60 70 2.3.3 Розрахунок частоти обертання долота Кожному класу порід відповідають свої оптимальні частоти обертання доліт, при яких руйнування гірських порід максимально. Оптимальні частоти обертання доліт знаходяться в діапазонах: для доліт типу М 250 - 400 об / хв; для доліт типу МС 150 - 300 об / хв; для доліт типу С 100 - 200 об / хв. Перевищення оптимальних частот обертання викликає зниження механічної швидкості буріння і, як наслідок, швидку поломку долота. Розрахунок частоти оборотів ведеться по 3 методам: Статистичний метод (за граничною окружної швидкості). Технологічний метод (по зносу опор долота). Аналітичний метод (за часом контакту зубів долота з породою). Розрахунок оптимальної частоти обертання доліт статистичним методом проводиться за формулою: n = (60 · V лін) / (π · Д Д) об / хв, (2.21) де n - частота обертів долота, об / хв; V лин - рекомендована лінійна швидкість на периферії долота, м / с; Для порід: типу М та МОЗ V лін = 3,4 ... 2,8 м / с; типу МС і МСЗ V лін = 2,8 ... 1,8 м / с; типу С і СЗ V лін = 1,8 ... 1,3 м / с. для порід категорії С: g O <400 - 800 кН / метр. Для буріння під кондуктор на інтервалі 0 - 650 метрів V лін = 3,4, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації М, за формулою (2.21): n = (60.3, 4) / (3,14 · 0,2953) = 220 об / хв. Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 650 -1400 м V лін = 3,4, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації М, МС, за формулою (2.21): n = (60.3, 4) / (3,14 · 0,2159) = 300 об / хв. Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 1400 - 2550 м V лін = 2,8, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації МС, за формулою (2.21): n = (60.2, 8) / (3,14 · 0,2159) = 250 об / хв. Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 2550 - 3105 м Vлін = 1,3, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації С, за формулою (2.21): n = (60.1, 3) / (3,14 · 0,2159) = 115 об / хв. Розрахунок оптимальної частоти обертання доліт технологічним методом по зносу опор доліт проводиться за формулою: n = Те / (0,02 · (α +2)) об / хв, (2.22) де α - коефіцієнт, що характеризує властивості гірських порід (для М = 0,7 ... 0,9; для С = 0,5 ... 0,7); То - константа, що характеризує стійкість опор долота, яка визначається за формулою: То = 0,0935 · Дд. (2.23) Для буріння під кондуктор на інтервалі 0 - 650 м α = 0,9, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації М, за формулою (2.22): n = 0,0935 · 295,3 / (0,02 · (0,7 +2)) = 521 об / хв. Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 650 -2550 м, α = 0,7, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації М, МС за формулою (2.22): n = 0,0935 · 215,9 / (0,02 · (0,7 +2)) = 380 об / хв. Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 2550 - 3105 м α = 0,5, так як в інтервалі представлені породи промислової класифікації С, за формулою (2.22): n = 0,0935 · 215,9 / (0,02 · (0,5 +2)) = 404 про / хв. Розрахунок оптимальної частоти обертання доліт аналітичним метод за часом контакту зубів долота з породою здійснюється за формулою: n = 39 / (τ К · Z) об / хв, (2.24) де Z - кількість зубів на периферійному вінці шарошки; τ К - мінімальна тривалість контакту зуба з породою, що залежить від категорії гірської породи: для упругопластічних порід τ К = 6.10 -3 сек; для пластичних порід τ К = 3 ... 6.10 -3 сек; для упругохрупкіх порід τ К = 6 ... 8.10 -3 сек. Для буріння під кондуктор на інтервалі 0 - 650 м τ К = 6.10 -3 сек, оскільки інтервал представлений упругопластічнимі породами. Для долота III 295,3 СЗ-ГВ Z = 22, тоді по форм. (2.24): n = 39 / (6.10 -3 · 22) = 295 об / хв. Для буріння під експлуатаційну колону на інтервалі 650 -3105 м τ К = 6.10 -3 сек, оскільки інтервал представлений упругопластічнимі породами. Для долота III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ, 8 ½ MF - 15 Z = 22, тоді за формулою (2.24): n = 39 / (6.10 -3 · 24) = 270 об / хв. Отримані значення частот обертання представлені в табл.2.5 Таблиця 2.5 Оптимальна частота обертання доліт на інтервалах буріння Інтервал, м | Частот обертання, об / хв | 0 - 650 650 - 1400 1400 - 2550 2550 - 3105 | 220 300 160 115 |
2.3.4 Обгрунтування і вибір очисного агента Бурові розчини виконують функції, які визначають не тільки успішність і швидкість буріння, але і введення свердловини в експлуатацію з максимальною продуктивністю. Основні з них - забезпечення швидкого поглиблення, збереження в стійкому стані стовбура свердловини і колекторських властивостей продуктивних пластів. Виконання зазначених функцій залежить від взаємодії розчину з прохідними гірськими породами. Характер та інтенсивність цієї взаємодії визначається складом дисперсного середовища. Тип бурового розчину, його компонентний склад і межі можливого застосування встановлюються в першу чергу, враховуючи геологічні умови. Виходячи з досвіду буріння в Західному Сибіру, з кращого боку показує себе полімергліністий розчин. Параметри, необхідні для якісного буріння і розкриття продуктивних горизонтів, цим розчином витримуються. Співвідношення ціни і якості прийнятно. Для приготування бурового розчину використовуються: глина бентонітова марки ПБМА, технічна вода і необхідний комплексний набір хімічних реагентів. Як хімреагентів використовують:; КМЦ марки Габроіл HV - високов'язка поліаніона целюлоза, застосовується для зниження фільтрації і збільшення в'язкості бурового розчину; Сайпан - відноситься до класу поліакриламідних реагентів, призначений для зниження фільтрації прісних розчинів з низьким вмістом твердої фази, ефективно стабілізує в'язкість бурових розчинів , утворює по всій поверхні стовбура міцну кірку, ефективно зменшує фільтрацію розчину; нітрілтріметілфосфоновую кислоту (НТФ) - фосфонових комплексон, застосовується як разріджувач прісних неінгібірованних розчинів; кальцинована сода (карбонат натрію), застосовується для зв'язування агресивних іонів кальцію і магнію при забрудненні бурового розчину мінералізованими хлоркальциевого і хлормагніевимі водами і цементом, також застосовується також як хімічний диспергатор глин і для регулювання рН бурового розчину; ФК - 2000 складається з аніонних, неіоногенних поверхнево-активних речовин та добавок, застосовується як профілактична антіпріхватная змащувальна добавка; ПКД - 515 - гармонійна поєднується композиція неионогенного ПАР, азотовмісна добавки та розчинника, призначений для зниження негативного впливу бурових розчинів та інших технологічних рідин на проникність продуктивних горизонтів. Згідно з "Правилами безпеки в нафтовій та газовій промисловості" чинним з 1998 року тиск стовпа промивної рідини повинна перевищувати Рпл на глибині 0 - 1200 метрів на 10 - 15%, але не більше 1,5 МПа, на глибині 1200 - 2500 м на 7 - 10%, але не більше 2,5 МПа, на глибині 2500 - 2850 м на 7 - 4%, але не більше 3,5 МПа (по вертикалі). Пластовий тиск розраховується за формулою: Рпл = grad Рпл · Н МПа, (2.25) де grad Рпл - градієнт пластового тиску в інтервалі, МПа / м; Н - глибина інтервалу, м. Питома вага бурового розчину, виходячи з пластового тиску, визначається за формулою: q БР = Рпл / g · Н + (0,1 ... 0,15) · Рпл / g · Н Н / см 3, (2.26) де g - прискорення вільного падіння, м / с 2; g = 9,8 м / с 2 0,1 ... 1,5 - необхідне перевищення гідростатичного тиску над пластовим. Величина статистичного напруги зсуву через 10 хвилин визначається за формулою: СНС 10> 5 · (2 - exp (-110 · d)) · d · (q П - q БР) ДПА, (2.27) де d - діаметр частинки шламу, м; q П - питома вага гірської породи, Н / см 3. Величина статистичного напруги зсуву через 1 хвилину визначається за формулою: СНС 1> (d · (q П - q БР) · g · К) / 6 ДПА, (2.28) де К-коефіцієнт, що враховує реальну форму частинки шламу, приймаємо К = 1,5. Умовна в'язкість по рекомендації ВНІІКр нафти визначається як: УВ <21 · q БР · 10 -4 сек. (2.29) Показник водовіддачі за рекомендацією ВНІІКр нафти визначається як: Ф <(6.10 4 / q БР) +3 см 3 / 30 хв. (2.30) При бурінні під кондуктор питома вага бурового розчину на інтервалі 0 - 600 м (по вертикалі), маючи grad Рпл = 0,01 (табл.1.4), по (2.26) складе: q БР = 0,01 · 600 / 9,8 · 600 + (0,1 ... 0,15) · 0,01 · 600 / 9,8 · 600 = 1,12 ... 1,18 · 10 4 Н / см 3. Так як породи в цьому інтервалі схильні до осипам і обвалів, то приймаємо слушну вага бурового розчину 1,18 · 10 4 Н / см 3. Величина статистичного напруги зсуву через 10 хвилин при бурінні під кондуктор на інтервалі 0 - 600 м, маючи q П = 2,4 · 10 4 Н / см 3 та d = 8.10 -3 м, по (2.27) складе: СНС 10> 5 · (2 - exp (-110 · 5.10 -3)) · 8.10 -3 · (2,4-1,18) · 10 4 = 40 ДПА. Величина статистичного напруги зсуву через 1 хвилину при бурінні під кондуктор на інтервалі 0 - 600 м за формулою (2.28) складе: СНС 1> (8.10 -3 · (2,4-1,18) · 10 4 · 9,8 · 1,5) / 6 = 20 ДПА. Умовна в'язкість при бурінні під кондуктор на інтервалі 0 - 600 м за формулою (2.29) складе: УВ <21.1, 18.10 4 · 10 -4 = 25сек. Показник водовіддачі при бурінні під кондуктор на інтервалі 0 - 600 м за формулою (2.30) складе: Ф <(6.10 4 / 1,18 · 10 4) +3 = 8 см 3 / 30 хв. Приймемо значення показника водовіддачі Ф = 8 см 3 / 30 хв. При бурінні під експлуатаційну колону питома вага бурового розчину на інтервалі 600 - 1200 м при grad Рпл = 0,01, за формулою (2.26) складе: q БР = 0,01 · 1200 / 9,8 · 1200 + (0,1 ... 1,5) · 0,01 · 1200 / 9,8 · 1200 = 1,12 ... 1,18 · 10 4 Н / см 3. Приймаються питома вага бурового розчину при бурінні на інтервалі 600 - 1200 м рівний 1,12 · 10 4 Н / см 3, оскільки прийнявши мінімально допустимий питома вага збільшується механічна швидкість при турбінному способі буріння. При бурінні під експлуатаційну колону питома вага бурового розчину на інтервалі 1200 - 2500 м при grad Рпл = 0,01, за формулою (2.26) складе: q БР = 0,01 · 1200 / 9,8 · 2500 + (0,1 ... 0,07) · 0,01 · 1200 / 9,8 · 2500 = 1,09 ... 1,12 · 10 4 Н / см 3. Приймаються слушну вага бурового розчину при бурінні на інтервалі 1200 - 2500 м рівний 1,12 · 10 4 Н / см 3, так як на інтервалі можливі прихвати та осипи стінок свердловини. Величина статистичного напруги зсуву через 10 хвилин при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 600 - 2500 м при q П = 2,4 · 10 4 Н / см 3 та d = 3.10 -3 м, по форм. (2.27) складе: СНС 10> 5 · (2 - exp (-110 · 5.10 -3)) · 3.10 -3 · (2,4-1,12) · 10 4 = 20 ДПА. Величина статистичного напруги зсуву через 1 хвилину при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 600 - 2500 м за формулою (2.28) складе: СНС 1> (3.10 -3 · (2,4-1,12) · 10 4 · 9,8 · 1,5) / 6 = 10 ДПА. Умовна в'язкість при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 600 - 2500 м за формулою (2.29) складе: УВ <21.1, 12.10 4 · 10 -4 = 24сек. Показник водовіддачі при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 600 - 2500 м за формулою (2.30) складе: Ф <(6.10 4 / 1,12 · 10 4) +3 = 8 см 3 / 30 хв. Приймемо значення показника водовіддачі Ф = 8 см 3 / 30 хв. При бурінні під експлуатаційну колону питома вага бурового розчину на інтервалі 2500 - 2830 м, маючи grad Рпл = 0,0102, за формулою (2.26) складе: q БР = 0,0102 · 2830 / 9,8 · 2830 + (0,04 ... 0,07) · 0,0101 · 2830 / 9,8 · 2830 = 1,08 ... 1,1 · 10 4 Н / см 3. Тому що на цьому інтервалі розкривається продуктивний нафтоносний пласт, то приймаємо слушну вага бурового розчину 1,08 · 10 4 Н / см 3. Величина статистичного напруги зсуву через 10 хвилин при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 2500 - 2830 м, маючи q П = 2,4 · 10 4 Н / см 3 та d = 3.10 -3 м;, за формулою (2.27) складе : СНС 10> 5 · (2 - exp (-110 · 5.10 -3)) · 3.10 -3 · (2,4-1,08) · 10 4 = 20 ДПА. Величина статистичного напруги зсуву через 1 хвилину при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 2500 - 2830 м за формулою (2.28) складе: СНС 1> (3.10 -3 · (2,4-1,08) · 10 4 · 9,8 · 1,5) / 6 = 10 ДПА. Умовна в'язкість при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 2500 - 2830 м за формулою (2.29) складе: УВ <21.1, 08.10 4 · 10 -4 = 23сек. Показник водовіддачі при бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 2500 - 2830 м за формулою (2.30) складе: Ф <(6.10 4 / 1,08 · 10 4) +3 = 8 см 3 / 30 хв. Приймемо значення показника водовіддачі Ф = 6 ... 4 см 3 / 30 хв. Рівень рН по всіх інтервалам приймаємо рівний 8, так як застосовуваний комплекс хімреагентів забезпечує стабільну роботу при рівні рН> 8. Показник змісту піску, виходячи з досвіду буріння свердловин на даній площі, за всіма інтервалам приймаємо рівний 1%. Так як проектована свердловина є похило спрямованої, то проектовані параметри бурового розчину представлені по довжині стовбура і зведені в табл.2.6 Таблиця 2.6 Параметри бурового розчину на інтервалах буріння Інтервал буріння, м | Питома вага, 10 4 Н / см 3 | СНС 10 ДПА | СНС 1 ДПА | Умовна в'язкість, сек | Показник фільтрації, см 3 / 30 хв | рН | П,% | від | до |
|
|
|
|
|
|
| 0 | 650 | 1,18 | 40 | 20 | 25 | 8 | 8 | 1 | 650 | 2650 | 1,12 | 20 | 10 | 24 | 8 | 8 | 1 | 2650 | 3105 | 1,08 | 20 | 10 | 23 | 6 - 4 | 8 | 1 |
2.3.5 Розрахунок необхідного витрати очисного агента Витрата промивної рідини повинен забезпечити: ефективне очищення вибою свердловини від шламу; транспортування шламу на поверхню без акумуляції його в кільцевому просторі між бурильними трубами і стінками свердловини; нормальну (стійку) роботу вибійного двигуна; збереження цілісності та нормального діаметра стовбура свердловини (попередження ерозії стінок свердловини і гідророзриву порід). Розрахунок витрати промивної рідини для ефективності очищення вибою свердловини робиться за формулою: Q = К · S ЗАБ л / сек, (2.31) де К - коефіцієнт питомої витрати рідини дорівнює 0,3 ... 0,65 м 3 / сек на 1 м 2 забою, приймається К = 0,65; S ЗАБ - площа забою м 2, визначається за формулою: S ЗАБ = 0,785 · Д Д 2 м 2. (2.32) При бурінні під кондуктор долотом діаметром 0,2953 м за формулою (2.31): Q = 0,65 · 0,785 · 0,2953 2 = 0,044 м 3 / сек. При бурінні експлуатаційну колону долотом діаметром 0,2159 м за формулою (2.31): Q = 0,65 · 0,785 · 0,2159 2 = 0,023 м 3 / сек. Розрахунок витрати промивної рідини по швидкості висхідного потоку визначається за формулою: Q = V зрост · S КП м 3 / сек, (2.33) де V зрост - швидкість висхідного потоку; рекомендована швидкість згідно промислової класифікації гірських порід знаходиться в межах: М = 0,9 ... 1,3 м / сек, С = 0,7 ... 0,9 м / сек. S КП - площа кільцевого простору, м 2, яка розраховується за формулою: S КП = 0,785 · (Д Д 2 - d БТ 2) м 2, (2.34) де d БТ - діаметр бурильних труб, м 2; приймаємо d БТ = 0,147 метра. При бурінні під кондуктор долотом діаметром 0,2953 м приймаємо V зрост = 0,9 згідно промислової класифікації, за формулою (2.33): Q = 0,9 · 0,785 · (0,2953 2 - 0,147 2) = 0,046 м 3 / сек. При бурінні під експлуатаційну колону долотом діаметром 0,2159 м на інтервалі 650 -1400 метрів приймаємо V зрост = 0,9 згідно промислової класифікації, за формулою (2.33): Q = 0,9 · 0,785 · (0,2159 2 - 0,147 2) = 0,017 м 3 / сек. При бурінні під експлуатаційну колону долотом діаметром 0,2159 м на інтервалі 1400 - 3105 метрів приймаємо V зрост = 0,7 згідно промислової класифікації, за формулою (2.33): Q = 0,7 · 0,785 · (0,2159 2 - 0,147 2) = 0,014 м 3 / сек. Розрахунок витрати промивної рідини, виходячи з умови створення гідромоніторного ефекту, розраховується за формулою: Q = Fн · 0,75 м 3 / сек, (2.35) де Fн - площа поперечного перерізу насадок, м 2; визначається за формулою: Fн = π · d Н / 4 · m м 2, (2.36) де d Н - діаметр насадок, м; m - число насадок, m = 3. При бурінні під кондуктор долотом III 295,3 СЗ-ГВ, що має d Н = 0,015 м за формулою (2.35): Q = 3,14 · 0,015 / 4.3.0, 75 = 0,039 м 3 / сек. При бурінні під експлуатаційну колону долотами III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ, 8 ½ MF - 15 мають d Н = 0,01 м за формулою (2.35): Q = 3,14 · 0,01 / 4.3.0, 75 = 0,017 м 3 / сек. Розрахунок витрати промивної рідини, що забезпечує винос шламу ведеться за формулою: Q = V КР · S MAX + (S ЗАБ · V MЕХ · (j П-j Ж)) / (j СМ - j Ж) м 3 / сек, (2.37) де V КР - швидкість частинок шламу щодо промивної рідини, м / сек; V КР = 0,5 м / сек; S MAX - максимальна площа кільцевого простору у відкритому стовбурі, м 2, визначається за формулою (2.34); V MЕХ - механічна швидкість буріння, м / сек; застосовуємо V MЕХ = 0,005 м / сек; j П - питома вага породи, Н / м 3; j Ж - питома вага промивної рідини, Н / м 3; j СМ - питома вага суміші шламу і промивної рідини, Н / м 3; j СМ - j Ж = 0,01 ... 0,02 · 10 4 Н / м 3; приймаємо 0,02 · 10 4 Н / м 3. При бурінні під кондуктор витрата промивальної рідини, що забезпечує винос шламу, за формулою (2.37) складе: Q = 1,5 · 0,785 · (0,2953 2 - 0,147 2) + (0,785 · 0,2953 2 · 0,005 · (2,4 · 10 4 - 1,18 · 10 4)) / 0,02 · 10 4 = 0,049 м 3 / с. При бурінні під експлуатаційну колону витрата промивальної рідини, що забезпечує винос шламу, за формулою (2.38) складе: Q = 0,5 · 0,785 · (0,2159 2 - 0,147 2) + (0,785 · 0,2159 2 · 0,05 · (2,4 · 10 Квітня -1,08 · 10 4)) / 0,02 · 10 4 = 0,029 м 3 / с. Розрахунок витрати промивної рідини, що запобігає розмив стінок свердловини, ведеться за формулою: Q = V КП MAX · S MIN м 3 / сек, (2.38) де S MIN - мінімальна площа кільцевого простору; V КП MAX - максимально допустима швидкість течії, рідини в кільцевому просторі, м / сек; приймаємо V КП MAX = 1,5 м / сек. Максимальні діаметри бурового інструменту: при бурінні під кондуктор - турбобур діаметром 0,240 м, при бурінні під експлуатаційну колону - турбобур діаметром 0, 195 м. При бурінні під кондуктор витрата промивальної рідини, що запобігає розмив стінок свердловини за формулою (2.38) складе: Q = 1,5 · 0,785 · (0,2953 2 - 0,240 2) = 0,035 м 3 / сек. При бурінні під експлуатаційну колону витрата промивальної рідини, що запобігає розмив стінок свердловини складе за формулою (2.38): Q = 1,5 · 0,785 · (0,2159 2 - 0, 195 2) = 0,01 м 3 / сек. Розрахунок витрати промивної рідини, для запобігання прихватів ведеться за формулою: Q = V КП MIN · S MAX м 3 / сек, (2.39) Де V КП MIN - мінімально допустима швидкість промивної рідини в кільцевому просторі; приймаємо V КП MIN = 0,5 м / сек; S MAX - максимальна площа кільцевого простору; мінімальний діаметр бурового інструменту у бурильних труб діаметр = 0,127 м. При бурінні під кондуктор витрата промивальної рідини, що запобігає прихвати складе за формулою (2.39): Q = 0,5 · 0,785 · (0,2953 2 - 0,127 2) · 10 3 = 0,027 м 3 / сек. При бурінні під експлуатаційну колону витрата промивальної рідини, що запобігає прихвати складе за формулою (2.39): Q = 0,5 · 0,785 · (0,2159 2 - 0,127 2) · 10 3 = 0,012 м 3 / сек. Остаточний вибір витрати промивної рідини обумовлений продуктивністю насосів при заданому коефіцієнті наповнення за формулою: Q = m · n · Q н м 3 / сек, (2.40) де m - коефіцієнт наповнення (m = 0,8); n - число насосів; Q н - продуктивність насоса з коефіцієнт наповнення m = 1,0. У розрахунку прінімаеются4 показники бурового насоса УНБТ - 950 з діаметром втулок рівним 160 мм Q н = 0,037 м 3 / сек. При бурінні під кондуктор витрата промивальної рідини складе за формулою (2.40): Q = 0,8 · 2.0, 037 = 0,059 м 3 / сек При бурінні під експлуатаційну колону витрата складе: Q = 0,8 · 1.0, 037 = 0,029 м 3 / сек Розрахункові значення витрати промивної рідини на інтервалах буріння заносимо в табл. 2.7. Таблиця 2.7 Витрата промивної рідини за інтервалами буріння Інтервал, метр | Витрата промивної рідини, м 3 / сек | 0 - 650 650 - 3105 | 0,059 0,029 |
