Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

По графику эти трубы могут быть установлены на любой глубине, а толщиной 7.7 мм от 2500м поэтому дальнейший расчет ведем по страгивающей нагрузке из табл.7.4 [5]. Длина второй секции определяется по формуле:

, (2.72)

где - допустимая нагрузка растяжения для труб, кН;

- удельный вес 1 м труб, Н/м.

Допустимая нагрузка растяжения для труб определяется по формуле:

, (2.73)

где - страгивающая нагрузка из табл.7.4 [5];

- коэффициент запаса прочности на смятие, принимаем равно 1,2.

Количество труб второй секции:

Соответственно длина второй секции будет равно:

.

Вес второй секции:

Для третьей секции выбираем трубы с толщиной стенки . Допустимая длина третьей секции:

геологический стратиграфический гидравлический скважина



Вес третьей секции:

До устья осталось l=3060-150-2508=402 м, тогда принимаем =319 м.

Для четвертой секции выбираем трубы с толщиной стенки . Допустимая длина третьей секции:

До устья осталось l=3060-150-2508-319=83 м, тогда принимаем =77 м.

Вес четвертой секции:

Таблица 2.24

Характеристики секций обсадных труб эксплуатационной колонны

№	Марка стали	Толщина стенки, мм	Длина секции, м	масса 1м труб, кг	Вес секции, Н
1	Д	9,2	150	32,8	49553
2	Д	8,5	2508	29,6	728263
3	Д	9,2	319	32,8	102643
4	Д	10,7	77	36,5	27571

2.9 Расчет одноступенчатого цементирования обсадных колонн

Рис. 2.8 - Расчётная схема

1) Определение необходимого объёма буферной жидкости:

В случае применения буферной жидкости с меньшей плотностью, чем у бурового раствора, объем этой жидкости выбирается из условия, чтобы гидростатическое давление столба в заколонном пространстве несколько превышало пластовое. Из этого условия находят, что высота столба буферной жидкости описывается соотношением:

, (2.74)

где - высота столба буферной жидкости, м;

, ,- плотность соответственно бурового раствора, пресной воды и буферной жидкости, кг/м³;

-коэффициент аномальности;

- расстояние от поверхности до продуктивного пласта, м.

Объём буферной жидкости рассчитаем по формуле:

, (2.75)

где d_скв - диаметр скважины, м; d_н. - наружный диаметр обсадной колонны, м; - высота подъёма буферной жидкости в кольцевом пространстве (h = 200 м).

Приведем пример расчета цементирования эксплуатационной колонны, в качестве буферной жидкости принимаем водный раствор солей NaCl плотностью 1080 кг/м³, тогда

Так как 1486 м, мы можем выбирать высоту столба буферной жидкости в большом диапазоне. Принимаем

Объём буферной жидкости:

2) Определение необходимого объёма цементного раствора:

Необходимый объём цементного раствора будет складываться из нескольких объёмов:

, (2.76)

где V₁ - объём межтрубного пространства, ;

V₂ - объём затрубного пространства, ;

V₃ - объём цементного стакана ниже стоп-кольца, .

, , определяются по формуле:

, (2.77)

, (2.78)

, (2.79)

где H - глубина спуска рассчитываемой колонны, м;

h₁ - глубина спуска предыдущей колонны, м;

h₂ - высота цементного стакана (h₂ = 24 м);

- внутренний диаметр предыдущей колонны, м;

- внутренний диаметр обсадной колонны, м;

k₁ - коэффициент кавернозности стенок скважины.

Приведем пример расчета цементирования эксплуатационной колонны, в котором имеется k₁=1,15:

3) Определение необходимого объёма продавочной жидкости:

, (2.80)

где k₂ - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (k₂ = 1,05);

- длина i-ой секции обсадной колонны, м.

Объем продавочной жидкости для эксплуатационной колонны:



Остальные расчеты производятся аналогичным способом, результаты расчетов сведем в табл. 2.25.

4) Определение необходимого объёма продавочной жидкости:

, (2.80)

где k₂ - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (k₂ = 1,05);

- длина i-ой секции обсадной колонны, м.

Объем продавочной жидкости для эксплуатационной колонны:

Остальные расчеты производятся аналогичным способом, результаты расчетов сведем в табл. 2.25.

Таблица 2.25

Объем буферной жидкости, цементного раствора и продавочной жидкости

Интервал	,м3	,м3	,м3	,м3		,м3
Направление	1,98	0	2,9	1,71	6,04	3,74
Кондуктор	4,93	1,55	17,33	0,95	19,83	31,16
Экспл.	3,97	17,12	52,75	0,30	70,17	40,37



2.9.1 Организация цементирования

Для проведения процесса цементирования была выбрана следующая техника: цементировочный агрегат типа 3ЦА-400А с диаметром входной втулки 146 мм; цементосмесительная машина типа 1СМР-20.

1) Определение количества сухого цемента:

, (2.81)

где: - коэффициент, учитывающий потери сухого цемента при разгрузочных работах(1,03-1,05);

- расчетный объём цементного раствора;

- масса сухого цемента в 1 м³ раствора заданной плотности:

, (2.83)

2) Определение количества воды, необходимого для затворения:

, (2.84)

где: - водоцементное отношение (0,5);

- коэффициент, учитывающий потери воды при разгрузочных работах(1,03-1,05);

- плотность воды (1,01 г/см³).

3) Определение числа цементосмесительных машин:

, (2.85)

где: - плотность цементного порошка = 1200 кг/м³;

V_бак - объём бака цементосмесительной машины (14,5 м³).

4) Расчет числа цементировочных агрегатов:

, (2.86)

где - диаметр скважины, м;

- наружный диаметр обсадной трубы, м;

щ - скорость восходящего потока цементного раствора в затрубе( для кондукторов и технических колонн 1,5 м/с; для эксплуатационных колонн - 1,8-2 м/с);

- подача цементировочного агрегата на 4 передаче(33 л/с).

5) Расчёт времени цементирования:

, (2.87)

где - время приготовления цемента;

- время прокачки буфера;

- время прокачки раствора;

- время прокачки продавки.

(2.88)

(2.89)

(2.90)

, (2.91)

где - расчетный объём буфера;

- расчётный объём продавки;

- подача цементировочного агрегата на 1 передаче(11,2 л/с);

- производительность цементосмесительной машины(27 л/с).

6) Определение времени начала схватывания цемента:

, (2.92)

Приведем пример расчета эксплуатационной колонны, которая цементируется двумя разными цементными растворами по плотности:

Остальные расчеты производятся аналогичным способом, результаты расчетов сведем в табл. 2.26.

