Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 1720 м на Южно-Харьягинском месторождении нефти

Выбор площадок планируемого бурения должен обосновываться на сопоставлении карты геокриологического районирования и карты устойчивости ландшафтов к техногенным воздействиям, а также карты биологического районирования (места гнездования птиц и животных, миграции и популяции животных, нерестилищ ценных пород рыб).

4.2 Требования к конструктивному исполнению кустового основания

Газоконденсатные месторождения Ненецкого автономного округа расположены в основном, на территории распространения мерзлых и многолетнемерзлых грунтов, болот 1, 2 и 3 типов, а также грунтов, относящихся к категории «недостаточнопрочных» и «слабых».

В связи с этим возникает необходимость в защите естественных территорий объектов строительства насыпными основаниями, предохраняющими естественные основания от оттаивания, потери устойчивости под воздействием динамических и статических нагрузок и «механического» разрушения от воздействия транспортных средств.

С целью защиты естественной территории от попадания в окружающую среду загрязнителей конструкция насосного основания должна включать и предусматривать:

1) Обваловку на летний период ведения буровых работ периметра производственной зоны насыпного основания; создание уклона не менее 1:150 поверхности территории, расположенной под блоками буровой установки в сторону накопителя отходов бурения - для сбора сточных вод из-под блоков буровой установки в накопитель; при строительстве скважин в зимний период обваловку производственной зоны насыпной площадки не производить с целью исключения снегозаносимости территории и образования «повышенных» объемов сточных вод, образующихся при весеннем таянии снега; при эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин, работающих в фонтанном режиме, производить обваловку высотой не менее 1 м;

2) обваловку места установки блока ГСМ, емкости сбора отработанных ГСМ, емкости с водным раствором хлористого кальция высотой 1м; поверхности территории обсыпают слоем грунта с коэффициентом фильтрации не более 10 -7 см/с толщиной не менее 0,2 см в плотном теле;

3) сооружение в теле насыпного основания выгребных ям для жидких бытовых отходов (душ, туалет, столовая); ликвидацию выгребных ям производить созданием над поверхностью отходов изоляционного экрана, включающего каркас из лесоматериалов, слой синтетического нетканного материала (СНМ) и слой суглинистого грунта толщиной не менее 0,5м;

4) сооружение накопителей для сбора отходов бурения и захоронения неутилизируемой части отходов бурения при ликвидации накопителей;

5)сооружение насыпных площадок под линии выкидов противовыбросового оборудования (ПВО) и освоения, монтаж- демонтаж которых производится в весенне-летний и осенний период;

6) сооружение амбара горизонтального факельного устройства (ГФУ) для «отжига» скважины; сооружение амбаров производить созданием по дну амбара экрана из суглинистого грунта толщиной не менее 0,3 м в плотном теле и обваловки высотой не менее 1,2 м.

7) ликвидацию насыпных площадок под линии выкидов ПВО и амбаров ГФУ производить перемещением (перевозкой) грунта для засыпки накопителей отходов бурения;

4.3 Требования к размещению и исполнению накопителей отходов бурения

Накопитель отходов бурения предназначен для сбора и накопления бурового шлама, отработанного бурового раствора и буровых сточных вод, а при необходимости и обработки жидкой фазы отходов бурения с целью ее утилизации, а также захоронения неутилизированных отходов бурения при ликвидации накопителя.

Экологически безопасное хранение отходов бурения должно обеспечиваться соответствующим расположением накопителя отходов бурения, прочностью и устойчивостью его конструкции, не допускающей переливов, прорывов и фильтрации флюидов в окружающую среду.

Территория накопителя должна входить в территорию площадки бурения. Накопитель размещать на расстоянии не менее 20 м от скважин со стороны противоположной газо сборному коллектору относительно оси скважины.

Расстояние 20 м назначено с целью обеспечения проезда спецтехники и размещения оборудования для освоения и капитального ремонта скважин.

При проектировании и строительстве накопителей отходов бурения необходимо руководствоваться следующими требованиями:

1) сооружение накопителей при разнице между максимально высоким уровнем грунтовых вод и поверхности естественного основания менее одного метра производить в теле насыпного основания;

2) разрешается сооружение накопителей производить в теле естественных грунтов при разнице максимально высокого уровня грунтовых вод и поверхностью естественного основания 1,5м и более, при этом разница между максимально высоким уровнем грунтовых вод и дном накопителя должна быть не менее 1м;

3) строительство накопителей, расположенных в теле насыпных оснований или в теле естественного основания, сложенных минеральными грунтами с коэффициентом фильтрации более 10-5 см/с, производить с сооружением противофильтрационных экранов;

4) разрешается строительство накопителей расположенных в теле насыпных оснований или в теле естественного основания сложенных минеральными грунтами с коэффициентом фильтрации менее 10-5 см/с, производить без сооружения противофильтрационных экранов, но с армированием боковых стен накопителя СНМ;

5) уклон стен накопителя должен быть не более угла естественного откоса грунта, формирующего эти поверхности;

6) при сооружении противофильтрационных грунтовых экранов и «замков» применять глинистые грунты с коэффициентом фильтрации не менее 10-7 см/с, с плотностью скелета грунта в уплотненном состоянии не менее 1,6 г/см3; толщина экранов должна быть не менее 0,2 м; для накопителей, расположенных в теле насыпных оснований, формировании противофильтрационного экрана для накопителей производить отсыпкой грунтом с последующим уплотнением без среза естественного поверхностного растительного слоя;

7) допускается применение противофильтрационного покрытия из материалов, предотвращающих фильтрацию содержимого накопителя за его пределы с учетом обеспечения технико-экономической возможности и их использования при отрицательных температурах;

8) в качестве гидроизоляционного материала можно использовать СНМ, пропитанный водонепроницаемыми полимерными композициями; полиэфирный геотекстиль, обладающий повышенной способностью к кольматации; полиэтиленовую пленку (ГОСТ 10354/82) ;

9) на болотах первого и второго типа глубиной до 2 м, подстилаемых глинистыми грунтами с коэффициентом фильтрации менее 10-5 см/с, накопитель строить в теле естественного грунта с созданием противофильтрационного «замка» из глинистых грунтов;

10) при строительстве накопителей буровых отходов в теле естественного грунта стороны накопителей обваловывать на высоту равную высоте отсыпки кустового основания;

11) в отдельных случаях, обусловленных строительством скважин только в зимний период, обваловку накопителей буровых отходов производить по периметру высотой 1 м, шириной 0,5 м;

12) по периметру накопитель должен иметь сборно-разборное ограждение высотой 1,25 м.

