персонал бригады должен быть обучен оказанию первой Помощи пострадавшим от травм, ожогов или отравления.

3.2 Охрана природы при вскрытии пласта

Окружающая среда (атмосфера, почва, источники артезианских и целебных вод) может быть загрязнена в результате выброса из скважины при фонтанировании или перетока через неизолированное заколонное пространство пластовых флюидов, содержащих сероводород, углеводороды, соли натрия, кальция, магния и других элементов, а также в результате выбрасывания промывочной жидкости, которая остается по окончании бурения, или небрежного обращения с радиоактивными изотопами, иногда используемыми для контроля качества разобщения проницаемых пластов.

Одним из мероприятий, направленных на предотвращение загрязнения окружающей среды, является сооружение на расстоянии 100--200 м от скважины с подветренной стороны до начала работ по вскрытию продуктивных пластов большого земляного амбара для сборапластовой жидкости, выбрасываемой из скважины при опробовании, освоении, испытании скважины и при управляемом фонтанировании. В том же случае, если возникло неуправляемое фонтанирование (т. е. при отсутствии противовыбросового оборудования, неисправности его или разрушении устья), необходимо срочно соорудить земляной вал для ограничения возможности растекания пластового флюида по большой территории. Другим очень полезным мероприятием является пакерование заколонного пространства на участках выше кровли горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности либо между горизонтами с большим относительным перепадом пластовых давлений сразу же после окончания цементирования, а также создание избыточного давления в заколонном пространстве на период твердения тампонажного раствора, если пакеровка невозможна.

Газы, выделяющиеся из пластовых флюидов и из промывочной жидкости, необходимо сжигать в факеле или утилизировать в промысловой газосборной сети.

Если в пластовой воде содержится сероводород, нужно принять меры к изоляции такого пласта и нейтрализации H2S. Для кольматации гранулярных пластов с сероводородной водой рекомендуется устанавливать ванны, содержащие 5--10% водорастворимых солей меди, железа, магния, никеля или свинца, эффективный стабилизатор (например, КМЦ-600, карбофен, крахмал), воду и при необходимости утяжелитель и глинопорошок; для кольматации трещинных пород рекомендуется применять ванны из водорастворимых силикатов. Для нейтрализации сероводорода в промывочную жидкость следует вводить водный раствор медного или железного купороса.

Если сероводород содержится в попутном или природном газе, при сжигании газа в факеле образуются сернистый и серный газы, вызывающие сильное отравление живой природы. Поэтому его необходимо нейтрализовать до сжигания газа в факеле. Один из способов нейтрализации состоит в подаче в выкидную линию противовыбросового оборудования или фонтанной арматуры водорастворимых гидроокислов двухвалентных металлов.

Радиоактивные изотопы нельзя использовать в скважине, если предварительно надежно не изолированы горизонты артезианских и целебных вод, а также проницаемые пласты, имеющие сообщение с дневной поверхностью поблизости от данной буровой. Активированная жидкость не должна выходить на дневную поверхность. По окончании работы территорию скважины и одежду работавших нужно проверить и убедиться в отсутствии опасных концентраций радиоактивных веществ. Остатки неиспользованных изотопов, а также жидкость после промывки емкостей и насосов, подвергавшихся воздействию таких веществ, следует разбавить водой до безопасной концентрации и захоронить в специально отведенном месте.

Все углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины, по окончании работ должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, если утилизация невозможна. Оставшуюся промывочную жидкость следует транспортировать на другую буровую для использования или захоронить в специально отведенном месте, предварительно нейтрализовав при необходимости вредные химические реагенты. Большая часть территории вокруг законченной скважины должна быть рекультивирована и возвращена для сельскохозяйственного (или иного) использования. Небольшая же часть территории вокруг эксплуатационной скважины в соответствии с действующими нормами должна быть ограждена земляным валом, благоустроена и передана для использования НГДУ.