Таблица 2.26

Расчетные времени и количество цемента для цементирования интервалов

интервал	Направление	Кондуктор	Экспл.
1	2	3	4
,кг/м3	1700	1700	1700
,кг/м3	-	-	1250
,кг/м3	1133,33	1133,33	1133,33
, кг/м3	-	-	833,33
, м3	2,99	9,81	35,08
, кг	7166,3	23372,9	44565,2
, кг	-	-	26304
, шт.	1	2	5
, шт.	4	2	2
, мин	3	6	9
, мин	0,5	2	1
, мин	0,5	5	8,5
, мин	1	8	10,5
, мин	5	21	30
, мин	7	28	40

2.10 Оборудование устья скважины

Противовыбросовое оборудование представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Чтобы подобрать противовыбросовое оборудование, необходимо определить устьевое давление при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Воспользуемся значениями р_пл из табл. 2.1, а значения давлений внутри ствола рассчитаем по формуле:

(2.93)

где с_н - плотность пластовой нефти, с_н = 750 кг/м³.

Пластовое давление P_пл = 29,3 МПа.

z- высота столба пластовой жидкости

Рассчитаем устьевое давление по формуле (2.7):

Р_раб=1,1ЧР_у=1,1Ч7,43 =8,18 МПа.

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа ОКК-2-21-146х245х324 [2].

Выбираем схему ПВО №1, так как рабочее давление не превышает 35 МПа. Схема монтажа ПВО изображена на рисунке 2.2. По рабочему давлению подходит ПВО типа ОП2-350х35, включающее в себя: превентор универсальный ПУ1-350x35; плашечный превентор ППГ-350х35; манифольд МПБ2-80x35.

Таблица 2.27

Комплекность ОП2-350х35

Комплектность	Шифр превентора	Диаметр проходного отверстия, мм	Давление рабочее, МПа	Масса,кг	Плашки сменные под трубы диаметром, мм
Плашечный	ППГ-350х35	350	35	1400	73-273
Универсальный	ПУ1-350х35	350	35	8000	-
Манифольд	МПБ2-80х35	-	-	8260	-

2.11 Обоснование вторичного вскрытия пласта

Оптимальная плотность перфорации должна обеспечить максимально возможное гидродинамическое совершенство скважины, а также необходимую сохранность обсадной колонны и цементной оболочки за пределами зоны перфорации.

Оптимальная плотность перфорации определяется фильтрационно-емкостными свойствами пласта, однородностью, расстоянием от ГН, ВНК и соседних ластов и методов перфорации. Плотность перфорации определяется по табл. 9.2 учебника [2]. Для вскрытия продуктивного пласта наиболее рационально применять перфорации с плотность 20 отверстий на 1 м.

Перфорация проводится на репрессии. В качестве перфорационной жидкости нужно использовать инертную эмульсию с плотностью 1150 кг/м³. Жидкость должна заполнять весть интервал перфорации и ещё 100 - 150 м выше.

Для вторичного вскрытия пластов применяются корпусной кумулятивный перфоратор. Корпусные кумулятивные перфораторы оказывают наименьшее нежелательное взрывное воздействие на обсадную колонну и заколонное цементное кольцо, поскольку основную часть энергии взрыва зарядов вое принимает на себя корпус перфоратора.

Для вскрытия пласта по табл. 9.3 учебника [2] выбираем перфораторПРК-42С-01, его характеристики представлены в табл. 2.28.

Перфоратор ПРК-42С-01:

Малогабаритный кумулятивный перфоратор с извлекаемым каркасом, спускаемый на каротажном кабеле предназначен для вторичного вскрытия пластов в обсаженных скважинах, заполненных жидкостью или газом.

Перфоратор состоит из герметичных кумулятивных зарядов, размещенных на стальном каркасе сегментного проката. Варианты исполнения перфоратора отличаются условной длиной каркаса -- 1 и 2 метра.

Перфоратор имеет оптимальную конструкцию для использования при вскрытии продуктивных пластов через трубы НКТ с герметизированным устьем, в том числе при перфорации на депрессии. Особенности применения

* Улучшенная самоориентация в обсадной колонне, способствующая глубине пробития заряда;

* Повышенная проходимость в наклонно-направленных скважинах и скважинах с тяжелыми и вязкими растворами;

* Незначительная деформация отстрелянной сборки, обеспечивающая её надежную извлекаемость;

* Широкий диапазон рабочего давления;

* Технологичность перфоратора для применения в скважинах с малым проходным сечением.

Таблица 2.28

Технические характеристики перфоратора ПРК-42С-01

Поперечный габарит, мм	42
Мин. проходной диаметр в колонне, мм	50
Диапазон гидростатического давления, МПа	0,1-80
Макс. темп. °С, (2 часа)	150
Плотность перфорации, отв/м	12
Фазировка, град.	0
Длина перфоратора, минимальная, м	1
Длина перфоратора, максимальная, м	10

2.12 Испытание скважин в процессе бурения

Для оценки промышленной нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза проводят специальные исследования, объем и методы которых зависят от целевого назначения скважины. Эти исследования направлены на решение следующих задач: определение нефтегазоносности отдельных интервалов и предварительную оценку их промышленной значимости, получение достоверных данных для подсчета запасов и последующего проектирования системы разработки месторождений, определение эксплуатационных характеристик пласта.

Для оценки продуктивности разреза применяют косвенные и прямые методы. Косвенные методы позволяют получить характеристики, косвенным образом указывающие на присутствие нефти или газа в исследованном интервале. К косвенным методам относятся оперативный геологический контроль в процессе бурения и геофизические методы исследования в скважине. Прямые методы базируются на непосредственных свидетельствах о присутствии нефти или газа (отбор пробы, получение притока и т.д.). Прямые методы требуют вызова притока нефти или газа из пласта.

Наиболее полная информация об исследуемых нефтегазовых объектах может быть получена при использовании прямых методов, т.е. основанных на вызове притока из пласта. В задачу исследования прямым методом входят такие вопросы, как выявление возможности получения притока нефти или газа из исследуемого объекта, отбор проб пластовой жидкости для изучения её состава и свойств, установления соотношения компонентов в пластовом флюиде, оценка возможного дебита из исследуемого объекта, измерение пластового давления и получение исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств объекта, вскрытого скважиной.

Из экспресс-методов, применяемых при исследованиях в скважине, наибольшее распространение получил способ с использованием испытателя пластов, спускаемого на колонне труб.

Его применяют для испытания объектов сразу после их вскрытия, и поэтому при соблюдении правильной технологии испытания он позволяет получить наиболее достоверную оценку незагрязненного буровым раствором пласта.

Испытатель пластов применяют и в обсаженных скважинах, в частности, при испытании пластов с низким пластовым давлением, для очистки призабойной зоны, для испытания обсадных колонн на герметичность и выявления в них участков нарушения герметичности и при других работах, когда в ограниченном объеме ствола скважины надо создать депрессию.