4.4 Требования к системе сбора отходов бурения

Экологическая безопасность процесса строительства скважин обеспечивается:

Организованным сбором всех видов отходов бурения и их локализацией в строго отведенном месте.

Откачкой в нефтесборный коллектор жидкой фазы отходов бурения после соответствующей подготовки.

Использованием малоопасных рецептур бурового раствора.

Сооружением системы накопления и хранением отходов бурения осуществляется с соблюдением правил защиты почвогрунтов и водных объектов при подготовленных строительно-монтажных работах.

По окончанию бурения скважины часть бурового раствора вывозится на другую точку или куст для использования при бурении под кондуктор.

Буровой раствор после окончания бурения под кондуктор частично используется для приготовления глинистой суспензии (1.05 г/см3) для бурения под эксплуатационную колонну, оставшееся количество сбрасывается в амбар. После окончания бурения под эксплуатационную колонну буровой раствор используется в дальнейшем для бурения под кондуктор следующей скважины другой точки, а избыток его сбрасывается в амбар.

Жидкая фаза отходов бурения, которая накапливается в амбарах после соответствующей подготовки закачивается в нефтесборный коллектор.

Технология подготовки ее сочетает метод отстоя с коагуляцией электролитами механических примесей с целью полного удаления их из жидкой фазы, для чего в проекте предусмотрен монтаж объемом 50 м3 и 10 м3. В качестве коагулянта применяется сернокислый алюминий в виде 10% раствора. Расход коагулянта на 1 м3 осветляемой жидкой фазы составляет 1 - 1.2 кг. Обработка жидкой фазы отходов бурения производиться агрегатом ЦА-320М путем разбрызгивания раствора коагулянта на поверхности жидкости в шламовом амбаре.

Время отстоя осветляемой жидкой фазы после обработки ее коагулянтом составляет 36-40 часов. Затем производиться откачка осветленной жидкой фазы отходов бурения из шламового амбара в промежуточную емкость, при этом всасывающая линия насосов укрепляется на поплавке и оборудуется сетчатым фильтром для предотвращения забора механических примесей.

В промежуточной емкости осветляемая жидкость подвергается нейтрализации кальцинированной содой с перемещением расчетного ее количества при помощи цементировочного агрегата и отбором проб до и после ее ввода для контроля рН, значение которого должно составлять 7 единиц.

Нейтрализованные осветленные жидкие отходы бурения из промежуточной емкости откачиваются в нефтесборный коллектор, минуя мерную установку "Спутник".

Оставшаяся пастообразная масса коагулированной глинистой фазы перемешивается с цементным раствором в количестве необходимом для отвердения всего объема. Шламовый амбар ликвидируется путем последующей засыпки грунтом.

По окончании бурения скважины производятся отборы проб отходов бурения (БСВ, ОБР, БШ) в соответствии с РД 39-0147001-741-32.

4.5 Мероприятия по сокращению объемов образования и объемов накопления отходов бурения и снижению их токсичности

Для обеспечения экологической безопасности строительства скважин в районах Крайнего Севера необходимо реализовывать следующие основные мероприятия:

1) сокращение объемов (излишков) буровых растворов за счет применения комплекса механических средств очистки (вибросито, илопескоотделители, центрифуга), установок по обезвоживанию буровых растворов (УОБР1), повторного использования буровых растворов и жидкой фазы и оптимальной схемы химической обработки промывочной жидкости с использованием реагентов (СИЛИК, Modiclay), предотвращающих гидратацию глинистого шлама;

2) снижение токсичности полимерглинистых растворов за счет использования малоопасных компонентов (таких как гумино-минеральные концентраты), ограничения расходов токсичных веществ;

3) применение непроницаемых накопителей отходов бурения и экологически безопасной их ликвидации после окончания строительства скважины;

Излишки бурового раствора в процессе строительства скважины возникают за счет перехода глинистой составляющей выбуренной породы в циркуляционную жидкость с последующим ее диспергированием до коллоидных размеров. Повышенное содержание глины в растворе ведет к изменению его вязкостных характеристик, что требует разбавления раствора водой и дополнительной химической обработки. Снижение темпа перехода выбуренной породы в раствор необходимо достигать за счет высокоэффективной механической очистки раствора от шлама в сочетании с применением недиспергирующей жидкости.

При бурении интервала многолетнемерзлых пород использовать промывочные жидкости, обладающие псевдопластичными свойствами и обеспечивающие уменьшение теплообмена в системе «скважина-порода», снижение интенсивности кавернобразования и, как следствие, уменьшение выноса горной породы.

Бурение подмерзлотных отложений осуществлять с использованием в качестве промывочной жидкости недеспергирующего полимерглинистого раствора с высокими ингибирующими свойствами.

Снижение токсичности отходов бурения достигается за счет применения для химической обработки раствора высокоэффективных малотоксичных реагентов многофункционального действия. Использование таких реагентов позволяет сократить ассортимент применяемых реагентов и их количество.

