Строительство поисковой скважины на Камовской площади

По эпюре наружных избыточных давлений определим расчётное наружное давление (Pн.и) на уровне верхнего конца I секции колонны на глубине 2320 м Pн.и= 37 МПа. Согласно методичке по практическим расчётам при бурении нефтяных и газовых скважин [4] данному давлению, при коэффициенте запаса прочности n2= 1,0 для труб находящихся в не зоны продуктивного пласта, соответствуют трубы с группой прочности стали Е, с толщиной стенки ?= 9,5 мм для которых: Pкр2=37,1 МПа.

Определим значение критического давления для труб II секции с учётом растягивающих нагрузок от веса I секции по формуле 4.16:

P?кр2= Pкр2(1-0,3), МПа. (4.16)

где: Q1 - вес I секции труб, кН.

Qт - предел текучести металла труб, кН. Для выбранных труб Qт= 1548 кН.

P?кр2= 37,1*(1-0,3*)= 36,7 МПа.

Согласно эпюре избыточных наружных давлений данному значению P?кр2 соответствует глубина спуска II секции колонны Lсп2 = 2300 м.

Тогда уточнённая длинна I секции составит :Lу1= 2500-2320 = 180 м.

Рассчитаем уточнённый вес I секции (Qу1):

Qу1= 180*0,290 = 52,2 кН =5,22 т.

Для III секции выбираем трубы, с группой прочности стали Д, и толщиной стенки ?= 8,9 мм, для которых Pкр3= 26,7 МПа. Согласно эпюре избыточных наружных давлений данному значению Pкр3 соответствует глубина спуска III секции Lсп3=1530 м. Следовательно, длина II секции составит:



L2= Lсп2 - Lсп3 = 2320 -1530 = 790 м.

Согласно методичке по практическим расчётам при бурении нефтяных и газовых скважин [4] для труб диаметром 168 мм с толщиной стенки 8,9 мм вес одного погонного метра трубы принимаем равным q2= 0,265 кН.

Тогда вес второй секции труб (Q2) составит:

Q2= 790*0,265 = 209,4 кН = 20,94 т.

Определим значение критического давления для труб III секции для условий двухосного нагружения с учётом значений растягивающих нагрузок от веса I и II секции по формуле 4.17:

P?кр3= Pкр3(1-0,3Q1+2/Qт) (4.17.)

Q1+2= Qу1 + Q2 = 52,2+209,4 =261,6 кН.

Qт= 1274 кН.

P?кр3= 26,7*(1-0,3*261,6/1274) = 25,05 МПа.

Для полученного значения P?кр3, согласно эпюре избыточных наружных давлений, находим уточнённую глубину спуска III секции Lусп3= 1400 м.

Найдём уточнённую длину II секции:

Lу2= 2320 -1400 = 920 м.

Рассчитаем уточнённый вес II секции:

Qу2= 920*0,265 = 243,8 кН = 24,38 т.

IV секцию составляем из труб с группой прочности стали Д, и толщиной стенок ?=8,9 мм, для которых Pкр4= 22,4 МПа.

Согласно эпюре избыточных наружных давлений данному значению Pкр4 соответствует глубина спуска IV секции колонны Lсп4 = 955 м.

Следовательно, длина III секции составит:



L3= Lусп3 - Lсп4 = 1400 - 955 = 445 м.

Согласно методичке по практическим расчётам при бурении нефтяных и газовых скважин [4] для труб диаметром 168 мм с толщиной стенки 8,9 мм вес одного погонного метра трубы принимаем равным q3= 0,243 кН.

Тогда вес III секции труб (Q3) составит:

Q3= 445*0,243 = 108,1 кН = 10,81 т.

Для условия двухосного нагружения определим значение критического давления для труб IV секции с учётом растягивающих нагрузок от веса I, II и III секции по формуле 4.18:

P?кр4= Pкр4(1-0,3Q1+2+3/Qт) (4.18.)

Q1+2+3= Qу1 + Qу2 + Q3= 52,2+243,8+108,1 = 404,1 кН.

Qт= 1156 кН.

P?кр4= 22,4*(1-0,3*404,1/1156) = 20,05 МПа.

Для полученного значения P?кр4, согласно эпюре избыточных наружных давлений, находим уточнённую глубину спуска IV секции Lусп4= 865 м.

Найдём уточнённую длину III третьей секции:

Lу3= Lусп3 - Lусп4 = 1400 -865 = 535 м.

Рассчитаем уточнённый вес III секции:

Qу3= 535*0,243 = 130,0 кН = 13,0 т.

Тогда общий вес III секций составит:

Q1+2+3= Qу1 + Qу2 + Qу3 = 52,2+243,8+130,0 = 426 кН = 42,6 т.



Длину IV секции определяем из расчета ее нагрузки на растяжение по формуле 4.19:

м (4.19)

где: Рст - допустимая нагрузка на страгивание резьбы, кН;

n3 - запас прочности трубы на страгивание резьбы, кН;

Согласно методичке по практическим расчётам при бурении нефтяных и газовых скважин [4] для обсадной трубы с группой прочности стали Д, диаметром 168 мм и толщиной стенки ?=8,9 мм Рст= 706 кН, а коэффициент запаса прочности n3= 1,15 кН. Вес одного погонного метра труб данной стали и толщины стенки равен:

q4= 0,243 кН.

773 м

Рассчитаем уточнённый вес IV секции:

Qу4= 773*0,243 = 187,8 кН = 18,78 т.

Тогда общий вес IV секций составит:

Q1+2+3+4= 426+187,8 = 613,8 кН = 61,38 т.

По эпюре избыточных внутренних давлений определим избыточное внутреннее давление для IV секции. Давление на уровне верхней трубы, расположенной на глубине L4= 2500-180-920-535-773 = 92 м, составляет P491в.и.= 33,2 МПа. Согласно методичке по практическим расчётам при бурении нефтяных и газовых скважин [4] для труб с группой прочности стали Д, и толщиной стенки ?=7,0, предел текучести составит Рт= 31,8 МПа, запас прочности (n2) составит, формула 4.20:



(4.20.)

n2= 31,8/33,2 =0,96

n2<[n2];

0,96<1,15.

V секцию составляем из труб с группой прочности стали Д, и толщиной стенки ?=8,9, для которых Рст= 931 кН и q5= 0,292 кН.

Тогда Lу5 составит: м

Для VI секции достаточна длина 92 м.