2.4 Розробка рецептур бурового розчину У даному розділі обгрунтовується рецептура приготування бурового розчину з параметрами, розрахованими у розділі 2.3.4 Приготування бурового розчину проводиться з бентонітової глинопорошків марки ПБМА і технічної води. Розрахунок кількості застосовуваних компонентів ведеться за методикою, представленою в [6]. Вихідні дані: m Г, m В - маса глини і води, кг; V г, V в - обсяг глини і води, м 3; q Г, q БР, q В - питома вага глини, бурового розчину і води, Н / м 3; n - вологість глини в частках одиниці. Розрахунок кількісних показників для приготування 1 м 3 глинистого розчину з заданим питомою вагою ведеться за формулами: m Г = q Г · (q БР - q У) / (q Г - q В · (1 - n + n · q Г)) кг; (2.41) V г = m Г · (1 - n + n · q Г) / q Г м 3; (2.42) V в = 1 - V г м 3; (2.43) m В = V в · q У кг. (2.44) Якісні показники бентонітової глинопорошків марки ПБМА, що застосовується для приготування бурового розчину: q Г = 2,25 · 10 4, n = 0,08. За наданими формулами розраховується: m Г = 2,25 · 10 4 · (1,18 · 10 квітня - 1,0 · 10 4) / (2,25 · 10 квітня - 1,0 · 10 квітень · (1-0,08 + 0,08 · 2,25 · 10 4)) = 358 кг; V г = 358 · (1-0,08 + 0,08 · 2,25 · 10 4) / 2,25 · 10 4 = 0,175 м 3; V в = 1 - 0,175 = 0,825 м 3; m В = 0,825 · 1,0 · 10 4 = 825кг. Для буріння кондуктора необхідно приготування 80 м 3 бурового розчину з заданим питомою вагою, для цього буде потрібно: m Г = 358 · 80 = 30800 кг; V г = 0,175 · 80 = 14 м 3; V в = 0,825 · 80 = 66 м 3; m В = 825 · 80 = 66000 кг. Регулювання фільтрації бурового розчину здійснюється реагентами: Сайпан або КМЦ. Для обробки бурового розчину Сайпане готується 1,5% - і водний розчин (15 кг сухого реагенту на 1 м 3 води). При первинній обробці добавка Сайпану становить 0,1%, тобто 1 кг сухого реагенту на 1 м 3 бурового розчину. Розчин Сайпану вводиться за 1 цикл циркуляції. Для подальших обробок достатньо 1% - го (10 кг на 1 м 3 води) водного розчину Сайпану з розрахунку 0,5 кг на 1 м 3 бурового розчину. Розчин реагенту вводиться за 2 циклу. При бурінні під кондуктор Сайпан вводиться з розрахунку не більше 0,3 кг на 1 м 3 бурового розчину, що забезпечує в'язкість 35 - 40 секунд і фільтрацію 8 см 3 за 30 хв, при бурінні інтервалу 670 - 1300 м в кількості 0,7 кг / м 3 бурового розчину, при бурінні інтервалу 1300 - 1830 м 1,4 кг / м 3 розчину для зниження фільтрації до 5 см 3 / 30 хв. Для збільшення в'язкості бурового розчину необхідно застосування хімреагентів КМЦ високов'язкої марки. Обробка бурового розчину проводиться водним розчином КМЦ марки Габройл Н V з розрахунку 1: 10 від кількості хімреагенти Сайпан. Для зниження коефіцієнта тертя і липкості глинистої кірки а також для збереження колекторських властивостей пласта застосовується хімреагенти ФК - 2000. Обробка бурового розчину виробляється 10% - й водної емульсією з розрахунку 5 кг на 1 м 3 бурового розчину. В інтервалі буріння з-під кондуктора з метою виключення дії сполук Са необхідно скинути розчин, на якому разбурівается цементний стакан, обов'язкове обробка бурового розчину кальцинованої содою. Перед розкриттям продуктивного пласта для збереження колекторських властивостей вводиться ПАР. Приготування розчину ПКД - 515 з товарного продукту виробляють у глиномес, використовуючи технічну воду. ПКД - 515 вводять в глиномес, наповнений на 2 / 3 об'єму водою в кількості 200 літрів товарного продукту і ретельно перемішують протягом 30-40 хвилин. Водний розчин ПКД - 515 вводять в буровий розчин протягом 2-х циклів, безпосередньо при розтині продуктивного пласта. В якості розріджувачі використовується НТФ, яка вводиться в буровий розчин у вигляді 1% водного розчину (10 кг реагенту на 1 м 3 води). Добавки фосфонових комплексонів складають 0,01-0,05% від маси бурового розчину. Для початкового обважнення бурового розчину використовується бентонітовий глінопорошок марки ПБМА з виходом 12-13 м 3 з 1 тонни, щільністю 2,2 - 2,3 г / см 3, вологістю 6-10%. Для обважнення бурового розчину вводиться глінопорошок з розрахунку на кожні 0,01 г / см 3 - 20 кг на 1 м 3 розчину. Так як пропонована рецептура приготування бурового розчину не зазнала змін, то приймаються дані про витрату хімреагентів на 1 м проходки взяті з групового технічного проекту на будівництво свердловин на Ігольско-Талове родовищі і приведені в табл.2.8. Таблиця 2.8 Норми витрати хімреагентів при будівництві свердловини Найменування | Кількість |
| На 1 м проходки в інтервалі 0 - 650 | На 1 м проходки в інтервалі 650 - 3105 | На свердловину | Сайпан | 0,14 кг | 0,36 кг | 975 кг | ФК-2000 | 0,55 кг | 1,0 кг | 2800 л | ПАР (ПКД-515) | - | - | 200 л | НТФ | - | 0,04 кг | 100 кг | Кальцинуюча. сода | - | 0,05 кг | 120 кг | Габроіл Н V | 0,04 кг | 0,04 кг | 125 кг | Бентоніт | - |
2.5 Вибір та обгрунтування типу вибійного двигуна Вибір типу вибійного двигуна здійснюється в залежності від проектного профілю свердловини, розміру доліт, режимних параметрів. Вибір вибійного двигуна з оптимальними характеристиками дозволяє досягти високих якісних показників. Основні вимоги до забійними двигунів: Діаметр вибійного двигуна повинен лежати в інтервалі 80-90% від Дд. Витрата промивної повинен бути близьким до номінального вибійного двигуна (див. табл.2.6). Крутний момент, що розвивається забійними двигуном, повинен забезпечити ефективне руйнування гірської породи на вибої свердловини. Вибійний двигун повинен забезпечувати частоту обертання долота, що знаходиться в межах або не менш цих значень, необхідних для руйнування гірських порід (див. табл.2.5). Характеристики застосовуваних турбобуров і турбінних відхилювача виробництва кунгурского машинобудівного заводу представлені в табл.2.9 і 2.10, характеристика гвинтового вибійного двигуна виробництва Пермської філії ВНІІБТ наведена в табл.2.11 Таблиця 2.9 Характеристики турбобуров Характеристики | А9ГТШ | 3ТСШ1-195 | Зовнішній діаметр корпусу, м | 0,240 | 0, 195 | Діна в зборі, м | 23,3 | 25,7 | Витрата бурового розчину, м 3 / сек | 0,045 | 0,030 | Момент сили на вихідному валу, Н × м | 3060 | 2009 | Частота обертання вала в робочому режимі, об / хв | 246 | 384 | Перепад тиску в робочому режимі, МПа | 5,5 | 3,9 | ККД,% не менше | 32 | 51 | Напрацювання на відмову турбінної секції, год | 1200 | 1200 | Маса, кг | 6125 | 4790 |
Таблиця 2.10 Характеристики турбінних відхилювача Характеристики | ТО-240К | ТО-195К | Зовнішній діаметр корпусу, м | 0,240 | 0, 195 | Діна в зборі, м | 10,2 | 9,8 | Кут перекосу, град | 1,5 | 1,5 | Витрата бурового розчину, м 3 / сек | 0,045 | 0,030 | Момент сили на вихідному валу, Н × м | 1489 | 1252 | Частота обертання вала в робочому режимі, об / хв | 398 | 375 | Перепад тиску в робочому режимі, МПа | 3,4 | 3,7 | ККД,% не менше | 32 | 48 | Напрацювання на відмову турбінної секції, год | 400 | 400 | Маса, кг | 2700 | 2350 |
Таблиця 2.11 Характеристика гвинтового вибійного двигуна Характеристики | Д2 - 195 | Зовнішній діаметр корпусу, м | 0, 195 | Діна в зборі, м | 6,5 | Витрата бурового розчину, м 3 / сек | 0,030 | Момент сили на вихідному валу, Н × м | 5200 | Частота обертання вала в робочому режимі, об / хв | 114 | Перепад тиску в робочому режимі, МПа | 4,3 | Напрацювання на відмову, год | 180 | Повний призначений ресурс, год | 600 | Маса, кг | 1100 |
При виборі турбобура необхідне виконання основної умови: МЗД> М, (2.45) де МЗД - необхідний крутний момент на валу вибійного двигуна, Н × м; М - необхідний крутний момент на валу вибійного двигуна при роботі його на воді, Н × м, що визначається за формулою: М = 500 · Дд + (Q оп +120 · Дд) · G Н × м, (2.46) де Q оп - досвідчений коефіцієнт (Q оп = 1 ... 2 Н × м / кН) [7]; G - осьове навантаження на інтервалі буріння (див. табл.2.4), кН. Необхідний крутний момент на валу вибійного двигуна визначається за формулою: МЗД = 2 · МТН · ((q · Q 2) / (q В · Q тн 2)) Н × м, (2.47) де МТН-номінальний крутний момент на валу вибійного двигуна, Н × м; q - питома вага бурового розчину, Н / см 3; q В - питома вага води, Н / см 3; Q - витрата промивальної рідини, м 3 / сек; Q тн - номінальний витрата промивальної рідини, м 3 / сек. При бурінні під кондуктор за формулою (2.46): М = 500 · 0,2953 + (2 +120 · 0,2953) · 60 = 2394 Н × м. Для турбобура А9ГТШ за формулою (2.47): МЗД = 2.3060 · ((1,18 · 10 4 · 0,059 2) / (1.10 4 · 0,045 2)) = 12414> 2394 Н × м. Умова (2.45) виконується, отже, по цій умові турбобур підходить. Для турбінного відхилювача ТО - 240К за формулою (2.47): МЗД = 2.1489 · ((1,18 · 10 4 · 0,059 2) / (1.10 4 · 0,045 2)) = 6041> 2394 Н × м. Умова (2.45) виконується, отже, по цій умові турбінний відхилювача підходить. При бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 650 - 2550 м за формулою (2.46): М = 500 · 0,2159 + (2 +120 · 0,2159) · 90 = 2620 Н × м. Для турбобура 3ТСШ1-195 за формулою (2.47): МЗД = 2.2009 · ((1,1 · 10 4 · 0,030 2) / (1.10 4 · 0,030 2)) = 4420> 2620 Н × м. Умова (2.45) виконується, отже, по цій умові турбобур підходить. Для турбінного відхилювача ТО - 195К за формулою (2.47): МЗД = 2.1252 · ((1,1 · 10 4 · 0,059 2) / (1.10 4 · 0,045 2)) = 2754> 2394 Н × м. Умова (2.45) виконується, отже по цій умові турбінний відхилювача підходить. При бурінні під експлуатаційну колону на інтервалі 2550 - 3105 м за формулою (2.46): М = 500 · 0,2159 + (2 +120 · 0,2159) · 180 = 5131 Н × м. Для віінтового вибійного двигуна Д2 - 195 за формулою (2.47): МЗД = 2.5200 · ((1,09 · 10 4 · 0,030 2) / (1.10 4 · 0,030 2)) = 11336> 5131 Н × м Умова (2.45) виконується, отже, по цій умові турбобур підходить. 2.6 Гідравлічний розрахунок промивання свердловини Мета складання гідравлічної програми буріння - визначення раціонального режиму промивки свердловини, що забезпечує найбільш ефективну відпрацювання доліт, при дотриманні вимог та обмежень, обумовлених геологічними особливостями розкритої інтервалу, енергетичними, технічними та експлуатаційними характеристиками застосовуваного інструмента. Розрахунок проводиться за методикою, запропонованою в [8]. Вихідні дані для розрахунку: Глибина буріння свердловини L, м 2830. Питома вага разбурівается порід q ДП, Н / м 3 2,4 · 10 4. Механічна швидкість буріння V м м / с 0,005. Момент турбобура, необхідний для руйнування породи, Мр Н · м 1450. Реологічні властивості рідини: динамічна напруга зсуву t О, Па 20. пластична в'язкість h, Па · с 0,027. Питома вага бурового розчину q ДП, Н / м 3 1,08 · 10 4. Тип бурового насоса УНБТ 950. Число бурових насосів 1. Намінальний витрата насоса Q н, м 3 / сек 0,037. Намінальное робочий тиск Рн, МПа 23. Елементи бурильної колони УБТ - 178 x 90: довжина l 1, м 62; зовнішній діаметрdн 1, м 0,178; внутрішній діаметр dв 1, м 0,080. УБ T - 146 x 74: довжина l 2, м 8; зовнішній діаметр dн 2, м 0,146; внутрішній діаметр dв 2, м 0,074. ТБПВ: довжина l 3, м 250; зовнішній діаметр d н 3, м 0,127; внутрішній діаметр dв 3, м 0,109; зовнішній діаметр замкового з'єднання d з 3, м 0,170. ЛБТ: довжина l 4, м 2778; зовнішній діаметр d н 4, м 0,147; внутрішній діаметр dв 4, м 0,125; зовнішній діаметр замкового з'єднання d з 4, м 0,172. Елементи наземної обв'язки: Умовний діаметр стояка, м 0, 168. Діаметр прохідного перерізу, м: бурового рукава 0, 102; вертлюга 0,100; провідної труби 0,85. Визначаються втрати тиску в бурильних трубах. Обчислюються втрати тиску всередині бурильних труб. Для цього визначаються значення критичних чисел Рейнольдса в бурильної колоні за формулою: R ЄКР = 2100 +7,3 · ((q · d в 2 · t Про) / 10 · h 2) 0,58. (2.48) У ЛБТ: R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · 0,125 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 16204. У ТБПВ: R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · 0,109 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 14132. У УБТ-178: R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · 0,090 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 10504. У УБТ-146: R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · 0,074 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 9778. Визначаються дійсні числа Рейнольдса в бурильної колоні за формулою: R е m = (4 · q · Q) / (10 · p · d в · h). (2.49) У ЛБТ: R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14.0, 125.0, 027) = 12230 У ТБПВ: R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14.0, 109.0, 027) = 14024 У УБТ-178: R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14.0, 090.0, 027) = 19108 У УБТ-146: R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14.0, 074.0, 027) = 20657 У бурильної колони в ЛБТ і ТБПВ R е m <R ЄКР, значить рух відбувається при ламінарному режимі і описується рівнянням Сен-Венана, а вУБТ-178 і УБТ-146 R е m> R ЄКР, отже рух відбувається при турбулентному режимі і описується рівнянням Дарсі-Вейсбаха. Визначаються втрати тиску. Розраховується кількість Сен-Венана для колони труб ЛБТ і ТБПВ формулою: S т = (p · t Про · d в 3) / (4 · h · Q). (2.50) У ЛБТ: S т = (3,14 · 20.0, 125 3) / (4.0, 027.0, 030) = 303. У ТБПВ: S т = (3,14 · 20.0, 109 3) / (4.0, 027.0, 030) = 230. Визначивши значення S т, за ріс.6.7. [8, стор 72] визначається значення коефіцієнта b: для ЛБТ - 0,84; для ТБПВ - 0,82. Обчислюються втрати тиску всередині бурильної колони за формулою: D Рт = (4 · t Про · l) / (b · d в) МПа. (2.51) У ЛБТ: D Рт = (4.20.2778) / (0,84 · 0,125) = 2,117 МПа. У ТБПВ: D Рт = (4.20.250) / (0,84 · 0,109) = 0,224 МПа Розраховується значення коефіцієнтів гідравлічного опору l для УБТ-178 і УБТ-146 за формулою: l = 0,1 · (1,46 · К / d в +100 / R е m), (2.52) де К - коефіцієнт шорсткості стінок, приймається для УБТ = 3,0 · 10 -4, м. У УБТ-178: l = 0,1 · (1,46 · 3,0 · 10 -4 / 0,090 +100 / 19108) = 0,0322. У УБТ-146: l = 0,1 · (1,46 · 3,0 · 10 -4 / 0,074 +100 / 20657) = 0,0326. Обчислюються втрати тиску всередині УБТ-178 і УБТ-146 за формулою: D Рт = (l · 0,8 · q · Q 2 · l) / (p 2 · d у 5) МПа. (2.53) У УБТ-178: D Рт = (0,0322 · 0,8 · 1,08 · 10 4 · 0,030 2 · 62) / (3,14 2 · 0,090 5) = 0,48 МПа. У УБТ-146: D Рт = (0,0326 · 0,8 · 1,08 · 10 4 · 0,030 2 · 8) / (3,14 2 · 0,074 5) = 0,093 МПа. Сумарні втрати тиску всередині колони бурильних труб і секцій УБТ складе: åD Рт = 0,093 +0,48 +2,117 +0,224 = 2,92 МПа. Місцевими втратами тиску в приварних замках ТБПВ нехтують, тому що втрати не значні []. Обчислюються втрати тиску в наземній обв'язці за формулою: D Ро = (а С + а Р + а В + а К) · q · Q МПа, (2.54) де а С = 0,4, а Р = 0,3, а В = 0,3, а К = 0,9 - коефіцієнти гідравлічних опорів різних елементів обв'язки (див. табл.6.1 [8, стор.118]). D Ро = (0,4 +0,3 +0,3 +0,9) · 10 5 · 10,8 · 10 4 · 0,030 = 1,85 МПа. Обчислюються втрати тиску в затрубному просторі. Для цього визначаються значення критичних чисел Рейнольдса за формулою: R ЄКР = 2100 +7,3 · ((q · (d с-d н) 2 · t Про) / 10 · h 2) 0,58. (2.55) У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 0-650 м: R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · (0,230-0,147) 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 10871. У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 650-2778 м: R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · (0,367-0,147) 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 29273. У затрубному просторі за ТБПВ за формулою (2.55): R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · (0,237-0,127) 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 14260. У затрубному просторі за УБТ-178: R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · (0,237-0,178) 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 8004. У затрубному просторі за УБТ-146: R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · (0,237-0,146) 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 11859. У затрубному просторі за забійним двигуном: R ЄКР = 2100 +7,3 · ((1,08 · 10 4 · (0,237-0, 195) 2 · 20) / 10.0, 027 2) 0,58 = 6080. Обчислюються дійсні значення чисел Рейнольдса в затрубному просторі за формулою: R е m = (4 · q · Q) / (10 · p · (d с + d в) · h). (2.56) У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 0-650 м: R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14 · (0,230 +0,147) · 0,027) = 4055 У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 650-2778 м: R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14 · (0,367 +0,147) · 0,027) = 12230. У затрубному просторі за ТБПВ: R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14 · (0,237 +0,127) · 0,027) = 14024. У затрубному просторі за УБТ-178: R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14 · (0,237 +0,178) · 0,027) = 3684. У затрубному просторі за УБТ-146: R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14 · (0,237 +0,146) · 0,027) = 3991. У затрубному просторі за забійним двигуном: R е m = (4.1, 08.10 4 · 0,030) / (10.3, 14 · (0,237 +0, 195) · 0,027) = 3539. У затрубному просторі R е m <R ЄКР, значить рух бурового розчину відбувається при ламінарному режимі і описується рівнянням Сен-Венана: S кп = (p · t Про · (d с-d н) 2 + (d с + d н)) / (4 · h · Q). (2.57) У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 0-650 м: S кп = (3,14 · 20 · (0,23-0,147) 2 + (0,23 +0,147)) / (4.0, 027.0, 03) = 50,34. У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 650-2778 м: S кп = (3,14 · 20 · (0,367-0,147) 2 + (0,367 +0,147)) / (4.0, 027.0, 03) = 482,2. У затрубному просторі за ТБПВ: S кп = (3,14 · 20 · (0,237-0,127) 2 + (0,237 +0,127)) / (4.0, 027.0, 03) = 85,4. У затрубному просторі за УБТ-178: S кп = (3,14 · 20 · (0,237-0,178) 2 + (0,237 +0,178)) / (4.0, 027.0, 03) = 25,8. У затрубному просторі за УБТ-146: S кп = (3,14 · 20 · (0,237-0,146) 2 + (0,237 +0,146)) / (4.0, 027.0, 03) = 61,5. У затрубному просторі за забійним двигуном: S кп = (3,14 · 20 · (0,237-0, 195) 2 + (0,237 +0, 195)) / (4.0, 027.0, 03) = 14,8. Визначивши значення S кп, по ріс.6.7. [8, стор 72] визначається значення коефіцієнта b кп: для ЛБТ на інтервалі 0-650 м - 0,66; для ЛБТ на інтервалі 650-2778 м - 0,87; для ТБПВ - 0,74; для УБТ-146 - 0,7; для УБТ-178 - 0,58; для вибійного двигуна - 0,45. Обчислюються втрати тиску в затрубному просторі за формулою: D РКП = (4 · t Про · l) / (b кп · (d с-d н)) МПа. (2.58) У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 0-650 м: D РКП = (4.20.650) / (0,66 · (0,230-0,147)) = 0,95. У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 650-2778 м: D РКП = (4.20.2128) / (0,87 · (0,367-0,147)) = 0,89. У затрубному просторі за ТБПВ: D РКП = (4.20.250) / (0,74 · (0,237-0,127)) = 0,25. У затрубному просторі за УБТ-178: D РКП = (4.20.62) / (0,58 · (0,237-0,178)) = 0,14. У затрубному просторі за УБТ-146: D РКП = (4.20.2128) / (0,7 · (0,237-0,146)) = 0,01. У затрубному просторі за забійним двигуном: D РКП = (4.20.2128) / (0,45 · (0,237-0, 195)) = 0,03. Сумарні втрати тиску в затрубному просторі складе: åD РКП = 0,95 +0,89 +0,25 +0,14 +0,01 +0,03 = 2,27 МПа. Обчислюються втрати тиску від замків у затрубному просторі за формулою: D РЗС = l / lm · 0,1 · ((dc 2 - d н 2) / (dc 2 - d н 2) - 1) 2 · q · V кп 2 МПа, (2.59) де lm - середня довжина труби; V кп - мінімальна швидкість рідини в затрубному просторі, в інтервалі ТБПВ визначається за формулою: V кп = (4 · Q) / (p · (dc 2 - d н 2)) м / с. (2.60) V кп = (4.0, 03) / (3,14 · (0,237 2 -0,127 2)) = 0,95 м / с. У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 0-650 м: D РЗС = 650/12 · 0,1 · ((0,230 2 -0,147 2) / (0,230 2 -0,172 2) - 1) 2 · 1,08 · 10 4 · 0,95 2 = 0,005 МПа. У затрубному просторі за ЛБТ на інтервалі 650-2778 м: D РЗС = 2128/12 · 0,1 · ((0,367 2 -0,147 2) / (0,367 2 -0,172 2) - 1) 2 · 1,08 · 10 4 · 0,95 2 = 0,001 МПа. У затрубному просторі за ТБПВ: D РЗС = 650/12 · 0,1 · ((0,237 2 -0,127 2) / (0,237 2 -0,170 2) - 1) 2 · 1,08 · 10 4 · 0,95 2 = 0,004 МПа. Сумарні втрати тиску в затрубному просторі від замків складе: åD РЗС = 0,005 +0,001 +0,004 = 0,01 МПа. Визначається перепад тиску в забійній двигуні за формулою: D РЗД = (D РТН · q · Q 2) / (q З · Q тн 2) МПа. (2.61) D РЗД = (4,7 · 1,08 · 10 4 · 0,03 2) / (1.10 4 · 0,03 2) = 5,08 МПа. Визначається допоміжний параметр j: j = Q / (p / 4 · V хутро · dc 2 + Q). (2.62) j = 0,03 / (3,14 / 4 · 0,005 · 0,237 2 +0,03) = 0,993. Визначається перепад тиску, пов'язаний з виносом шламу за формулою: D Р = (1 - j) · (q Ш - q) · g · L МПа (2.63) D Рг = (1 - 0,95) · (2,4 · 10 4 - 1,08 · 10 4) · 9,81 · 2830 = 1,8 МПа. Визначається сума втрат тиску у всіх елементах циркуляційної системи за винятком долота: D Р-D Рд = 2,92 +1,85 +2,27 +0,01 +5,08 = 12,13. Розраховується резерв тиску на долоті за формулою: D Рр = b · Рн - (D Р-D Рд) МПа. (2.64) D Рр = 0,8 · 23,0 - 12,13 = 6,27 МПа. Визначається можливість гідромоніторного ефекту, обчисливши швидкість течії рідини в насадках долота за формулою: V д = m · (0,2 · D Рр / q) 0, 5 м / с, (6.65) де m - коефіцієнт витрати (m = 0,95 [8]). V д = 0,95 · (0,2 · 6,67 · 10 6 / 1,08 · 10 4) 0, 5 = 105 м / с. Так як V д> 80 м / с і перепад тиску на долоті менше критичного (Ркр = 12 МПа), то буріння даного інтервалу можливо з використанням гідромоніторним доліт. Приймаючи V д = 80 м / с, обчислюється перепад тиску в долоті за формулою: D Рд = (q · V д 2) / (20 · m 2) МПа. (2.66) D Рд = (1,08 · 10 4 · 80 2) / (20.0, 95 2) = 3,83 МПа. Визначається розрахункове робочий тиск в насосі як Р = 3,83 + 12,13 = 15,96 МПа. Визначається за графіком [8, Ріс.6.28] витоку промивної рідини через ущільнення валу вибійного двигуна Q у = 0,0005. Визначається площа промивних отворів за формулою: Ф = (Q - Q у) / V д м 2. (2.67) Ф = (0,030 - 0,0005) / 80 = 0,000368 м 2. Застосовуються три насадки з внутрішнім діаметром 12 мм. Таким чином, з вищенаведених розрахунків видно, що сумарні втрати тиску в трубному та затрубному просторах менше тиску розвивається буровим насосом типу УНБТ-950 при діаметрі циліндрових втулок 160 мм, отже технологічний режим промивання свердловини обраний вірно. 2.7 Режими буріння при розкритті продуктивних горизонтів Одним з важливих моментів у процесі будівництва свердловини є обгрунтування та дотримання правильної технології первинного розкриття продуктивного пласта. Сюди входить правильний вибір промивальної рідини, на якій розкривається пласт, обгрунтування параметрів промивальної рідини, спосіб буріння і вибір компоновки низу бурильної колони. Всі перераховані фактори повинні забезпечити найменший негативний вплив на продуктивний горизонт. Виходячи з досвіду буріння на Ігольско-Талове родовищі, для розкриття продуктивного пласта використовується полімергліністий буровий розчин. Даний буровий розчин відносно дешевий у порівнянні з іншими, не має шкідливого впливу на навколишнє середовище і може мати необхідні характеристики для якісного розкриття продуктивного горизонту. При обгрунтуванні параметрів промивальної рідини для первинного розкриття продуктивного пласта доцільно керуватися наступними положеннями: Для зменшення забруднення пласта щільність промивної рідини необхідно вибирати так, щоб перевищення гідростатичного тиску над пластовим в свердловині було мінімально допустимим. Для конкретних умов це перевищення складає 4 - 7% [3]. Проникність пристовбурному зони пласта дуже сильно зменшується при проникненні в неї великої кількості твердої фази бурового розчину. Тому бажано, щоб тверда фаза складалася з матеріалів, які можуть розчинитися в соляній або інших кислотах, які звичайно застосовуються для стимуляції припливу з пласта. Допустима концентрація твердої фази не більше 1%. Оскільки проникаюча в пласт дисперсійне середовище може сприяти значному зменшенню проникності, показник фільтрації промивної рідини повинен бути мінімальним, приймаємо його 4 - 6 см 3 / 30хвилин. Промивна рідина повинна мати невисокі значення СНР, щоб звести до мінімуму гідродинамічний тиск при відновленні циркуляції і може забезпечити при освоєнні свердловини витяг промивної рідини, що проникла в пристволову зону. СНС 1 / 10 приймаємо 10/20 ДПА. Умовна в'язкість приймається дорівнює 25 сек. Водовіддачу знижуються шляхом хімічної обробки бурового розчину хімреагентів Сайпан. В'язкість підвищують обробкою розчину хімреагентів габроіл. Зміст твердої фази в розчині регулюється якісної очищенням бурового розчину, застосуванням чотириступінчастою системи очищення. Параметри бурового розчину при розтині продуктивного горизонту представлені в таблиці 2.12. Таблиця 2.12 Параметри розчину при розтині продуктивного горизонту Питома вага, Н / м 3 | Умовна в'язкість, сек | Показник фільтрації, см 3 / 30 хв |