Современный пластоиспытатель включает в себя инструменты, аппараты и приборы, скомпонованные воедино для выполнения функций, необходимых при испытании пласта и проведении измерений. Такой испытатель называется комплектом испытательных инструментов (КИИ), позволяющий проводить одноцикловое испытание скважин. Также существуют комплекты многоциклового испытательного оборудования (МИГ).

Пластоиспытатель выбирается в зависимости от диаметра скважины по табл. 2.29 справочника [4]. Для данной скважины выбираем пластоиспытатель МИГ-127, его характеристика приведена в табл. 2.29.

Таблица 2.29

Тип оборудования	МИК-127
Наружный диаметр, мм	127
Максимальная длина отдельной сборочной единице, м	2,9
Общая длина полного комплекта, м	17,9-27,2
Максимальный перепад давления, МПа	45
Максимальная температура, 0С	200
Максимальная масса комплекта, кг	5682
Диаметр обслуживаемых скважин, мм	167-243
Присоединительная резьба	З-101

Состав его комплекта приведен в табл. 2.30.

Таблица 2.30

Узлы	МИК-127
	шифр	Число
Испытатель пластов	ИПМ2-127	1
Раздвижной механизм (компенсатор) и устройство для вращения труб	УВР2-127	1 1
Клапан запорно-поворотный	КЗ3-127	1
Клапан циркуляционный	КЦМ2-127	1
Пакер	ПЦР2-146	2
Пробоотборник	ПИГ2-127	1
Яс	ЯГЗ2-127	1
Манометры глубинные регистрирующие геликсные или поршневые на давление от 25 до 100 МПА м продолжительностью регистрации от 12 до 24 ч
Распределительное устройство	РУ-2	1
Уравнительное устройство	УУ2-146	1
Замок безопасный	ЗБ2-127	1
Фильтр и опорный башмак	Ф2-146	5
Переводник приборный	ПП2-146	2
Патрубок подгонный (удлинитель)	П-127	3
Переводник левый	ПЛ-146	1
Приспособление для сжатия ИИ	ПСГ-2	1
Устройство для опрессовки	УО	1



Компоновка МИК представлена на рис. 2.7.

Рис. 2.7 Компоновка испытателя пластов

2.13 Выбор буровой установки

Высокая эффективность бурения скважин может быть достигнута правильным выбором буровой установки. Для этого, необходимо рассчитать максимальную нагрузку на крюке по формуле:

Исходными данными при выборе наиболее рационального класса буровой установки является проектная глубина скважины и максимальная нагрузка на крюке.

Максимальная нагрузка на крюке определяется из условий

, (2.93)

(2.94)



где - вес колонны УБТ, Н;

- вес 1 м БТ, Н/м;

- длина колоны БТ, м;

- вес турбобура, Н;

- вес 1 м обсадный труб, Н/м;

- длина обсадной колонны, м;

- максимальная нагрузка на крюке буровой установки, Н.

Для бурения проектируемой скважины должна применяться буровая установка "Уралмаш 4Э" в комплект которой входят: кронблок УКБ-6-270 грузоподъемностью 270 тонн; вышка ВБ-53-320М грузоподъемностью 320 тонн; крюкоблок УТБК-5-270 грузоподъемностью 270 тонн; вертлюг УВ-250 грузоподъемностью 250 тонн; ротор Р-560-6 с клиновым захватом ПКР-560 грузоподъемностью 250 тонн.

Таблица 2.31

Техническая характеристика установки Уралмаш 4Э-76

№ п/п	Параметры установки	Значение
1	Тип буровой установки	стационарная
2	Тип вышки	башенная
3	Высота вышки, м	53,5
4	Вид привода буровой установки	электрический
5	Количество электрических двигателей привода лебедки, шт	2
6	Мощность буровой лебедки, л.с./кВт	1100 / 810
7	Допустимая нагрузка на крюке/верхнем приводе, кН	2250
8	Условная глубина бурения, м	4000
9	Скорость подъема крюка с нагрузкой, м/с	0,18
10	Скорость подъема крюка без нагрузки, м/с	1,49
11	Диаметр проходного отверстия стола ротора, мм	560
12	Максимальная мощность ротора, л.с./кВт	350/257
13	Количество и тип буровых насосов	2 х УНБ-600
14	Мощность бурового насоса, л.с. / кВт	815 /600
15	Вид привода насосов	электрический
16	Высота рабочего пола, м	6,0
17	Просвет для установки стволовой части превенторов, м	5,0
18	Рабочий объем циркуляционной системы, мі	160
19	Количество ступеней системы очистки	4
20	Наличие блока приготовления и утяжеления бурового раствора	да
21	Наличие блока хим. обработки бурового раствора	да
22	Наличие дизель-генераторной станции для привода буровой установки	да
23	Тип дизель-генераторной станции	AKSA ACQ 1130 (на базе трех дизель- генераторов Cummins/Stamford)
24	Мощность дизель-генераторной станции, л.с/кВт	3360 /2470
25	Противовыбросовое оборудование	350 х 35,0230 х 35,0

Таблица 2.32

Параметры буровых лебедок ЛБУ22-720

Показатели	значение
Максимальное усилие в канате, кН	220
Расчетная мощность на входном валу, кВт	720
Диаметр талевого каната, мм	28
Диаметр бочки барабана, мм	650
Длина бочки барабана, мм	840
Число скоростей лебедки	4
Диаметр тормозных шайб, мм	1180
Ширина тормозной колодки, мм	230
Тип вспомогательного тормоза	ТЭИ-710-45
Масса, кг	34000

Таблица 2.33

Параметры ротора Р-700

Показатели	значение
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
Диаметр отверстия с переводником, мм	560
Допускаемая статическая нагрузка на стол, кН	5000
Максимальная частота стола ротора, об/мин	350
Расстояние от центра до цепного колеса, мм	1353
Статический крутящий момент, кН.м	80
Передаточное число от приводного вала	3,61
Основная опора	1687/770Х
Вспомогательная опора	1688/770Х
Масса, кг	4760

Таблица 2.34

Параметры кронблока УКБ-6-270

Показатели	значение
Максимальная нагрузка, кН	2700
Число канатных шкивов	6
Диаметр шкива по дну канавки, мм	900
Наружный диаметр шкива, мм	1000
Диаметр оси, мм	220
Масса, кг	5170

Рис. 2.9 - БУ Уралмаш 4Э-76

2.14 Специальная глава

Основной проблемой при бурении скважины на Фаинском нефтяном месторождении является повышенная обводненность продуктивного пласта. Так же при бурении под кондуктор проходятся слабосцементированные породы.

Рис. 2.10 - Кинематическая схема БУ Уралмаш 4Э-76

При бурениия под кондуктор используется полимерглинистый раствор на основе бентонита и КМЦ-700(карбоксометилцеллюлоза).