Рассчитаем уточнённый вес V секции:

Qу5= 92*0,292 = 26,86 кН = 2,686 т.

Тогда общий вес V секций составит:

Q1+2+3+4+5= 613,8+26,86 = 640,66 кН.

апас прочности на внутреннее давление для IV и V секций достаточен.

Общий вес эксплуатационной колонны составит:

кН

Полученные расчеты данные сводим в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Расчетные данные, полученные при расчете эксплуатационной колонны на прочность

№ секции	Группа прочности стали	Толщина стенки, мм.	Длина секции, м.	Вес секции, кН.
I	Е	8,9	180	52,2
II	Е	8,9	920	243,8
III	Е	8,9	535	130,0
IV	Е	8,9	773	187,8
V	Е	8,9	92	26,86
ВСЕГО:			2500	640,66

Примечание: Счет секций ведется снизу вверх.

4.4 Подготовительные работы к спуску обсадной колонны

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

За несколько дней до спуска колонны на буровую завозят обсадные трубы, элементы технологической оснастки и необходимый дополнительно инструмент, тщательно проверенные и испытанные на базе. А также специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких температурах, возможных в скважине. В качестве такой смазки можно использовать смазку Р - 402.

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

По данным каверно - и профилеграмм выявляют участки сужений ствола скважины, а по инклинограммам - участки резкого искривления. Эти участки тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью не более 35 - 40 м/ч и расширяют до нормального диаметра. При проработке целесообразно применять ту же компоновку низа бурильной колонны, которую использовали для бурения последнего интервала скважины, особенно если условия бурения сложные, калибруют: спускают бурильную колонну, низ которой имеет примерно такую же жёсткость, как и подлежащая спуску обсадная колонна и следят за успешностью прохождения такой компоновки до забоя. Если наблюдаются посадки ли затяжки, ствол повторно прорабатывают с несколько меньшей скоростью. По окончании калибровки скважину тщательно промывают в течение одного - двух циклов циркуляции.

При проработке применяют буровой раствор с минимальным показателем фильтрации, низкими значениями статического и динамического напряжения сдвига и пластической вязкости, а также с хорошими смазочными характеристиками.

При подъёме бурильной колонны после проработки или калибровки измеряют её длину и уточняют длину скважины, при этом надо учитывать, что действительная длина скважины больше суммарной измеренной длины поднятых из неё бурильных труб на величину удлинения колонны. К спуску приступают сразу же, как только закончен подъём бурильных труб после промывки скважины.

4.5 Спуск обсадных колонн

Согласно учебника [3], обсадную колонну спускают с помощью механизированных клиньев и одного элеватора.

Рекомендуемая средняя скорость спуска труб (эксплуатационной, промежуточной колонны) - не более 1м/с, а кондуктора - не более 0,5 м/с.

При спуске обсадной колонны нужно контролировать полноту её заполнения буровым раствором через обратный клапан, следя за объёмом жидкости, 500 - 800 м труб необходимо делать промежуточные промывки, чтобы освежить жидкость в скважине, удалить скопившийся шлам и уменьшить опасность газирования.

После окончания спуска колонны её оставляют подвешенной на буровом крюке, а скважину тщательно промывают; при этом колонна не должна упираться в забой.

4.6 Способ цементирования

4.6.1 Обоснование способа цементирования

1) Цементирование скважины предназначено для разобщения пластов с целью исключения межпластовых перетоков.

2) Создание или обеспечение равномерной нагрузки на обсадную колонну.

3) Повышение срока службы обсадной колонны.

Как правило продуктивный пласт и интервал выше его на 50 м цементируется чистым раствором портландцементом. Выше этого интервала цементирования осуществляется гельцементным раствором с целью предотвращения гидроразрыва пластов при цементировании. В качестве облегчающей добавки служит глинопорошок.

В настоящее время существуют 6 способов цементирования скважин: одноступенчатый, двухступенчатый, манжетный, манжетно-селективный, обратный, встречными потоками.

Наиболее широко применимы и технологически отработаны одно- и двухступенчатый способы цементирования.

Одноступенчатый способ цементирования применяется в неосложненных геологических условиях при максимальной глубине скважины до 3000 метров.

Двухступенчатый способ цементирования применяется в осложненных геологических условиях, например при различном градиенте гидроразрыва верхних и нижних частей скважины или сильно различающихся температурных градиентах в выше названных интервалах скважины. Для его реализации на заданной глубине устанавливают муфту двухступенчатого цементирования (МСЦ-1), позволяющую цементировать раздельно верхний и нижний интервал скважины.

Манжетный способ цементирования используется при вскрытии скважин с низкопроницаемым коллектором или пластов с АНПД. Для его реализации над кровлей продуктивного пласта в обсадную колонну устанавливают пакер (например, ПДМ - пакер для двойного и манжетного цементирования).

Манжетно-селективный способ цементирования применяется в аналогичных условиях, но при близко расположенных подошвенных водах. Для его осуществления в обсадной колонне на уровне подошвы продуктивного пласта устанавливают пакер типа ПЗМ - пакер заколонный модульный, а в кровли продуктивного пласта ставят пакер типа ПДМ, цементирование осуществляется в 2 приема. Сначала объемный способ цементирования скважины ниже подошвы продуктивного пласта. После окончания цементирования подошвы, открываются клапана ПЗМ, и модули заполняются продавочной жидкостью. Модули (рукава из брезента) расширяются и надежно перекрывают затрубное пространство, создавая, таким образом, искусственную перемычку между нефтью и водой. Над пластом цементирования осуществляется вышеописанный способ, т.е. через ПДМ.

Обратный способ цементирования применяется редко, в связи с отсутствием надежных технических средств контроля входа цементного раствора в обсадную колонну на заданную высоту.

Способ цементирования скважины встречными потоками в основном применяется при цементировании кондукторов, при недоподъеме цементного раствора из-за его поступления в поглощающий горизонт.

Анализ геологического разреза Камовского месторождения показывает, что в нем отсутствуют интервалы с разными градиентами температур и градиентами гидроразрыва пород. Таким образом, экономически целесообразно применить одноступенчатый способ цементирования, как наиболее дешевый и технологически простой.

Возможность использования одноступенчатого способа цементирования проверяется расчетом приведенным ниже.