Химическая обработка буровых растворов, их тип и технологические параметры, количество и ассортимент используемых химических веществ при бурении скважин на газоконденсатных месторождениях Тюменской области определены действующим технологическим регламентом, прошедшим промышленную экспертизу в органах государственного надзора.

Одним из радикальных мероприятий резкого снижения объемов образования и накопления отходов бурения, их токсичности и увеличения объемов возврата отработанных промывочных жидкостей для целей повторного использования в цикле строительства скважины является внедрение систем по обезвоживанию и нейтрализации отходов бурения («Envairo-Floc», «Zero -LW»).

Использование таких систем по полному технологическому циклу позволяет удалить из промывочных жидкостей до 100% твердой фазы, а также проведение химической нейтрализации жидкой фазы отходов бурения до нормативов, позволяющих использовать ее в системе обратного водоснабжения. При этом объем возвратной воды может достигнуть 80% объема воды, затрачиваемой на приготовление промывочных жидкостей и промывку скважины.

Экологическая эффективность таких систем позволяет регламентировать их применение в обязательном порядке при строительстве скважин в районах приоритетного землепользования в Тюменской области.

Существует опыт применения установок по обезвоживанию и нейтрализации отходов бурения фирм «Бароид» и «Кем-Трон». По результатам опытного внедрения разработаны технологические регламенты по нейтрализации отходов бурения согласованные с органами государственного надзора и принято решение о закупке 15 установок.

Результаты первого испытания данных установок при строительстве скважин на Уренгойском месторождении показали, что объем отработанного бурового раствора сократился, по сравнению с использованием отечественных серийных средств очистки на 30%, что составляет в зависимости от конструкции скважин от 120 до 160м3.

4.6 Эколого-технологическая характеристика применяемых буровых растворов и отходов бурения

В практике буровых растворов на месторождениях Крайнего Севера наибольшее распространение (90%) получил в настоящее время полимерглинистый раствор на основе отечественных сортов КМЦ и полимеров фирмы Кем-Трон (Smertex, Poly-Kem).

Экологическая безопасность раствора повышена за счет использования малотоксичного реагента отечественного производства (КМЦ- 700), имеющего высокое значение ПДК, равное 20 мг/л. По степени воздействия на живые организмы реагенты относятся к малотоксичным веществам (4-й класс опасности).

Буровые растворы на основе КМЦ (отечественного сорта) используются при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин. При этом относительное содержание малотоксичных реагентов в буровом растворе для бурения горизонтальных скважин дополнительно увеличивается, что способствует снижению токсичности.

Отличной особенностью промывочной жидкости в сравнении с ранее использованными буровыми растворами являются следующие технологические свойства, обеспечивающие повышение экологической безопасности при бурении скважины:

1) высокая ингибирующая способность за счет применения полимеров, обеспечивающая ограничение естественной наработки избыточных объемов бурового раствора.

2) ограничение показателя фильтрации за счет комплексного использования КМЦ и Унифлох, обеспечивающее ограничение гидратации выбуренной породы и загрязнение промывочной жидкости шламовыми частицами, что позволяет сократить расход химический реагентов и уменьшить токсичность бурового расхода;

3) использование реагента специального назначения (флокулянта) Poly-Kem, обеспечивающего повышение качества очистки бурового раствора механическими средствами (вибросито, песко- илоотделители, центрифуга), что позволяет исключить разбавление раствора водой и сократить объем обработанных буровых растворов;

Применяемые при строительстве скважин на газоконденсатных месторождения Западной Сибири полимер-глинистые растворы содержат в своем составе ингредиенты с утвержденными санитарно-токсилогическими характеристиками.

Санитарно-токсикологические характеристики (лимитирующий показатель вредности ЛПВ, предельно-допустимая концентрация ПДК и класс опасности) применяемых реагентов приведены в таблице 4.1.

Многочисленными комплексными экологическими исследованиями влияния буровых растворов, используемых в практике на Крайнем Севере, на жизнедеятельность рыбохозяйственных водоемов, ихти- и зоофауны, организмы животных и млекопитающих установлено, что отработанные буровые растворы (несмотря на сложный химический состав) классифицируются как малотоксичные и относятся к 4-ому классу опасности.

Таблица 4.1 Экологические нормативы буровых растворов при строительстве скважин

Наименование вещества	ЛПВ	ПДК мг/л	Класс опасности
Легкое таловое масло	токс	0,1	4
Smectex	-	10,0	3
Полиакриламид	-	0,8	3
КМЦ	Сан.токс.	20,0	4
Кальцинированная сода	токс	200-500	5
Буровой раствор на основе КМЦ Полимениральный шлам	токс токс	5,0 12,5	4 4
Буровой раствор полимерный (глинопорошок, КМЦ , сода, вода)	Токс	50	4

Величина экологического норматива (ПДК) буровых растворов для рыбохозяйственных водоемов колеблется в основном в пределах 30 мг/л, а для некоторых систем достигает 50 мг/л и более. Выбуренная порода с адсорбированными химическими компонентами промывочной жидкости имеет ПДК в пределах 10-13 мг/л. При попадании нефтепродуктов в буровой раствор токсичность выбуренной породы заметно возрастает, а ПДК снижается в 3-4 раза и составляет на примере нефтенасыщенного шлама 3,2 мг/л.

При применении полимерглинистых буровых растворов, обработанных малотоксичными реагентами с известными санитарно-токсикологическими характеристиками, и регламентированных конструкций кустовых оснований, и накопителей отходов бурения, проникновение фильтрата бурового раствора в тело насыпи и засоление естественных грунтов кустовой площадки практически не происходит, что доказано промысловыми исследованиями загрязненности грунта кустовой площадки и естественного грунта в зоне размещения накопителей.