В данной главе будет рассмотрена методика выбора бурового раствора для данных интевралов.

Методика выбора бурового раствора для временного крепления стенок скважины в интервалах залегания рыхлых песков

Используемые реагенты

Бентонит «Tunnel-Gel Plus» - является новинкой, разработанной компанией Baroid для горизонтально-направленного бурения и микротоннелирования. Благодаря высокой способности к набуханию Tunnel-Gel Plus™ за достаточно короткое время создает готовый к работе буровой раствор, который обладает низкой водоотдачей и имеет прекрасные смазывающие свойства.

- Обеспечивает устойчивость бурового ствола;

- Обладает отличными смазывающими свойствами;

- Просто смешивается и быстро достигает максимальной вязкости;

- Снижает риск утечки раствора;

- Формирует тонкий фильтрационный пласт;

- Обеспечивает удаление твердых частиц с помощью сепарационного оборудования.

По внешнему виду бентонит Tunnel Gel Plus представляет собой порошок светло-коричневого цвета.

Ксантановая смола XANTHAN GUM - природный полисахаридный биополимер. Реагент представляет собой биополимер с высокими рабочими характеристиками, обладающий превосходными реологическими свойствами. Небольшие количества биополимера XANTHAN GUM могут обеспечивать достаточное суспендирование без добавления больших количеств промышленной глинистой твердой фазы. Биополимер XANTHAN GUM наиболее эффективен в качестве средства для сведения к минимуму потенциального повреждения продуктивных зон и содействия оптимизации методов бурения.При повышенных температурах биополимер XANTHAN GUM обеспечивает стабильные реологические характеристики и дает более лучшие результаты. Биополимер XANTHAN GUM позволяет получать буровые растворы с исключительно низким содержанием твердой фазы и великолепными объемными и суспендирующими характеристиками. Это объясняется тиксотропией, т.е. при увеличении напряжения при сдвиге вязкость снижается, приуменьшении напряжения первоначальная вязкость моментально восстанавливается, что обеспечивает:

Минимальное осаждение бурового шлама в статических условиях;

Улучшение промывки скважины при меньших концентрациях бентонита;

Снижение потерь давления циркуляции;

Оптимальный гидравлический режим работы долота, что повышает механическую скорость проходки.

Биополимер XANTHAN GUM является универсальным продуктом и может использоваться в большинстве типов растворов на водной основе. Он также совместим с большинством других присадок к буровым растворам, чаще всего используемых в этих растворах, хотя всегда рекомендуется перед использованием любого сомнительного сочетания продуктов провести предварительные испытания. Биополимер XANTHAN GUM эффективно функционирует в буровых растворах на основе пресной воды и солевых растворов, а также в различных растворах для капитального ремонта скважин и растворах для закачивания скважин на основе рассолов в широком диапазоне pH.

Биополимер XANTHAN GUM является высокоочищенным биополимером-ксантановой смолой уникального патентованного дисперсного состава, каторый значительно уменьшает образование структур. Биополимер XANTHAN GUM представляет собой высокодипергируемый порошок с высокими характеристиками. Упаковка биополимер XANTHAN GUM: многослойные бумажные мешки по 25 кг нетто.

СMC (карбоксометилцеллюлоза) - карбоксиметилцеллюлоза натрия, обладает высокой гигроскопичностью, хорошо растворима в воде, образуя при этом густую жидкость. Применяется для понижения фильтрации буровых растворов на пресной, морской и насыщенной солью воде. Обеспечивает высокую термоустойчивость и солестойкость.

Приборы, используемые для проведения опытов

Ротационный визкозиметр Rheotest RN4.1 - вискозиметр работает под управлением персонального компьютера. Позволяет проводить измерения вязкости при различных скоростях сдвига, температурах, получать результаты анализа в виде графиков, таблиц, вычислять значения вязкости и погрешность измерения, проводить исследования поведения образцов в различных условиях. Имеется возможность измерения эластичности с помощью осцилляции ротора. Универсальные вискозиметры марки «Реотест» позволяют изучать свойства текучести исследуемого вещества с выдерживанием физически точно определяемых условий течения, осуществляемого при помощи цилиндрических измерительных устройств типа «Seart» или «Searl-Couette» или же измерительного устройства типа «Конус-Плита».

- В цилиндрических измерительных устройствах исследуемое вещество подвергается сдвигу в кольцевом зазоре между вращающимся внутренним цилиндром и неподвижным наружным цилиндром.

- В измерительных устройства «Конус-Плита» исследуемое вещество подвергается сдвигу в клиновом зазоре между неподвижной плитой и вращающимся конусом.

- Угловая скорость вращающихся цилиндра или конуса может варьироваться в широких пределах. Вращающий момент в измерительной системе, пропорциональный тангенциальному напряжению в кольцевом или клиновом зазоре, измеряется и преобразуется в электрический сигнал.

Фильтр-пресс низкого давления «FANN» - один из самых эффективных методов для определения фильтрационных свойств буровых растворов и цементных смесей. Все сборки фильтр-прессов Fann АНИ содержат сосуд с буровым раствором, установленный на раме, источник давления, фильтрующую среду и градуированный цилиндр для сбора и измерения фильтрата. Установки фильтр-пресса изготовлены из нержавеющей стали, анодированного алюминия и хромированной латуни, и включают все необходимые сита и уплотнения. Рабочее давление - 100 фунтов/кв.дюйм, и площадь фильтрации 7.1- кв. дюйма.

Устройство одноплоскостного среза Direct Shear and Vane Tests - предназначено для испытания образцов грунта методом одноплоскостного среза с заданной скоростью деформаций среза по ГОСТ 12248-96. Состав: Цифровая установка одноплоскостного среза. Тензометрический датчик силы, S-типа, 5 кН. Индуктивный датчик линейных перемещений для измерения вертикальных деформаций на срезных коробках (10 мм). Набор гирь со специальным креплением. Индуктивный датчик линейных перемещений для измерения горизонтальных деформаций на срезным коробках (10 мм). Срезная коробка для цилиндрических образцов с диаметром 63,5 мм. Рычаг с соотношением плеч 10:1.

Проведённые опыты и анализ полученных результатов

Изначально было разработано и изготовлено кольцо для насыпной модели горной породы (в нашем случае использовался песок диаметром частиц 0,6-1,2 мм, влажностью 20%). Кольцо изображено на рисунке 2.10.1. В кольцо насыпается песок, создаются скважинные условия: порода уплотняется. Далее песок в кольце помещается в фильтр-пресс. Затем готовятся четыре раствора максимальной концентрации: глинистый раствор - 5% бентонита «Tunnel Gel Plus», раствор на основе кстантановой смолы - 0,5% полимера, полимерглинистый расвтор 5%- бентонита «Tunnel Gel Plus» и 0,5% кстантановой смолы, полимерглинистый раствор 5% отечественного бентонита и 0,3% КМЦ. Ниже приведена рецептура приготовления бурового раствора.