4.6.2 Расчет возможности одноступенчатого цементирования для эксплуатационной колонны

Для производства расчета исходные данные сведем в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 - Исходные данные для расчета возможности одноступенчатого цементирования

Параметры	Обозначение	Единицы измерения	Величина
Глубина скважины	L	м	2500
Давление гидроразрыва пород в призабойной зоне	Ргр	МПа	44,9
Диаметр обсадной колонны	Dк	м	0,168
Диаметр скважины	Dс	м	0,2159
Расстояние от устья до уровня цементного камня	hбр	м	1580
Мощность эксплуатационного объекта	hцр	м	180
Удельный вес чистого цементного раствора	?цр	Н/м3	1,85*104
Удельный вес бурового раствора	?бр	Н/м3	1,05*104
Скорость восходящего потока тампонажного раствора	Vзп	м/с	1,5
Коэффициент гидравлического сопротивления затрубного пространства	?зп	-	0,035

1. Определим средневзвешенное значение удельного веса составного столба бурового и тампонажного раствора при котором не произойдет гидроразрыв пород по формуле 4.21:

[Н/м3] (4.21)



Таким образом, при выполнении вышеприведенного условия технологически возможно проведение цементирования скважины в одну ступень.

4.7 Выбор типа и компонентного состава тампонажного раствора, буферной и продавочной жидкости

4.7.1 Расчет расхода материалов для проведения процесса цементирования эксплуатационной колонны

Для приготовления чистого цементного раствора необходимы цемент и вода, при определенном водоцементном отношении.

В настоящее время оптимальным значением водоцементного отношения является отношение: W= В/ц = 0,5.

Для того, чтобы подсчитать количество воды и цемента необходимо знать общий объем цементного раствора, который определяется объемом затрубного пространства.

Объем затрубного пространства определяется по формуле 4.22:

[м3] (4.22)

где: - коэффициент кавернозности скважины, определяемый по формуле 4.23:

(4.23)



Расчет по данной скважине показал, = 1,23.

Тогда:

м3

Определим потребное количество цемента для приготовления (чистого) цементного раствора по формуле 4.24:

[т] (4.24)

Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности [1] чистым цементным раствором должен быть зацементирован продуктивный пласт и интервал выше его на 150 м., тогда потребный объем чистого цементированного раствора составит:

Vцр=16,3 м3

т

Потребное количество воды для приготовления (чистого) цементного раствора определим по формуле 4.25:

[т] (4.25)

Gв=0,5?20,1=10,05 т.

Количество цемента на весь объем цементируемого интервала колонны составит:

G=20,1 т.

4.7.2 Объем буферной жидкости

Буферная жидкость предназначена для выполнения следующих функций:

1. Отделение вытесняемого бурового раствора закачиваемым тампонажным раствором;

2. Для очищения стенок скважины от рыхлой глистой корки;

3. Вытеснение глинистого раствора из застоявшихся зон каверн.

В качестве основной буферной жидкости используется 5-10% NaCl или 3% водный раствор КМЦ.

С целью предупреждения неуправляемого фонтанирования максимальный объем буферной жидкости определяется исходя из высоты нахождения его за колонной не менее 200 м.

Тогда объем буферной жидкости определим по формуле 4.27:

(4.27)

где:

Sзп - площадь сечения затрубного пространства;

- минимальный объём буферной жидкости.

Vбф= 0,02*200= 4 м3

4.8 Выбор цементировочного оборудования и его оснастки

Для осуществления процесса цементирования используется комплект тампонажной техники включающий: цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, осреднительные емкости, самоходный блок манифольда и станция контроля и управления процессом цементирования (СКУЦ; КСКЦ-01). Главным механизмом в этом составе является цементировочный агрегат, который должен создавать давление, превышающее максимальное гидравлическое сопротивление скважины, т.е. должно соблюдаться условие: Рац>Рцг.



Рцг = ?Ргс + Ргд + Рст, МПа. (4.28)

где:

?Ргс - разность гидростатических давлений внутри обсадной колонны и в затрубном пространстве.

Ргд - гидродинамическое давление, необходимое для преодоления сопротивлений при движении тампонажной жидкости внутри колонны и затрубном пространстве.

Рст - дополнительное давление, возникающее при посадке продавочной пробки на кольцо "СТОП".

(4.29)

(4.30)

(4.31)

Гидродинамическое давление определяется суммой гидродинамических давлений внутри и снаружи обсадной колонны по формуле Дарси - Вейсбаха

Внутри обсадной колонны

(4.32)



?тр- коэффициент гидравлического сопротивления в трубах.

?тр- скорость движения жидкости в трубах.

dвн- внутренний диаметр трубы в метрах.

?тр=0,02 ?бр=1,05*104 Н/м3

?тр=4,87 м/с

dвн= 150 мм.

Для затрубного давления

?зт=1,5 м/с

?зт=0,035

Для определение затрубного давления нам необходимо найти ?црср.

(4.33)

(4.34)

Ргд=4,2+3,62=7,82 МПа

Находим давление гидравлического сопротивления скважины

Ргсс =17,6+7,82+3=28,42 МПа

Исходя из технической характеристики ЦА выбираем ЦА марки превышающее Ргсс. Подходит АНЦ-320 развивающий максимальное давление 40 МПа.



4.8.1 Определение необходимого количества цементировочных агрегатов

Количество цементировочных агрегатов выбирается исходя из двух условий:

1) Из условия создания требуемой скорости восходящего потока в затрубном пространстве.

2) Условие заданного времени цементирования, которое должно составлять 75% от времени начала схватывания тампонажного раствора.

Суммарная производительность цементировочных агрегатов обеспечивающих заданную скорость восходящего потока определяется по формуле 7.17:

(4.35)

где:

Sзп - площадь затрубного пространства, м3.

Vзп - скорость восходящего потока в затрубном пространстве, м/с.

Тогда требуемое количество цементных агрегатов составит:

(4.36)

Где:

q4 - производительность одного цементного агрегата на четвертой скорости при диаметре втулок 110 мм обеспечивающей необходимое давление 40 МПа.

Принимаем q4=0,0105 м3/с, тогда:



Sзп= (Дс2 - Дн2)/4 ; м2 (4.37)

Sзп= (0,21592-0,1682)/4 = 0,05 м3

?Q = 0,005*1,5=0,0075 м3/с

ед.

Исходя из, вышеприведенного расчета, принимаем 2 единиц цементировочных агрегатов.