4. Организационно-экономический раздел

4.1 Производственный процесс в строительстве скважин

Производственный процесс в строительстве скважин характеризуется цикличностью. При этом за определенный отрезок времени выполняют цикл работ, т.е. законченную совокупность взаимосвязанных работ, повторяющихся в известной последовательности. Цикл строительства скважин включает следующие работы:

подготовительные к строительству буровой вышки;

по строительству вышки и привышечных сооружений;

по монтажу бурового и энергетического оборудования;

подготовительные к бурению скважины;

по бурению скважины и ее креплению;

по испытанию скважины на продуктивность;

по демонтажу оборудования.

Продолжительность цикла строительства скважины характеризуется производственным циклом.

Под производственным циклом понимают период пребывания предмета и средств труда в производственном процессе с начала изготовления до выпуска готового продукта. Производственный цикл в строительстве скважин измеряют в станко-месяцах, станко-сутках, станко-часах.

Производственный цикл состоит из рабочего периода, т.е. количества времени, необходимого для получения готового продукта (скважины), и перерывов в процессе производства, обусловленных технологией (например, ожидание затвердения цемента (ОЗЦ) после крепления скважины), режимом работы цехов и служб бурового предприятия (например, перерывы из-за односменности в процессе строительства вышки), природными условиями, а также недостатками в организации труда, управления, материально-технического обеспечения и т.д. Состав производственного цикла в строительстве скважин представлен в виде схемы ниже.

Состав производственного цикла показывает, какие рабочие периоды и перерывы в процессе строительства скважины требуют затрат времени.

Сокращение производственного цикла ускоряет процесс строительства скважины, в результате чего ускоряется оборачиваемость оборотных средств и достигается их экономия, улучшается использование производственных мощностей. С целью выявления резервов сокращения производственного цикла изучают состав и структуру цикла строительства скважины, т.е. состав работ и долю затрат времени на каждый процесс, входящий в комплекс работ по строительству скважины.

Каждый из этих элементов полного цикла представляет комплекс работ, входящих в элементарный цикл. В частности, цикл непосредственно проходки скважин включает механическое бурение, спуско-подъемкые операции, крепление скважины, вспомогательные и ремонтные работы, работы по ликвидации аварий и осложнений.

Длительность работ и перерывов, продолжительность и структура цикла строительства скважин зависят от многих обстоятельств: техники и технологии, организации работ и материально-технического снабжения, состояния ремонтных работ, квалификации кадров и т.д. Чем совершеннее эти факторы, тем короче цикл, тем лучше его структура, тем выше скорости бурения.

Сокращение цикла строительства скважин обеспечивает их ускоренный ввод в эксплуатацию, что дает эффект не только в увеличении объема добычи нефти и газа, но и в снижении себестоимости строительства.

4.2 Организация бурения скважин

Процесс бурения (проводки скважины) включает в себя следующие операции: механическое бурение (разрушение горной породы); спуско-подъемные операции, связанные со сменой изношенного долота; подготовительно-вспомогательные работы (наращивание инструмента, электрометрические исследования и т.д.); крепление ствола (спуск обсадных колонн и их цементирование); работы по ремонту оборудования, ликвидация осложнений, аварий, брака.

Все технические и организационные мероприятия в процессе механического бурения в первую очередь направлены на повышение скорости проходки и сооружения скважины в заданном направлении.

Повышение скорости бурения в значительной мере зависит от правильного выбора режима, к основным параметрам которого относятся осевая нагрузка на долото, частота его вращения, количество и качество промывочной жидкости.

Электрометрические исследования также помогают определять азимут (направление) и кривизну ствола.

Эти работы осуществляют специализированные партии, входящие в состав геофизического предприятия.

После спуска обсадных колонн производится цементирование, т.е. заливка цементного раствора в скважину с поднятием его до определенного уровня в заколонном пространстве. Эта операция обеспечивает герметичность системы "скважина--пласт".

Работы по цементированию выполняет специализированный тампонажный цех бурового предприятия или тампонажное управление. Основными производственными единицами являются бригады по цементированию.