Рис. 2.11 Кольцо для насыпной модели горной породы

Рецептура приготовления бурового раствора для проведения исследований:

Глинистый раствор:

На 950 мл пресной воды добавляется 50 г бентонита «Tunnel-Gel Plus».

Раствор на основе кстантановой смолы:

На 995мл пресной воды добавляется 5 г кстантановой смолы.

Полимерглинистый раствор:

На 945 мл пресной воды добавляется 50 г бентонита «Tunnel-Gel Plus» и 5 г кстантановой солы.

Полимерглинистый раствор:

На 947 мл пресной воды добавляется 50 г отечественного бентонита и 3 г КМЦ.

Глинистый раствор (бентонит «Tunnel-Gel Plus») переливается в цилиндрическую ёмкость фильтр-пресса, ёмкость герметично закрывается, далее раствор фильтруется под давлением через кольцо с породой. Измеряется объём фильтрата за определённые промежутки времени. По полученным данным строится график скорости фильтрации.

Рис. 2.12 График скорости фильтрации глинистого раствора на основе бентонита «Tunnel-Gel Plus».

Далее порода из кольца помещается в устройство одноплоскостного среза, где на образец горной породы создаётся давление и сдвиговая нагрузка. По измеренным в процессе испытания значениям касательной и нормальной нагрузок вычисляются касательные и нормальные напряжения ф и у, кПа, по формулам:

(2.119)

(2.120)

где Q и F - соответственно касательная и нормальная силы к плоскости среза, кН, А - площадь среза, .

Определение необходимо проводить не менее чем при трех различных значениях . Поэтому с помощью фильтр-пресса и того же бурового раствора готовится ещё два образца породы. Угол внутреннего трения и удельное сцепление с, кПа, вычисляется по формулам:

(2.121)

; (2.122)

где - опытные значения сопротивления срезу, определенные при различных значениях и относящиеся к одному инженерно-геологическому элементу (при n = 3); n - число испытаний. Для оценки разброса экспериментальных данных и выявления ошибок испытаний перед вычислением tg ц и строится график зависимости ф = f(у):

Рис. 2.13. График зависимости касательного напряжения от нормального для трёх образцов песка, через которые был отфильтрован глинистый раствор на основе бентонита «Tunnel-Gel Plus»

Аналогично проделаем описанные опыты с каждым типом бурового раствора, произведём анализ полученных результатов и построим графики.

Рис. 2.14 График скорости фильтрации полимерного раствора на основе кстантановой смолы

Рис. 2.15 График зависимости касательного напряжения от нормального для трёх образцов песка, через которые был отфильтрован полимерный раствор на основе кстантановой смолы



Рис. 2.16 График скорости фильтрации полимерглинистого раствора (бентонит «Tunnel Gel Plus» и кстантановая смола)

Рис. 2.17 График зависимости касательного напряжения от нормального для трёх образцов песка, через которые был отфильтрован полимерглинистый раствор на основе кстантановой смолы и импортного бентонита



Рис 2.18 Динамическая вязкость полимерглинистого раствора (отечественный бентонит и КМЦ)

Рис. 2.19 График зависимости касательного напряжения от нормального для трёх образцов песка, через которые был отфильтрован полимерглинистый раствор на основе кстантановой смолы

Для сравнения обычный увлажнённый песок помещается из кольца в устройство одноплоскостного среза. По полученным данным из трёх образцов построим график.

Для каждого песка, испытанного с разными типами бурового раствора, определяется значения угла внутреннего трения и удельного сцепления с, кПа. Все значения угла внутреннего трения и удельного сцепления указаны в таблице 2.11.1.

Рис. 2.20 График зависимости касательного напряжения от нормального для трёх образцов песка влажностью 20%

Таблица 2.11.1

Угол внутреннего трения и сцепление образцов песка

Тип Песка	Угол внутреннего трения, , град	Удельное сцепление, с, кПа
Песок №1 (+20% воды)	32,6	40
Песок №2 (+р-р бентонита «Tunnel Gel Plus»)	31	95
Песок №3(+р-р кстантановой смолы)	50,5	0
Песок №4 (+р-р бентонита «Tunnel Gel Plus» и кстантановой смолы)	36,26	50
Песок №5 (+р-р отеч. бентонита и КМЦ)	34,2	70

Изменение вязкости бурового раствора

Измерим зависимость вязкости от концентрации компонента. Разбавим каждый из растворов пресной водой для разной концентрации и измерим вязкость каждого раствора с помощью ротационного вискозиметра Rheotest RN4.1. Зависимость вязкости каждого бурового раствора от процентного содержания изображена на рисунках 2.11.11-2.11.14.



Рис. 2.11.11 Динамическая вязкость глинистого раствора (бентонит «Tunnel Gel Plus»)

Рис. 2.11.12 Динамическая вязкость полимерного раствора на основе кстантановой смолы

Рис. 2.11.13 Динамическая вязкость полимерглинистого раствора (бентонит «Tunnel Gel Plus» и кстантановая смола)

Рис 2.11.14 Динамическая вязкость полимерглинистого раствора (отечественный бентонит и КМЦ)

Адсорбция буровых растворов

По полученным данным проверим адсорбцию бурового раствора с песком.

Адсорбция - это явление самопроизвольного повышения концентрации растворённого вещества на поверхности твёрдого тела или жидкости в гетерогенных системах. При данном явлении понижается концентрация вещества в самом буровом растворе, и, следовательно, изменяются его свойства.

Для исследования данного процесса приготовим четыре резервуара по 100 г песка (диаметр частиц песка от 0,6-1,2 мм). В каждый резервуар добавим по 200 мл разного раствора. Тщательно перемешаем каждый резервуар и оставим на 5 мин. Отфильтруем раствор и проверим, как изменилась его вязкость после взаимодействия с твердой фазой.

Для проведения эксперимента мы использовали 4 вида растворов:

· Глинистый раствор на основе бентонита «Tunnel-Gel Plus»:

· Раствор на основе кстантановой смолы:

· Полимерглинистый раствор на основе бентонита «Tunnel-Gel Plus» и кстантановой смолы:

· Полимерглинистый раствор на основе отечественного бентонита и КМЦ:

Подробно рассмотрим на примере глинистого раствора.

1) Глинистый раствор на основе бентонита «Tunnel-Gel Plus:

Исходя из полученных результатов можно заметить, как изменилась концентрация реагентов в растворе после адсорбции. Для этого спроецируем полученную вязкость на рис 2.11.11. и найдем концентрацию раствора соответствующую полученному показателю вязкости.