Отсутствие изменения естественной характеристики солевого состава грунта территории, прилегающей к кустовой площадке, и грунта кустовой площадки при хранении отходов бурения в накопителях обусловлено следующими специфическими особенностями:

1) низкой фильтрационной способностью раствора; отработанные буровые растворы ( применяемые в регионе) имеют фильтрационную способность в грунт не более 6см3/ час, а через 6-8 суток показатель фильтрации (за счет гравитации глинистых частиц шлама) приобретает значения близкие к нулевым.

2) Кольматацией (глинизацией) стенок и дна накопителя;

3) Конструкцией накопителя с использованием противофильтрационных экранов из грунтов с низким коэффициентом фильтрации или изолирующих материалов;

4) Низким значением обменной емкости хранящегося шлама (20-50мг- экв/100г) и незначительным, близким к фоновым содержанием щелочных катионов (8 мг-экв/100г в некоторых случаях до 35 мг-экв/100г), ограничивающих осмотические процессы.

Дополнительное снижение токсичности и загрязненности отходов бурения возможно обеспечить применением установок по обезводиванию и нейтрализации отходов бурения.

4.7 Организация работ по утилизации накопленных отходов бурения по захоронению неутилизируемой части отходов

Процесс утилизации отходов бурения в накопителе предусматривает следующий порядок:

1) анализ состава и свойств отходов бурения с целью оценки уровня загрязненности и токсичности отходов бурения и выбора направления их утилизации и захоронения;

2) периодическую откачку жидкой фазы (поверхностного слоя) из накопителя шламовым насосом или цементировочным агрегатом для повторного использование в системе оборотного водоснабжения.

3) химическую обработку в летний период ведения буровых работ жидкой фазы отходов бурения с целью ее очищения для использования в системе оборотного водоснабжения;

4) подготовку неутилизируемых отходов бурения к захоронению и ликвидацию накопителя после окончания строительства скважины.

Основным направлением утилизации отстоявшейся жидкой фазы является ее использование в цикле строительства скважины и их использование после химической очистки в системе водоснабжения буровых работ.

Направление утилизации (использования) очищенной жидкой фазы отходов бурения - сброс на рельеф местности, использование в системе ППД нефтяных пластов, закачку в поглощающие горизонты - регламентировать с учетом конкретных почвенно-ландшафтных и горно-геологических особенностей района производства буровых работ, исходя из принятой технологии очистки отходов бурения, оценки качества очищенных БСВ и их соответствия требованиям к качеству вод безопасно сбрасываемых на рельеф местности.

Подготовка отходов бурения к захоронению и ликвидация накопителя производится в следующем порядке:

1) при ликвидации накопителя в холодное время года, и температурах окружающего воздуха (ниже -52 °C), обеспечивающих естественное замораживание отходов бурения, дать содержимому накопителя выстояться и набрать холод, оценить глубину промораживания слоя отходов бурения и, при наличии под поверхностью отходов снежного покрова, последний удалить с помощью «легкого» бульдозера, произвести укладку нахлестом слоя СНМ и засыпку накопителя, начиная с торца карьерным грунтом с послойным уплотнением с использованием «тяжелого» бульдозера; высота грунтового экрана должна быть не менее 0,8 м, а отметка поверхности экрана превышать отметку прилегающего кустового основания на 0,2 м;

2) при ликвидации накопителя в период положительных температур окружающего воздуха произвести откачку (или химическую обработку и откачку) жидкой фазы содержимого накопителя и ее утилизацию; сооружение изоляционного экрана над «остатками» отходов бурения производить, начиная с торца накопителя засыпкой карьерным грунтом с уплотнением последнего;

3) при ликвидации последнего накопителя (после окончания строительства последней батареи скважин куста) целесообразно произвести очистку БСВ и перекачку в технологический накопитель, который в дальнейшем должен использоваться в качестве пожарного водоема на период эксплуатации скважин;

После окончания строительства каждой скважины в кусте необходимо произвести демонтаж высвободившегося оборудования и сооружений, а также «зачистку» освободившейся территории и ремонт нарушенных поверхностей кустовой площадки вертикальной планировкой карьерным грунтом. Замерзшую массу из-под основания буровой установки размельчить «тяжелым» бульдозером и удалить в накопитель до начала производства работ по ликвидации накопителя.

4.8 Охрана атмосферного воздуха

Степень загрязнения атмосферного воздуха, создаваемого выбросами буровой, в значительной мере зависит от метеорологических условий. При получении предупреждения о неблагоприятных метеоусловиях (штиль, туманы) от подразделения метеослужбы, проектом предусматривается выполнение следующих оганизационно-технических мероприятий:

- организованный сбор и максимальная утилизация попутного газа при освоении скважины на установке блока факела;

- применение герметичных и закрытых емкостей для хранения нефти и ГСМ;

- уменьшение количества сжигаемого топлива, как за счет перехода на номинальный режим работы, так и за счет уменьшения количества работающих агрегатов;

Эти меры позволят обеспечить снижение концентрации загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы примерно на 60%.

На площадке для строительства эксплуатационной скважины при электрическом приводе основными источниками загрязнения атмосферного воздуха являются: котельная для выработки пара в зимнее время, передвижная электростанция. В составе отходящих газов в атмосферный воздух выбрасывается окись углерода, окислы азота, альдегиды, сажа, углеводороды нефти. Контроль за состоянием воздушной среды предполагается осуществлять газоанализатором УГ-2 или ГХ-4.