Бурение скважины осуществляет буровая бригада, которую возглавляет буровой мастер. Ее количественный состав определяется с учетом необходимости обеспечения непрерывности процесса. Буровая бригада, как правило, состоит из трех основных вахт (смен) и одной дополнительной.

Количественный состав отдельной вахты зависит от типа силового привода буровой установки. Так, при электрофицированном силовом приводе вахта состоит из четырех человек: бурильщика и трех помощников. При силовом приводе с двигателями внутреннего сгорания в состав вахты дополнительно вводят одного-двух (в зависимости от количества двигателей) дизелистов. При бурении скважины электробуром в состав вахты включают одного электромонтера.

Старшим в вахте является бурильщик V или VI разряда в зависимости от категории скважины. Первый помощник бурильщика имеет IV разряд, второй помощник -- третий разряд. Разряды помощников бурильщика могут быть увеличены при бурении скважин глубиной свыше 4000 м в особо сложных геологических условиях.

Кроме персонала сменных вахт буровую установку обслуживает слесарь по ремонту оборудования, а при использовании электропривода кроме того и электромонтер, оба они работают в одну смену.

При спуске обсадных колонн состав вахты увеличивается на 2--4 человека в зависимости от диаметра колонн. При спуске обсадных колонн со стыкосварными соединениями в зависимости от вида сварки (ручная или автоматическая) в состав вахты вводят необходимое число электросварщиков.

В состав буровой бригады разрешается вводить дополнительно: должности начальника буровой, двух буровых мастеров и инженера по промывочной жидкости при бурении скважин глубиной свыше 4500 м; должности старшего бурового мастера -- начальника буровой, бурового мастера и инженера по промывочной жидкости при бурении скважин глубиной свыше 3500 м в осложненных геологических условиях.

Испытание скважин на продуктивность -- завершающий этап цикла строительства скважин, в него входят: монтаж и демонтаж установок для испытания (если необходимо), оборудование устья скважин, спуск насосно-компрессорных труб, перфорация обсадной колонны, вызов притока и исследование продуктивного горизонта, ремонто-изоляционные работы по перекрытию пластовых вод, работы по интенсификации притока.

Организация процесса испытания скважин прежде всего зависит от применяемых техники и технологии. В настоящее время для испытания скважин широко используют передвижные специализированные агрегаты. Если процесс испытания скважин на продуктивность занимает незначительное время, то пользуются буровой установкой.

Организационные формы работ по испытанию скважин в различных районах неодинаковы, их осуществляют как буровые, так и специализированные бригады по испытанию, перфорацию обсадной колонны в скважине -- геофизические партии.

Вахты по испытанию скважин состоят из 4--5 человек. Они работают, как правило, в две смены. Для увеличения загруженности бригад в связи со значительными технологическими остановками предусматривается работа одновременно на двух скважинах.

В некоторых районах испытание осуществляют буровое и нефтегазодобывающее предприятия совместно. В этом случае буровики производят спуск насосно-компрессорных труб с фильтром и промывку скважины, монтаж и опрессовку фонтанной арматуры. Нефтегазодобывающее предприятие монтирует емкости, трапы, подключает скважину к промысловому коллектору и производит вызов притока нефти (газа).

4.3 Экономическое обоснование продолжительности строительства проектируемой скважины

Общие затраты рабочего времени на строительство скважины в первую очередь зависят от показателей работы долот на забое, что требует правильного установления обоснования норм на механическое бурение.

Для нормирования механического бурения берем данные о работе долот не менее чем по трем скважинам, пробуренным за шесть последних месяцев.

Для расчета норм не могут быть использованы показатели работы долот, поднятых с забоя вследствие поломки, перехода на другой размер или в связи с необходимостью спуска долот для отбора керна и давших вследствие этого заниженную проходку.

После анализа и исключения отдельных параметров долот, по каждой нормативной пачке подсчитываем суммарная проходка, время механического бурения, время СПО, суммарное число долот.