Получим n=3.05%, следовательно, адсорбент поглотил 39% растворенного вещества. Полученные данные запишем в таблицу 2.10.1.

Таблица 2.11.2

Параметр	До адсорбции	После адсорбции
Вязкость ()	119	45,1
Статическое напряжение сдвига ()	24,4	9,21
Концентрация реагента,%	5	3,05
Процентное снижение концентрации,%	39

Аналогично найдем концентрацию других растворов, подвергнутых адсорбции.

2) Раствор на основе кстантановой смолы:

Таблица 2.11.3

Параметр	До адсорбции	После адсорбции
Вязкость ()	123	65,6
Статическое напряжение сдвига ()	25,2	14,4
Концентрация реагента,%	0,5	0,43
Процентное снижение концентрации,%	14

3) Полимерглинистый раствор на основе кстантановой смолы и бентонита «Tunnel Gel plus»:



Таблица 2.11.4

Параметр	До адсорбции	После адсорбции
Вязкость ()	22,9	17,9
Статическое напряжение сдвига ()	46,9	36,6
Концентрация реагента,%	5,5	4,92
Процентное снижение концентрации,%	10,5

4) Полимерглинистый раствор на основе КМЦ и отеч. бентонита:

Таблица 2.11.5

Параметр	До адсорбции	После адсорбции
Вязкость ()	5,36	4,67
Статическое напряжение сдвига ()	10,9	9,54
Концентрация реагента,%	5,3	4,7
Процентное снижение концентрации,%	11

После опыта на фильтр-прессе, проводившегося в 3 этапа, используем получившийся фильтрат для измерения вязкости и определения изменения концентрации реагента. Полученные результаты указаны в таблицах 2.11.6-2.11.8.

Таблица 2.11.6

Фильтрат глинистого раствора на основе бентонита «Tunnel Gel Plus»

Параметр	1 фильтрат	2 фильтрат	3 фильтрат	Исходный раствор
Вязкость ()	6,36	7,96	11,1	11,9
Статическое напряжение сдвига ()	13	16,3	22,6	26,1
Концентрация реагента,%	3,92	4,25	4,8	5
Процентное снижение концентрации,%	78	85	96	100



Таблица 2.11.7

Фильтрат полимерного раствора на основе кстантановой смолы

Параметр	1 фильтрат	2 фильтрат	3 фильтрат	Исходный раствор
Вязкость ()	5,99	6,88	7,27	12,3
Статическое напряжение сдвига ()	12,2	14,1	14,8	25,5
Концентрация реагента,%	0,415	0,43	0,44	0,5
Процентное снижение концентрации,%	83	86	88	100

Таблица 2.11.8

Полимерглинистый раствор на основе отеч.бентонита и КМЦ

Параметр	1 фильтрат	2 фильтрат	3 фильтрат	Исходный раствор
Вязкость ()	3,63	3,78	3,89	5,36
Статическое напряжение сдвига ()	7,49	7,73	7,95	10,9
Концентрация реагента,%	4,45	4,55	4,65	5,3
Процентное снижение концентрации,%	84	86	88	100

По полученным результатам мы попытаемся вывести зависимость между величиной адсорбции песка и скорости фильтрации раствора.

Наибольшей адсорбции подвергся раствор на основе бентонита «Tunnnel Gel Plus», адсорбировалось 39% реагента. Так же мы можем заметить, что у данного раствора намного меньшая скорость фильтрации в отличии от полимерглинистого раствора на основе ксантановой смолы, снижение концентрации реагента после адсорбции составило всего 14%.

Выводы по специальной главе:

Сравнив полученные результаты угла внутреннего трения и удельного сцепления образцов песка, видно, что наиболее прочным становится песок, через который был отфильтрован высококачественный бентонит «Tunnel Gel Plus».

А наиболее высокой скоростью фильтрации у нас обладает полимерный раствор на основе ксантановой смолы.

После взаимодействия всех приготовленных растворов с песком больше всего изменилась концентрация бентонита «Tunnel Gel Plus»(39%), этот показатель у раствора на основе ксантановой смолы составил (14%). Из этого мы можем сделать 2 вывода:

1. При применении раствора на основе бентонита «Tunnel Gel Plus» песок поглощает большее количество реагента, чем в остальных растворах. За счёт этого порода образует наиболее прочную структуру, расстояние между частицами песка уменьшается и из-за этого ухудшаются проникающие свойства раствора.

2. При применении раствора на основе ксантановой смолы песок адсорбирует меньшее количество реагента. Так же он обладает меньшими связывающими свойствами образует наименее прочную структуру, расстояние между частицами песка больше относительно раствора на основе бентонита «Tunnel Gel Plus» и всвязи с этим скорость фильтрации и проникающие свойства раствора значительно выше.

Данные наблюдения указывают на то, что использование раствора на основе высококачественного бентонита «Tunnel Gel Plus» в интервалах залегания слабосцементированных пород наиболее эффективно, чем применение полимерглинистого раствора на основе отечественного бентонита и КМЦ.

А при бурении под эксплуатационную колонну лучше использовать раствор на основе ксантановой смолы, так как у него лучшие проникающие свойства, и он оказывает меньшее воздействие на структуру породы, а следовательно не ухудшит коллекторские свойства пласта.



3. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

3.1 Организационно-правовая форма и структура управления предприятием

Фаинское нефтяное месторождение расположено в междуречье реки Большой Юган и протоки Покамас в 70 км к востоку от города Нефтеюганска. Административно эта территория относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Южно-Сургутское и Восточно-Сургутское.

Недропользователем Фаинского месторождения является ОАО «НК «Роснефть» (лицензия ХМН 02043НЭ от 20 ноября 2006 г.), оператором - ООО “РН-Юганскнефтегаз”.

За период освоения района создана вся необходимая промышленная инфраструктура: построены города Сургут и Нефтеюганск, производственные базы обслуживания, дороги с твердым покрытием, Сургутская ГРЭС, сеть высоковольтных ЛЭП, магистральные нефтепроводы.

По территории района проходит железная дорога Тюмень - Новый Уренгой.

Город Нефтеюганск расположен на судоходной протоке Юганская Обь. Речной порт является одним из крупных по водной линии бассейна р. Оби.

Современные аэропорты гг. Сургута и Нефтеюганска связываются воздушными линиями со многими городами Российской Федерации.

На поисково-разведочном этапе водоснабжение обеспечивалось из естественных источников. При разработке ближайших Фаинского месторождений для питьевого водоснабжения используются гидрогеологические скважины на четвертичные отложения.