| Зміст піску,% | СНС 1 / 10, ДПА
|
рН | 1,08 × 10 4 | 25 | 4 - 6 | 1 | 10/20 | 7-8 |
Перед розкриттям продуктивного пласта для збереження колекторських властивостей в буровий розчин вводяться поверхнево-активні речовини - ПАР (ПКД 515 або сульфанол) у співвідношенні 0,02% від загального обсягу бурового розчину. ПАР гідрофобізуючі поверхню порових каналів, перешкоджають утворенню в них водонафтової емульсії. Добавки ПАР до промивної рідини дозволять: прискорити процес руйнування гірських порід на вибої; знизити сили тертя між стінками свердловини і бурильними трубами; підвищити зносостійкість породоруйнуючого інструменту. На якісне розтин пласта впливає швидкість буріння. Чим швидше проходиться продуктивний горизонт, тим менше виявляється вплив на нього. При розтині продуктивного горизонту потрібно збільшити механічну швидкість буріння, застосування ПАР, безсумнівно, призводить до збільшення швидкості. Для мінімізації часу повідомлення продуктивного пласта з промивної рідиною, пласт розкриваємо одним довбанням, використовуючи гвинтовий забійний двигун з долотом мають маслонаповнені опори. Застосування малолітражного гвинтового вибійного двигуна при розтині дає менший негативний вплив на продуктивний горизонт, а застосування долота з маслонаповненими опорами, що має більшу проходку, дозволяє розкрити пласт одним довбанням. Компонування включає в себе: долото 8 ½ MF -15 діаметром 0,2159 м, калібратор 9К 215,9 МС, гвинтовий забійний двигун Д 2 - 195. 2.8 Обгрунтування критеріїв раціональної відпрацювання доліт Під показником відпрацювання доліт, в даний час, зазвичай мають на увазі дані, що дозволяють оцінити результати його експлуатації, в даних умовах, ефективність буріння. До показників відпрацювання породоруйнуючого інструменту відносять [9]: Проходка на долото. Тривалість (термін служби) роботи. Механічна швидкість буріння. Вартість буріння одиниці довжини стовбура свердловини. Проходка на долото - дозволяє судити про обсяги корисної роботи, виконаним конкретним буровим інструментом у лінійних одиницях - дані пробуреного стовбура свердловини. Для трехшарошечние і лопатевих доліт цей показник, як правило, збігається з проходкою на рейс, тому що вони в більшості випадків виходять з ладу на протязі першого ж рейсу. Низькі значення проходки на долото припадають на високооборотний турбінний спосіб буріння в дуже міцних формаціях, а найвищі - на низькообертовий - роторний спосіб при розбурювання відносно м'яких порід. Максимальну проходку на долото можна отримати при повному зносі долота, тобто при тривалій його роботі на вибої. [9] Тривалість роботи інструменту - доповнює перший. Він характеризує роботу інструменту вже не з боку її обсягу, а з боку її тривалості. За оцінкою роботи допоміжне-технологічного інструменту це дуже важливо і зазначений показник набуває функцію основного. Збільшення тривалості роботи інструмента може призвести не тільки до корисних результатів, що особливо відчутні в глибокому бурінні, де приріст аналізованого показника по відношенню до тривалості спускопідйомні, підготовчо-заключних та інших робіт особливо цінний, а й негативний. Негативні результати можуть бути виражені надмірним зносом інструменту (аж до аварії або необхідності перебуріванія стовбура через зменшення діаметра). Робота долота може перерватися при виникненні критичної ситуації, яка визначається бурильником, яка настає під дією одного, рідше декількох обставин наступного характеру: а) Економічної (звичайно внаслідок зміни властивостей порід буріння яких даними долотом виявляється економічно не вигідним). б) Фізичного (гранично допустима зношування доліт з озброєння, його діаметру, опорі шарошки або поєднанням того й іншого). в) Технологічного (необхідність термінової заміни вибійного двигуна, елементів бурильної колони, аварії). г) Геолого-технологічного (досягнення глибини, на якій необхідно переходити на долото іншого діаметру, відбирати керн, проводити каротаж, цементувальні роботи). Механічна швидкість - є похідною від проходки на долото за часом і тому нерозривно пов'язана з першими двома показниками. Вона характеризує інтенсивність процесу буріння. Максимальна механічна швидкість може бути досягнута скороченням часу перебування долота на вибої. Тому про оптимальний часу перебування долота на вибої судять не по проходці за рейс і не по механічній швидкості, а по рейсової швидкості проходки. Середня механічна швидкість дорівнює: V M = h / t м / год, (2.68) де h - проходу на долото, м; t - час буріння інтервалу, годину. Вартість проходки одиниці довжини свердловини зазвичай виражається вартістю 1 метра буріння. Мінімізація вартості одиниці проходки ствола свердловини головне і неодмінна вимога, якій повинні задовольняти вибір оптимальних значень параметрів інструменту. З усіх перерахованих параметрів найбільш слушним є рейсова швидкість буріння, максимально враховує всі фактори, тому в якості основного критерію відпрацювання доліт вибирається цей показник [9]. Щоб розрахувати максимальну рейсову швидкість на провідній трубі ставлять позначку і по ній визначають кількість пробурених метрів за певний проміжок часу (зазвичай 5 хвилин). Рейсову швидкість знаходять, підставивши дані значення у формулу: V P = Н В / Σ Т Б + Т СПО м / год, (2.69) де Н В - проходка за відрізок часу, м; Т Б - час буріння, год; Т СПО - час СПО, годину. Через певний рівний попереднього інтервал часу, заново розраховують рейсову швидкість, враховуючи, що Н У одно сумі пробурених метрів за два інтервали, а Т Б одно часу, що витрачається на буріння цих інтервалів. І так далі поки наступні розрахункові значення не будуть менше попереднього значення. Тоді піднімають інструмент і проводять заміну долота. 2.9 Розробка заходів щодо попередження ускладнень та аварій при спорудженні свердловини Основна мета буріння - якісне, технологічно грамотне з мінімальними витратами часу і засобів виконання всіх процесів і операцій відповідних спорудження свердловини. Одним з основних критеріїв високої якості будівництва свердловин є буріння без ускладнень і аварій. У ході будівництва свердловини можливі ускладнення представлені в табл.1.5 Для їх запобігання необхідно вжити комплекс розроблених заходів, описаних в цій частині [10]. Обвали і осипи стінок свердловини. Обвали стінок свердловини можуть відбуватися в результаті недостатнього протитиску на стінки свердловини, порушуючи їх міцності та стійкості фільтратом бурового розчину, а так само в результаті різких коливань гідростатичного і гідродинамічного тиску на стінки свердловини. Обвали стінок, що носять катастрофічний характер, можуть відбуватися в результаті різкого і значного зниження гідростатичного тиску, викликаного поглинанням промивної рідини або її розгазування, а так само недоливом свердловини під час підйому. Для запобігання обвалів необхідно виконувати наступні заходи: 1. Для запобігання різких коливань на стінки свердловини при СПО обов'язково роблять, долив свердловини через кожні 5 - 7 свічок. 2. Перед підйомом інструменту робиться промивка свердловини, обробляється і проводиться очищення промивної рідини по циклу. Не допускається підйом інструменту при підвищених значень в'язкості і СНС. 3. Підйом інструменту з сальником, в інтервалі затяжок виробляється на зниженій швидкості, до 0,4 м / с. 4. Після підйому з затяжками на значному інтервалі, забороняється спускати в свердловину компонування з відхилювача, а також жорсткі компонування, що включають УБТ, калібратори великого діаметра, центратори і т.п. Прихвати бурильної колони. Для попередження прихватів необхідно дотримуватися вимог "Інструкції з боротьби з прихватами колон труб при бурінні свердловин". При цьому повинні дотримуватися наступні основні вимоги. 1. Не можна допускати відхилень від встановленої щільності промивної рідини більш ніж на ± 0,02 г / см 3. 2. Для підвищення протівопріхватной здатності необхідно протягом усього циклу буріння свердловини підтримувати в промивної рідини певний зміст мастильних речовин (см.2.4). 3. Необхідно безупинно контролювати циркуляцію промивної рідини, по можливості встановлювати автоматичні сигналізатори її припинення. 4. Не можна залишати бурильну колону без руху у відкритій частині стовбура, особливо при розкритих нестійких пластах, у продуктивних горизонтах, сільнопорістих і проникних породах, а також навпроти порід, схильних до утворення осипів і обвалів. У разі вимушеного залишення бурильної колони у відкритому стовбурі свердловини бурильника забороняється залишати гальмо лебідки і ставиться в обов'язок вжити заходів до підйому колони та забезпечення постійної промивки забою по можливості з обертанням колони ротором або ключами. 5. При короткочасному (до 0,5 год) припинення циркуляції бурового розчину треба підняти колону бурильних труб від забою не менше ніж на 15 м і через 2-5 хв ходити і провертати ротором. При припиненні циркуляції або несправності обладнання, на усунення неполадок яких буде потрібно більше 30 хв, бурильну колону треба підняти в кондуктор. 6. При виникненні посадок треба призупинити спуск колони, підняти її на довжину 15 - 20 м, опрацювати небезпечний інтервал і тільки тоді продовжити спуск колони. 7. Інтервал затяжок, уступів, жолобів обвалів необхідно зафіксувати в буровому журналі. 8. Необхідно стежити за справною роботою насосів і механізмів очищення промивної рідини (гідроциклони, вібросита і т.д.). 9. Після тривалих перерв в бурінні, більше 48 годин, стовбур свердловини слід опрацювати. 10. При бурінні слід робити контрольний пріпод'ем бурильної колони на 10-15 м через 45 хв буріння при відсутності затяжок і не рідше ніж через 15-17 хв буріння при їх наявності. В останньому випадку перед нарощуванням треба опрацьовувати пробурений ділянку до повного усунення затяжок. Заходи щодо попередження газонафтоводопроявів і відкритих фонтанів при бурінні свердловин. Після цементування кондуктора на гирлі свердловини встановлюється противикидне обладнання (ППО) ОП2-230 x 35, в комплект якого входять: універсальний превентора ПУ1-230 x 35; два плашкових превентора ППГ-230 x 35 (нижній превентора з глухими плашками); маніфольд МПБ2- 8 x 35. 2. Перед установкою ППО на гирлі свердловини встановлюється колонна головка ОКК1А-21-146 x 245. 3. Забороняється поглиблення свердловини і підйом інструменту, якщо параметри бурового розчину не відповідають параметрам, зазначеним у геолого-технічному вбранні. 4. Буріння в інтервалах з можливими газонафтоводопроявів необхідно здійснювати з установкою під робочою трубою кульового крана або зворотного клапана. Повинен бути забезпечений обсяг запасу бурового розчину 120 м 3. При підйомі бурильної колони слід забезпечити безперервний долив свердловини і контроль за обсягом доливається рідини, користуючись рівнеміром. При наявності ознак сальнікообразованія забороняється підйом інструменту зі свердловини до повної ліквідації сальника шляхом інтенсивної промивки і ходіння інструменту. При простоях свердловини без промивання більше 48 годин, перед підйомом інструменту необхідно провести вирівнювання розчину відповідно до параметрів, зазначеними в ГТН. При простоях свердловини більше 48 годин, спуск бурильної колони повинен проводиться з проміжними промивками через 300 м і заміром параметрів бурового розчину, що виходить із свердловини. При наявності розкритих пластів, схильних до газопроявлень, підйом інструменту слід проводити на знижених швидкостях, до 1,0 м / с. Опресовування обсадних колон, цементного каменю, противикидного обладнання необхідно проводити відповідно до вимог "Правил безпеки у нафтовій та газовій промисловості" та "Інструкцією з монтажу та експлуатації противикидного обладнання на буровій". При спуску обсадних колон необхідно обмежувати швидкість спуску з метою запобігання гідророзриву пластів. Забороняється буріння свердловин при незагерметезірованном гирлі раніше пробурених на кущі. 14. До робіт на свердловинах з можливими газонафтоводопроявів не допускаються фахівці і бурильники, які не пройшли навчання в спеціалізованих навчально-курсових комбінатах з курсу "Контроль свердловини. Управління свердловиною при газонафтоводопроявів". 15. З членами бурових бригад проводиться інструктаж щодо попередження газонафтоводопроявів і відкритих фонтанів згідно програми, затвердженої головним інженером підприємства. 16. При появі ознак газонафтоводопроявів перший закривається універсальний превентора. 17. Після герметизації гирла свердловини подальші роботи з ліквідації газонафтоводопроявів проводяться під керівництвом майстра або відповідального інженерно-технічного працівника. Ускладнення і обробка бурового розчину проводиться відповідно до розробленої рецептури приготування (см.2.4). 2.10 Проектування та обгрунтування компонування бурильної колони та її розрахунок Бурильна колона (БК) складається верб компоновки низу бурильної колони (КНБК) і колони бурильних труб (ВПТ). У загальному випадку КНБК включає в себе долото, забійний двигун, калібратори, центратори, стабілізатори, розширювачі, маховики, відхилювача і обтяжені бурильні труби (УБТ). КБТ складається із секцій бурильних труб (БТ), однакових за типом, зовнішньому діаметру, товщині стінки, групі міцності (марці) матеріалу, типорозміру замкових з'єднань. Послідовно розташовані секції БТ одного зовнішнього діаметра - щабель КБТ. Бурильна колона призначена в загальному випадку для: 1. Передачі обертання від ротора до долоту. 2. Сприйняття реактивного моменту вибійного двигуна. 3. Підвода промивної рідини до забійних двигунів, долоту, забою свердловини. 4. Створення осьового навантаження на долото. 6. Підйому і спуску долота і забійного двигуна. 6. Проведення допоміжних робіт. Виходячи з призначення, вимоги до бурильної колоні зводяться до наступних: 1. Достатня міцність при мінімальній вазі, що забезпечує створення необхідної осьового навантаження. 2. Забезпечення герметичності при циркуляції бурового розчину, причому з мінімальними гідравлічними втратами. 3. Мінімальні витрати часу при спуско-підйомних операціях, при цьому з'єднання повинні забезпечувати міцність не менше міцності тіла труби, бути взаємозамінними. У процесі буріння на бурильну колону діють різні сили і моменти. До них у загальному випадку відносяться: розтягуючі сили від власної ваги; розтягуючі гідравлічні навантаження за рахунок перепаду тиску в забійній двигуні і долоті; сили внутрішнього і зовнішнього тиску промивальної рідини; сили взаємодії колони зі стінками свердловини (сили тертя) сили інерції як самої колони, так і промивної рідини; згинальні моменти на ділянках природного та штучного викривлення стовбура свердловини; осьова стискаюча сила в нижній частині колони; крутний момент при обертанні колони; згинального момент за рахунок втрати колоною прямолінійної форми; динамічні складові поздовжніх і поперечних сил, згинального і крутного моментів за рахунок різного роду коливань колони. Спільна дія всіх цих сил і моментів призводить до того, що бурильна колона знаходиться в умовах дуже складного напруженого стану. У зв'язку з тим, що при проектуванні і розрахунках бурильної колони практично неможливо врахувати всі навантаження, а деякі з них не піддаються точному визначенню, тому розглядаються лише основні, найбільш суттєві і небезпечні. До їх числа відносяться розтягують сили, що крутить і згинальні моменти, зовнішнє і внутрішнє надлишкові тиску промивальної рідини [11]. Максимальна розтягуються навантаження в колоні має місце у верхній частині, а стискаюча - у нижній. Максимальний обертовий момент прикладений до колони у верхній частині при роторному способу буріння, і в нижній - при бурінні з забійними двигунами. Максимальний згинальний момент за рахунок втрати колони прямолінійної форми прикладений в нижній частині. Однак у зв'язку з тим, що колона складена з бурильних труб різного діаметру з різною товщиною стінки, напруги, що у них, навіть при навантаженнях менших, ніж максимальні, можуть перевищити допустимі. Тому необхідно проводити розрахунки напруг для небезпечних перетинів і порівнювати їх про допустимими для матеріалу використовуються бурильних труб. У даному випадку проводиться розрахунок бурильної колони для буріння останнього п'ятого інтервалу (см.2.2.2). При розрахунку використовується комп'ютерна програма з розрахунку бурильної колони, складена студентом Шишовим. Програма відповідає вимогам викладеним в [3] і розрахунки проводяться з урахуванням коефіцієнтів запасу статичної міцності - 1,4 і нормативного запасу міцності на надлишковий тиск - 1,15. При проектуванні компонування бурильної колони користуються такими типорозмірами труб: так як буріння ведеться долотом з діаметром 0,2159 м, то приймається зовнішній діаметр УБТ першого ступеня рівний 0,178 м, внутрішній діаметр 0,09 м; діаметр УБТ другого ступеня, для плавного переходу до колони бурильних труб, приймається рівним 0,146 м з внутрішнім діаметром 0,074 м. Для першого ступеня компановки бурильних труб (ВПТ) використовуються труби ТБПВ, оскільки вони найбільш підходять для буріння турбінним способом і конкретно для похило спрямованих свердловин. За табл.2 [11] вибираються труби ТБПВ з зовнішнім діаметром 0,127 м, товщиною стінки 9,2 мм і групою міцності Р, тип замкового з'єднання ЗП - 168 - 70. Для зменшення ваги КБТ в другому ступені застосовуються легкосплавні бурильні труби (ЛБТ) із зовнішнім діаметром 0,147 м (див. табл.2 [11]) з товщиною стінки 11 мм і групою міцності Д16Т, тип замкового з'єднання ЗО - 172. Вихідні дані: 1. Умови буріння - нормальні. 