Нормативной пачкой считают несколько однородных в литологическом отношении пластов, для которых устанавливают одинаковую проходку на долото и время механического бурения одного метра. При этом, в одну пачку рекомендуется объединять те нормативные поля, по которым показатели механической скорости проходки на долото по отдельным горизонтам различаются менее чем на 10%. Нормативные пачки укрупняют, если показатели работы долот в них различаются не более чем на +-15%

Нормы устанавливают по каждой нормативной пачке как среднеарифметические данные из соответствующих сгруппированных величин, результаты расчетов сводятся в таблицу 11.

Таблица 13 Анализ карточки обработки долот

№	№ сква-жины	Интервал бурения, м	Размер долота	Суммарная проходка	Сумма	Механич. скорость	Время бурения 1м	Кол-во долот, шт	Проход-ка на долото
					Время мех бурения	Время СПО
1	8	0-370	394	370	51,06	9,97	7,2	0,138	3	123,33
1	2	0-378	394	378	53,67	9,66	7,04	0,142	2	189
1	10	0-232	394	232	32,48	6,33	7,14	0,14	1	232
2	8	370-850	295,3	480	52,8	11,89	9,09	0,11	4	120
2	2	378-802	295,3	424	42,4	24,9	10	0,10	6	70,67
2	10	232-900	295,3	668	80,16	10,25	8,33	0,12	2	334
3	8	850-1971	215,9	1121	538,08	50,7	2,08	0,48	9	124,56
3	2	893-1997	215,9	1195	549,7	44,71	2,17	0,46	8	149,57
3	10	900-1947	215,9	1047	523,5	34,33	2	0,5	7	149,57
4	8	1971-2610	215,9	639	645,39	78,36	0,99	1,01	9	71
4	2	1997-2617	215,9	620	595,2	67,17	1,04	0,96	6	137,2
4	10	1947-2633	215,9	686	644,84	83,83	1,06	0,94	5	109,167
5	8	2610-2713	215,9	103	41,2	10,01	2,5	0,4	1	103
5	2	2617-2712	139,7	95	34,2	44,41	2,7	0,36	4	23,75
	10	2633-2712	139,7	79	32,39	36,95	2,43	0,41	4	19,75
6	8	2713-2740	215,9	28	47,32	7,58	0,59	1,69	1	28
6	2	2712-2750	139,7	38	70,3	14,91	0,54	1,85	2	19
6	10	2712-2739	139,7	27	47,52	12,73	0,56	1,76	1	27

Таблица 14 Средние показатели карточек отработки долот

№ пачки	Интервал бурения	Показатели	Скважины	Средний показатель
			8	2	10
		1 .Суммарная проходка	370	378	232	326,67
		2. Время бурения	50,67	70,74	52,81	58,07
		3.Время СПО	9,97	9,96	6,33	8,75
1	0-365	4. Время мехбурения	7,3	5,3	4,39	5,66
		5. Время бурения 1 м.	0,138	0,142	0,14	0,14
		6.количество долот	3	2	1	2
		7. Проходка на долото	123,33	189	232	181,44
		1 .Суммарная проходка	480	424	668	524
		2. Время бурения	24	24,06	86,06	44,707
		3.Время СПО	11,89	24,9	10,25	15,68
2	365-1070	4. Время мехбурения	20	17,24	7,76	15
		5. Время бурения 1 м.	0,11	0,10	0,12	0,11
		6.количество долот	4	6	2	4
		7. Проходка на долото	120	70,67	334	174,89
		1 .Суммарная проходка	1121	1195	1047	1121
		2. Время бурения	343,41	316,77	341,47	333,88
3	1915-2605	3.Время СПО	50,7	44,71	34,33	43,25
		4. Время мехбурения	3,21	3,77	3,07	3,35
		5. Время бурения 1 м.	0,48	0,46	0,5	0,48
		6.количество долот	9	8	7	8
		7. Проходка на долото	124,56	149,375	149,57	91,42
		1 .Суммарная проходка	639	620	686	648,33
		2. Время бурения	482,62	331,37	529,7	447,89
4	1915-2605	3.Время СПО	78,36	67,17	83,83	76,45
		4. Время мехбурения	1,32	1,83	1,295	1,481
		5. Время бурения 1 м.	1,01	0,96	0,94	0,97
		6.количество долот	9	6	5	6,67
		7. Проходка на долото	71	103,3	137,2	103,83
		1 .Суммарная проходка	103	95	79	92,83
		2. Время бурения	175,17	34,24	29,34	79,58
5	2605-2712	З.Время СПО	10,01	44,41	36,85	30,42
		4. Время мехбурения	0,588	2,77	2,69	2,016
		5. Время бурения 1 м.	0,4	0,36	0,41	0,39
		6.количество долот	1	4	4	3
		7. Проходка на долото	103	23,75	19,75	48,83
		1 .Суммарная проходка	28	38	27	31
		2. Время бурения	23,25	21	22,4	22,22
6	2712-2740	З.Время СПО	7,58	14,91	12,78	11,76
		4. Время мехбурения	1,2	1,8	1,21	1,403
		5. Время бурения 1 м.	1,69	5	1,76	1,76
		6.количество долот	1	2	1	1,333
		7. Проходка на долото	28	19	27	24,67