Снабжение буровой электроэнергией осуществляется от дизель-генераторных станций, смонтированных в блочном здании, представляющем собой металлокаркас с полами из рифленой стали, обшивка стен щитами из листовой стали. Покрытие из двух слоев РТУ по обрешётке из досок.

В качестве строительных материалов в пределах месторождения можно использовать карьерные (песок, песчано-гравийную смесь) и частично лес. Пески и песчано-гравийные смеси из-за засоренности глинистыми примесями могут использоваться только для возделывания насыпей, устройства земляного полотна; гравий - при дорожно-строительных работах.

Аппарат управления предприятия состоит из:

1) Руководство: начальник управления; главный инженер; заместитель начальника управления; заместитель главного инженера по охране труда и охране окружающей среды.

2) Аппарат при руководстве: инженер по автоматизированным системам управления производством; заведующий хозяйством; машинистка 1-ой категории; секретарь-машинистка.

3) Производственно-технологический отдел: главный технолог (начальник отдела);

инженер-технолог 1-ой категории; инженер по бурению (2 чел); инженер по проектно-сметной работе.

4) Планово-экономический отдел и группа труда и заработной платы: начальник ПЭО и группы труда и заработной платы; инженер по организации и нормированию труда 1-ой категории; инженер по организации и нормированию труда 2-ой категории; экономист 1-ой категории (сметчик); экономист 2-ой категории (составление отчетов).

5) Геологический отдел: главный геолог (начальник отдела); геолог 1-ой категории; геолог 2-ой категории.

6) Отдел кадров: начальник отдела кадров; инженер по подготовке кадров.

7) Энергомеханический отдел: главный механик (начальник отдела); главный энергетик; инженер-механик 1-ой категории; инженер-механик 2-ой категории; инженер по ремонту 1-ой категории.

8) Группа охраны труда и техники безопасности: инженер по охране труда; инженер по технике безопасности.

9) Бухгалтерия: старший бухгалтер; заместитель старшего бухгалтера; бухгалтер 2-ой категории; экономист по финансовой работе; бухгалтер без категории (2 чел); кассир.

10) Группа по материально-техническому обеспечению: инженер по комплектации оборудования 2-ой категории.

3.2 Организация работы вспомогательных подразделений

1) Районная инженерно-технологическая служба:

Включает в себя 95 человек, из них специалисты: начальник РИТС; заместитель начальника; мастер буровой; мастер по сложным работам в бурении скважин; начальник смены; геолог 2-ой категории; гидрогеолог; инженер-механик.

Буровые мастера: мастер буровой (4 чел.); помощник бурового мастера (4 чел.).

2) Вышкомонтажный цех:

Включает в себя 29 человек, из них специалисты: начальник цеха; производитель работ; инженер-энергетик.

Прорабы: производитель работ (2 чел.).

3) База производственного обслуживания:

Включает в себя 74 человека, из них:

Руководство: начальник базы; заведующий складом; экспедитор.

Прокатно-ремонтный цех бурового оборудования, труб и турбобуров: начальник цеха; механик по ремонту бурового оборудования (3 чел.) (на участке по ремонту бурового оборудования); заведующий площадкой и мастер участка (на участке по ремонту труб и турбобуров).

Цех электрооборудования и энергоснабжения: начальник цеха; энергетик участка (на участке по ремонту и обслуживанию электрооборудования).

Участок по производству и обработке химических реагентов: начальник участка; техник-лаборант 1-ой категории (лаборатория глинистых растворов).

Наименование должностей руководителей, специалистов и других служащих и разделение обязанностей между ними на предприятии производится в соответствии с “Квалификационным справочником должностей руководителей, специалистов и других служащих”.

3.3 Мероприятия по охране труда, техники безопасности и противопожарной безопасности

3.3.1 Анализ потенциальных опасностей

Наиболее часто травмы происходят при погрузочно-разгрузочных работах, и выполнении технологических операций при спускоподъёмных операциях. Статистика производственного травматизма за 2008-2010 г. приведена в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Производственный травматизм и профессиональная заболеваемость

Показатели	2008	2009	2010
Среднесписочная численность работающих	5217	5198	5126
Число пострадавших при несчастных случаях	21	19	16
Н/случ с тяжелым исходом	5	5	4
Н/случ со смертельным исходом	0	2
Число чел-дней нетрудоспособности	299	265	253
Оценка риска	0,004	0,0037	0,0031
Коэффициент частоты травматизма	4	3,7	3,1
Коэффициент тяжести травматизма	14,2	13,9	15,8

3.3.2 Характеристика условий труда

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким летом. Среднесуточная температура в декабре-марте - 25°С, временами до - 50°С. Глубина промерзания рек составляет 1,0-1,5 м. Болота, в основном, труднопроходимые, зимой плохо промерзают.

3.3.3 Средства индивидуальной защиты

Для питьевой воды надо применять эмалированный или алюминиевый бачок, легко очищаемый и дезинфицируемый, снабженный краном с ограждением, препятствующий прикосновения рта к крану. К рабочим местам свежую питьевую воду необходимо доставлять ежедневно.

Для защиты опасных вредных производственных факторов, а также для неблагоприятных факторов окружающей среды применяются средства индивидуальной защиты. Все члены бригады обеспечиваются средствами индивидуальной защиты по установленным нормам:

1. Куртка х/б на утепленной подкладке

2. Брюки х/б на утепленной подкладке

3. Костюм брезентовый

4. Сапоги кирзовые

5. Рукавицы

6. Каска защитная

7. Подшлемник под защитную каску

8. Каска противошумная ВЦНИИОТ-1А

9. Респиратор фильтрующий «Лепесток»

10. Противогаз марки В

По окончании работы сушку и хранение спецодежды следует осуществлять в специально отведенных местах.

3.3.4 Производственный шум и вибрации

Шум и вибрация источниками шума и вибрации на буровой являются насосы, роторный стол, лебедка, компрессоры. Сильный шум, действуя на органы слуха, может привести к полной глухоте или профессиональной тугоухости. При этом нарушается нормальная деятельность сердечно-сосудистой системы и пищеварительной системы, возникают хронические заболевания, повышается утомляемость человека. Под действием вибрации могут произойти изменения в нервной системе, падение мышечной силы и массы, повышение артериального давления, нарушение остроты зрения, ослабление памяти.

По способу передачи вибрация рабочих мест относится к общей вибрации, передающейся через опорные поверхности на тело сидящего или стоящего человека.