2. Інтервал буріння 2775 - 3105 м. 3. Осьова навантаження на долото - 18000 кг. 4. Діаметр вибійного двигуна - 0, 195 м. 5. Довжина вибійного двигуна - 6,6 м. 6. Вага вибійного двигуна - 1100 кг. 7. Діаметр обсадної колони - 0,146 м. 8. Товщина стінки обсадної колони - 7,7 мм. 9. Густина бурового розчину - 1,08 · 10 4 Н / м 3. 10. Довжина по стовбуру 1-го інтервалу - 100 м. 11. Довжина по стовбуру 2-го інтервалу - 194 м. 12. Довжина по стовбуру третього інтервалу - 2249 м. 13. Довжина по стовбуру 4-го інтервалу - 242 м. 14. Радіус викривлення на 2-му інтервалі - 401 м. 14. Зенітний кут в кінці 2-го інтервалу - 27,75 град. . 14. Радіус викривлення на 4-му інтервалі - 498 м. 15. Зенітний кут в кінці 4-го інтервалу - 0 град. 16. Перепад тиску на турбобура і долоті - 10,5 МПа. 17. Чинне зовнішній тиск - 30 МПа. 18. Коефіцієнт тертя колони про породу - 0,3. 19. Тип клинового захоплення - ПКР-560. 20. Довжина клинів - 0,40 м. Результати розрахунку: 1-й ступінь УБТ - УБТ 178-90 довжина - 62,5 м. Момент затягування УБТ 1-ї секції = 2470-3260 кгс · м. 2-й ступінь УБТ - УБТ 146-74 довжина - 8 м. Момент затягування УБТ 2-ї секції = 1280-1630 кгс · м. Тип cмазкі - Графітова. Проміжні опори на УБТ - 3 шт.д.іаметром 0, 203 м. Вага компонування УБТ - 11235 кг. Вага КНБК - 11485 кг. Довжина КНБК - 78,5 м. Тип cмазкі - Графітова. 1-й ступінь КБТ - ТБПК 127-9,2-Р довжина - 250 м, вага - 8367 кг. Тип замкового з'єднання - ЗП-168-70. Момент затягування - 3022 кгс · м. Фактичний запас статичної міцності - 1,49. Фактичний запас міцності втоми - 1,37. Фактичний запас міцності по тиску - 2,77. Коефіцієнт перевищення довжини - 8,16. 2-й ступінь КБТ - ЛБТ 147-11.0-Д16Т довжина-2778 м, вага-47224 кг. Тип замкового з'єднання - ЗО-172. Момент затягування - 1880 кгс · м. Фактичний запас статичної міцності - 1,38. Фактичний запас міцності втоми - 1,35. Фактичний запас міцності по тиску - 1,84. Коефіцієнт перевищення довжини - 2,13. Вага КБТ -65976 кг. Вага БК - 67076 кг. Для буріння свердловини на різних інтервалах проектуються такі компонування. Інтервал 0 - 100 м (вертикальний): Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75). Калібратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83). А9ГТШ - 240 (ГОСТ 26673-85). Перевідники ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82). ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - інше. Інтервал 100 - 294 м (набір параметрів кривизни): Долото СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75). Калібратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83). ТО - 240К (ГОСТ 26673-85). Телесистема "СІБ - 1". ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - інше. Інтервал 294 - 650 м (стабілізація параметрів кривизни): Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75). Калібратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83). А9ГТШ - 240 (ГОСТ 26673-85). УБТ - 203 x 90 (ТУ-39-076-74) -24 м. Перевідники ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82). ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - інше. Інтервал 650 - 2550 м (стабілізація параметрів кривизни): Долото III МЗГВ 215,9 або III СГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75). Калібратор 9К 215,9 (ТУ-26-02-963-83). Стабілізуюча коронка СТК - 214 (ТУ-26-02-852-83). 3ТСШ1 - 195 (ГОСТ 26673-85). УБТ - 178 x 90 (ТУ-39-076-74) -24 м. ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м. ТБПВ 127 x 9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м. ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - інше. Інтервал 2550 - 2785 м (інтенсивне зниження зенітного кута до 0 0): Долото MF - 15 (код IADC - 433 X). Калібратор 9К 215,9 з номінальним діаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83). Д2 - 195 (ГОСТ 26673-85). ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м. Перевідники ПП 133/147 (ГОСТ 7360-82). ТБПВ 127 x 9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м. Перевідники ПП 147/133 (ГОСТ 7360-82). ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - інше. Відхиляюча компонування для проведення виправна робіт при бурінні інтервалу під експлуатаційну колону. Долото III МЗГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75). Калібратор 9К 215,9 з номінальним діаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83). ТО - 195К (ГОСТ 26673-85). Телесистема "СІБ - 1". ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м. ТБПВ 127 x 9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м. ЛБТ 147 x 11 (ГОСТ 23786-79) - інше. У кожній компонуванні після турбіни ставиться зворотний клапан. Запропоновані компонування є типовими на площі Ігольско-Талове родовища. 2.11 Проектування конструкції обсадних колон з умови рівноміцності по довжині Проектування конструкції обсадних колон і їх розрахунок наведено у відповідності з "Інструкцією з розрахунку обсадних колон для нафтових і газових свердловин" ВНІІТнефть 1997 року [12]. Обсадна колона є відповідальною інертної конструкцією, що несе різні за характером і величиною навантаження. На колону діють: Розтягуючі навантаження від власної ваги. Стискаючі навантаження від власної ваги, що виникають при розвантаженні колони, встановленої на забій. Осьові навантаження (динамічні), що у період несталого руху колони. Осьові навантаження, зумовлені тертям об стінки свердловини. Осьові навантаження від надмірного тиску і температури при цементуванні та експлуатації. Зовнішнє і внутрішньо надлишковий тиск. Згинальні навантаження при викривленні колони в результаті втрати стійкості і при роботі в похилих свердловинах. У залежності від призначення будуть також діяти і сили тертя. У зв'язку з тим, що в даний час відсутні достовірні дані для визначення фактичних навантажень в глибоких свердловинах, як розрахункова осьового навантаження за інструкцією вважають вага колони в повітрі. Для розрахунку розтягуючі навантаження рекомендується визначати без урахування втрат ваги в рідині. Внутрішній тиск в колоні діє при спуску колони, в процесі цементування свердловини і в процесі експлуатації. При спуску колони в свердловину тиск в ній дорівнює вазі гідростатичного стовпа рідини, що знаходиться в ній. У процесі цементування внутрішнє гідростатичний тиск підвищується на величину, необхідну для подолання різниці ваги стовпа рідини і опору руху. У період експлуатації внутрішній тиск визначається рівнем рідини в колоні чи величиною пластового тиску. Вихідні дані для розрахунку експлуатаційної колони. Довжина експлуатаційної колони L, м 2825 (3100). Питома вага: цементного розчину q Ц, Н / м 3 1,83 × 10 4; рідини в колоні q В, Н / м 3 1,10 × 10 4 (при освоєнні); 0,76 × 10 4 (у період введення в експлуатацію); 0,95 × 10 4 (при закінченні експлуатації); випробувальної рідини q Ж, Н / м 3 1,0 × 10 4; бурового розчину q Р, Н / м 3 1,08 × 10 4; пластової води q ГС, Н / м 3 1,01 × 10 4. Відстань від гирла свердловини: до башмака попередньої колони L 0, м 600 (650); до рівня цементного розчину h, м 400 (440); до рівня рідини в колоні H, м: час випробування на міцність 2250 (2442); при освоєнні свердловини 1835 (2062); при закінченні експлуатації 2590 (2865). Експлуатаційний об'єкт залягає на глибині 2760 (3035) - 2770 (3045) м. На глибині S 1 = 2770 (3045) м пластовий тиск становить Р ПЛ S 1 = 27,9 МПа. На глибині 2800 - 2825 (3075 - 3100) знаходиться проникний пласт. На глибині S 2 = L = 2825 (3100) тиск становить Р ПЛ S 2 = 28,5 МПа. Коефіцієнт запасу міцності: на зовнішнє надлишковий тиск n 1 1,2; на внутрішнє надлишковий тиск n +2 1,15; на розтяг n 3 1,3; на розтяг в клиновому захопленні n 4 1,25; на розтяг для обсадних труб з урахуванням викривлення стовбура n 3 l 1,3. Враховуючи той факт, що профіль проектованої свердловини похило спрямований, то розрахунок зовнішнього і внутрішнього тиску проводиться, як для вертикальних свердловин, при цьому розрахункові дані визначаються як проекції глибин по стовбуру на вертикальну площину. Для побудови епюр тисків на вертикальній осі відкладають значення глибин по стовбуру свердловини, а на горизонтальній осі відкладають розрахункові тиску для цих точок, розраховані для вертикальної проекції [12]. Розраховуємо внутрішні тиску для обсадної колони. а). Визначається внутрішній тиск в період введення свердловини в експлуатацію. Внутрішній тиск визначається за формулою: Рв z = P ПЛ L - 10 6 × q В × (L - Z) при 0 ≤ Z ≤ L, (2.70) де Рв z - внутрішній тиск на глибині Z, МПа; P ПЛ L - пластовий тиск на глибині L, МПа; Z - глибина положення точки для якої визначається внутрішній тиск, м. При Z = 0: Рву = 28,5 - 10 -6 × 0,76 × 10 4 × (2825 - 0) = 7,03 МПа; при Z = 2850: Р BL = 28,5 - 10 -6 × 0,76 × 10 4 × (2825 - 2825) = 28,5 МПа; б). Визначається внутрішній тиск після закінчення експлуатації. Р BZ = 0 при 0 ≤ Z ≤ Н. Р BZ = 10 -6 × q В × (Z - H) при H ≤ Z ≤ L, (2.71) При Z = H = 2590: P BH = 0. При Z = L = 2850: P BL = 10 -6 × 0,76 × 10 4 × (2825 - 2590) = 1,02 МПа. Будуються епюри внутрішніх тисків АВС і ДЕ відповідно розрахованим значенням. Епюра внутрішніх тисків зображена на рис.2.3 Розраховується зовнішні тиску для обсадної колони. а). Знаходиться зовнішній тиск в не зацементованої зоні за формулою: Р Н Z = 10 -6 × q Р × Z при 0 ≤ Z ≤ h, (2.72) де Р Н Z - зовнішній тиск на глибині Z, МПа; Z - глибина положення точки для якої визначається зовнішній тиск, м. При Z = 0: Р Н Z = 0. При Z = h = 400м: Р Hh = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 = 4,32 МПа. б). Знаходиться зовнішнє тиск у зацементованої зоні за формулою: в інтервалі, закріпленому попередньої колоною: Р Н Z = 10 -6 × h × q Р +10 -6 × h × q ГС × (Z - h) при h ≤ Z ≤ L 0, (2.73) При Z = h = 400м: Р Hh = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 +10 -6 × 1,01 × 10 4 × (400 - 400) = 4,32 МПа. При Z = L 0 = 600м: Р HL 0 = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 +10 -6 × 1,01 × 10 4 × (600 - 400) = 6,34 МПа. в інтервалі відкритого стовбура з урахуванням пластового тиску за формулами: Р Н Z = Р HL 0 + ((Р ПЛ S 1 - P HL 0) / (S 1 - L 0)) × (Z - L 0) при L 0 ≤ Z ≤ S 1, (2.74) Р Н Z = Р ПЛ S1 + ((Р ПЛ S1-P HL0) / (L - S 1)) × (Z - S 1) при S 1 ≤ Z ≤ L, (2.75) Р HL 0 - зовнішній тиск на глибині L 0, МПа; Р ПЛ S 1 - зовнішній тиск на глибині S 1, МПа; За формулою (2.74): При Z = L 0 = 600м: Р HL 0 = 6,34 МПа; При Z = S 1 = 2770м: Р HS 1 = 27,9 МПа; За формулою (2.75): При Z = S 1 = 2390м: Р HS 1 = 27,9 МПа; При Z = L = 2850м: Р HL = 28,5 МПа. в). Знаходиться зовнішній тиск з урахуванням тиску складеного стовпа тампонажного і бурового розчинів по всій довжині свердловини на момент закінчення цементування за формулою Р Н Z = 10 -6 × q × Z при 0 ≤ Z ≤ h. (2.76) При Z = 0: Р Н Z = 0. При Z = h = 400м: Р Hh = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 = 4,32 МПа. Р Н Z = 10 -6 × (h × q Р + q Ц × (Z - h) при h ≤ Z ≤ L. (2.77) При Z = h = 400м: Р Hh = 10 -6 × (1,08 × 10 4 × 400 +1,83 × 10 4 × (400 - 400)) = 4,32 МПа. При Z = L = 2825м: Р Hh = 10 -6 × (1,08 × 10 4 × 400 +1,83 × 10 4 × (2825 - 400)) = 49 МПа. Будується епюра зовнішніх тисків ABCDE і ABF відповідно до розрахункових значень. Епюра зовнішніх тисків зображена на рис.2.4 Розраховується надлишкове зовнішній тиск для обсадної колони. а) Визначається надлишкове зовнішній тиск на момент закінчення цементування за формулами: 1.12.2.1 = 10 -6 × q Р × Z при 0 ≤ Z ≤ h. (2.78) При Z = 0: Р Н Z = 0. При Z = h = 400м: Р H І h = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 = 0 МПа. Р НИ Z = 10 -6 × ((q Ц - q Р) × Z - (q Ц - q Р) × h) при h ≤ Z ≤ L. (2.79) При Z = L = 2825м: Р НИ Z = 10 -6 × ((1,83 × 10 4 - 1,08 × 10 4) × 2825 - (1,83 × 10 4 - 1,08 × 10 4) × 400) = 18,1 МПа. б) Визначається надлишкове зовнішній тиск для процесу випробування колони на герметичність зниженням рівня: в незацементованого зоні за формулою: Р НИ Z = 10 -6 × q Р × Z при 0 ≤ Z ≤ h. (2.80) При Z = 0: Р НИ Z = 0. При Z = h = 400м: Р H І h = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 = 4,32 МПа. в зацементованої зоні за формулою: Р НИ Z = Р Н Z - 10 -6 × q В × (Z - Н) при Н ≤ Z ≤ L. (2.81) При Z = L 0 = 600м: Р H І L 0 = Р HL 0 = 6,34 МПа; При Z = S 1 = 2770м: Р H І S 1 = 27,9-10 -6 × 1,0 × 10 4 × (2770 - 2250) = 22,7 МПа; При Z = L = 2825м: Р H І L = 28,5-10 -6 × 1,0 × 10 4 × (2825 - 2250) = 22,75 МПа. в) Визначається надлишкове зовнішній тиск при освоєнні свердловини: в незацементованого зоні за формулою (2.80): При Z = 0: Р НИ Z = 0. При Z = h = 400м: Р H І h = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 = 4,32 МПа. в зацементованої зоні за формулою (2.81): При Z = L 0 = 600м: Р H І L 0 = Р HL 0 = 6,34 МПа. При Z = S 1 = 2770м: Р H І S 1 = 27,9-10 -6 × 1,0 × 10 4 × (2770 - 1830) = 18,55 МПа. При Z = L = 2825м: Р H І L = 28,5-10 -6 × 1,0 × 10 4 × (2825 -1830) = 18,6 МПа. г) Визначається надлишкове зовнішній тиск після закінчення експлуатації свердловини: в незацементованого зоні за формулою (2.80): При Z = 0: Р НИ Z = 0. При Z = h = 400м: Р H І h = 10 -6 × 1,08 × 10 4 × 400 = 4,32 МПа. в зацементованої зоні за формулою (2.81): При Z = L 0 = 600м: Р H І L 0 = Р HL 0 = 6,34 МПа. При Z = S 1 = 2770м: Р H І S 1 = 27,9-10 -6 × 0,95 × 10 4 × (2770 - 2590) = 26,2 МПа. При Z = 2825м: Р H І Z = 28,5-10 -6 × 0,95 × 10 4 × (2825 - 2590) = 26,3 МПа, при Р HZ = Р ПЛ Z. При Z = 2770м: Р H І Z = 28-10 -6 × 0,95 × 10 4 × (2770 - 2590) = 26,2 МПа, при Р HZ = = 10 -6 × q ГС × Z. При Z = L = 2850м: Р H І L = 28,7-10 -6 × 0,95 × 10 4 × (2825 -2590) = 26,3 МПа, при Р HL = 10 -6 × q ГС × L. Епюри зовнішніх надлишкових тисків будуються для періодів, коли зовнішні надлишкові тиски досягають максимальних значень (випробування колони на герметичність зниженням рівня і період закінчення експлуатації свердловини). Будуються епюри ABCDE ABCD I GG I F відповідно розрахованим значенням зовнішніх надлишкових тисків для періодів випробування колони на герметичність зниженням рівня і кінця експлуатації свердловини, рис.2.5 Розраховується надлишкове внутрішній тиск при випробуванні обсадної колони на герметичність зниженням рівня в один прийом без пакера. а). У незацементованого зоні внутрішнє надлишковий тиск визначається за формулою: Р ВІ Z = Р ВП - 10 -6 × (q Р - q Ж) × Z при 0 ≤ Z ≤ h, (2.82) де Р ВП - мінімальний тиск опресування, МПа (Р ВП = 12,5 МПа (див. табл.2.1 [12]). При Z = 0: Р ВІ Z = 12,5 МПа. При Z = h = 400м: Р ВІ h = 12,5 - 10 -6 × (1,08 - 1,0) × 10 4 × 400 = 12,18 МПа. б). У зацементованої зоні внутрішнє надлишковий тиск визначається за формулою: Р ВІ Z = Р ВП + 10 -6 × q Ж × Z - Р РЛ Z при 0 ≤ Z ≤ h. (2.83) При Z = L 0 = 600 м: Р ВІ L 0 = 12,5 +10 -6 × 1,0 × 10 4 × 600 - 6,34 = 12,16 МПа. При Z = S 1 = 2770 м: Р ВІ S 1 = 12,5 +10 -6 × 1,0 × 10 4 × 2770 - 27,9 = 12,3 МПа. При Z = L = 2825м: Р ВІ L = 12,5 +10 -6 × 1,0 × 10 4 × 2825 - 28,5 = 12,25 МПа. Будується епюра внутрішніх надлишкових тисків ABCDE рис.2.6 Конструкція обсадної колони характеризується: типом труб (їх з'єднань), зовнішнім діаметром обсадних труб, товщиною стінок, а також матеріалом труб (групою міцності). Сконструйована колона повинна забезпечити міцність на розрахункові види навантажень у всіх перетинах і в теж час мати мінімальної, економічно доцільною матеріаломісткістю для даних умов. Діаметр колони було визначено раніше і становить 146 мм. Для комплектування обсадної колони діаметром 146 мм приймаються обсадні труби муфтового з'єднання з різьбленням трапеціїдальной профілю типу ОТТМ за ГОСТ 632 - 80 виконання "А", група міцності сталі - "Е". Основні характеристики міцності для прийнятих труб за довідковими даними наведені в табл.2.13. У даному випадку профіль стовбура свердловини - похило спрямований, тому слід враховувати вплив вигину ствола свердловини в залежності від інтенсивності викривлення. Проводиться аналіз характеристик міцності: в даному випадку навіть найменша товщина стінки труб повинна забезпечити умову: n 2 = Р ВІ / Р ВІО, (2.84) де n 2 - коефіцієнт запасу міцності на внутрішнє надлишковий тиск; Р ВІМ - найбільше внутрішнє надлишковий тиск, МПа; Р ВІ - внутрішнє надлишковий тиск при якому напруження в тілі труби досягають межі текучості, для меншої товщини стінки, МПа. n 2 = 42,9 / 12,5 = 3,4> 1,15, що припустимо [12]. На підставі цього надалі перевірку секцій на внутрішнє надлишковий тиск не проводиться. Визначаються параметри секцій за дією зовнішніх тисків, починаючи з першої секції. Розрахунок параметрів секцій обсадної колони проводимо для процесу, коли зовнішнє надлишковий тиск досягає максимальних значень. Згідно рис.2.5 зовнішні надлишкові тиску на вибої свердловини досягають значення Р НИ L = 26,3 МПа. Товщина стінки труб 1-ої секції повинна забезпечити таку міцність на зовнішнє надлишковий тиск, що задовольняє умові: Р I НІ L ≥ P H І L × n 1, (2.85) Таблиця 2.13. Основні характеристики для обсадних труб Зовнішній діаметр, м | Товщина стін-ки, мм | Критичні тиску, МПа | Розтягуючі навантаження, при яких напруження в тілі труби досягають межі текучості, кН | Внутрішні тиску, за яких напруження в тілі труби досягають межі текучості, МПа | Страгивает навантаження для з'єднань труб, кН | Вага 1 м труби, кН | 0,146 |
| 6,5 7,0 7,7 8,5 9.5 10.7 | - 27,7 34,2 41,6 50,7 61,0 | - 983 1118 1245 1418 1598 | 42,9 46,2 50,8 56,1 62,7 70,6 | 931 1019 1147 1294 1480 1696 | 0,226 0,243 0,265 0,290 0,321 0,358 |
Р I НІ L ≥ 26,3 × 1,2 = 31,56 МПа. За табл.2.13. видно, що цьому тиску відповідає труби з товщиною стінки 7,7 мм, для яких Р 1 КР = 34,2 МПа. Довжина 1-ої секції l 1 = 110 м (60 м плюс 50 м вище покрівлі експлуатаційного об'єкта). Вага її визначається за формулою: Q i = q i × l i, (2.86) де Q i - Вага відповідної i-ої секції, кН; q i - вага 1м труби відповідної i-ої секції, кН; l i - довжина відповідної i-ої секції, кН. Q 1 = 0,265 × 110 = 29,1 кН. За епюрі (рис.2.5) знаходиться тиск Р НИ Z на рівні верхнього кінця 1-ої секції на глибині 2990 м Р НИ Z = 25,9 МПа. Наступна секція має товщину 7,0 мм для яких Р 1 КР = 27,7 МПа. Визначається значення Р КР2 для труб другої секції. З умов двовісного напруги з урахуванням розтягуючих навантажень від ваги 1-ої секції за формулою: P I КР i +1 = P КР i +1 × (1-0,3 × (Q i / Q i +1)) МПа, (2.87) де Q i - вага попередньої секції, кН; Q i +1 - розтягуються навантаження при якій напруги в тілі труби досягають межі текучості для обумовленою секції, кН; P КР i +1 - зовнішнє надлишковий тиск на глибині установки визначається секції, МПа. P I КР2 = 27,7 × (1-0,3 × (29,1 / 983)) = 27,45 МПа. Глибина узвіз 2-ої секції приймається рівною 2990 м. Товщина стінки труб 2-ої секції приймається 7,0 мм. Оскільки зовнішні надлишкові тиски до гирла продовжують зменшуватися, то труби з даною товщиною стінки їх витримають. Подальший розрахунок проводиться з умови міцності на Страгивает навантаження в різьбовому з'єднанні. Довжина секції визначається за формулою: li = ([P] - Σ Q i -1) / q i м, (2.88) q i - Вага 1 м труб шуканої секції, кН; Σ Q i -1 - загальна вага попередніх секцій, кН; [P] - допустиме навантаження на розтяг, кН. Допустиме навантаження на розтяг визначається за формулою: [P] = Р СТ / n I 3 кН, (2.89) де Р СТ - Страгивает навантаження для з'єднань труб відповідної секції, кН. [P] = 1019 / 1,3 = 783,8 кН. Довжина 2-ої секції визначається за формулою (2.88): l 2 = (783,8-29,1) / 0,243 = 3105 м Приймається довжина 2-ої секції 2990. Тоді вага 2-ої секції по (2.86): Q I 2 = 2990 × 0,243 = 726,6 кН. Вага 2-х секцій становитиме Σ Q I = 29,1 +726,6 = 755,7 кН. Зведені дані про конструкцію обсадної колони наведені в табл.2.14. Таблиця 2.14 Зведені дані про конструкцію обсадної колон № п. п. секції | Група міцності | Товщина стінки, мм | Довжина секції, м | Вага, кН | Інтервал установки |
|
|
|
| секції | сумарний | 1 м труб |
| I | E | 7,7 | 110 | 29,1 | 29,1 | 0,265 | 3100 - 2990 | II | E | 7,0 | 2990 | 726,6 | 755,7 | 0,243 | 2990 - 0 |