4.8.2 Выбор смесительных машин

Смесительные машины предназначены для приготовления тампонажных смесей. Основными элементами смесительных машин является транспортная база автомобилей Маз, КрАЗ, Урал на платформе которой размещены: бункер емкостью 14,5 м3 , с загрузочными и подающими шнеками и гидросмесительные устройства. Подача воды к гидросмесительному устройству осуществляется водоподающим насосом цементировочного агрегата. Параметры готовой смеси регулируются количеством цемента и воды подаваемой в смесительное устройство. По производительности готовой смеси все смесительные машины могут обеспечить работу двух цементировочных агрегатов, тогда:

ед.

Принимаем 1-у цементно-смесительную машину.

Исходя из приведенных расчетов, в состав тампонажной техники для цементирования скважины войдут АНЦ-320 - 2 ед., смесительные машины марки УС6-30 - 1 ед., самоходный блок манифольда 1БМ-700 - 1 ед., станция контроля цементирования КСКЦ-01 - 1 ед., цементировочная головка ГЦУ 168.

Схема расстановки тампонажной техники приведена на рис. 4.7.

Рис 4.7. Схема расстановки тампонажной техники.

Схема обвязки тампонажной техники при цементировании с осреднительной установкой:

1 - цементировочная головка; 2 - приемный мост; 3 - резервная нагнетательная линия; 4 - рабочая нагнетательная линия; 5 - смесительная машина для приготовления раствора; 6, 7 - цистерна с солевым раствором; 8, 9- цементировочный агрегат АЦ-32У; 10 - блок манифольда БМ-700; 11,12 - агрегат АЦ-32У для продавки солевого раствора; 13 - резервный агрегат АЦ-32У.

4.9 Оценка качества цементирования

После проведения оценки качества цементирования с помощью акустического цементомера, к примеру, АКЦ-5 с помощью которого определяют верхнюю границу цементирования, степень сцепления цементного камня с обсадной колонной и породой. Приступают к испытанию ее на герметичность.

Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности [1] оценка герметичности эксплуатационной колонны производится двумя методами:

1.Создание в скважине избыточного давления превышающее ожидаемое на устье на 10%.

2.Снижением уровня жидкости в скважине до 800 м, согласно учебного пособия [2].

Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опресовки снизилось не более чем на 0,5 МПа, а при испытании снижением уровня повышение уровня жидкости в скважине не превысит 1,4 м. за 8 часов.

4.10 Обвязка обсадных колонн

Обвязка обсадных колонн предназначена:

Герметизации и разобщение межколонных пространств.

Создание растягивающих напряжений (натяжение) в обсадной колонне.

Установки ПВО

Управление при возникновении, ликвидации заколонных переходов.

В настоящее время в основном используется колонная обвязка с клиновой подвеской типа ОКК.

Т.к. район работ относиться к холодному климатическому выбираем головку исполнения ХЛ. В добываемой среде не содержится Н2S и СО2, следовательно выбираем обвязку по коррозионной стойкости К1.

Согласно учебного пособия [2] выбираем колонную обвязку марки ОКК-1-35-168*245ХЛК1.



Глава 5. Мероприятия по предупреждению осложнений и аварий

5.1 Разработка комплекса противоприхватных мероприятий

Анализ усредненного разреза проектируемой скважины показывает, что согласно [табл. 1.2.] возможны обвалы стенок скважины в интервале 0-315 м, кавернообразование 310-2070 м, прихваты инструмента 1920-2030 м. Основными причинами прихвата являются обвалы стенок скважины, сальникообразование и желобообразование в местах перегиба ствола.

При проходки названных интервалов в промывочную жидкость нужно вводить ингибирующие добавки и добавки снижающие показатель фильтрации.

Для предупреждения обвалов необходимо: 1) использовать ингибирующие промывочные жидкости; 2) поддержать относительную плотность промывочной жидкости, превышающей коэффициент устойчивости пород; 3) использовать охлажденные промывочные жидкости при бурении многолетне мерзлых пород.

5.2 Выбор комплекса ПВО

Для предотвращения неуправляемого фонтанирования на устье скважины перед вскрытием продуктивного пласта устанавливается ПВО, основным элементом которого является превентор. В зависимости от давления и содержания сероводорода количество превенторов в составе ПВО колеблется от 2 до 4, ПВО устанавливается по 6 схемам установленным Ростехнадзором.

Основными параметрами ПВО являются рабочее давление и диаметр проходного отверстия. Кроме превенторов в состав ПВО включают крестовину, к которой подсоединяют линии глушения и дросселирования. Согласно правил безопасности длина линии глушения и дросселирования для проектной скважины составляет более 200 м, для газовых и разведочных скважин не менее 100 м. При этом расстояние от концов выкида этих линий до всех коммуникаций и соединений не менее 100 м. Фланцевая катушка, устьевая воронка, желоб. Марка ПВО определяется ожидаемым давлением на устье скважины в случае флюидопроявления.

Для нефтяных скважин:

Руст=Рпл - ?ср•Zпл, (5.1)

Где:

Рпл- пластовое давление, МПа;

?-средняя плотность нефти, кг/м3;

?пл-расстояние до кровли продуктивного пласта.

Руст=21,6 - 6,95•10-4•2320=20 МПа

При вскрытии газовых, нефтяных пластов с ожидаемым давлением на устье до 30 МПа в состав противовыбросового оборудования входит 3 превентора, один из которых универсальный.

Ожидаемое давление на устье проектной скважины не превышает 35 МПа, тогда согласно учебного пособия [2 табл. 8.2.] на устье скважины для кондуктора предусматривается установка комплекта ПВО марки ОП4-350*35. В комплект этого оборудования входят 2 плашечных превентора. Для промежуточной колонны - ОП5-230*35, для эксплуатационной колонны - ОП-230/80*35. В комплект этого оборудования входят 2 плашечных превентора, 1 универсальный превентор и крестовина.

Схема ПВО на устье скважины приведена на рис. 5.1.



Рис. 5.1.Схема установки противовыбросового оборудования на устье скважины.

Схема установки противовыбросового оборудования на устье скважины: 1 - кондуктор; 2 - колонная головка; 3 - плашечный превентор с глухими плашками; 4 - крестовина; 5,10 - аварийный трубопровод; 6 - рабочий трубопровод; 7 - регулируемый дроссель; 8,9 - задвижки; 11 - плашечный превентор с трубными плашками; 12 - универсальный гидравлический превентор; 13 - фланцевая катушка; 14 - устьевая воронка; 15 - желоб; 16 - манифольд дросселирования; 17 - манифольд глушения.