Таблица 15 Нормативная карта гл. 2740 Памятная площадь

Таблица 16 Баланс строительства скважины

Затраты времени	Ранее пробуренная	Проектир
Время монтажа	561	561
Время подготовительных работ к бурению	96	96
Время механического бурения	1387,48	1294,56
Время СПО	202,11	193,3
Время наращивания	44	44
Время рейсовое	1633,59	1531,86
Время вспомогательных работ	480,3	480,3
Время ремонтных работ	385,92	385,92
Время крепления	199,9	191,8
Время ликвидации осложнений нормативных	2699,73	2589,94
Технически необходимое время	2699,73	2589,94
Время ликвидации аварий
Время организационных простоев	40
Коммерческое время	2739,73	2589,94
Время испытаний	328,8	328,8
Время демонтажа	72	72
Время цикла строительства скважин	3798,13	3643,34
Глубина скважины	2740	2740

Таблица 17 Продолжительность бурения и крепления в сутках

НАИМЕНОВАНИЕ	Кондукт	Технич, колонна	Экспл. колонна	Открыт ствол
Ранее пробуренная скважина	4,44	7,84	67,82	15,85
Проектируемая скважина	4,11	7,07	64,39	15,81
Крепление	3	5,79	7,28

Из таблицы 15 берем данные для корректировки сметного расчета 3.1. "Бурение скважины" и 3.2 "Крепление скважины"

Расчет скоростей бурения.

В экономике буровых работ определяют пять скоростей бурения: механическую, рейсовую, техническую, коммерческую и цикловую.

Механическая скорость проходки определяется по формуле:

Vм = H/t_м

Механическая скорость показывает интенсивность разрушения породы

Рейсовая скорость проходки определяется по формуле:

Vp = H/t_p

Рейсовая скорость показывает эффективность работы не только бурового инструмента, но и СПО.

Техническая скорость бурения определяется по формуле:

V_Т = H/T_Т

Техническая скорость характеризует эффективность проведения всех видов работ по бурению скважины: механическое бурение, СПО, наращивание инструмента, комплекса вспомогательных работ, крепления скважины, ремонтных работ и работ по предупреждению осложнений.

Коммерческая скорость бурения определяется по формуле:

V_k = Н/Тк

Коммерческая скорость является одним из важнейших показателей, характеризующих не только эффективность технически необходимых видов работ, но и дает оценку непроизводительным затратам времени на устранение аварий и организационных простоев.

Цикловая скорость определяется по формуле:

Vц = НУТц

Цикловая скорость отражает использование времени по всему производственному циклу, т.е. как отработали строительно-монтажная бригада, буровая бригада, бригада по испытанию скважины.

На основании данных таблицы 4 рассчитаем скорости бурения.