По направлению действия вдоль осей ортогональной системы координат Xо,Yо, Zо, где Zо - вертикальная ось, перпендикулярная опорным поверхностям тела в местах его контакта с сиденьем, рабочей площадкой и т.д., а Xо,Yо - горизонтальные оси, параллельные опорным поверхностям. Допустимые уровни общей вибрации представлены в табл. 3.2, а допустимые уровни звукового давления на рабочих местах представлены в табл. 3.3

Таблица 3.2

Санитарные нормы вибрации

Среднегеометри-ческие частоты полос Гц	Допустимые значения по осям Xо, Yо, Zо
	м/сІ	ДБ	м/с10?І	дБ
	1/3 окт.	1/1 окт.	1/3окт	1/1 окт.	1/3 окт.	1/1 окт.	1/3 окт.	1/1 окт.
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1,6 2.0 2.5	0,09 0,08 0,071	0,14	49 48 47	53	0,9 0,63 0,45	1,3	105 102 99	108
3,15 4,0 5,0	0,063 0,056 0,056	0,1	46 45 45	50	0,32 0,22 0,18	0,45	96 93 91	99
6,3 8,0 10,0	0,056 0,056 0,071	0,1	45 45 47	50	0,14 0,11 0,11	0,22	89 87 87	93
12,5 16,0 20,0	0,09 0,112 0,114	0,20	49 51 53	56	0,11 0,11 0,11	0,2	87 87 87	92
25,0 31,5 40,0	0,18 0,224 0,280	0,40	55 57 59	62	0,11 0,11 0,11	0,2	87 87 87	92
50,0 63,0 80,0	0,355 0,45 0,56	0,80	61 63 65	68	0,11 0,11 0,11	0,2	87 87 87	92

Таблица 3.3

Рабочие места	Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц	Уровни звука и эквивалентные уровни звука, дБ
	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Постоянные рабочие места и рабочие зоны в производственных помещениях и на территории предприятий	99	92	86	83	80	78	76	74	80

Мероприятия по ограничению влияния вибрации включают:

- уменьшение вибрации в источнике образования конструктивными и технологическими методами при разработке новых и модернизации существующих машин;

- уменьшение вибрации на пути распространения средствами виброизоляции и вибропоглощения;

- своевременное проведение планового и предупредительного ремонта машин с обязательным после ремонтным контролем вибрационных характеристик;

- исключение контакта работающих с вибрирующими поверхностями за пределами рабочего места или рабочей зоны;

- лечебно - профилактические мероприятия:

3.3.5 Производственное освещение

Освещение рабочей площадки рациональное освещение рабочих мест имеет весьма важное гигиеническое значение. Оно облегчает труд, делает движения работающего более уверенными, снижает опасность травматизма. Недостаточное или неправильное освещение территории, дорог, установок, лестниц может привести к падению работающих и к тяжёлым несчастным случаям.

В нефтяной промышленности для освещения широко применяются лампы накаливания. Это связано с тем, что светильники во взрывоопасном исполнении выпускаются только для ламп накаливания. На буровых применяются пылеводонепроницаемые светильники НОБ. На территории буровой установки, на открытых площадках для оборудования, на скважинах применяется прожекторное освещение. Для освещения рабочей площадки в ночное время устанавливаются 2 прожектора типа ПЗТ-ЗТ с лампой накаливания мощностью 300 Вт, способной давать рассеянный свет. Нормы минимальной освещённости производственных объектов на буровой приведены в табл. 3.4.

Таблица 3.4

Освещённость объектов на буровой

Наименование объектов	Фактическая освещенность, лк	Норма освещённости. лк	Мощность лампы, Вт	Число точек
Роторный стол Щит КИП Палатьи верхового Путь талевого блока Кронблок Приемный мост	100 75 40 30 30 20	40 50 25 13 25 13	300 100 300 300 150 150	4 1 2 1 1 1

3.3.6 Пожаровзрывобезопасность

Буровая установка является взрывопожароопасным объектом, особо опасными в этом отношении являются работы с нефтью и нефтепродуктами, в частности работы, связанные с установкой нефтяных ванн при ликвидации прихватов, которые являются наиболее распространенным видом осложнений при бурении горизонтальных скважин

На буровой должны соблюдаться следующие организационные мероприятия по обеспечении пожарной безопасности:

- к работе допускаются работники только после прохождения дополнительного обучения по программе пожарно-технического минимума по предупреждению и тушению возможных пожаров;

- определяется порядок обесточивания электрооборудования в случае пожара;

- устанавливается порядок действия работников при обнаружении пожара;

- регламентируется порядок проведения временных огневых работ;

- устанавливается порядок подачи средств пожаротушения к очагу пожара, а так же проведения мероприятий по спасению людей и материальных ценностей.

Во избежание возникновения взрывов и пожаров необходимо выполнять следующие требования:

1) территория вокруг буровой в радиусе 50 м должна быть очищена от травы, валежника, листьев;

2) площадки вокруг наземных сооружений должны быть выровнены и не иметь препятствий для передвижения людей и пожарного транспорта;

3) топливная емкость для двигателей внутреннего сгорания, а также смазочные материалы должны располагаться не ближе 15 м от буровой;

4) запрещается пользоваться на буровой факелами, спичками, свечами, керосиновыми факелами и другими источниками открытого огня. На территории буровой запрещается разведение костров, сжигание мусора, выжигание травы. Курение разрешается только в специально отведенных для этого местах, оборудованных емкостью с водой и надписью “ Место для курения”;

5) электрические машины, оборудование, приборы, применяемые во взрывоопасных местах, должны отвечать требованиям “Правил изготовления взрывозащищенного и рудничного электрооборудования”;

6) во избежание разрушений, возгораний и взрывов при прямых ударах молнии должна устанавливаться молниезащита в соответствии с СИ 305-77 “ Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений”. Запрещается во время грозы производить работы на буровой вышке, а также находиться на расстоянии ближе 10 м от заземляющих устройств молниезащиты;

7) для борьбы с проявлениями вторичных воздействий молнии, а также статического электричества технологическая аппаратура и трубопроводы, содержащие горючие пары и газы, должны заземляться. Сопротивление заземляющих устройств допускается до 100 Ом.

8)буровая вышка обеспечивает свободное размещение противовыбросового оборудования и принудительное вентилирование подвышечного пространства;

9) в подроторном пространстве (зона 2 по классификации взрывоопасности) электрооборудование отсутствует, обогрев превенторов осуществляется теплогенераторами ТГЖ-029;

10) в здании машинно-насосного отделений предусмотрено принудительное вентилирование помещений (для обработки бурового раствора нефть не используется, взрывоопасные зоны отсутствуют);

11) в период вскрытия интервалов с углеводородами не допускается использование переносных светильников общего назначения, курение, использование открытого огня, сварочные работы;

12) в помещениях и на открытых площадках, где могут образовываться по условиям технологического процесса взрыв или пожароопасные смеси, электротехническое оборудование и светильники запроектированы во взрывозащитном, пыленепроницаемом исполнении.

13) Под ведущей трубой обязательно должен быть установлен шаровой или обратный клапан, при этом категорически запрещается отвинчивать ведущую трубу с клапаном.