Предельные допустимые концентрации этих веществ приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 Предельно допустимые концентрации выбрасываемых в атмосферный воздух

Наименование веществ	ПДК, мг/м3	Класс опасности
Окись углерода	5	4
Двуокись азота	0,085	2
Сажа	0,15	3
Альдегид масляный	0,015	3
Углеводороды нефти	60	2

1) технологический отжиг скважины, который проводится при проведении работ по вызову притока пласта для стабилизации температуры и давления на устье скважины. Продолжительность обработки скважины на факел 48 часов. При отжиге скважины образуются окислы азота, окись углерода и метан. На стадии подготовительных работ к бурению и бурения скважин на месторождении ведется отжиг одной скважины;

2) вторым источником загрязнения атмосферы является одна передвижная котельная ПКН- 2Н, работающая на газе и на газоконденсате.

Контроль за соблюдением нормативов ПДВ должен осуществляться по ГОСТ 17.2.3.-78 и методическим указаниям «Сборник методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами» службой охраны окружающей среды управления буровых работ с использованием прямых методов измерения или приборов, рекомендованных в «Руководстве по контролю источников загрязняющих веществ в атмосфере» с применением газоаналитических приборов.

4.9 Охрана недр

Предотвращение потерь нефти и газа в проницаемые горизонты предусматривается путем применения специальных высокогерметичных труб типа ОТТМ, ОТТГ и применения специальных герметизирующих резьбовых смазок типа Р- 402, Р- 2МПВ. Контроль качества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкой колонн.

Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов, в том числе таликовых вод применяются следующие технологические решения:

- глинистая кольматация стенок скважины с образованием прочной корки, препятствующей фильтрации раствора в водоносный горизонт;

- ограничение репрессий на водоносный горизонт путем регулирования структурно-механических свойств бурового раствора обеспечивающих снижение гидродинамического давления, в том числе при спуско-подъемных операциях.

Для сохранения естественного состояния коллекторских свойств продуктивного пласта и предотвращения физико-химического загрязнения призабойной зоны применяется с водоотдачей 0-10см3 / час.

Безопасность и экологичность проекта оценивается по достигнутому уровню безопасности строительства скважины на предприятии ООО «Лукойл - Коми». Анализ уровня безопасности строительства скважин в районе деятельности ООО «Лукойл - Коми» показал, что он находится на достаточном уровне.

5. Экономическая часть

Южно-Харьягинское нефтяное месторождение расположено в Архангельской области, Ненецком районе, в 140 км от г. Усинска, республика Коми. Месторождение открыто в 1988 году, когда при испытании опорной скважины №1 была установлена промышленная нефтеносность отложений. В дальнейшем, при проведении поисково-разведочных работ были выявлены залежи нефти в терригенных среднедевонских и верхнепермских отложениях, карбонатах фаменского яруса верхнего девона.

5.1 Составление нормативной карты

Для производства работ по проводке скважины составляется наряд на производство буровых работ, который состоит из основных данных, характеризующих условия проводки скважины и нормативной карты. Назначение нормативной карты состоит в том, чтобы установить нормативную продолжительность буровых работ. Исходными данными для составления нормативной карты являются:

1) геолого-технический наряд;

2) проектные данные на механическое бурение (результаты анализа работы долот по режимным точкам);

3) Единые нормы времени на бурение нефтяных и газовых скважин.

Составление нормативной карты осуществляется путем корректировки типовой нормативной карты, рассчитанной для строительства скважин на Южно-Харьягинском месторождении. Для изменения нормативной карты воспользуемся сведениями о разбивке геологического разреза на нормативные пачки, а также действующими на буровом предприятии нормами времени механического бурения 1м породы и проходки на долото, которые приведены в таблице 5.1.

Нормативное время на механическое бурение рассчитывается путем перемножения количества метров в каждом интервале на норму времени по проходке одного метра. Количество долблений по каждому интервалу получается путем деления количества метров на нормативную проходку на долото в соответствующем интервале.

Таблица 5.1 Проходка на долото и нормы времени на мех. бурение для Южно-Харьягинского НМ

Пачка	Глубина по вертикали (по стволу), м	Тип долота	Проходка на долото, м	Время на механическое бурение
1	0-30	393,7 М-ЦГВУ	350	0,04
2	30-150	295,3 МС-ГВ	350	0,04
3	150-390	295,3 МС-ГВ	300	0,04
4	390-580	295,3 МС-ГВ	300	0,04
5	580-730	295,3 МС-ГВ	250	0,06
6	730-1010	215,9 СЗ-ГВ	235	0,06
7	1010-1060	215,9 СЗ-ГВ	230	0,07
8	1060-1120	215,9 СЗ-ГВ	225	0,08
9	1120-1462	215,9 СЗ-ГВ	120	0,06
10	1462-1720	215,9 СЗ-ГВ	125	0,05

Время на спуско-подъемные операции пересчитывается путем умножения нормы времени на один рейс на количество рейсов. Время на наращивание рассчитывается путем умножения нормативного времени на наращивание одного метра (0,02ч/м) на количество метров бурения. Общее время на интервал определяется путем суммирования всех затрат времени. Нормативы времени на спуско-подъемные операции представлены в таблице 5.2.

Время с учетом вспомогательных и ремонтных работ пересчитывается путем сложения общего времени на интервал и времени на вспомогательные и ремонтные работы, выраженное в процентах от общего (25 и 34% соответственно). Расчет нормативной карты представлен в таблице 5.3.