V_m-H/ tM

V_m1= 1,97м/час

V_m2= 2,11 м/час

Vp=H/tM

Vpl= 1,67 м/час

Vp2= 1,78 м/час

Ут=Нх720/Тт

Vxl= 730,74 м/ст.мес

Vt2= 782,87 м/ст.мес

Ук=Нх720/Тк

VKl= 706,15 м/ст.мес

Vk2= 782,87 м/ст.мес

Уц=Нх720/Тц

Vц1 = 519,41 м/ст.мес

Vц2= 540,73 м/ст.мес

Таблица 18 Корректировка сметного расчета 3.1. "Бурение скважины"



Таблица 19. Корректировка сметного расчета 3.2. "Крепление скважины"



4.4 Экономическое обоснование сметной стоимости строительства проектируемой скважины

Стоимость строительства нефтяных и газовых скважин зависят от ряда факторов геологического, технического и организационного порядка. Влияние этих факторов на стоимость строительства скважины различно. При этом, одна часть средств расходуется в зависимости от геологических условий бурения: глубины, проходимости пород, конструкции скважины; А другая часть расходуется в зависимости от продолжительности бурения скважины в данных геологических условиях. Поэтому в строительстве скважин затраты, связанные с бурением и креплением, делятся на две группы.

Первая группа затрат зависит от времени, затраченного на бурение скважины. К ним относят: содержание бурового оборудования (включая его амортизацию), прокат турбобуров или электробуров расход материалов и запасных частей, используемых при эксплуатации бурового оборудования, расходы на обслуживающий транспорт и доставку вахт, заработная плата буровой бригаде и т.п.

Вторая группа затрат, изменяющаяся в зависимости от глубины скважины, диаметра и числа спускаемых для ее крепления обсадных колонн, обусловлена главным образом геологическими условиями бурения. К этим затратам относят: прокат и износ долот, опрессовка бурильных труб на буровой, износ бурильных труб, стоимость труб обсадных иколонной оснастки, тампонажных материалов (с тарой), химических реагентов для регулирования свойств тампонажного раствора, транспортные расходы и др.

К техническим проектам на строительство скважин составляют сметы (сводный сметный расчет, сметные расчеты). Мы будем пересчитывать только сметные расчеты 3.1. "Бурение скважины", сметный расчет 3.2."Крепление скважины" и "Сводный сметный расчет"

Сводная смета на строительство скважин включает следующие разделы: подготовительные работы к строительству скважины, строительство и разборка вышки, привышечных сооружений, зданий котельных, водонасосных, монтаж и демонтаж бурового оборудования, бурение и крепление скважины, включая затраты на подготовительные работы, испытание скважины на продуктивность.

Кроме того, в смете отражаются затраты на промыслово-геофизические работы, на проведение работ в зимний период, накладные расходы и плановые накопления, а также затраты на составление проектно- сметной документации, авторский надзор и резерв на непредвиденные работы. В смете учитывают предполагаемый возврат материалов (после демонтажа), который снижает общую сметную стоимость строительства скважины.