5.3 Разработка комплекса мероприятий по предупреждению аварий

Под аварией понимают нарушение технологического процесса углубления скважины, связанного с: падением на забой скважины посторонних предметов, в том числе геофизических приборов; обрывом бурильной колонны; неподвижностью бурильной колонны, связанной с прихватом, сальнико-образование и другими осложнениями.

1. Мероприятия по предупреждению падения посторонних предметов на устье скважины:

- устье скважины при отсутствии бурильной колонны должно перекрываться;

- соблюдать технологию спуска и подъема геофизических приборов.

2. Предупреждение обрыва бурильных труб:

- проверка комплекта бурильных труб на буровой после поступления с трубной базы, включающая наружный осмотр на отсутствие повреждения резьбы, вмятин, изгибов, замер длины трубы;

- смазка резьбовых частей при свинчивании бурильной колонны.

- наружный замер диаметров замков и тела трубы с целью недопущения чрезмерного износа;

- периодическая замена элементов свечей между собой, своевременная выбраковка свечей, имеющих размытые или изношенные резьбовые соединения.

3. Соблюдение технологического режима при ликвидации прихвата путем натяга или вращения колонны.

4. Мероприятия по предупреждению прихвата:

- соблюдение параметров бурового раствора, согласно карте поинтервальной обработки;

- применение ингибированных растворов при вскрытии пластичных глин; использование в КНБК УБТ квадратного сечения или со спиральными канавками;

- введение в состав промывочной жидкости смазывающих добавок;

- периодическое проворачивание бурильной колонны при бурении забойным двигателем и скорости восходящего потока.



Глава 6. Выбор буровой установки

6.1 Обоснование типа и класса буровой установки

Выбор буровой установки зависит от расчетной глубины бурения скважины и допустимой нагрузки на крюке, определяемой весом наиболее тяжелой колонны.

Допустимая нагрузка на крюке для бурильной колонны определяется из следующего выражения:

(2.46)

Qк - общий вес колонны (бурильной, обсадной), кН.

K3 - коэффициент запаса прочности талевой системы. Для бурильной колонны К3=0,6, а для обсадной К3=0,9. Определяем допустимую нагрузку на крюке от веса бурильной колонны:

. (2.47)

.

Определяем допустимую нагрузку на крюке от веса обсадной колонны по формуле 2.48:

(2.48)



Исходя из, вышеприведенного расчета определим, что вес бурильной колонны меньше веса обсадных труб.

Буровые установки по типу делятся на 3 группы: стационарные, передвижные (для кустового бурения) и мобильные. Выбор типа буровой установки зависит от задачи бурения и транспортной системы местности.

В зависимости от грузоподъемности буровые установки делятся на 12 классов. Проектируемая скважина находится в электрифицированной площади, задача бурения - эксплуатационная скважина. Местность не имеет развитую транспортную базу. На основании изложенного и заданной глубины скважины выбираем БУ-3000, относящейся к 5 классу. Выбор буровой установки зависит от расчетной глубины бурения скважины и допустимой нагрузки на крюке, определяемой весом наиболее тяжелой колонны.

Согласно учебного пособия [2] допустимая нагрузка соответствует БУ 5 класса, а согласно проектной глубине бурения БУ 5 класса.

Исходя из практики буровых работ, на Камовском месторождении принимаем буровую установку типа БУ-3000БД.

Технические характеристики буровой установки типа БУ-3000БД приведены ниже в таблице 6.1:

Таблица 6.1 - Технические характеристики буровой установки типа БУ-3000БД

Параметры	БУ-3000БД
Допустимая нагрузка на крюке, кН	1700
Условная глубина бурения, м	3000
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,2±0,05
Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее	1,5
Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт	670
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
Расчетная мощность привода ротора, кВт, не более	370
Мощность бурового насоса, кВт	750
Вид привода	ДВС
Высота основания (отметка пола буровой), м	5 - 5,5
Просвет для установки стволовой части превентора, м	3,0
Число насосов	2

Окончательный выбор класса буровой установки будет утвержден после расчета веса обсадных труб.

6.2 Основные блоки буровой установки

Комплектность буровой установки БУ 3000БД и набор бурового оборудования приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Комплектность буровой установки БУ 3000БД и набор бурового оборудования

Механизмы и агрегаты	БУ-3000БД
Лебедка буровая	ЛБУ22-720
Насос буровой	У8-6МА2
Ротор	Р-700
Комплекс механизмов АСП	АСП-3М1
Кронблок	УКБ-6-250
Талевый блок	-
Крюкоблок	УТБК-5-225
Вертлюг	У8-250
Вышка	ВА 41-170М
Привод основных механизмов	Лебедки и ротора: Дизельный В2-450 АВС-3 Буровых насосов: Дизельный В2-450 АВС-3
Циркуляционная система	3ЦС-125 БД



Глава 7. Организационно-экономическая часть

7.1 Расчёт заработной платы

Расчёт основной заработной платы производится по формуле 7.1:

(7.1.)

где:

ч - численность рабочих соответствующая разряду

Т - затраты времени

Сч - часов, тарифная ставка

Ведомость на заданное количество основных рабочих приведена в табл. 7.1.

Таблица 7.1 - Ведомость на заданное количество основных рабочих

№ п/п	Профессия	Кол-во	Разряд	Тариф	Затраты времени, ч
1.	Первый помощник бурильщика	2	V	45	12
2.	Второй помощник бурильщика	2	V	42	12
3.	Третий помощник бурильщика	2	V	37	12
4.	Бурильщик	2	VI	49	12
5.	Буровой мастер	1	VII	55	12

Расчёт заработной платы рабочих сводим в табл. 7.2.

Таблица 7.2 - Заработная плата рабочих

Профессия	Кол-во рабочих	Разряд	Часовая тарифная ставка, руб.	Затраты времени	Зар. плата, руб.
1. Первый помощник бурильщика	2	V	45	12	1080
2. Второй помощник бурильщика	2	V	42	12	1008
3. Третий помощник бурильщика	2	V	37	12	888
4. Бурильщик	2	VI	49	12	1176
5. Буровой мастер	1	VII	55	12	660
ИТОГО:					4812

1) Рассчитываем сумму доплат, учитывающую размер премии работников по формуле 7.2:

(7.2.)

где: Зтар - заработная плата по тарифу, Нпр - размер премии в % от прямой заработной платы.

2) Затем определяем заработную плату с учётом доплат по формуле7.3:

(7.3.)

3) Определяем заработную плату с доплатой по районному коэффициенту(50%) к зарплате по формуле7.4:

(7.4.)