Таблица 5.2 Нормативы времени на спуско-подъемные операции ( на 1 рейс)

Интервал, м	Норма на СПО, ч	Интервал, м	Норма на СПО, ч
0-100	0,85	1100-1200	3,32
100-200	1,2	1200-1300	3,54
200-300	1,4	1300-1400	3,75
300-400	1,6	1400-1500	4,2
400-500	1,81	1500-1600	4,46
500-600	2,04	1600-1700	4,75
600-700	2,25	1700-1800	5,06
700-800	2,46
800-900	2,67
900-1000	2,88
1000-1100	3,10

Нормативная карта

№ пачки	Интервал,м	Метров бурения	Проходка на долото, м	Расчетное чило рейсов	Время на механическое бурение	Норма на СПО	Время на наращивание инструмента	Время на промывку	Итого времени на интервал	Время с учетом вспомогательных работ	Время с учетом ремонтных работ
	От	До				На 1 м	На интервал	На 1 рейс	На интервал
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Бурение под кондуктор
1	0	30	30	350	0,1	0,04	1,2	0,85	0,18	1,48	0,01	2,87	3,3	3,7
1	30	150	120	300	0,79	0,04	4,8	0,85-1,60	1,1	4,72	0,19	10,81	11,9	13,1
2	150	390	240	300	0,47	0,04	9,60	1,6-1,81	0,8	2,80	0,23	13,43	14,8	16,3
3	390	580	190	300	0,52	0,04	7,6	1,83-2,04	0,99	1,50	0,10	10,19	11,2	12,3
4	580	730	150	250	0,41	0,06	6	2,04 -2,46	0,91	3,75	0,40	11,06	12,2	13,4
			730		2,4		29,2		3,98	14,2	0,93	48,36	53,4	58,8
Крепление кондуктора	82,89	97,61	102,76
Итого на колонну	2,4		29,2		3,98	14,2	0,93	131,25	151,01	161,56
Бурение под эксплутационную колонну
2	730	1010	280	300	0,25	0,04	11,2	1,83-2,04	0,48	1,50	0,10	13,28	14,6	6,99
3	1010	1060	50	250	0,75	0,06	3,0	2,04 -2,46	1,69	3,75	0,40	8,84	9,7	22,0
3	1060	1120	60	250	0,41	0,06	3,6	2,46 -2,67	1,05	2,05	0,24	6,94	7,6	12,65
4	1120	1462	342	235	0,59	0,06	20,52	2,67- 2,88	1,63	2,77	0,43	25,35	27,9	17,59
4	1462	1720	308	235	0,43	0,06	18,5	2,88- 3,10	1,29	2,03	0,35	22,27	24,5	13,05
			990		3,51		56,82		6,14	12,1	1,52	76,68	84,3	92,8
Геофизические работы	12,35	15,44	16,52
Крепление эксплуатационной колонны	141,68	165,33	173,54
Итого на колонну	3,51		56,92		6,14	12,1	1,52	230,71	265,07	282,86
Всего на скважину	5,91		86,12		10,12	26,3	2,45	361,96	416,08	444,42

5.2 Расчет основных технико-экономических показателей

После составления нормативной карты необходимо определить проектную продолжительность строительства скважины , ч по формуле:

(5.1)

где - время вышкомонтажных работ, ч;

- подготовительные работы к бурению, ч;

- время бурения, ч;

- время крепления, ч;

- время испытания, ч;

ч.

Результаты расчета продолжительности строительства скважины представлены в таблице 5.4.

Таблица 5.4 Плановая продолжительность строительства скважины на Уренгойской площади (при передвижке)

Элемент цикла	Нормативная продолжитель- ность, ч	Кол- во	Плановая про- должительность, ч
1.Вышкомонтажные работы	120	1	120
2.Подготовительные работы к бурению	96	1	96
3.Время бурения -всего в т.ч. под кондуктор под эксплуатационную колонну 4.Время крепления -всего в т.ч. под кондуктор под эксплуатационную колонну	772,86 39,3 127,98 419,31 186,46 815,38 102,76 173,54 322,37 216,71	1,1	850,3 43,23 140,78 461,24 205,1 896,92 113,04 190,9 354,5 238,38
5. Время испытания	703,2	1	703,2
Итого	2507,44		2666,42

На основе определенных данных по продолжительности цикла строительства скважины рассчитываются нормативные (плановые) скорости и проходка на долото:

Определение нормативной механической скорости

Нормативная (плановая) механическая скорость м/ч:

, (5.2)

где - проходка, м;

- нормативное механическое время бурения, ч



Определение рейсовой скорости

, (5.3)

где - нормативная продолжительность механического бурения, ч;

- нормативная продолжительность спуско-подъемных операций, ч.

Определение технической скорости

, (5.4)

где - производительное время, ч;

Определение плановой коммерческой скорости

, (5.5)

где - плановое время бурения, ч;



Определение плановой цикловой скорости

, (5.6)

Определение средней проходки на долото

, м; (5.7)

где - количество долот, шт;

5.3 Режим труда, штат исполнителей, графики выполнения работ

В данном проекте примем двусменный режим работ, характерный для вахтового метода (Тсм = 12 часов).

Цикл строительства скважины 100 суток.

- Вышкомонтажные работы - 5 суток;

- Бурение, крепление - 66 суток;

- Освоение - 29 суток.

План график строительства скважины изображен на рисунке 5.1.

Наименование этапов цикла строительства скважины	Продолжительность этапов, сут.	Календарный месяц
		I	II	III	IV
ВМР	5
Бурение, крепление	66
освоение	29

Рис. 5.1. План график строительства скважины

5.4 Расчет сметной стоимости проектируемых работ

Для обоснования стоимости строительства скважины составляется смета на её строительство. Планирование и финансирование буровых работ и расчеты с заказчиками производятся на основании смет на строительство скважин, по всем статьям затрат.

Для определения затрат на строительство скважин используются следующие проекты и нормативные материалы:

1) данные технического проекта на строительство скважины;

2) строительные нормы и правила (СНиП);

3) единые единичные районные расценки;

4) единые местные цены на материалы.