Таблица 20 Корректировка сводной сметы

Наименование	Ранее пробуренная	Проектируемая
	Сумма	В Т.Ч. возврат	Сумма	В Т.Ч возврат
Глава 1. Подготовительные работы по строительству скважины	14881	2183	14881
Глава 2. Строительство и разборка вышки и привышечных сооружений.	60190	15591	60190
Глава 3. Бурение и крепление Бурение. Подготовительные работы	5871		5871
Направление	5871		5871
Кондуктор	88392		87628
Техническая колонна	42534		39542
Эксплуатационная колонна	228667		223161
Открытый и ствол	112711		112711
Крепление.	114929		114929
Направление	1551		1551
Кондуктор	14652		14652
Техническая колонна	39311		39311
Эксплуатационная колонна	59413		59413
Итого по главе 3.	598975		589714
Глава 4. Испытание скважины на продуктивн.	22714		22714
Глаза 5. Промыслово-геофизичсские работы (9,4% от суммы гл 3 и 4)	58439		57568
Глава 6. Дополнительные затраты при строительстве скважины в зимний период	44646		44646
Итого по главам 1 -6	799845	17774	789713	17774
Глава 7.Накладные расходы (30% от пр.затрат)	239953		236914
Глава 8.Плановые накопления (сумма глав1-7 10%)	103980		102663
Итого по главам 1-8	1143778	17774	1129290	17774
Глава 9. Прочие работы и затраты Выплата премий(8,24%)	94247		93053
Полевое довольствие (1,41%)	16127		15923
НИОЭКР (2%)	22876		22586
Лабораторные работы (от суммы гл 3+4 0,3%)	1865		1837
Транспортировка вахт	31221		31221
Охрана природной среды	45981		45981
Топографические работы	205		205
Скважина на воду	77933		77933
Контроль за окружающей средой	14289		14289
Итого по главе 9.	304744		303029
Итого по главам 1 -9	1448522	17774	1432318	17774
Глава 10 Авторский надзор (0,2%)	2897		2865
Глава 11 Проектные и изыскательские работы	39590		39590
Итого по главам 1-11	1491009	17774	1471773	17774
Резервы средств на непредвиденные работы и затраты (5%)	74550		73739
Итого по сметному расчету	1565560	17774	1548512	17774
Коэффициент перевода по ценам на 2003г в тыс. руб	15185,93	172,41	15020,56	172,41

4.5 Технико-экономические показатели.

Выводы по расчетам

Таблица 21 Технико-экономические показатели

Показатели	Единиц, измерен	Скважины	Отклон + /-
		Проектир	Ранее пробурен
1 . Проходка	м.	2900	2900
2 Продолжительность строительства	ст мес	6,197	6,440	-0,242
3 Продолжительность бурения	ст мес	4,749	4,991	-0,242
4 Механическая скорость	м/час	1,61	1,53	0,08
5 Рейсовая скорость	м/час	1,31	1,24	0,07
6 Коммерческая скорость	м/ст мес	610,69	581,02	29,67
7 Цикловая скорость	м/ст.мес.	467,94	450,32	17,62
8. Проходка на долото	м.	82,9	78,4	4,5
9. Сметная стоимость строительства скважины	т. руб	15020,56	15185,93	-165,37
10 Стоимость 1 м проходки	руб	5180	5237	-57

Выводы по расчетам

Анализируя ТЭП видим, что в результате выполнения технологических мероприятий по бурению скважины будем иметь ускорен -0,24 ст.мес

Возрастут скорости бурения:

Механическая скорость на 0,08 м/час

Рейсовая скорость на 0,07 м/час

Коммерческая скорость на 2967м/ст.мес

Цикловая скорость на 17,62м/стмес

Увеличится проходка на долото на 4,5 м

Все это приведет к снижению сметной стоимости на -165,37т. руб

а стоимости 1 метра проходки на -57 руб

Следовательно, бурение проектируемой скважины экономически выгодно.

Примечание:

в связи с коммерческой тайной данные для расчета экономической части взяты условно.

Список литературы

1. Иогансен К.В. Спутник буровика. М., Недра, 1990. - 304 с.

2. Малоб Е.А. и др. Пробила безопасности о нефтяной и газовой промышленности РД 08-200-98. М., НПО ОБТ, 1999. - 222 с.

3. Сароян А.Е. и др. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин РД 39-7/1-0001-89. Куйбышев, 1989. - 196 с.

4. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. М, Недра, 2000. - 490 с.

5. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1993. - 414 с.

6. Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк ЯМ. Типовые задачи и расчеты б бурении М., Недра, 1986. - 296 с.

7. Соловьев Е.М. Закачивание скважин. М., Недра, 1979. - 303 с.

8. Шматов В. Ф. "Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности".

9. Броун С. И. "Нефть, газ и экономика использования".

10. Материалы НГДУ.

Размещено на Allbest.ru