где: Кр - районный коэффициент к заработной плате.

4) Рассчитываем доплату за работу в районах Крайнего Севера (70%) и приравненных к ним местностям по формуле7.5:

(7.5.)



где: g - размер доплаты в % от расчётной заработной платы за работу в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях.

5) Расчёт общей основной заработной платы производится по формуле7.6:

(7.6.)

6) Расчёт дополнительной заработной платы производится по формуле7.7:

(7.7.)

где: Зобщ.осн. - основная заработная плата, руб.

Д - размер дополнительной заработной платы в % от суммы основной заработной плате (11%).

7) Расчёт общей зарплаты производится по формуле7.8:

(7.8.)

Расчёт отчислений на социальные нужды:

Отчисления на социальные нужды от суммы основной и дополнительной заработной платы по формуле 7.9:

(7.9.)



где: О - размер отчислений на социальные нужды от суммы основной и дополнительной заработной платы, % (О = 35,8%).

Расчёт общей заработной платы каждого рабочего сводим в табл. 7.3.

Таблица 7.3 - Расчёт общей заработной платы каждого рабочего

Профессия	Кол-во	Часовая тарифная ставка, руб.	Затраты времени 5 Ч	Основная зар. плата, руб.	Общая зар. плата	Отчисления на соц. нужды
1. Первый помощник бурильщика	V	45	12	540	1846	661
2. Второй помощник бурильщика	V	42	12	504	1723	617
3. Третий помощник бурильщика	V	37	12	444	1517	543
4. Бурильщик	VI	49	12	588	2010	719
5. Буровой мастер	VII	55	12	660	2176	779
ИТОГО:						3319

7.2 Планирование и организация работ

Общий расчёт сметной стоимости проектируемой скважины

Расчёт основных расходов приведён в табл. 7.4.

Таблица 7.4 - Расчёт основных расходов

№п/п	Наименование работ	Един. измер.	Табл. СНОР-94	Зар. плата	Материалы	Амортизация	Итого, руб. (с учетом К)
1 2 3 4	Бурение Монтаж, демонтаж Перемещение СБУ-дороги Сопутствующие работы	ст.см. м/д км ст.см.	14-3 24-26 24-33	3319 13658 484 3512	8370 14222 2088 4185	2017 11633 280 2017	17527 50705 3529 9668

Финансовый план приведён в табл. 7.5.



Таблица 7.5 - Финансовый план

№	Доходы и расходы	Кварталы	Итого за год
		I	II	III	VI
1 2 3 4	Доходы Расходы Налоги Балансовая прибыль В том числе: Чистая прибыль	15199941 11434833 2956779 16564523 3114545	15199941 11434833 2956779 16564523 3114545	15149991 11434833 2956779 16564523 3114545	15199941 11434833 2956779 16564523 3114545	60799764 45739332 11827116 66258092 12458180

Сметно-финансовый расчёт на проектно сметные работы приведены в табл. 7.6.

Таблица 7.6 - Сметно-финансовый расчёт

Профессия	Отработанных дней	Итого, руб.
Главный инженер	28	90000
Главный геолог	28	60000
Инженер 2-й категории	28	50000
Технолог	28	39500
Сметчик	28	39500
Итого:		339000
дзп		34500
ФЗП		385700
ЕСН		101147,3
Материалы		8370
Амортизация		2017
Командировки		55000
Резерв		1500

Общий расчет сметной стоимости проектируемой скважины приведён в табл. 7.7.



Таблица 7.7 - Общий расчет сметной стоимости проектируемой скважины

№ п/п	Наименование работ и затрат	Объем	Сумма основных расходов на единицу объема	Итого руб.
		Ед. изм.	Кол-во
1	ОСНОВНЫЕ РАСХОДЫ А. Собственно- геологоразведочные работы: -проектно-сметные -буровые работы	мес. м	1 3000		473943 37000000
	Итого полевых работ:				37473943
	-организация полевых работ -ликвидация полевых работ -камеральные и т.д.	% % %	1,4 1,3 30	от от от	513456,21 486471,19 10054191
	Итого основных расходов:				48528061
	Б. Сопутствующие работы и затраты -строительство временных зданий и сооружений -транспортировка грузов и персонала	% %	20 30	от от	7323484 8080930
	Итого себестоимость проекта:			от	15404414
2	НАКЛАДНЫЕ РАСХОДЫ	%	25		11132478
3	ПЛАНОВЫЕ НАКОПЛЕНИЯ	%	13	+2п5%	50378234
4	КОМПЕНСИРУЕМЫЕ ЗАТРАТЫ -производственные командировки -полевое довольствие -доплаты -охрана природы	% % % %	0,5 3 8 1,5	от от от от	190339 1612859 39456534 700990
5	ПОДРЯДНЫЕ РАБОТЫ	%	10	от	4996789
6	РЕЗЕРВ	%	3	от	696771
ИТОГО сметная стоимость	67555345
Договорная цена с учётом НДС (+18%)	110151445



7.3 Календарный и поэтапный план

Календарный план приведён в табл. 7.8.

Таблица 7.8 - Календарный план

Наименование работ	Объем	Месяцы
	ед. изм.	Кол - во	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1. Проектно сметные работы	мес.	1
2. Организация полевых работ	Дни	15
3. Транспортировка грузов и персонала	дни	5
4. Строительство зданий и сооружений	дни	21
5. Буровые работы	дни	270
6. Загрузка вспомогательного оборудования	дни	5
7. Ликвидация полевых работ	дни	5
8. Составление отчёта	мес.	1,5

Поэтапный план приведён в табл. 7.9.

Таблица 7.9 - Поэтапный план

№	Сроки работ	Виды работ
1 2 3 4 5 6 7 8	1 месяц 15 дней 5 дня 21 дней 270 дней 5 дней 5 дней 1,5 месяца	Проектно сметные работы Организация полевых работ Транспортировка грузов и персонала Строительство зданий и сооружений Буровые работы Загрузка вспомогательного оборудования Ликвидация полевых работ Составление отчёта



Глава 8. Охрана труда

8.1 Промышленная безопасность при бурении скважин

1. Процесс бурения осуществляется в соответствем с рабочим проектом на строительство скважины.

2. При проведении буровых работ необходимо обеспечивать функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственным процессом в соответствии с требованиями рабочего проекта.