2.12 Розрахунок параметрів цементування Розрахунок параметрів цементування проводиться за методикою викладеної в методичному посібнику "Розрахунок параметрів цементування обсадних колон" під редакцією Редутіннског Л. С [13]. Обгрунтовується спосіб цементування. Під способом цементування розуміється схема доставки тампонажний суміші в затрубний простір. Тому ознакою виділяють кілька способів цементування обсадних колон: прямий одноступінчатий, прямий двоступінчастий, манжетні, зворотний, цементування "хвостовиків" та секцій. Серед перерахованих способів цементування найкращою технологічністю володіє спосіб прямого одноступінчатого цементування, до того ж при цьому способі можна отримати найбільш високу якість роз'єднання. Тому спосіб одноступінчатого цементування завжди краще інших способів, якщо застосування останніх не викликається необхідністю по гірничотехнічних умовах. Спосіб прямого двоступінчастого цементування доцільно використовувати: При наявності зон поглинань в нижчих шарах. При наявності різко розрізняються температур в зоні підйому цементного розчину, що викликають швидке його схоплювання в нижній частині. У разі неможливості одночасного виклику на бурову великого числа цементувальних агрегатів. Використання двоступінчастого цементування дозволяє значно знизити тиск на гірські породи і запобігти їх гідророзрив. Манжетное цементування застосовують на родовищах з низькими пластовим тиском або сильно дренованих, схильних гідророзриву пластів. При даному способі виключається забруднення продуктивного горизонту, що знаходиться нижче спецмуфти, тампонажних сумішей. При зворотному цементуванні прискорюється процес доставки тампонажний суміші в затрубний простір і знижується тиск на гірські породи. Цей спосіб знаходить широке застосування при цементуванні обсадних колон, що перекривають пласти великої потужності, схильні гідророзриві при невеликих перепадах тиску, а також рекомендується для заливки колон невеликої глибини. Необхідність у цементуванні "хвостовиків" або секцій обсадних колон виникає, якщо в конструкції свердловини передбачений спуск колони у вигляді "хвостовиків" або секцій [2]. Вибираємо найпростіший, найбільш технологічний і поширений на даному родовищі і в Західному Сибіру спосіб прямого цементування, який передбачає доставку тампонажний суміші в затрубний простір через башмак обсадної колони. Проведемо розрахунок для визначення можливості одноступінчатого цементування [15]. Така можливість визначається з умови гідророзриву порід і мінімально можливого питомої ваги гельцементного розчину, тобто, можливість регулювання питомої ваги гельцементного розчину лежить в межах: q ГЦ МІН <q ГЦ <q ГЦ МАКС, (2.90) де q ГЦ МІН - мінімально можливий питома вага гельцементного розчину Н / м 3, q ГЦ МАКС - максимально можливий питома вага гельцементного розчину, при якій ще не відбудеться гідророзрив порід Н / м 3. Полегшений гельцементний розчин застосовується для зниження гідростатичного тиску на гірські породи. Практикою встановлено, що досить задовільні властивості цементного каменю виходять при полегшенні гельцементного розчину до питомої ваги q ГЦ МІН = 1,32 × 10 4 Н / м 3. Максимальна питома вага гельцементного розчину, при якій ще не відбудеться гідророзрив порід, визначається з виразу: q ГЦ МАКС = (L × q СР - h БР × q БР - h ЦР × q ЦР) / h ГЦ Н / м 3, (2.91) де q СР - допустиме середньозважене значення питомої ваги рідини за колоною, Н / м 3; h БР - відстань від гирла свердловини до рівня тампонажних сумішей в затрубному просторі, м; h ГЦ - висота стовпа гельцементного розчину, м; h ЦР - висота стовпа чистого цементного розчину, м; приймається - 550 м; q БР - питома вага чистого цементного розчину з портландцементу і може бути прийнятий 1,83 × 10 4 Н / м 3. Допустиме середньозважене значення питомої ваги рідини за колоною визначається з виразу: q СР = Р ГР / (L × [1 + λ ЗП × (V ЗП) 2 / 2 × g × (D Д - D) × К К]) Н / м 3, (2.92) де Р ГР - тиск гідророзриву порід в привибійній зоні, МПа; λ ЗП - безрозмірний коефіцієнт гідравлічних опорів в кільцевому просторі; V ЗП - швидкість руху потоку в затрубному просторі, м / с; D C - Діаметр свердловини, м; D - зовнішній діаметр обсадних колон, м; К К - коефіцієнт кавернозному. За формулою (2.92) вийде: q СР = 52,18 / (3105 × [1 +0,035 × 1,5 2 / 2 × 9,8 × (0,2159 -0,146) × 1,7]) = 1,68 × 10 4 Н / м 3 . Таким чином, з виразу (2.91) виходить: q ГЦ МАКС = (3105 × 1,68 × 10 4 - 450 × 1,08 × 10 4 - 320 × 1,83 × 10 4) / 2155 = 1,92 × 10 4 Н / м 3. Так як q ГЦ МАК C> q ГЦ МІН, то цементування обсадної колони в один ступінь можливо. При цьому значення питомої ваги гельцементного розчину може бути прийнято за (2.90) в межах 1,32 ... 1,92 × 10 4 Н / м 3. Розраховується обсяг буферної і продавочной рідин і тампонажних сумішей. Обсяг тампонажних сумішей визначається обсягом затрубного простору, що підлягає цементування, і обсягом цементного стакана. V ТС = V ЗП + V СТ м 3, (2.93) де V ЗП - обсягом затрубного простору, м 3; V СТ - обсягом цементного склянки, м 3. При цементуванні затрубного простору часто використовується тампонажних суміш різного складу. Зокрема, інтервал експлуатаційного об'єкта цементують чистим цементним розчином, а вищерозміщений інтервал - полегшеною тампонажних сумішей (гельцементом). Тоді: V ЗП = V ЗП ЦР + V ГЦ м 3, (2.94) де V ЗП ЦР - об'єм цементного розчину в затрубному просторі, м 3; V ГЦ - обсяг гельцементного розчину, м 3. Обсяг цементного розчину в затрубному просторі складе: V ЗП ЦР = p / 4 × (D Д 2 - D 2) × К К × h ЦР м 3, (2.95) де D - зовнішній діаметр обсадної колони, м; h ЦР - висота стовпа цементного розчину, м. V ЗП ЦР = 3,14 / 4 × (0,2159 2 - 0,146 2) × 1,1 × 320 = 7 м 3. Інтервал гельцементного розчину розташовується однією частиною в необсаженном стовбурі, а інший в обсаджених. Тому обсяг гельцементного розчину визначається за виразом: V ГЦ = p / 4 × [(D Д 2 - D 2) × К К × h З ГЦ + (D В 2 - D 2) × h Про ГЦ] м 3, (2.96) де h З ГЦ - висота стовпа гельцемента в необсаженном стовбурі, м; h Про ГЦ - висота стовпа гельцемента в обсаджених стовбурі, м; D В - внутрішній діаметр попередньої колони, м. За даними кавернограмм коефіцієнт кавернозному в інтервалі: 650 - 2785м К = 1,7. V ГЦ = 3,14 / 4 × [(0,2159 2 - 0,146 2) × 1,7 × 2135 + (0,2169 2 - 0,146 2) × 200] = 77,2 м 3. Обсяг цементного стакана визначається внутрішнім об'ємом обсадної колони в інтервалі від черевика до кільця "стоп" і знаходиться за формулою: V CT = p / 4 × d У 2 × h CT м 3, (2.97) де d В - внутрішній діаметр обсадної колони, м; h CT - Висота цементного склянки, м. Орієнтовну висоту цементного стакана приймається рівною 30 м, виходячи з умови 10 м на кожні 1000 м стовбура свердловини. V CT = 3,14 / 4 × 0,1306 2 × 30 = 0,4 м 3. Загальний об'єм цементного розчину складе: V ЦР = V ЗП ЦР + V CT м 3. (2.98) V ЦР = 7 + 0,4 = 7,4 м 3. Загальний обсяг тампонажний суміші: V ТС = V ЦР + V ГЦ м 3. (2.99) V ТЗ = 7,4 +77,2 = 84,6 м 3. Розраховується питома вага тампонажних сумішей. Компонентами чистого цементного розчину є цемент і вода. В якості цементу, згідно з ГОСТ 1581-96 "Портландцементи тампонажні. Технічні умови" використовуємо портландцемент тампонажний бездобавочний для помірних температур марки ПЦТ I - 100, так як полегшують добавок не потрібно, а температура на вибої свердловини становить 94 0 С. Питома вага цементу дорівнює 3,12 × 10 4 Н / м 3. Як рідина замішування використовуємо технічну воду, питома вага якої 1,0 × 10 4 Н / м 3. Вагове ставлення води до цементу в розчині описує водо-цементне відношення m = 0,5 [13, стор.14]. Вихідна формула для розрахунку питомої ваги цементного розчину: q ЦР = ((1 + m) × q Ц × q У) / (q В + m × q Ц) Н / м 3, (2.100) де q Ц - питома вага цементу, Н / м 3; q Ц - питома вага технічної води, Н / м 3. За формулою (2.13.11) знаходимо: q ЦР = ((1 +0,5) × 3,12 × 10 4 × 1,0 × 10 4) / (1,0 × 10 4 +0,5 × 3,12 × 10 4) = 1,82 × 10 4 Н / м 3. Компонентами гельцементного розчину є цемент, вода, наповнювач (глінопорошок) і наповнювач (при необхідності). В якості цементу використовуємо портландцемент тампонажний ПЦТ I - 100, з питомою вагою 3,12 × 10 4 Н / м 3, у якості рідини замішування використовуємо технічну воду, питома вага якої 1,0 × 10 4 Н / м 3. У ролі наповнювача використовуємо бентонітовий порошок з питомою вагою 2,8 × 10 4 Н / м 3. Раніше було визначено, що значення питомої ваги гельцементного розчину знаходиться в межах 1,32 ... 1,92 × 10 4 Н / м 3. За табл.3.2.1 [13, стор.17] вибирається питома вага гельцементного розчину рівної 1,53 × 10 4 Н / м 3 та приймається значення гліноцементного відносини рівним 0,33. Водо-цементне відношення знаходимо за формулою: М = 0,5 +2,2 Б, (2.101) де М - водо-цементне відношення; Б - гліноцементное ставлення. М = 0,5 +2,2 × 0,33 = 1,23. Остаточне значення питомої ваги гельцементного розчину розраховуємо за формулою: q ГЦ = (М +1 + Б) / (М / q У +1 / q Ц + Б / q Н) Н / м 3, (2.102) де q Н - питома вага наповнювача. Таким чином отримуємо: q ГЦ = (1,23 +1 +0,33) / (1,23 / 1 × 10 4 +1 / 3,12 × 10 4 +0,33 / 2,8 × 10 4) = 1,53 × 10 4 Н / м 3. Визначається потрібну кількість складових компонентів для тампонажних сумішей. Для чистого цементного розчину необхідно знайти кількість цементу і води. При прийнятому водоцементному відношенні m кількість цементу визначається наступним чином. В одному кубометрі цементного розчину міститься цементу - r Ц; води - m × r Ц, питома вага 1 м 3 розчину складає - q Р. Тоді витрата цементу на 1 м 3 розчину складе: r Ц = q ЦР / (1 + m), т / м 3. (2.103) r Ц = 3,12 × 10 4 / (1 +0,5) = 2,08 т / м 3. Витрата води на 1 м 3 розчину складе: r В = m × r Ц т / м 3. (2.104), r В = 0,5 × 2,08 = 1,04 т / м 3. Потрібне кількість цементу для приготування всього обсягу цементного розчину визначається за формулою: G Ц I = V ЦР × r Ц × K т. (2.105) Де К - коефіцієнт неминучих втрат цементу при заутворі, приймається 1,05. G Ц I = 7,4 × 2,08 × 1,05 = 16 т. Потрібне кількість води для приготування всього обсягу цементного розчину визначається за формулою: G В I = m × G Ц I т. (2.106) G В I = 0,5 × 16 = 8 т. Для гельцементного розчину необхідно знайти кількість води, цементу і наповнювача (глинопорошків). При прийнятих значеннях водоцементного і гліноцементного відносин знаходимо кількість цементу. В одному кубометрі розчину міститься: цементу - r Ц; води - М × r Ц; глинопорошків - Б × r Ц. Витрата цементу на 1 м 3 розчину складе: r Ц = q ГЦ / (1 + М + Б) т / м 3. (2.107) r Ц = 1,53 × 10 4 / (1 +1,23 +0,33) = 0,598 т / м 3. Витрата води на 1 м 3 розчину складе: r В = М × r Ц т / м 3. (2.108) r В = 1,23 × 0,598 = 0,736 т / м 3. Витрата глинопорошків на 1 м 3 розчину складе: r Н = Б · r Ц т / м 3. (2.109) r Н = 0,33 × 0,598 = 0, 197 т / м 3. Загальна кількість цементу визначається як: G Ц II = V ГЦ × r Ц × K т. (2.110) G Ц II = 77,2 × 0,598 × 1,05 = 48,5 т. Загальна кількість води визначається як: G В II = М × G Ц т. (2.111) G В II = 1,23 × 48,5 = 60 т. Загальна кількість наповнювача визначається як: G Н = Б × G Ц II т. (2.112) G Н = 0,33 × 48,5 = 16 т. На весь обсяг цементування свердловини сумарна кількість цементу складе: Σ G Ц = G Ц I + G Ц II т. (2.113) Σ G Ц = 16 + 48,5 = 64,5 т. Сумарна кількість сухого порошку (цементу та наповнювача) складе: Σ G = Σ G Ц + G Н т. (2.114) Σ G = 64,5 +16 = 80,5 т. Розраховується обсяг продавочной рідини. Продавочной рідина служить для витіснення тампонажних сумішей з обсадної колони в затрубний простір за допомогою продавочной пробки. Як продавочной рідини використовується буровий розчин, обсяг якого визначається за формулою: V ПЖ = (Σ (p × d I 2 / 4 × l I)) × K I м 3, (2.115) де d I - внутрішній діаметр відповідної секції обсадної колони; l I - Довжина відповідної секції (без урахування цементного склянки); До I - Коефіцієнт, що враховує стиснення бульбашок повітря в продавочной рідини і деформацію обсадної колони (К I = 1,03). V ПЖ = ((3,14 × 0,1306 2 / 4 × 110) + (3,14 × 0,132 2 / 4 × 2990)) × 1,03 = 43,2 м 3. Визначаємо тип і обсяг буферної рідини. Буферна рідина закачується в обсадних колон перед тампонажних сумішей і виконує наступні функції: Відокремлює в затрубному просторі тампонажних суміш від вишерасположенного бурового розчину, що перешкоджає їх змішання. В іншому випадку при змішуванні тампонажного і бурового розчинів часто утворюється важко прокачується суміш. Очищає стінки свердловини від глинистої кірки, що надалі покращує контакт цементного каменю з породою. Полегшує процес витіснення бурового розчину, забезпечуючи велику ступінь заміщення бурового розчину цементним. Застосування буферних рідин значно підвищує якість цементування. В якості буферної рідини використовується двовідсотковий водний розчин триполіфосфату натрію, питома вага буферної рідини складе 1,0 × 10 4 Н / м 3. Обсяг буферної рідини повинен забезпечити виконання перерахованих вище функцій. Практикою встановлено, що мінімально необхідна висота стовпа буферної рідини в затрубному просторі повинна орієнтовно становитиме 100 м на кожні 1000 м цементованої інтервалу. Тоді мінімальний обсяг буферної рідини складе: V БЖ МІН = p / 4 × (D Д 2 - D 2) × K × h БЖ МІН м 3. (2.116) де h БЖ МІН-мінімально необхідна висота стовпа буферної рідини, м. V БЖ МІН = 3,14 / 4 × (0,2159 2 - 0,146 2) × 1,7 × 3100/100 = 1,05 м 3 Так як q БР> q БЖ, то зі збільшенням стовпа буферної рідини знижується гідростатичний тиск і може статися викид. Тому знаходиться максимальна кількість закачиваемой в свердловину буферної рідини з умови відсутності викиду: V БЖ МАКС = p / 4 × (D Д 2 - D 2) × K × h БЖ МІАКС м 3, (2.117) де h БЖ МАКС - максимальна висота стовпа буферної рідини в затрубному просторі, м. Максимальна висота стовпа буферної рідини в затрубному просторі знаходиться за формулою: h БЖ МАКС = (10 -6 × Н × q БР - P ПЛ) / (10 -6 × (q БР - q БЖ) м. (2.118) h БЖ МАКС = (10 -6 × 2825 × 1,08 × 10 4 - 28,5) / (10 -6 × (1,08 × 10 4 - 1,0 × 10 4) = 2512 м. За формулою (2.117) знаходиться максимальний обсяг закачиваемой в затрубний простір буферної рідини: V БЖ МАКС = 3,14 / 4 × (0,2159 2 - 0,146 2) × 1,7 × 2512 = 87м 3. Номінальний обсяг буферної рідини винен знаходиться в межах між мінімальним і максимальним значеннями: V БЖ МІН <V БЖ <V БЖ МАКС м 3. (2.119) Орієнтовно номінальний обсяг буферної рідини може бути знайдений з виразу: V БЖ = p / 4 × (D Д 2 - D 2) × K × h БЖ м 3. (2.120) де h БЖ - висота стовпа буферної рідини і знаходиться за виразом: h БЖ = V × t м, (2.121) де V-швидкість висхідного потоку дорівнює 2 м / с; t - час контакту буферної рідини зі стінками свердловин рівне 600 секунд. Тоді за формулами (2.121) і (2.120): h БЖ = 2 × 600 = 1800м V БЖ = 3,14 / 4 × (0,2159 2 - 0,146 2) × 1,7 × 1800 = 61 м 3 За умовою (2.119) 1,05 <61 <87, м 3. Так як умова (2.119) виконується, то приймається обсяг буферної рідини рівним 61 м 3. Вибирається тип і кількість цементувальних обладнання. При цементуванні обсадних колон в якості основних технічних засобів використовуються цементувальні агрегати, призначені для доставки тампонажний суміші в затрубний простір, і змішувальні машини для її приготування. В якості додаткових коштів використовуються станції контролю цементування скупарі - К, блок маніфольдів, в зимовий час так само використовуються парогенераторної установка. Їх характеристики представлені нижче [14]. Установка блоку маніфольдів УМК - 70К: Максимальний тиск, МПа: в напірному колекторі 70; в роздає колекторі 2,5. Кількість відводів: на напірному колекторі 6; на роздає колекторі 8; на відхідних до гирлової голівці 2. Номінальний діаметр відводів, мм 50. Гідроманіпулятор, підйомний момент, кН · м 75. Маса, кг 16600. Парогенірірующая установка МПУ - 05/07: На базі автомобіля КамАЗ - 43101 і Урал - 4320. Продуктивність по парі, кг / год 500. Температура пари, 0 С 170. Тиск пари, МПа 0,7. Габаритні розміри, мм 8270х2500х3500. Маса не більше, кг 15100. Визначаємо тип цементувальних агрегату. Цементувальних агрегат повинен забезпечити наступне тиск: Р ЦА ≥ Р ЦГ / 0,8 МПа, (2.122) де Р ЦА - тиск, що розвивається цементувальних агрегатом, МПа; Р ЦГ - максимальний тиск на цементувальних голівці, рівне гідравлічним опорам при цементуванні обсадної колони, МПа. Максимальний тиск на цементувальних голівці можна записати у вигляді виразу: Р ЦГ = D Р ГС + Р ГД + Р СТ МПа, (2.123) де D Р ГС - гідростатичний тиск, що виникає через різниці щільності рідини усередині колони і затрубному просторі, МПа; Р ГД - тиск, необхідний для подолання гідродинамічних опорів при русі рідини усередині колони і затрубному просторі, МПа; Р СТ - додатковий тиск, що виникає при посадці продавочной пробки на кільце "стоп" (Р СТ = 2,0 МПа). Різниця тисків від складеного стовпа рідини за колоною Р ГС ЗП і всередині колони Р ГС ТР дорівнює гідростатичного тиску D Р ГС: D Р ГС = 10 -6 × (3105-450-30) × (1,53 × 10 4 - 1,08 × 10 4) = 11,6 МПа D Р ГС = Р ГС ЗП - Р ГС ТР = 10 -6 × (Lh БР-h СТ) × (q ТС-q БР) МПа. (2.124) Гідродинамічні опору Р ГД визначається сумою опорів при русі рідини усередині обсадної колони і в затрубному просторі: Р ГД = Р ГД ТР + Р ГД ЗП МПа, (2.125) де Р ГД ТР - гідродинамічні опору при русі рідини усередині обсадної колони, МПа; Р ГД ЗП - гідродинамічні опору при русі рідини в затрубному просторі, МПа. За формулою Дарсі - Вейсбаха: Р ГД ТР = 10 -6 × l ТР × q ТР × V ТР 2 / (2 × g) × L / d МПа. (2.126) Р ГД ЗП = 10 -6 × l ЗП × q ЗП × V ЗП 2 / (2 × g) × L / (D Д - D) × K МПа, (2.127) де l ТР і l ЗП - відповідно коефіцієнти гідравлічних опорів в трубах і затрубному просторі (l ТР = 0,02; l ЗП = 0,035); q ТР і q ЗП - відповідно густини прокачується рідини усередині колони і в затрубному просторі (q ТР = q БР; q ЗП = q СР), Н / м 3; V ТР і V ЗП - відповідно: швидкості руху потоку рідини всередині труб і в затрубному просторі (V ЗП = 1,5 м / с), м / с; S ЗП і S ТР - відповідно площі затрубного простору і внутрішньої порожнини труби, м 2; D З, D, d - відповідно: діаметр свердловини, зовнішній і внутрішній обсадних труб. Визначаємо швидкість руху потоку рідини в затрубному просторі за формулою: V ТР = V ЗП × S ЗП / S ТР м / с. (2.128) V ТР = 1,5 × 0,038 / 0,014 = 4,07 м / с. Таким чином, за формулами (2.126) і (2.127): Р ГД ТР = 10 -6 × 0,02 × 1,08 × 10 4 × 4,08 2 / (2 × 9,8) × 3105 / 0,132 = 4,3 МПа. Р ГД ЗП = 10 -6 × 0,035 × 1,36 × 10 4 × 1,5 2 / (2 × 9,8) × 3105 / (0,2159-0,146) × 1,7 = 1,3 МПа. За формулою (2.125): Р ГД = 4,3 +1,3 = 5,6 МПа. Таким чином, за формулою (2.123) визначається максимальний тиск на цементувальних голівці: Р ЦГ = 11,6 +5,6 +2,0 = 19,2 МПа. Необхідний тиск цементувальних агрегату визначається за (2.122): Р ЦА ≥ 19,2 / 0,8 = 24 МПа. Такий тиск забезпечить цементувальних агрегат АЦ - 32, який має такі характеристики: Корисна потужність, квт 108. Насос поршневий цементувальних НВЦ - 32. максимальний тиск, МПа 32; максимальна подача, л / с 23. Насос водяний ЦНС - 38 - 154; максимальний тиск, МПа 15; максимальна подача, л / с 10. Двигун приводу водяного насоса ГАЗ - 52А. Ємність мірного бака, м 3 6,4. Ємність баку для замішування цементу, м 3 0,25. Маса, кг 16610. Розраховується кількість цементувальних агрегатів. Кількість цементувальних агрегатів має забезпечити необхідну продуктивність закачування і продавкі тампонажних сумішей. У свою чергу необхідна продуктивність цементування задається з двох умов: З умови створення необхідної швидкості висхідного потоку в затрубному просторі; З умови заданого часу цементування. Керівні документи рекомендують при цементуванні експлуатаційних колон швидкість висхідного потоку рівну 1,8 ... 2,0 м / с. Щоб забезпечити рекомендовану швидкість, сумарна продуктивність цементувальних агрегатів повинна становити: Σ Q = S ЗП × V ВП м 3 / с, (2.129) де S ЗП - площа затрубного простору, м 2; V ВП - швидкість висхідного потоку в затрубному просторі, м / с. Σ Q = 0,038 × 1,8 = 0,0684 м 3 / с Необхідну кількість цементувальних агрегатів складе: n ЦА = Σ Q / q IV +1 (2.130) де q - продуктивність одного агрегату на швидкості, при діаметрі втулок, що забезпечують необхідний тиск, м 3 / с; 1 - резервний агрегат n ЦА = 0,0684 / 0,0145 +1 = 5,7 Приймається число цементувальних агрегатів n ЦА = 6. Виходячи з умови заданого часу цементування, знаходиться потребная сумарна продуктивність цементувальних агрегатів: Σ Q = (V ТЗ + V ПЖ) / (0,75 × T Н. СХВ - T ДОП) м 3 / с, (2.131) де V ТЗ і V ПЖ - обсяги тампонажних сумішей і продавочной рідини відповідно, м 3; T Н. СХВ - час від замішування тампонажний суміші до початку її тужавіння (для цементу ПЦТ I - 100 T Н. СХВ = 6300 с), с; T ДОП - додатковий час, необхідний для виводу змішувальної машини на робочий режим і звільнення верхньої продавочной пробки (T ДОП = 600С), с. Σ Q = (84,6 +43,2) / (0,75 × 6300 - 600) = 0,031 м 3 / с За формулою (2.130) знаходиться потрібне число цементувальних агрегатів: n ЦА = 0,031 / 0,0145 +1 = 3,07 Приймається число цементувальних агрегатів n ЦА = 4 Остаточне число цементувальних агрегатів приймається за найбільшим з отриманих значень, тобто n ЦА = 6. Вибираються змішувальні машини. Змішувальні машини (агрегати) призначені для приготування тампонажних сумішей шляхом змішування рідини замішування і твердої фази, транспортування сухого порошку, а також можуть бути використані для приготування глинистого розчину. Головними складовими елементами змішувальної машини є бункер із завантажувальним і подає шнеками і гідросмесітельная воронка. Приймається цементосмесітельная машина типу УС - 6 - 30, яка має такі характеристики: Транспортна вантажопідйомність, т 18 ... 