Таблица 5.5 Сметный расчет 1 на строительство скважины

№ п/п	Наименование затрат	Единица измерения	Стоимость,ед., руб	Подготови-тельные	Кондуктор	Эксплуатационная
				Кол-во	сумма	Кол-во	сумма	Кол-во	сумма
1	Повременная з/п буровой бригады в ин-тер вале глубин. 1500-4000м, вахта 5 чел.	сут	228,07	4,0	915,9
2	Сдельная з/п буровой бригады в интервале 1500-4000м, вахта 5 чел	сут	244,87			1,8	440,8	19,2	4701,5
3	Сдельная з/п дополнительных рабочих на заготовке раствора в 1 смену	сут	20,5			1,8	36,9	19,2	393,6
4	Повременная з/п дополнительных рабочих на заготовке раствора в 1 смену	сут	19,12	4,0	76,5
5	Сдельная з/п слесаря , 1 смена	сут	12,75			1,8	23,0	19,2	244,8
6	Сдельная з/п электромонтера , 1 смена	сут	12,75			1,8	23,0	19,2	244,8
7	Повременная з/п слесаря , 1 смена	сут	11,93	4,0	47,7
8	Повременная з/п электромонтера,1 смена	сут	11,93	4,0	47,7
9	Содержание бурового оборудования, электроэнергия	сут	236,71	4,0	946,8	1,8	426,1	19,2	4544,8
10	Амортизация бурового оборудования при монтаже вышки и сооружений	сут	875,53	4,0	3502,1	1,8	1575,9	19,2	16810,2
11	Капитальный ремонт бурового оборудо-вания при монтаже вышки и сооружений	сут	433,96	4,0	1735,8	1,8	781,1	19,2	8332,0
12	Материалы и запчасти в турбинном бурении	сут	514,33			1,8	925,8	19,2	9875,1
13	Материалы и запчасти в турбинном бур-и	сут	489,84	2,0	979,7
14	Содержание комплекта турбобуров	сут	21,05	4,0	84,2
15	Содержание комплекта турбобуров	сут	175,44			1,8	315,8
16	Содержание комплекта турбобуров	сут	403,5					19,2	7747,2
17	Содержание бурильных труб	1м	32,86	4,0	131,4	1,8	59,1	19,2	630,9
18	Содержание полевой лаборатории	сут	24,34	4,0	97,4	1,8	43,8	19,2	467,5
19	Пробег полевой лаборатории	км	1,2	Р,0	93,6
20	Содерж.ср-в контроля,диспетчер.,контроля	сут	124,36	4,0	497,4	1,8	223,8	19,2	2387,7
21	Дизтопливо комплекта ДВС передвиж. Э-станций	См-сут	10,9	4,0	43,6	1,8	19,6	19,2	209,3
22	Дизтопливо комплекта ДВС передвиж. Э-станций	См-сут	1,82	4,0	7,3	1,8	3,3	19,2	34,9
23	Содержание телесистемы	сут	256,7					19,2	4928,6
24	Установленная мощность	квт.ч	23					1391,0	31993,0
25	Электроэнергия	Квт.ч	0,63	13400	9246	12298	8485	147298	101636
26	Содержание ЛЭП	Сут	123,64			1,8	222,6	19,2	2373,9
27	Износ бурового инструмента	К-т	33,64	4,0	134,6	1,8	60,6	19,2	645,9
28	Износ ловильного инструмента	К-т	9,09			1,8	16,4	19,2	174,5
29	Амортизация вагон-домиков	сут	206,72	4,0	1186,9	1,8	531,4	19,2	5697,0
30	Дежурство трактора	М.час	7,88	48,0	378,2	19,2	170,2	258,7	2038,7
31	Содержание и проведение УЗД	сут	123,64			1,8	222,6	19,2	2373,9
32	Обслуживание КИП и А	сут	214,33			1,8	385,8	19,2	4115,1
33	Работа цементировочного агрегата	ч	33,54	28,0	939,1
34	Содержание агрегата ППУ - 3М	ч	17,23	30,0	516,9
35	Работа ЦСМ	ч	31,12	18,0	560,2
36	Пробег агрегатов	км	2,52	78,0	196,6
37	Работа цементировочного агрегата	ч	20,12					48,0	965,8
38	Пробег агрегатов	км	0,84					78,0	65,5
39	Техническая вода	м3	3,07	172,0	528,0	129,6	397,9	1552,3	4765,6
40	Глинопорошок	т	339,8			4,10	1393,2	6,2	2106,8
41	Сода	т	163,86					0,30	49,2

Таблица 5.6 Сметный расчет 2 на строительство скважины

№ п/п	Наименование затрат	Единица измерения	Стоимость,ед., руб	Кондуктор	Эксплуатаци-онная
				Кол-во	сумма	Кол-во	сумма
1	2	3	4	5	6	9	10
1	Сдельная з/п буровой бригады в интервале 1500-4000м, вахта 5 чел	сут	244,87	4,7	1153,3	14,8	3619,2
2	Сдельная з/п слесаря , 1 смена	сут	12,75	4,7	60,1	14,8	188,4
3	Сдельная з/п электромонтера , 1 смена	сут	12,75	4,7	60,1	14,8	188,4
4	Содержание буров.оборудов-я,электроэнер	сут	236,71	4,7	1114,9	14,8	3498,6
5	Амортизация бурового оборудования при монтаже вышки и сооружений	сут	875,52	4,7	4123,7	14,8	12940,3
6	Капитальный ремонт бурового оборудо-вания при монтаже вышки и сооружений	сут	433,96	4,7	2044,0	14,8	6414,0
7	Материалы и запчасти в турбином бурении	Ст-сут	646,86	4,7	3046,7	14,8	9560,6
8	Содержание комплекта турбобуров	сут	175,44	4,7	826,3
9	Содержание комплекта турбобуров	сут	403,5			14,8	5963,7
10	Содержание бурильных труб	1м	32,86	4,7	154,8	14,8	485,7
11	Содержание полевой лаборатории	сут	34,34	4,7	114,6	14,8	359,7
12	Пробег полевой лаборатории	км	1,2	Р,0	93,6
13	Содерж.ср-в контроля,диспетчер.,контроля	сут	124,6	4,7	585,7	14,8	1838,0
14	Дизтопливо комплекта ДВС передвиж. Электростанций	См-сут	10,9	4,7	51,3	14,8	161,1
15	Дизтопливо комплекта ДВС передвиж. Электро-станций	См-сут	1,82	4,7	8,6	14,8	26,9
16	Электроэнергия	Квт.ч	0,69	32178,7	22203,3	100977	69674,1
17	Содержание ЛЭП	Сут	123,64	4,7	582,3	14,8	1827,4
18	Износ бурового инструмента	К-т	33,64	4,7	158,4	14,8	497,2