3. В процессе проходки ствола скважины следует постоянно контролировать следующие параметры:

- вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

- плотность, структурно-механические и реологические свойства бурового раствора с регистрацией в журнале;

- расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;

- давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме или в журнале;

- уровень раствора в приемных емкостях в процессе углубления, при промывках скважины и проведении спуско-подъемных операций;

- крутящий момент на роторе при роторном способе бурения.

4. Скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимого колебания гидродинамического давления и продолжительность промежуточных промывок регламентируются проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести коррективы по скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.

5. Запрещается проводить спуско-подьемные операции при:

- отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;

- неисправности спуско-подъемного оборудования, инструмента и специальных приспособлений;

- неполном составе вахты для ведения работ;

- скорости ветра более 20 м/с;

- потери видимости более 20 м при тумане и снегопаде.

6. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и обеспечивать безаварийные условия бурения с минимальным ущербом окружающей среде.

7. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

8. При применении буровых растворов на углеводородной основе должны быть приняты меры по контролю и предупреждению загазованности воздушной среды рабочих мест.

При концентрации паров углеводородов свыше 300мг/м работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.

9. Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 500С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.

10. При креплении ствола скважины тампонажные материалы и растворы на их основе выбираются с учетом следующих условий:

тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования;

цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред

11. Цементировочная головка и нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы давлением, в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.

12. После проведения операций по креплению ствола скважины проводятся испытания конструкции скважины на герметичность методом гидравлической и (или) пневматической опрессовки давлением.

13. Способ, параметры и технология опрессовки определяются рабочим проектом. Порядок и условия проведения испытаний устанавливаются подрядчиком, осуществляющим строительство скважины, с учетом фактического состояния скважины.

Результаты испытаний подрядчик оформляет актом.

14. Периодичность и способы проверки состояния обсадных колонн по мере их естественного износа или аварийного разрушения (смятие, разрыв и т.п.) и необходимые мероприятия по обеспечению безопасной проводки и эксплуатации скважины устанавливаются рабочим проектом.

8.2 Противопожарные мероприятия

Буровая установка Уралмаш 3000 БД и привышечные сооружения, возводимые с целью строительства скважин, являются временными объектами и после окончания испытаний скважины, подлежит демонтажу и разборке.

На проектируемом объекте основными взрыво- и пожароопасными веществами, используемыми в технологическом процессе, являются ГСМ (дизтопливо и масло) для ДВС и теплогенератора, нефть для котельной. При испытании скважины выделяются газ, нефть и попутный нефтяной газ. В процессе испытания газового объекта производится сжигание газа.

Буровая установка и привышечные сооружения размещаются на безопасном от других объектов и населенных пунктов расстоянии и при аварии, взрыве или пожаре не могут представлять для них серьезной опасности. В целях предотвращения разлива ГСМ, нефти, сточных вод резервуары, амбар для сбора пластовых флюидов и производственная зона имеет обвалование. Шламовый амбар и ГФУ имеют ограждение.

Буровая установка и привышечные сооружения оснащаются противопожарным оборудованием в соответствии с "Нормами обеспечения объектов противопожарным оборудованием".

Проектом предусмотрены мероприятия по техники безопасности, обеспечивающие нормальную работу оборудования и обслуживающего персонала.

Буровая установка и привышечные сооружения имеют характеристику среды по взрывной, взрывопожарной опасности и по группам производственных процессов.

Для монтажа буровой установки и привышечных сооружений выбирается площадка, свободная от наземных и подземных трубопроводов и кабелей, которая расчищается от леса, кустарника, травы и выравнивается в радиусе не менее 50 м (0,79 га).

В помещении, предназначенном для ДВС, запрещается хранить топливо и обтирочный материал. Топливные резервуары для ДВС расположены на расстоянии более 55 м от наружных стен зданий и сооружений буровой.

Топливопровод имеет два запорных устройства, одно из которых расположено у топливных резервуаров, а другое - у машинного зала на расстоянии не менее 5 м от его укрытия с внешней стороны. Топливные емкости имеют обвалование, достаточное для предотвращения разлива топлива и масла на территории буровой и под агрегатные помещения во время их перекачки.

8.3 Мероприятия по охране окружающей среды

8.3.1 Источники загрязнения окружающей среды при бурении скважины

Окружающая среда включает почву, воздух и воду.

Основные источники загрязнения воздушной среды:

а) двигатели транспортной и специальной техники (для доставки бурового оборудования и т.д.);

б) сжигание факелов при испытании и освоении скважины.

- почвы:

а) разливы нефти и нефтепродуктов;

б) буровые сточные воды;

в) бытовые отходы;

г) отходы бурения.

-водоемов:

а) разливы нефтепродуктов;

б) буровые сточные воды и переливы через амбар.

8.3.2 Мероприятия по уменьшению загрязнения окружающей среды

Основание должно обеспечивать размещение, монтаж и эксплуатацию необходимого комплекса сооружений и оборудования для строительства скважин и предотвращать прямое контактирование технических средств и технологических процессов и с естественной территорией.

Основные земляные, транспортные и строительно-монтажные работы проводить в период устойчивых отрицательных температур воздуха.

Защита территории основания и территории, окружающей основание обеспечивается:

конструктивным исполнением технологического оборудования, предотвращающим переливы, утечки и проливы технологических жидкостей;

исключением попадания отходов бурения на поверхность за счет введения элементов сбора и отвода (поддоны, трубопроводы, желоба, подроторная воронка), проливов жидкостей, образующейся при ремонте оборудования и подъеме инструмента, при сбросе с вибросита, гидроциклонов, шламоотделителей и отработанных промывочных жидкостей из блока емкостей;

создание организованного стока с поверхности основания, находящегося под вышечно-лебедочным и насосно-емкостными блоками, талых, дождевых, и сточных от обмыва оборудования вод в накопитель - отстойник;

-обваловкой периметра производительной зоны основания и созданием уклонов поверхности зоны от обваловки к отстойникам - накопителям с целью предупреждения слива дождевых, талых и сточных вод за территорию площадки;

обваловкой места установки блока ГСМ, емкости сбора отработанных ГСМ;

сооружением накопителей для сбора, хранения и последующей утилизации и захоронения шлама, отработанного бурового раствора и буровых сточных вод;

В процессе освоения скважин продукт (нефть) собирается в емкости с последующим использованием в котельной и закачкой излишек в нефтяной сборный коллектор.