20. Місткість бункера по сухому цементу, т 30. Об'єм бункера, м 3 20. За кількістю необхідного сухого порошку, затарюють у змішувальні машини, їх кількість визначається з виразу: n см = Σ G / G 1, (2.132) де Σ G - сумарна кількість сухого порошку, необхідного для проведення цементування, т; G 1 - вантажопідйомність однієї змішувальної машини, т. n см = 80,5 / 20 = 4,025 Приймаються n см = 5. Розрахункові дані, отримані в цьому розділі, заносяться в паспорт кріплення свердловини. Розраховується технологічний режим цементування свердловини. У процесі цементування в різні періоди часу тиск, необхідний для прокачування рідин, не залишається постійним. Звідси виникає завдання розрахунку тисків на цементувальних головки для різних етапів цементування і підбору розвиваються агрегатом тисків, тобто підбору швидкостей роботи агрегату на відповідних етапах. Роботу цементувальних агрегатів на різних швидкостях можна визначити, побудувавши графік тисків на цементувальних голівці в реальних значеннях. Так як обсяг тампонажний суміші більше внутрішнього обсягу, то на графіку виділяються три характерні точки А, Б, С, значення яких визначаються в координатах "тиск - обсяг" рис.2.7 Точка А відповідає початку закачування тампонажних сумішей (закачування буферної рідини в даному випадку не враховується). Координата "тиск" буде відповідати гідродинамічним опорам, тобто Р А ЦГ = Р ГД = 5,6 МПа. Точка Б означає, що обсадна колона заповнена тампонажних сумішей на весь обсяг. Від сюди слід, що обсяг для точки Б дорівнює внутрішньому об'єму обсадної колони V Б = V ВН = 42,4 м 3. Тиск у цій точці буде мінімальним і рівним: Р Б ЦГ = Р ГД - D Р ГС МПа (2.133) Р Б ЦГ = 5,6 - 11,6 = - 6 МПа. Точка В відповідає кінця продавкі тампонажних сумішей. Об'єм в цій точці дорівнює сумарному обсягу закачаний тампонажних сумішей і продавочной рідини: V В = V ТЗ + V ПЖ м 3 (2.134) V У = 84,6 +43,6 = 127,8 м 3. Тиск в точці В відповідає максимальному тиску в кінці продавкі (без урахування тиску для отримання сигналу "стоп"): Р В ЦГ = Р ГД + D Р ГС МПа (2.135) Р В ЦГ = 5,6 +11,6 = 17,2 МПа. Крім характерних точок виділяються також і допоміжні точки, що характеризують процес цементування з застосуванням конкретного цементувальних обладнання і зумовлений вихідними значеннями. Таких точок виділено п'ять: точка 1 відповідає початку роботи одного агрегату на IV швидкості по закачуванню в свердловину чистого цементного розчину, точка 2 відповідає початку роботи агрегатів на IV швидкості по закачуванню продавочной рідини, точка 3 відповідає початку роботи агрегатів на III швидкості по закачуванню продавочной рідини , точка 4 відповідає початку роботи агрегатів на II швидкості по закачуванню продавочной рідини, точка 5 відповідає початку роботи одного агрегату на II швидкості по продавке 2% від обсягу продавочной рідини. За графіком визначаємо обсяги тампонажних сумішей і продавочной рідини закачується при різних режимах роботи цементувальних агрегатів. При цементуванні свердловини використовуємо цементувальні агрегати АЦ-32 з діаметром втулок поршневого цементувальних насоса НВЦ-32 рівним 125 мм. Характеристика роботи агрегату, що має втулки такого діаметру наведені в табл.2.15. При розрахунку часу цементування і часу початку тужавлення тампонажних сумішей необхідно дотримання умови: Σ T + T ДОП <0,75 × T Н. СХВ сек, (2.136) де Σ T - час закачування тампонажних сумішей і продавочной рідини. Час закачування порції тампонажних сумішей на певній швидкості роботи цементувальних агрегату визначається за формулою: T ТС = V TC IV / (q IV × n IV) сек, (2.137) де V TC IV - обсяг тампонажних сумішей закачиваемой на IV швидкості ЦА; n IV - число одночасно працюючих агрегатів. Таблиця 2.15 Характеристика роботи агрегату АЦ - 32 з діаметром втулок поршневого насос НВЦ-32 рівним 125 мм Швидкість наоса | Продуктивність насоса Q, л / с | Робочий тиск, МПа | I | 2,3 | 24 | II | 4,3 | 19 | III | 8,1 | 10 | IV | 14,5 | 6 |
Розраховується кількість застосовуваних агрегатів на кожному етапі цементування і заноситься в табл.2.16. Таблиця 2.16 Режими роботи цементувальних агрегатів Вид рідини
| Об'єм, м 3
| Число агрегатів
| Швидкість агрегату
| Час закачування, сек
| Буферна | 61 | 5 | IV | 842 | Тампонажний (Гельцемент) | 77,2
| 5 | IV | 1065 | Тампонажний (Цементний розчин) | 7,4
| 1
| IV
| 510
| Продавочной
| 2,2 14,2 26,8 0,9 | 4 4 4 1 | IV III II II | 38 438 1558 210 |
За умовою (2.136): 1065 +510 +38 +438 +1558 +210 +600 <0,75 × 6300 4419 <4725 Умова виконується, отже розрахунок проведено правильно і режими роботи цементувальних агрегатів обрані точно. 2.13 Технологія спуску обсадних колон і цементування Спуск обсадної колони - дуже відповідальна операція. До початку спуска повинні бути закінчені всі дослідницькі та вимірювальні роботи в свердловині, ретельно перевірено стан бурового обладнання та інструменту, відповідність вантажопідйомності вишки і талевої системи вазі підлягає спуску колони, підготовлений стовбур свердловини. За кілька днів до спуску колони на бурову завозяться обсадні труби, елементи технологічної оснастки і необхідний додатковий інструмент, ретельно перевірені і випробувані на базі, а так само спеціальну змазку для забезпечення герметичності різьбових з'єднань при найбільш високих температурах, можливих у свердловині. На буровій обсадні труби знову оглядають, перевіряють овальність жорсткими подвійними шаблонами відповідних діаметрів; труби, пошкоджені при транспортуванні і з підвищеною овальністю, відбраковують, а придатні сортують по групах міцності, товщині стінок і видам різьбових з'єднань і укладають на стелажі в порядку, протилежному визначеності спуску їх у свердловину. При укладанні кожну трубу нумерують, вимірюють її довжину; номер труби, її довжину і наростаючу довжину колони записують у спеціальний журнал. За даними каверни - і профілеграмм виявляють ділянки звужень ствола свердловини, а по інклінограммам - ділянки різкого викривлення. Ці ділянки ретельно опрацьовують новими долотами зі швидкістю не більше 35 - 40 м / год і розширюють до номінального діаметра. При опрацюванні доцільно застосовувати ту ж компоновку низу бурильної колони, яку використовували для буріння останнього інтервалу свердловини, особливо якщо умови буріння складні - калібрують: спускають бурильну колону, вниз якої має приблизно таку ж твердість, як і підлягає спуску обсадна колона, і стежать за успішністю проходження такого компонування до забою. Якщо спостерігаються посадки чи затяжки, стовбур опрацьовують з дещо меншою швидкістю. Після закінчення калібрування свердловину ретельно промивають протягом одного-двох циклів циркуляції. При опрацюванні застосовують промивну рідину з мінімальним показником фільтрації, низькими значеннями статичного і динамічного напружень зсуву та пластичної в'язкості, а також з хорошими мастильними характеристиками. При підйомі бурильної колони після опрацювання або калібрування вимірюють її довжину і уточнюють довжину свердловини; при цьому треба враховувати, що дійсна довжина свердловини більше сумарної виміряної довжини піднятих з неї бурильних труб на величину подовження колони. До спуску колони приступають відразу ж, як тільки закінчений підйом бурильних труб після промивання свердловини [15]. Обсадних колон спускають за допомогою механізованих клинів і одного елеватора. ВНІІКРнефть рекомендує підтримувати середню швидкість спуску кожної труби експлуатаційної колони не більше 1 м / с, а нижче черевика кондуктора - не більше 0,4 м / с. При спуску колони потрібно контролювати повноту її заповнення промивної рідиною через зворотний клапан, стежачи за об'ємом рідини, яка витікає зі свердловини, і навантаженням на гаку. Після спуску кожних 500 ... 800 м труб необхідно робити проміжні промивання, щоб освіжити рідину в свердловині, видалити скупчився шлам і зменшити небезпеку газування. Після закінчення спуску колону залишають підвішеною на талевої системі, а свердловину ретельно промивають, при цьому колона не повинна упиратися в забій [16]. Перед початком цементування змонтовану обв'язку лінії високого тиску агрегатів піддають гідравлічної опрессовке тиском, величина якого в 1,5 рази перевищує максимально очікуване тиск при цементуванні. Розстановку і обв'язку цементувальних обладнання здійснюють за одним із варіантів типів схем. Цементувальні агрегати в межах майданчика бурової необхідно розташовувати горизонтально, мірними місткостями до бурової і по можливості ближче до гирла свердловини. Закачування зачиняються розчину в свердловину починається лише після стабілізації режиму роботи цементосмесітельних машин. Після закінчення промивання свердловини на верхній кінець обсадної колони навертається спеціальна цементувальних голівка, у нашому випадку ГУЦ 140-146х400-1, розрахована на максимальний тиск 40 МПа, бічні отвори якої за допомогою трубопроводів з'єднують з цементувальних агрегатами. Потім всередину колони закачують буферну рідину, тампонажний суміш, розділову пробку і продавочной рідина. Необхідно виконувати такі контрольні операції: здійснювати заміри щільності тампонажних розчинів за допомогою ареометрів; заміряти тиск, що розвивається агрегатами і контролювати їх з допомогою манометрів високого тиску; визначати поточний обсяг закачиваемой в свердловину рідини; візуально контролювати характер циркуляції на гирлі свердловини. Як тільки пробка сяде на ЦКОД і зупиниться, тиск почне різко зростати. Це служить сигналом для припинення закачування продавочной рідини; всі крани на цементувальних голівці закривають, а свердловину залишають в спокої на термін необхідний для перетворення тампонажного розчину в камінь. Величина тиску "стоп" повинна перевищувати максимальне значення тиску в кінці цементування на 2, 0 - 2,5 МПа і становити не більше 80% від тиску обпресування обсадних труб перед спуском у свердловину [16]. Після утворення в заколонного просторі цементного каменю з достатньою міцністю виконують такі роботи: Через приблизно добу, але не раніше строку закінчення тужавіння, стравлюють надлишковий тиск у обсадної колони і в заколонного просторі, якщо воно збереглося до цього; Визначається положення покрівлі цементного каменю в заколонного просторі і оцінюють якість цементування (повноту заміщення промивної рідини тампонажним розчином, наявність контакту між обсадної колоною і каменем, каменем і стінками свердловини) за допомогою акустичного каротажу; Шляхом обпресування перевіряється герметичність обсадної колони, колоною головки і зацементувати заколонного простору. Продавочной рідину в колоні попередньо замінюється на воду. При опрессовке внутрішній тиск в будь-якому перетині колони має не менш ніж на 10% перевищувати найбільшу очікуване тиск у період випробування, освоєння або експлуатації свердловини. Колону визнають герметичною в тому випадку, якщо після заміни продавочной рідини водою не спостерігається переливу рідини і виділення газу на гирлі і якщо в період витримки колони під тиском останнім протягом 30 хвилин знижується не більше ніж на 0,5 МПа Всі розрахункові дані та заходи, передбачені проектом під час кріплення свердловини, заносяться в паспорт. Паспорт на кріплення свердловини 1136 куща 38 Ігольско-Талове родовища експлуатаційною колоною 146 мм. Дані про свердловині і завдання на її кріплення. 1. Вибої свердловини 3105 м. 2. Глибина спуску колони 3100 м. 3. Глибина спуску кондуктора діаметром 0,245 м 650 м. 4. Номінальний діаметр стовбура свердловини 0,2159 м. 5. Параметри бурового розчину: згідно ГТН. 6. Максимальне очікуване пластовий тиск на глубіне3105 м 28,5 МПа 7. Максимальне очікуване тиск у колоні на гирлі при цементуванні Р = 24 МПа 1. Підготовчі роботи перед спуском колони. 1.1 Підготувати, завезти на бурову і укласти в порядку спуску в свердловину необхідну кількість обсадних труб (по п.2 1), спресованих тиском 25МПа і додатково (з урахуванням 3% запасу на випадок відбракування) 90 метрів труби типу 146-Е -7, 0 ОТТМА (ГОСТ 632-80). Відповідальні БПО БР. 1.2 Завезти на бурову і підготувати до спуску елементи технологічної оснастки експлуатаційної колони: Черевик БК - 146, шт.1 Зворотний клапан ЦКОД - 146, шт.1 Ліхтарі ЦЦ - 2 - 146, шт.11 Турбулізатор ЦТ - 146, шт.5 Скребок СК - 146, шт.10 Відповідальні БПО БР. 1.3 Завезти на бурову необхідну кількість тампонажних матеріалів: Тампонажниі портландцемент ПЦТ-100 145т. Бентоніт 41 т. Попередньо провести лабораторні дослідження. Затарити змішувальну техніку згідно таблиці: Кількість УС-6-30 | Цементу на один УС-6-30, т | Бентоніт, т | 4 1 | 12,125 16 | 4 0 | 5 | 64,5 | 16 |
Відповідальні: БПО, ЛГР, ЦТР 1.4 Підготувати до роботи тампонажних техніку: цементувальні агрегати АЦ32, ед.6 змішувальні машини УС-6-30, ед.5 блок маніфольдів УБМ-70К, од. 1 парагенерірующая установка МПУ - 05/07, ед.1 Відповідальні: ЦТР. 1.5 До початку спуску колони заміряти довжину кожної обсадної труби очистити різьблення. Відповідальний буровий майстер. 1.6 Перевірити стан вишки, бурового устаткування, КВП, превенторів. Відповідальні: механік ПРЦБО, буровий майстер. 1.7 Забезпечити на буровій запас обробленого бурового розчину в обсязі 120 м З і 100м З технічної води (температура води в зимовий час року +30 - +40 градусів). Відповідальний буровий майстер. 1.8 Після проведення комплексу ПГИ стовбур свердловини шаблоніровать компонуванням останнього довбання, місця посадок і затягувань пропрацювати до вільного ходіння інструменту. Промивка на забої 1,5 - 2 цикли до вирівнювання параметрів бурового розчину згідно ГТН. Проміжок часу від останньої промивки на забої до початку спуску колони не повинен перевищувати 16 годин. Якщо умова не виконується, то проводиться повторне шаблонування з промиванням на вибої. Відповідальний буровий майстер, технолог бурової бригади. 1.9 Провести інструктаж бурової бригади за правилами виконання робіт при спуску колони, призначити відповідальних за контрольний шаблонування труб і змащення різьбових з'єднань. Відповідальний буровий майстер. 2. Спуск обсадної колони. 2.1 Спуск обсадних труб здійснюється в наступному порядку: Інтервал спуску, м | Довжина секції, м | Тип обсадної труби | Діаметр шаблону, м | Вага секції, кН | Сумарний вага колони, кН | 3100 - 2990 | 110 | 146-Е 7, 7 ОТТМА | 0,1276 | 29,1 | 29,1 | 2990 - 0 | 2990 | 146-Е 7,0 ОТТМА | 0,131 | 726,6 | 755,7 |
2.2 Контроль за дотриманням порядку спуску труб, шаблонування і довжиною колони покладається на бурового майстра. 2.3 Типи та глибини установки елементів технологічної оснастки обсадної колони, м: башмак БК - 146 3100 зворотний клапан ЦКОД - 146 3070 Ліхтарі ЦЦ-2-146 - встановлюються: в інтервалі продуктивного пласта, 30 м вище і 30 м нижче через 10м; 3 шт. в черевику кондуктора і 1 на верхню трубу на гирлі. Шкребки - над і під інтервалом перфорації на ділянках довжиною 5 м через 0,5 м; Турбулізатори - в інтервалі продуктивного пласта, 5м вище і 5м нижче через 5 м. 2.4 згвинчення обсадних труб проводити ключем АКБ. 2.5 Як ущільнювачі різьбових з'єднань обсадних труб використати змащення Р - 402. При згвинчення мастило повинна бути рясно нанесена на різьбові і ущільнювальні поверхні ніпеля і муфти з розрахунку покриття не менше 3 / 4 довжини з'єднання рахуючи від його торця. 2.6 Швидкість спуску колони: до глибини 670м не більше 1 м / с, нижче - 0,4 м / с. Не допускати величини спорожнення колони більше 300 м. 2.7 Проміжну промивку проводити на глибині 900 і 2400 м не менше 37 і 66 хвилин при продуктивності бурових насосів 29 л / сек, промивка на вибої не менше двох циклів. 2.8 При виникненні поглинань в процесі спуску колони відновлення циркуляції слід проводити при мінімально можливу подачу насоса або цементувальних агрегату. 3. Цементування експлуатаційної колони. 3.1 потрібні для роботи цементувальних техніку та обладнання розставити і обв'язати у відповідності до типової схемою зробити гідравлічну опресовування тиском 30 МПа. Відповідальний: ЦТР. 3.2 Здійснити операції з цементування обсадної колони в такій послідовності: закачати в колону 61 м3 буферної рідини (розчин технічної води і 420 кг ТПФН); зачинити і закачати в свердловину гельцементний розчин щільністю 1,53 г \ см 3 з 64,5 т тампонажного портландцементу і бентоніту, цементний розчин щільністю 1,82 г / см З з 16 т тампонажного портландцементу ПЦТ I - 100. Пустити продавочной пробку і продавити цементний розчин буровим розчином у кількості до отримання моменту "стоп", стравити тиск і залишити свердловину на ОЗЦ 24 години. Загальне керівництво роботами по кріпленню свердловини експлуатаційною колоною покладається на ведучого інженера з ЗР. Розрахунок цементування. Обсяг гельцементного розчину густиною 1,53 г \ см 3 V гц = 64,5 м 3. Обсяг цементного розчину густиною 1,82 г \ см 3 V ц = 7,4 м 3. Кількість гельцементной суміші МГц = 77,2 т. Кількість чистого цементу Мц = 16 т. Обсяг продавочной рідини: V ПР = 43,2 м З Розрахунок експлуатаційної колони. Коефіцієнт запасу міцності на розтягуючі навантаження: КСТР = 1, 19. Коефіцієнт запасу міцності на зминання: Ксм = 1,146. 2.14. Освоєння свердловини Заключний технологічний етап при бурінні експлуатаційних та розвідувальних нафтових і газових свердловин пов'язаний з освоєнням продуктивних горизонтів. Від якісної реалізації технології освоєння залежить подальша ефективність об'єкта експлуатації. У комплекс робіт з освоєння входять: вторинне розтин пласта, вибір способу виклику припливу із шару і, при необхідності, методів активного впливу на привибійну зону з метою усунення шкідливого впливу на продуктивний пласт процесів буріння при розтині та інтенсифікації припливу [17]. 2.14.1 Вторинне розкриття пласта Вторинне розкриття пласта полягає у створенні гідравлічної зв'язку свердловини з пластом. Щоб уникнути відкритого фонтанування вторинне розтин здійснюється на репресії, величина якої складе 4 - 7% [3]. Для створення гідравлічної зв'язку в свердловинах, обсаджених експлуатаційними колонами, для розтину застосовують стріляли (кумулятивні, кульові) та гідропіскоструминна перфоратори. Перфоратори пробивають канали в продуктивному пласті через стінки обсадних труб і шар затрубного цементного каменю. В даний час кумулятивним способом здійснюють понад 90% всього обсягу перфораційних робіт. На даному родовищі вторинне розтин пласта рекомендується проводити кумулятивними безкорпусним перфораторами. Вибір виробляємо за табл.4.48 [18, табл.4.48, стор 204]. Найбільш підходящим до даних умов є стрічковий перфоратор ПКС 105Т, який має такі характеристики: Щільність перфорації, отвори / метр: Допустима 10 За один спуск 6 Максимальний інтервал перфорації за один спуск, м 30 Довжина каналу, м: σ СЖ = 45 МПа 0,275 σ СЖ = 25 МПа 0,350 Діаметр каналу, мм: У трубі 44 У породі σ СЖ = 45 МПа 12 σ СЖ = 25 МПа 14 ПКС 105Т має витягуваний стрічковий каркас, із зарядом у скляних або сіталлових оболонках. Перфоратори цього типу мають знижену термостійкість в порівнянні з корпусними перфораторами. На середніх глибинах вони мають більш високою продуктивністю і кращої пробивний здатністю, ніж інші перфоратори. При перфорації з їх використанням практично виключається засмічення свердловини осколками. Щільність перфорації приймається рівною 10 отворів / метр. Перед перфорацією гирлі обладнується малогабаритної превенторной установкою типу ППМ 125х25, розробленої інститутом ЗапСібБурНІПІ і виготовляється заводом "Тюменьбурмаш" (ВАТ "Грім"). Так як первинне розтин продуктивного пласта здійснюється з буровим розчином на водяній основі, то застосування в якості перфораційною рідини нафти і нафтопродуктів призведе до утворення в'язкої водонафтової емульсії, яка буде перешкоджати руху флюїду до привибійній зоні свердловини і сприяти зниженню коефіцієнта відновлення проникності. Тому як перфораційною рідини пропонується використовувати сольовий розчин, застосування якого набуло широкого поширення на Ігольско-Талове родовищі. 