Таблица 5.7 Сводный сметный расчет на строительство скважины

Наименование затрат	Сумма,руб
1. Подготовительные работы к строительству скважины	2403426,6
2. Строительство и разборка вышки, привышенных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования, установки для испытания скважины	490806
3. Бурение и крепление скважины, всего Из них транспортировка грузов	7893234 1774445.4
4. Испытание скважины на продуктивность	748450,8
5. Промыслово-геофизические работы (7,9% от 3 и 4 глав)	682695
6. Дополнительные затраты при строительстве скважин в зимнее время	828889,2
7. Накладные расходы (19,3% от 3 и 4 глав)	694045,8
8. Плановые накопления (30% от глав 1-4, 6, 7)	4425364,8
9. Прочие работы и затраты	6140226,6
10. Авторский надзор (0,2% от итога глав 1-4,6,7)	4436289
11. Проектные и изыскательные работы	316180,8
12. Резерв средств на дополнительные расходы и затраты (5% от итога глав 1-11)	1318383
ИТОГО (в ценах на 2010 г)	30377991,6

Сметную себестоимость строительства скважины можно определить как разность между сметной стоимостью и плановыми накоплениями. Тогда сметная себестоимость одного метра проходки составит:

 (5.8)

где -сметная стоимость строительства скважины, руб;

- величина плановых накоплений, руб.

Сметная себестоимость 1 м проходки составит:

= 30377991,6-4425364,8 / 1720 = 15088 руб.

Заключение

В настоящем дипломном проекте мною рассмотрены все вопросы, касающиеся проектирования строительства нефтяной эксплуатационной вертикальной скважины глубиной 1720 м на Южно - Харьягинском месторождении.

В проекте приняты инженерные решения, с подробными обоснованиями, путем применения всех полученных знаний по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин», по следующим вопросам:

1. Основываясь на геологических данных и опыте бурения в регионе, выбраны:

- метод первичного вскрытия продуктивного пласта, при котором ствол скважины остается открытым. Этот метод прост в реализации и снижает стоимость буровых работ;

- конструкция скважины, состоящая из направления, кондуктора, и эксплуатационной колонны;

- типоразмеры породоразрушающего инструмента;

2. Рассчитана конструкция скважины;

3. Выбран способ бурения, выполнен расчет бурильной колонны, произведен выбор компоновок бурильной колонны;

4. Выбран тип промывочноый жидкости и рассчитана гидравлическая программа промывки;

5. Спроектированы режимы бурения;

6. Рассчитаны параметры спуско-подъемных операций;

7. Рассмотрены все вопросы заканчивания скважины - подготовки обсадной колонны к спуску и технология спуска, расчет обсадной колонны, цементирования, рассчитано количество цементировочных агрегатов и цементно-смесительных машин и выбрана схема их расстановки. Также рассмотрены вопросы освоения и испытания скважины;

8. Выбрана буровая установка и необходимое оборудование.

В специальной части дипломного проекта было проведено исследование износостойких покрытий бурильных труб.

В проекте рассмотрены организационные вопросы, касающиеся:

- безопасности жизнедеятельности, дана характеристика условий района ведения работ и анализ потенциальных опасностей, разработаны конкретные меры безопасности при проведении работ и меры обеспечения безопасности при чрезвычайных ситуациях (нефтегазоводопроявлениях).

- мероприятий по охране окружающей среды, произведен анализ источников загрязнения и описаны меры по охране воздуха, поверхностных и подземных вод, почв, растительности.

Также проект содержит экономическую часть, в которой произведен расчет основных технико-экономических показателей.

Подготовленный проект может быть использован на практике при строительстве скважины на описанном месторождении.

Список использованных источников

1. Булатов А.И., Аветисов А.Г. "Справочник инженера по бурению - т. 1,2" (М.: Недра, 1985).

2. Детков С.П., Детков В.П., Астахов В.А. "Охрана природы нефтегазовых районов" (М.: Недра, 1994).

3. Ильский А.Л., Миронов Ю.В., Чернобыльский А.Г. Расчет и конструирование бурового оборудования (М.: Недра, 1985)

4. Иогансен К.В. "Спутник буровика" (М.: Недра, 1986).

5. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М. и др. "Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн" (М.: Недра)

6. Материалы собранные при прохождении производственной и преддипломной практики.

7. Методические указания по дипломному проектированию для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» (СПб.: СПГГИ(ТУ), 2001).

8. "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (М.: НПО ОБТ, 1993).

9. "Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности" (М.: Недра, 1987).

10. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: Утв. Гостехнадзором России 17.12.84.- М.: НПО ОБТ, 1993. - 134 с.

11. Элияшевский И. В. “Типовые задачи и расчеты при бурении ” (М.: Недра, 1992).

12. Проект на строительство эксплуатационных скважин на Южно-Харьягинском месторождении на 2008г., ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

13. Методические указания по разработке экономической части дипломного проекта для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» (СПб.: СПГГИ(ТУ), 2004).

Размещено на Allbest.ru