8.3.3 Расчет объема отходов бурения

Значительное влияние на загрязнение почвенно-растительного слоя, поверхностных вод оказывают отходы бурения. Объемы отходов при бурении скважин значительны. При объеме эксплуатационного бурения 9,18 млн. метров суммарный объем отходов составил 5,7 млн. тонн. Из суммарного объема отходов 39% приходится на буровые сточные воды, 32% - на отработанные промывочные жидкости, и 29% - на буровой шлам.

Объем отходов бурения рассчитывается по формуле 8.1, где =1,3; =1,5:

(8.1)

(8.2)

8.3.4 Мероприятия по утилизации отходов бурения

После окончания буровых работ проводят утилизацию отходов бурения согласно учебного пособия [2]. Газы, выделяющиеся из пластовых флюидов и промывочной жидкости, необходимо утилизировать в промысловой газосборной сети, а при ее отсутствии сжигать на факелах. Если в попутном газе содержится сероводород, необходима его предварительная нейтрализация водорастворимыми гидроокислами двухвалентных металлов.

Нейтрализация сероводорода промывочной жидкости осуществляется путем введения в нее водного раствора медного или железного купороса.

Сточные воды пред сбросом в ОС должны обезвреживаться физико-химическим методом, при котором используются коагуляция и флотация. Отходы бурения собираются в шламовые амбары. После бурения снижение твердой фазы отходов шламовых амбаров осуществляют в 2 этапа. На первом этапе - за счет естественного отстаивания, на втором - методом реагентной коагуляции.

Одним из реальных способов уменьшения физического объема отходов бурения является переход на малые диаметры эксплуатационных скважин. Исследования показали, что переход с 168 мм диаметра эксплуатационной колонны на 112 мм позволяет уменьшить отходы бурения в 2 раза, при снижении дебита скважин всего на 8%.

Утилизация отходов безамбарного бурения нефтяных скважин проводится в два этапа:

1.Обезвреживание отходов бурения в процессе производства грунтошламовой смеси.

2. Использование грунтошламовой смеси при рекультивации нарушенных земель.

Комплекс работ по обезвреживанию буровых шламов может быть проведен на специализированных полигонах или площадках, обустроенных вблизи мест бурения скважин, рекультивации земель.

При переработке бурового шлама в строительный материал - смесь грунтошламовую, производится перемешивание в определенных пропорциях отходов бурения, торфа и песка. При необходимости по результатам анализов в смесь вводятся биодеструкторы углеводородов, сорбенты, адаптогены, минеральные удобрения.

Грунтошламовая смесь является, по сути, грунтом, водно-физические и агрохимические свойства которого можно регулировать, изменяя соотношение компонентов композиции и вводя необходимые добавки. Смеси с минимальным содержанием торфа могут быть использованы в качестве грунта для засыпки выемок. При увеличении доли торфа в композиции и введении в нее расчетного количества элементов питания, мелиорантов грунтошламовая смесь применяется для создания плодородного рекультивационного слоя.

Рекультивация земель с использованием грунтошламовых смесей не вносит принципиальных изменений в принятые технологии, но имеет ряд специфических особенностей. На склоновых песчаных грунтах (откосы дорог, карьеров), при закреплении песков грунтошламовая смесь готовится из шлама и торфа с максимально высокой допустимой долей отходов бурения скважин, наносится слоем 10-15 см и перемешивается с грунтом фрезерованием на глубину 25-30 см. Для раскисления и оструктуривания торфяных почв готовится смесь из отходов бурения и песка.

Биологический этап рекультивации нарушенных земель включает создание рекультивационного слоя с использованием грунтошламовых смесей, повышение его плодородия в соответствии с потребностями растений, посев многолетних трав или посадку саженцев древесно-кустарниковой растительности, уход за посевами и посадками. Компоненты грунтошламовой смеси (торф и отходы безамбарного бурения скважин) обладают достаточно высоким потенциальным плодородием, что позволяет снизить расход минеральных удобрений и мелиорантов, но не исключает их применения. Нормы внесения агрохимикатов рассчитываются по результатам химического анализа смесей.

Соответствие характеристик грунтошламовой смеси технологическим, экологическим и санитарным нормам подтверждается в ходе сертификации продукции.



Глава 9. Специальная часть

9.1 Отбор и качество керна

Общеизвестно, что КЕРН является основным источником и носителем информации о свойствах горных пород, так как дает возможность их визуального и непосредственного изучения. Благодаря этому, результаты исследований керна при его качественном отборе и оперативной обработке непосредственно на скважине могут обеспечить до 70-80 % от общего объема необходимого информационного содержания геологоразведочных работ на нефть и газ, создавая основу опорной геолого-промысловой информации о недрах.

Но такая высокая информативность керна до настоящего времени была возможна лишь при его отборе на растворах с углеводородной основой (РУО), бурение на которых дороже, технологически сложнее, пожаро- и экологически опаснее по сравнению с бурением на растворах с водной основой (РВО).

Поиск альтернативных решений технологий отбора керна на РВО привел специалистов НПП «СибБурМаш» к созданию специальных технологий бурения с отбором изолированного керна, исключающих негативное влияние РВО, минимизирующих его фильтрацию в керн и обеспечивающих соответствие водонасыщенности керна пластовой Кво, что позволяет говорить о сопоставимости изолированного керна, отбираемого на РВО, керну, полученному из оценочных скважин на РУО.

Эта концепция воплощена в гамме керноотборных снарядов серии КИ различного назначения и типоразмеров, обеспечивающих отбор керна повышенной информативности, т.е. керна с сохраненной структурой и текстурой, с максимально возможным сохранением Кво и выносом на уровне 90% и более. Повышение информативности керна достигается также комплексом наукоемких технологий его экспресс-анализа и обработки после отбора непосредственно на скважине и соответствующими методиками его лабораторных исследований, разработанных содружеством научно-производственных предприятий «СибБурМаш», «СибКор» и «Тюменьгеофизика», расположенных в г. Тюмени (далее совместно именуемые Исполнитель).

В общем случае, комплекс работ по отбору керна на скважине включает следующие этапы:

- отбор изолированного керна;

- обработку РВО индикаторами, контроль их фоновой концентрации;

- экспресс-анализ проникновения фильтрата РВО в поровое пространство керна;

- макроописание керна, его препарирование, отбор и консервация образцов для петрофизических исследований;

По извлечению керна проводятся дополнительные исследования в лабораторных условиях:

- стандартный комплекс лабораторных петрофизических исследований;

- комплекс дополнительных и специальных петрофизических исследований;

- обоснование петрофизического обеспечения геологической интерпретации ГИС применительно к объекту исследований;