2.14.2 Виклик притоку з пласта Щоб одержати приплив з продуктивного горизонту, необхідний тиск у свердловині знизити значно нижче пластового. Існують різні способи зниження тиску, засновані або на заміні важкої промивної рідини на більш легку, або на плавному або різкому зниженні рівня рідини в експлуатаційній колоні [17]. Перед початком виклику припливу гирлі свердловини обладнується фонтанною арматурою (АФ). Технологією виклику припливу передбачається застосування насосно-компресорних труб (НКТ) діаметром 73 мм а робочий тиск на гирлі не перевищує 21 МПа, то проектується застосування фонтанної арматури АФ1-65х21ХЛ. Останнім часом проглядається потреба переходу до технологій освоєння свердловин в бік ресурсозберігаючих і завдають мінімальної шкоди навколишньому середовищу методів роботи на свердловині. Найбільш повно цьому процесу відповідає освоєння свердловин за допомогою поршневого витіснення - свабірованія. У класичному вигляді свабірованіе являє собою процес періодичного спуску поршневого вузла (Свабі) під динамічний рівень рідини глушіння в НКТ і подальшого його підйому. Спуск і підйом Свабі проводиться за допомогою каротажного підйомника (ПКС-5) на геофізичному кабелі. Глибина занурення Свабі під рівень рідини, з міркування допустимого зусилля навантаження у вузлі закладення троса, що досягає 3 тонни, не перевищує 500 ... 550 м. Так як Свабі має гнучку зв'язок з гирловим обладнанням, то на останніх циклах свабірованія до нього можна приєднати реєструючі прилади (манометр, термометр, витратомір, пробовідбірник і т.д.) і поєднати процес дослідження свердловини зі стадією зниження рівня рідини, що також значно скорочує робочий час. Крім того, геофізичний кабель створює електричний зв'язок з приладом, а це передбачає не тільки реєстрацію, але й контроль за моментом початку припливу і, таким чином, своєчасно припинити свабірованіе і цілком переключитися на процес дослідження свердловини, а також отримати якісну глибинну пробу і відомості про гідродинамічних характеристик пласта. При освоєнні проектної свердловини планується застосування удосконаленої технологічної схеми свабірованія з використанням вітчизняного обладнання. Для того, щоб використовувати вітчизняні лубрикатори, що мають довжину не перевищує 2 м, необхідно мати Свабі з регульованою поперечної геометрією, що дозволяє при спуску виключити тертя між його елементами ущільнювачів і внутрішньою стінкою НКТ, що значно зменшує масу вантажу, а значить, і загальну довжину свабового вузла. Принципово новий технологічний процес являє собою спуск в свердловину НКТ, до складу яких входять пакерний вузол гідравлічного дії і зворотний клапан. При досягненні заданої глибини спуску НКТ створюється надлишковий тиск, що приводить в дію пакерний вузол. На фонтанної арматури монтується лубрикатор і далі виконуються операції відповідно до класичної технологією свабірованія, але так як затрубний простір свердловини ізольовано пакером, то для того, щоб знизити рівень рідини в НКТ на 1000 м, досить витіснити 3 ... 4 м робочої рідини, для чого необхідно зробити не більше двох-трьох циклів свабірованія Зміна поперечних розмірів Свабі відбувається шляхом подачі енергії з геофізичного кабелю, або (при порушенні внутрішнього гідродинамічного стану Свабі) при спуску його до розрахункової глибини, при якій ущільнювальні елементи Свабі повністю перекриють внутрішній перетин НКТ. Звідси виникає додаткова можливість дослідити свердловину не тільки в режимі припливу, але і в закритому режимі, коли в подпакерном просторі відбувається відновлення вибійного тиску до пластового. У цьому випадку можливе отримання інформації про стан пріскважінной зони і промислово-добивних параметрах продуктивного пласта, які неможливо отримати без застосування спеціального випробувального устаткування. Конструкції Свабі другого покоління і відпрацювання окремих елементів технології свабірованія спільно з пакерним вузлом має суттєві переваги: забезпечується повна безпека процесу освоєння свердловини за рахунок ізоляції внутрішнього її простору лубрикаторних вузлом; час, що витрачається на проведення одного зниження рівня рідини в свердловині, в 1,5 ... 2, 0 рази менше, ніж при компресування; число необхідного устаткування скорочується вдвічі; багаторазово зменшується споживання паливно-енергетичних ресурсів; значно скорочується антропогенний вплив на навколишнє середовище за рахунок зменшення числа робочого персоналу та скорочення часу на освоєння і дослідження свердловин. 2.15 Вибір і обгрунтування бурової установки, її комплектування Розрахунок режимів СПО і оснащення талевої системи Центральною ланкою бурового комплексу є бурова установка. При виборі бурової установки необхідно враховувати ряд основних факторів: глибина буріння, допустиме навантаження на гаку, електрофіцірованность району робіт, мета буріння. З огляду на конкретні умови буріння, а саме те, що площа ведення бурових робіт заболочена і буріння ведеться з кущових майданчиків, район забезпечений електроенергією і глибина буріння свердловин не перевищує 3200 м, обирається бурова установка типу БО 3200/200 ЕК-БМ. Згідно вимоги викладеним в [19] бурова установка повинна відповідати ГОСТ 16293-82, при цьому також повинні виконуватися наступні умови: [Gкр] / Qбк> 0,6; (2.138) [Gкр] / QОБ> 0,9; (2.139) [Gкр] / Qпр> 1, (2.140) де Gкр - допустиме навантаження на гаку, тс; Qок - максимальна вага бурильної колони, тс; QОБ-максимальна вага обсадної колони, тс; Qпр-параметр ваги колони при ліквідації прихвата, тс. Максимальна вага бурильної колони складає Q БК = 67076 кг = 67,07 тс. Максимальна вага обсадної колони складає Q ПРО = 755,7 кН = 75,57 тс. Параметр ваги колони при ліквідації прихвата визначається за формулою: Qпр = k × Q мах тс, (2.141) де k - Коефіцієнт збільшення ваги колони при ліквідації прихвата (k = 1,3); Q мах - найбільшу вагу однієї з колон, тс. Qпр = 1,3 × 67,07 = 87,19 тс. За умовою (2.138): 200/67, 07 = 2,98> 0,6. За умовою (2.139): 200/75, 57 = 2,64> 0,6. За умовою (2.140): 200/87, 19 = 2,29> 1. З вищенаведених розрахунків видно, що всі умови виконуються, отже, бурова установка для буріння проектованої свердловини вибрана вірно. Технічна характеристика БО 3200/200 ЕК-БМ. Умовна глибина буріння, м 3200 Допустиме навантаження на гаку, кН (тс) 2000 (200) Оснащення талевої системи 5 × 6 Висота підстави (відмітка підлоги бурової), м 8,5 Ротор Р-560 Клиновий захоплення ПКР-560 Тип бурового насоса УНБТ-950 Потужність бурового насоса, кВт 950 Буровий вертлюг УВ-250 МА1 Компресор АВШ6/10 Талевий блок УТБК-5 × 200 Бурова лебідка ЛБ-750 Об'єм ємності для доліва, м березня 1912 Корисний обсяг ємностей бурового розчину, м 3 120 Корисний об'єм ємностей для води поза ешелону, м 3 100 Відстань від осі свердловини до краю комори, м 18 Проводиться розрахунок режимів СПО. Визначається швидкість гака при різних швидкостях лебідки за формулою: V кр i = Vi / Q т м / с, (2.142) де V кр i - швидкість гака на різних передачах лебідки; Vi - i - я швидкість обертання барабана лебідки, м / с; Q т-вага талевої системи (Q тс = 10 тс = 100 кН). Для лебідки типу ЛБ-750 швидкість обертання барабана лебідки на різних швидкостях наступна: V 1 = 2 м / с; V 4 = 7,36 м / с; V 2 = 3,04 м / с; V 5 = 11,28 м / с; V 3 = 4,88 м / с; V 1 = 17,29 м / с. За формулою (2.142) V кр 1 = 2 / 10 = 0,2 м / с; V кр 4 = 7,36 / 10 = 0,736 м / с; V кр 2 = 3,04 / 10 = 0,304 м / с; V кр 5 = 11,28 / 10 = 1,128 м / с; V кр 3 = 4,88 / 10 = 0,488 м / с; V кр 6 = 17,29 / 10 = 1,729 м / с. Визначається вантажопідйомність лебідки на гаку Q Л i К, при різних швидкостях підйому Vi за формулою: Q Л i К = (N б × h) / V кр i - Q тс кН, (2.143) де N б-потужність на барабані лебідки, кВт; h - коефіцієнт корисної дії (h = 0,95). Q Л1 К = (560 × 0,95) / 0,2 - 100 = 2560 кН; Q Л2 К = (560 × 0,95) / 0,304 - 100 = 1650 кН; Q Л3 К = (560 × 0,95) / 0,488 - 100 = 990 кН; Q Л4 К = (560 × 0,95) / 0,736 - 100 = 623 кН; Q Л5 К = (560 × 0,95) / 1,128 - 100 = 371 кН; Q Л6 К = (560 × 0,95) / 1,729 - 100 = 197 кН. Визначається умовну вагу однієї свічки q за формулою q = ((Q бк + Q тс) × l) / L кН, (2.144) де l - довжина однієї свічки (l = 25 м); L - глибина свердловини по стовбуру, м. q = ((670,76 +100) × 25) / 3105 = 6,2 кН. Визначається загальна кількість свічок n за формулою n = L / l, (2.145) n = 3105/25 = 125 шт. Визначається кількість свічок, які можна підняти зі свердловини на кожній швидкості лебідки n i за формулою n i = ((Q бк + Q тс) - Q Л i - 1 К) / q. (2.146) Кількість свічок піднімаються на 6-ій швидкості лебідки: n 6 = 197 / 6,2 = 31 шт. Кількість свічок піднімаються на 5-ій швидкості лебідки: n 5 = ((670,76 +100) - 197) / 6,2 = 82 шт. Кількість свічок піднімаються на 4-ій швидкості лебідки: n 4 = ((670,76 +100) - 371) / 6,2 = 64 шт. Кількість свічок піднімаються на 3, 2, 1 швидкостях не визначається, тому що на 6, 5 і 4 швидкості можна підняти всю бурильну колону. Режими СПО наведені в табл.2.17. Табліца.2.17 Режими СПО Швидкість лебідки | Кількість піднімаються свічок, шт | 4 5 6 | 12 82 31 |
3. Допоміжні цехи і служби 3.1 Ремонтна база У результаті тривалої експлуатації бурового обладнання або при виникненні аварійних ситуацій відбувається знос або поломка бурового обладнання. Ремонтом що вийшов з ладу обладнання займається центральна база виробничого забезпечення (ЦБПО), яка поділяється на: прокатно-ремонтний цех бурового обладнання (ПРЦБО); прокатно-ремонтний цех труб і трубопроводів (ПРЦТ і Т). До складу прокатно-ремонтного цеху бурового обладнання входять комплексні бригади з проведення планово-попереджувальних ремонтів бурового устаткування, противикидного обладнання та фонтанних арматур. До складу прокатно-ремонтного цеху труб і трубопроводів входить ділянка з ремонту труб і трубопроводів. Чисельний склад бригад ремонтної бази визначається виходячи з трудомісткості робіт з технічного обслуговування. Склад ремонтної служби змінюється в залежності від робіт підприємства. З метою підвищення відповідальності робітників на своїх місцях, за кожним закріплена певна група устаткування. Капітальний ремонт крупноблочного обладнання проводиться на ремонтно-механічних заводах за разовими заявками. Поточний ремонт обладнання здійснюється слюсарями, що входять до складу бригади, що працюють на родовищі. 3.2 Енергетична база У табл.3.1 представлено відомості про електричний постачанні бурової, його джерела і характеристики лінії електропередач. Таблиця 3.1 Електропостачання Джерело електропостачання | Характеристика ЛЕП | Заявлена потужність | Наймену-вання | відстань до бурової, км | кількість одночасно працюючих установок | ЛЕП, кВ | довжина, км | транс форматорів | сумарна системи електропостачання бурової | Енерго-система | 15 | 1 | 6 | 15 | 292 | 1396,8 |
Дані про кількість споживаної енергії при підготовчих роботах, бурінні, кріпленні і випробуванні свердловини приведені в табл.3.2 Таблиця 3.2 Кількість споживаної електроенергії Найменування робіт | Норма витрати електроенергії | Кількість споживаної електроенергії, кВт × год |
| Одиниці виміру | Величина | Джерело норми | На першу свердловину куща | На наступні | Підготовчі роботи | кВт × год / добу | 4140 | ЕСН табл.49-404 | 16560 | 4968 | Буріння і кріплення | кВт × год / м | 68 | ЕСН табл.49-405 | 181832 | 181832 | Випробування в колоні з пересувною установкою | кВт × год / добу | 1520 | ЕСН табл.49-407 | 18665,6 | 18665,6 | Всього на свердловину |
|
|
| 217057,6 | 205465,6 |
3.3 Водні ресурси та водопостачання На кожному кущі, де ведеться буріння свердловин на нафту і газ для побутових потреб, а так само для технічних потреб буриться неглибока свердловина на воду, глибина і параметри якої задаються "Робочим проектом на буріння розвідувально-експлуатаційних свердловин для водопостачання" Том-3-856 , 1988р. У даному випадку водяна свердловина буриться до чеганской свити, глибиною 240 м. Свердловина артезіанська, розташована на відстані 60 м від бурової. Робоча витрата складає 6,2 м 3 / год, що цілком задовольняє потреби у воді: технічна вода 120 м 3 / добу, а решту на побутові потреби. Обсяг запасних ємностей для води становить 50 м 3. Свердловина обладнується фільтрами для очищення води, в обв'язку свердловини входить водопровід діаметром 0,05 м і довжиною 60 м. 3.4 Приготування розчину Буровий розчин для буріння свердловин готується безпосередньо на буровій з привізних матеріалів. Керівництво над приготуванням і контролем за параметрами розчину займається інженер-технолог з бурових розчинів, безпосереднім контролем за параметрами під час буріння займається лаборант-колектор, приготуванням і обробкою розчину зайнятий другий помічник бурильника. На буровій ведеться журнал, в якому лаборант-колектор веде записи про параметри бурового розчину, кількості використаних хімреагентів, з періодичністю в 2 години. Кожного тижня заповнюється паспорт якості бурового розчину, в якому позначаються основні якісні параметри бурового розчину і відправляється проба бурового розчину в лабораторію бурових і промивних розчинів. 3.5 Транспорт Транспортування вантажів і вахт наземним транспортом забезпечується управлінням технологічного транспорту УТТ. Парк УТТ складає як колісна, так і гусенична техніка. У залежності від пори року, і стану дорожнього полотна застосовується та чи інша техніка. До родовищу веде автотраса Стрежевой - Піонерні - Новий Васюган - голок з бетонним покриттям, за якою ведеться транспортування вантажів і робочого персоналу. На території родовища прокладені дороги до кущів з круглого лісу, що відібрала грунтом. У зимовий час також використовуються зимові тимчасові дороги. Транспортування працівників з Стрежевом здійснюється вертольотами Мі-8, з Томська літаками Ан-24 до вахтового селища Піонерні, а далі 250 км автотрасою з бетонним покриттям автобусами туристичного класу Кароса. 3.6 Зв'язок та диспетчерська служба Зв'язок з буровою бригадою на Ігольско-Талове родовищі здійснюється за допомогою радіостанції FM 10-164Д, яка знаходиться в культбутке містечка. У 6, 8, 12, 16,20 і 24 години бурильник працює вахти здає зведення до районної інженерно-технічну службу (РІТС), розташовану в селищі голок. Підсумок передається в центральну інженерно-технічну службу (ЦІТС), начальником зміни РІТС, засобами телефонного зв'язку. Крім цього начальник зміни РІТС приймає всі розпорядження керівництва внесенням повідомлень в журнал і доводить їх до майстра бригади, також веде диспетчеризацію служб і техніки підприємства відносяться до родовища. Зв'язується з підрядними організаціями (геофізиками, дорожніми будівельниками) і замовником (НГВУ). Відсутність простоїв у роботі багато в чому залежить від налагодженості роботи диспетчерської служби. 3.7 Культурно-побутове та медичне обслуговування Ігольско-Талове родовище розташоване на значній відстані від Стрежевом й Томська, тому роботи на буровій ведуться вахтовим методом, що працюють живуть і трудяться на куща протягом вахти (15 днів). Для комфортабельного проживання встановлюється пересувної вахтовий містечко, що складається з 6 вагончиків для проживання робітників бурової вахти, бурового майстра та інженерів-технологів, кухні-їдальні, лазні-сауни, сушарки і культбуткі. Медичну допомогу можна отримати в медпункті селища голок, в екстремальному випадку на кущ викликається спеціальна бригада швидкої допомоги на вертолітному техніці для транспортування потерпілого в лікарню м. Стрежевом, забезпечену необхідним обладнанням і висококваліфікованим персоналом. На кущі в обов'язковому порядку знаходиться медична аптечка для надання першої медичної допомоги на місці. 4. Безпека життєдіяльності 4.1 Безпека в робочій зоні Питанням охорони праці в конституції Російської Федерації відводиться особливе місце. У ній говориться, що Російська держава піклується про поліпшення умов і охорони праці, її наукову організацію про скорочення, а згодом і про повне витіснення важкої фізичної праці на основі комплексної механізації та автоматизації виробничих процесів у всіх галузях народного господарства. У нафтовій та газовій промисловості при неправильній організації праці і виробництва не дотриманні заходів із проведення свердловин можливі наступні небезпеки: Механічні травми. Ураження електричним струмом. Пожежі. Вибухи. Опіки. Також можлива поява наступних шкідливостей: Кліматичні умови. Шум. Вібрація. Освітлення. Запиленість і загазованість. Механічні травми - можливі під час СПО, падіння з висоти різних предметів, а також деталей вишки і обшивки бурової, недоліки в утриманні робочого місця, відсутність огороджень частин бурового обладнання, застосування небезпечних прийомів праці і т.д. Ураження електричним струмом - можливо через доступність дотику до струмоведучих частин, відсутності захисного заземлення, не застосування захисних засобів при обслуговуванні електроустановок. Пожежі - Виникають внаслідок взаємодії відкритого вогню з вогненебезпечними речовинами (нафта, газ і т.д.), так як територія може бути замазучена. Джерела пожежі: коротке замикання, перегрів проводки; відкритий вогонь; удар блискавки; статичну електрику. Вибухи - Можливі при: за наявності горючих речовин; наявність окислювача або середовища; наявність посудин під тиском; джерела запалювання (відкритий вогонь, коротке замикання, статична електрика). Опіки - можливі внаслідок недбалого зберігання та поводження з хімічними реагентами, відкритим вогнем і горючими матеріалами, від електричного струму. Заходи щодо усунення небезпечних і шкідливих чинників. Механічні травми. Для усунення причин виникнення механічних травм необхідно всі роботи проводити згідно [3] та [20]. Крім того, необхідно: захистити обертові частини механізмів; забезпечити машинні ключі страхувальними канатами; проводити своєчасно інструктажі з техніки безпеки. при ремонті повинні вивішуватися знаки оповіщають про проведення ремонтних робіт; весь робочий персонал повинен бути забезпечений засобами індивідуального захисту (касками, спецодягом, рукавицями і т.д.), згідно нормам:''Типові галузеві норми безплатної видачі спецодягу'', затверджених Мінпраці Росії, № 67, 16.12.97 р. проведення перевірки стану ременів, ланцюгів, тросів і їх натягу; проведення планових і непланових перевірок пускових і гальмівних пристроїв; при роботі на висоті робітник повинен бути забезпечений страховим поясом. Бурова вишка повинна бути забезпечена маршовими сходами (кут падіння їх не більше 60 °, ширина 0,7 м). Між маршами сходів слід влаштувати перехідні майданчики. Відстань між сходами по висоті не більше 25 см, вони повинні мати ухил всередину 2 ÷ 5 °. З обох сторін рівнів повинні мати планки або бортову обшивку, висотою 15 см. Підлога повинна бути зроблений з рифленого металу, що виключає можливість ковзання. Всі вантажопідйомні механізми вантажопідйомністю понад 1тонни повинні бути поставлені на облік в Держгіртехнагляд і випробувані у присутності безпосереднього начальника і представника Держнаглядохоронпраці [21]. Випробування включають в себе: зовнішній огляд; статичне випробування; динамічне випробування. У конструкції вантажопідіймальних механізмів обов'язково повинні бути передбачені системи захисту (блокування, дублювання і т.д.), які також підлягають випробуванню. Ураження електричним струмом. Попередження електротравматизму на об'єктах досягається виконанням наступних заходів: проектування, монтаж, налагодження, випробування та експлуатація електрообладнання бурових установок повинні проводитися відповідно до вимог''Правил улаштування електроустановок''(ПУЕ),''Правил експлуатації електроустановок споживачів''(ПЕЕП), затверджених Держенергонаглядом 31.03.92 р. і ' "Правил техніки безпеки при експлуатації електроустановок споживачів''(ПТБЕ), затверджених Главенергонадзором 21.12.84 р. забезпечення недоступності дотику до оголених струмоведучих частин, що знаходяться під напругою; застосування блокувальних пристроїв; застосування захисного заземлення бурової установки; застосування ізолюючих, захисних засобів (гумові рукавички, боти, інструмент з ізольованими ручками) при обслуговуванні електроустановок; допускати до роботи спеціально навчених осіб, що мають групу з електробезпеки не нижче IV. Розрахунок контуру заземлення. При розрахунку користуються схемою для розрахунку контуру заземлення представленої на рис.4.1
50мм Рис.4.1 Схема для розрахунку контуру заземлення Опір контуру на буровій R З ≤ 4 Ом. Розраховується опір одного електрода (довжина якого l = 2,5 м, діаметр d = 0,05 м, закладеного в грунт на глибину h = 1,9 м до середини електрода) за формулою: R т = 0,366 × r / l × (lg 2 × l / d +1 / 2 × lg (4 × h + l) / (4 × hl)) Ом, (4.1) де r - питомий опір грунту, Ом ∙ м ( = 70 Ом ∙ м); l - довжина електрода; h - глибина до половини електрода, м; d - діаметр електрода, м. R т = 0,366 × 70 / 2,5 × (lg 2 × 2,25 / 0,05 +1 / 2 × lg (4 × 1,9 +2,5) / (4 × 1,9-2,5 )) = 22 Ом. Необхідна кількість електродів n визначається за формулою n = (R т × η з) / (R З × η ЕТ), (4.2) де R З - допустимий опір заземлення, Ом (R З = 4 Ом); η с - коефіцієнт сезонності (η з = 2); η ЕТ - коефіцієнт екранування труб (електродів), (0,2 <η ЕТ <0,9). n = (22 × 2) / (4 × 0,55) = 20. Опір сполучної смуги за формулою R п = 0,366 × r / l п × lg (2 × l п 2 / 1 × h п) Ом, (4.3) де l п - довжина сполучної смуги, м; h п - ширина сполучної смуги, м. Довжина сполучної смуги визначається за формулою: l п = (n - 1) × 2 × l × 1,05 м, (4.4) де n - необхідна кількість електродів; l - довжина електрода, м. l п = (20 - 1) × 2 × 2,5 × 1,05 = 99,75 м. За формулою (4.3): R п = 0,366 × 70 / 99,75 × lg (2 × 99,75 2 / × 2,5 × 0,04) = 2,72 Ом. Знаходимо загальне заземлення контуру за формулою: R К = 1 / (η ЕТ / R Т × n + η ЕП / R П) Ом, (4.5) де η ЕП - Коефіцієнт екранування смуги, (η ЕП = 0,15). R К = 1 / (0,55 / 22 × 20 + 0,15 / 2,72) = 1,8 Ом <4 Ом, умова виконується. Розрахунковий опір контуру відповідає вимогам ПУЕ, так як R до = 1,8 <4 Ом. Вибухи. Щоб уникнути виникнення вибухів при виробництві бурових робіт необхідно: виключити наявність джерел займання; виключити наявність на об'єкті горючих речовин; всі посудини, що працюють під тиском, повинні бути випробувані на полуторократное тиск. Також повинні бути встановлені різні контрольно-вимірювальні прилади (манометри, датчики), захисна апаратура й таблички, що говорять про величину тиску, під яким знаходиться посудина [22]. Опіки. Для уникнення опіків від електричного вогню необхідно ізолювати всі струмоведучі частини. Для того, щоб уникнути опіків від хімічних речовин, необхідно ці речовини переміщати на візках. Щоб уникнути опіків від відкритого вогню необхідно не замазучівать спецодяг і не підходити близько до джерела вогню. Кліматичні умови. Робота на буровій пов'язана з роботою на відкритому повітрі, що призводить до захворювань робочого персоналу. Для попередження захворювань необхідно передбачити укриття робочих місць, індивідуальні засоби захисту (спецодяг), необхідні перерви в роботі. За шкідливість виплачуються компенсації. Шум. Шум на робочому місці не повинен перевищувати 85 ДБЛ і відповідати вимогам ГОСТ 12.1 003-83 ССБТ''Шум. Загальні вимоги безпеки''. Для зменшення шуму на об'єкті використовуються як індивідуальні (навушники, вкладиші, шоломи), так і колективні засоби захисту. До колективних засобів захисту відносяться: пневмоударнік, звукоізоляція і звукопоглинання, а також передбачається установка кожухів та глушників. Вібрація. Для боротьби з вібрацією на об'єкті виробляють балансування, установку амортизаторів, віброфундамент, збільшують масу підстави. При колективних засобах захисту використовують амортизаційні подушки в з'єднаннях блоків, підстав, еластичні прокладки, виброизолирующие хомути на напірних лініях бурових насосів. Як індивідуальні засоби захисту застосовуються: спеціальні виброгасящие килимки під ноги біля пультів управління різними механізмами, віброобувь і віброрукавіци. Вібрація при частоті 16 Гц не повинна перевищувати амплітуду 0 ÷ 28 мм. Вібрація повинна відповідати вимогам ГОСТ12.1 012-90 ССБТ''Вібрація. Загальні вимоги безпеки''. Освітлення. Освітлення робочих місць повинно відповідати вимогам, викладеним у СНіП 23-05-95''Природне і штучне освітлення''. Освітлення має рівномірно розподіляти яскравість, бути постійним у часі, без пульсації, мати спектр близький до природного. На буровій використовується природне і штучне освітлення, а також передбачено і аварійний. Норми освітленості на робочих місцях повинні мати такі значення: ротор - 40 лк; піл верхового робітника - 10 лк; приймальний міст - 30 лк. Насосне приміщення: пускові ящики - 50 лк; бурові насоси - 25 лк. Запиленість і загазованість. За контролем за запиленістю та загазованістю використовують спеціальні прилади (газоаналізатори). Кількість шкідливих домішок у повітрі робочої зони не повинен перевищувати гранично-допустимих концентрацій. Мікроклімат робочих місць повинен відповідати вимогам ГОСТ 12.1005-88 ССБТ''Повітря робочої зони. Загальні санітарно-гігієнічні вимоги''. Для виключення небажаних наслідків від запиленості та загазованості використовуються: індивідуальні засоби захисту (распіратори, протигази) і колективні засоби захисту (вентиляція). Вентиляція повинна відповідати вимогам, викладеним у СНіП 2.04.05-91''Опалення, вентиляція, кондиціювання''. При приготуванні бурового розчину необхідно використовувати распіратори, окуляри та рукавиці. Робота з шкідливими речовинами повинна виконуватися відповідно до ГОСТ 12.1 007-76 ССБТ''Шкідливі речовини, класифікація та загальні вимоги безпеки''. Склад хімреагентів необхідно розташовувати по розі вітрів. Пожежна профілактика. Для безпосереднього нагляду за протипожежним станом на буровій перед початком буріння повинна бути створена пожежна дружина з членів бурової бригади. Обладнання повинно відповідати ГОСТ 12.2 003-91 ССБТ''Обладнання виробниче. Загальні вимоги безпеки''. Усі виробничі, підсобні і житлові приміщення повинні мати під'їзні шляхи і не повинні розташовуватися поблизу ємностей з горючими матеріалами і складів лісоматеріалів. Територія бурової повинна бути очищена від сміття і не слід допускати замазучіванія території. З метою запобігання пожежі на буровій забороняється: розташовувати електропроводку на буровій вишці в місцях її можливого пошкодження буровим інструментом; зберігання ПММ у металевих ємностях ближче 20 метрів від бурової установки. Бурова установка повинна бути забезпечена засобами пожежогасіння. Протипожежні щити розташовуються: в насосній - біля входу на бурову, в котельні, в роторному сараї і на складі ПММ. У двадцяти метрах від культбудкі повинен бути обладнаний інвентарний пожежний щит. Кожен пожежний щит укомплектований наступним чином: вогнегасник пінний - 2 шт. лопата - 2 шт. багор - 2 шт. сокира - 2 шт. відро - 2 шт. ящик з піском - 1 шт. кашма 2 × 2 м - 1 шт. бочка з водою 200 л - 1 шт. Для виключення загоряння через коротке замикання в електромеханізмом повинні використовуватися запобіжники. У електромережах необхідно використовувати проводи з досить великим перетином, щоб виключити можливість загоряння від перегріву проводки. Для куріння і розведення вогню відводяться спеціальні місця. Для проведення зварювальних робіт обладнується зварювальний пост. Зварювальні роботи проводяться згідно з вимогами представлених в ГОСТ 12.3 003-75 ССБТ''Роботи електрозварювальні. Загальні вимоги безпеки''. Для виключення можливого спалаху від статичної електрики проводиться установка захисного заземлення. Щоб попередити загоряння від удару блискавки всі бурові установки оснащуються блискавкозахистом, яка повинна відповідати РД 34.21.122-87''Інструкція по влаштуванню блискавкозахисту будівель і споруд''. Розрахунок блискавкозахисту. Схема для розрахунку блискавкозахисту бурової установки представлена на рис 4.2
Рис.4.2. Схема для розрахунку блискавкозахисту бурової установки h x - висота обладнання; h - висота вишки з блискавковідводом (h = 42 м); h 0 - висота вежі (h 0 = 41 м); τ х - радіус зони захисту на рівні висоти обладнання; τ 0 - радіус зони захисту на землі. Розрахунок блискавкозахисту виробляємо для зони А. Число очікуваних ударів блискавки на місці виконання робіт визначається за формулою: N = (S + 6 × h x) × (L + 6 × h x) × n × 10 -6, (4.6) де S - ширина підстави бурової, м (S = 18 м); L - довжина підстави бурової, м (L = 36 м); n - число очікуваних ударів блискавки в 1 км 2 (для Томської області n = 6); h x-висота обладнання, м (h x = 4 м). N = (18 + 6 × 4) × (36 + 6 × 4) × 6 × 10 -6 = 0,01512 шт. Радіуси зон захисту на рівні висоти обладнання та землі визначаються за формулами: τ 0 = (1,1 - 0,002 × h) × h м. (4.7) τ х = (1,1 - 0,002 × h) × (h - h x / 0,85) м. (4.8) τ 0 = (1,1 - 0,002 × 42) × 42 = 42,7 м. τ х = (1,1 - 0,002 × h) × (42 - 4 / 0,85) = 37,9 м. Промсаніторія і гігієна. Територія навколо бурової установки повинна бути спланована таким чином, щоб повністю виключити розподіл забруднених стоків, які утворилися в процесі буріння свердловини. Під туалети і звалища має бути відведено спеціальне місце, на відстані 30 метрів з підвітряного боку житлового селища, для запобігання потрапляння нечистот в джерело водопостачання. Бурові бригади повинні бути забезпечені аптечками з інструкціями щодо їх застосування. У міру витрати медикаментів з аптечки вони повинні поповнюватися. Робочі місця, підходи до обладнання, механізмів повинні міститися в чистоті і не захаращуватися. Всі робітники повинні бути навчені методами першої медичної допомоги при нещасних випадках, отруєннях, обмороженнях і простудних захворюваннях. Також повинні бути ознайомлені з профілактикою різних захворювань. 4.2 Охорона навколишнього середовища Враховуючи, що нафтова промисловість в силу своєї специфіки є галуззю забруднювачем, де всі технологічні процеси можуть викликати порушення екологічної обстановки, необхідно приділяти велику увагу охороні навколишнього середовища. Шкідливі впливу на навколишнє середовище і природоохоронні заходи представлені в табл.4.1 Таблиця 4.1 Шкідливі впливу на навколишнє середовище і природоохоронні заходи Природні ресурси, компоненти навколишнього середовища |
Шкідливі дії | Природоохоронні заходи. | 1 | 2 | 3 | Земля і земельні ресурси | Знищення і пошкодження грунтового шару сільгоспугідь та інших земель. Забруднення грунту нафтопродуктами, хімреагентами та іншими речовинами. Засмічення грунту виробничими відходами та сміттям. Створення виїмок і нерівностей. Знищення сільськогосподарської рослинності. | 1. Раціональне планування місць і термінів проведення робіт. 2. Дотримання нормативів відведення земель. 3. Рекультивація земель. 1. Спорудження піддонів, відсипання майданчиків для техніки. 2. Вивіз, знищення та захоронення залишків нафтопродуктів, хімреагентів. Вивіз і поховання виробничих відходів (металолом, шлам) та сміття. Засипка виїмок. Оплата потрав. | Ліс і лісові ресурси. Знищення, пошкодження і забруднення грунтового покриву. Лісові пожежі. Залишення недоруб, захаращення лісосік. |
|
Порубка деревна при спорудженні майданчиків, комунікацій, житлових селищ. Заходи з охорони грунтів (див. графу''Земля і земельні ресурси''). | Прибирання і знищення порубкових залишків. 1. Обладнання пожежонебезпечних об'єктів, створення мінералізованих смуг. 2. Використання вирубаної деревини. 1. Попенної оплата. 2. Дотримання нормативів відведення земель в заліснених територіях. | Вода і водні ресурси Забруднення виробничими водами (буровий розчин, нафтопродукти, мінеральні води). Забруднення побутовими стоками.
|
Механічне та хімічне забруднення водовідводів в результаті стаяніванія відвалів. Забруднення підземних вод при зміщенні водоносних горизонтів. Відвід, складування і знешкодження стічних вод. |
1. Спорудження водовідводів, накопичувачів і відстійників. 2. Очисні споруди для бурових стоків і побутових стоків (каналізаційні пристрої, септики). 1. Раціональне розміщення відвалів, спорудження спеціальних естакад, засипка виробок в руслі.
| Надра. | Порушення природних властивостей геологічного середовища. Некомплексне вивчення надр. | 1. Ліквідаційний тампонаж свердловин. 1. Тематичні та науково-дослідні роботи з підвищення комплексності вивчення надр. 2. Обладнання та аналітичні роботи на супутні компоненти, породи розтину і відходи майбутнього виробництва. |
| Неповне використання витягнутих з надр корисних компонентів. Забудова родовищ, їх затоплення.
| 1. Ведення робіт дозволяють витягти з надр якомога більше корисних компонентів. 2. Геологічні роботи з метою перевірки''стерильності''зон забудови та організація рудних відвалів і складів, зберігання зразків і проб. | Повітряний басейн. | Викиди пилу і токсичних газів. | Заходи передбачаються у разі безпосереднього шкідливого впливу. | Тваринний світ. | Распугіваніе, порушення місць мешкання тварин, риб та інших представників тваринного світу, випадкове знищення. Браконьєрство. | Проведення комплексних природоохоронних заходів, планування робіт з урахуванням охорони тварин. Профілактична робота. |
Розробка заходів з охорони навколишнього середовища. Для забезпечення запобігання забруднення навколишнього середовища необхідно забезпечити суворе дотримання діючих норм, правил та інструкцій Держкомприроди, Мінводгоспу, Мінрибгоспу, МОЗ Росії, а також місцевих директивних і контролюючих органів. Охорона навколишнього середовища при будівельно-монтажних роботах. З метою запобігання забруднення грунту, поверхневих і підземних вод необхідно забезпечити виконання наступних заходів: провести оформлення земельної ділянки для будівництва бурової установки і житлового селища; на підставі норм відведення земельних ділянок та керуючись схемою розташування обладнання, встановити по периметру межі ділянки і по них обладнати обваловку. З метою збору відпрацьованого бурового розчину, стічних вод, ПММ, хімічних реагентів в процесі буріння свердловини, зниження до мінімуму їх фільтрації в грунт, а також підвищення протипожежної безпеки та промсанітарії, необхідно забезпечити виконання наступних заходів: розміри земельних комор повинні бути строго дотримані, тому що ці ємності повинні забезпечити збір відпрацьованого бурового розчину, стічних вод та вибуреної породи (шламу) на весь період будівництва свердловини; зберігання запасів бурового розчину, ПММ і нафтопродуктів має здійснюватися тільки в металевих ємностях. Охорона навколишнього середовища при бурінні і кріпленні свердловини. На даному етапі будівництва свердловини повинні виконуватися такі заходи: з метою запобігання в аварійних ситуаціях, відкритого фонтанування і забруднення нафтою прилеглих територій, гирло свердловини обладнується противикидним обладнанням згідно з ГОСТ 13862-90''Обладнання противикидне''; транспортування неупакованих сипучих матеріалів здійснювати спеціальним транспортом (цементовози, змішувальні машини); транспортування рідких речовин (нафта, хімреагенти, ПММ та інших) здійснювати тільки в цистернах або спеціальних ємностях; утворюються під час СПО переливи бурового розчину і стічні води, після миття підлоги бурової або обладнання, повинні стікати в шламовий комору. Охорона надр. Для надійної охорони надр у процесі буріння свердловини повинні виконуватися такі заходи: суворо дотримуватися розроблену конструкцію свердловини, яка забезпечує ізоляцію водоносних горизонтів та перекриття інтервалів поглинання бурового розчину; створити по всій довжині обсадної колони міцне цементне кільце з метою виключення перетоків пластових вод з одного шару в іншій; при ліквідації свердловини встановити під останнім об'єктом цементний міст заввишки 50 метрів. Рекультивація порушених земель після буріння свердловини. Після буріння свердловини та демонтажу обладнання, необхідно виконати наступні заходи: розбити всі фундаментні підстави, очистити всю територію від металобрухту та іншого сміття; засипати всі комори, траншеї, розрівняти обваловку і спланувати майданчик; провести відновлення родючого шару землі. Всі роботи з охорони навколишнього середовища і рекультивації земель проводяться відповідно до нормативних документів стандарту системи охорони природи (ГОСТ 17.0.02-76ОП): ГОСТ 17.1.02 - 79, охорона гідросфери; ГОСТ 17.2.02 - 79, охорона атмосфери; ГОСТ 17.4.02 - 79, охорона грунтів; ГОСТ 17.5.02 - 79, охорона земель; ГОСТ 17.6.02 - 79, охорона флори. 4.3 Надзвичайні ситуації Надзвичайні ситуації поділяються на такі види: природні (повінь, сніг, вітер, низькі температури); техногенні (аварії, пожежі); військові. Розробка заходів з цивільної оборони. Громадянська оборона є системою загальнодержавних оборонних заходів, спрямованих на захист населення, створення необхідних умов для нормальної роботи об'єктів народного господарства у воєнний час, при стихійних лихах у районі робіт, а у разі застосування противником зброї масового ураження - на проведення рятувальних і невідкладних дій і аварійно-рятувальних робіт. Захист населення від зброї масового ураження досягається розосередженням і евакуацією людей у поєднанні з використанням індивідуальних та колективних засобів захисту. Необхідно заздалегідь визначити види укриттів і можливість забезпечення будівельними матеріалами, а також передбачити планове постачання засобами захисту. Необхідне створення запасів продовольства та питної води та інших предметів споживання. Для виявлення і вимірів ступеня зараження радіоактивними речовинами шкірного покриву, продуктів харчування, води, обладнання та матеріалів, а також атмосфери на всіх об'єктах повинні бути дозиметричні контрольні пости. Для дезактивації у разі радіоактивного зараження необхідно мати запас дезактивуючих речовин. Загальне керівництво цивільною обороною здійснюється штабом цивільної оборони. Зв'язок із штабом цивільної оборони здійснюється по радіостанції. Усі заходи щодо попередження, а також у разі виникнення надзвичайних ситуацій повинні бути заздалегідь сплановані та погоджені з Міністерством Надзвичайних ситуацій (МНС) Росії, з числа працівників підприємства створені і навчені спеціалізовані підрозділи з цивільної оборони. Організація навчального процесу цих підрозділів повинна проводитися за типовими програмами і поєднувати теоретичне і практичне навчання. Населення і робітники повинні бути проінформовані про способи подачі сигналів про напад, їх значеннях і конкретних діях кожної людини. Необхідне проведення періодичних навчальних тривог. 5. Організаційно-економічна частина 5.1 Структура та організаційні форми роботи бурового підприємства Стрежевской філія ЗАТ "Сибірська сервісна компанія" (СФ ЗАТ "ССК") Стрежевской філія ЗАТ "ССК" був утворений з бурового підприємства ТОВ "Буріння-1". Основним завданням СФ ЗАТ "ССК" є надання сервісних послуг з буріння свердловин в Західно-Сибірському регіоні. Підприємство очолює директор філії, у якого є шість заступників: перший заступник директора - технічний директор, заступник директора з маркетингу, заступник директора з економіки та фінансів, заступник директора з загальних питань, заступник директора по роботі з персоналом, заступник директора з безпеки. Технічному директору безпосередньо підпорядковуються наступні керівники: головний технолог, головний геолог, заступник директора з виробництва, заступник директора з охорони праці та техніки безпеки, які очолюють відповідно наступні відділи - технологічний відділ, геологічний відділ, центральний пункт диспетчерської служби (ЦПДС), відділ з охорони праці та техніки безпеки. Відділ комп'ютерних технологій, виробничо-технічний відділ буріння, виробничо-технічний відділ ВРХ, відділ головного енергетика та відділ головного механіка підпорядковуються безпосередньо технічному директору. Технологічний відділ складається з лабораторії бурових і тампонажних розчинів і трьох груп: з буріння, за заключним робіт, група сервісу системи очищення. Головним завданням технологічного відділу є контроль та виконання технології будівництва свердловин. Геологічний відділ складається з геологічної групи і двох відділів: буріння і ВРХ. Завдання геологічного відділу опрацювання та надання інформації пов'язаної з геологією при бурінні та освоєнні свердловин. Через ЦПДС заступник директора з виробництва керує роботою наступних цехів і служб: районної інженерно-технічної служби (РІТС), цеху капітального ремонту свердловин (КРС) та підвищення нафтовіддачі пластів (ПНП), цеху тампонажних робіт (ЦТР), цеху вишкомонтажних робіт (ЦВР) , цеху підготовчих робіт (ЦПР), центру з зарізання друге стовбурів (ЦЗВС). Інженерно-технологічна служба є органом оперативного управління, основним виробництвом, що забезпечує виконання плану - графіка будівництва свердловин в цілому по підприємству з додержанням установленої технології. Начальнику РІТС підпорядковані начальники змін РІТС, через яких він організовує роботу бригад. У РІТС входять чотири бурові бригади. Цех вишкомонтажних робіт організує роботи з виконання плану - графіка будівництва бурових, організації та виконання переїздів і передвіжек бурових установок, а також з установки й монтажу устаткування з додержанням установленої технології. У ЦВР входять дві вишкомонтажние бригади і одна бригада з облаштування кущів свердловин. Цех тампонажних робіт організовує роботи по кріпленню свердловин, забезпечення основного виробництва справними агрегатами, технічному обслуговуванню і ремонту техніки. У ЦТР входять ремонтно-механічні майстерні, і дві ділянки: ділянка кріплення і ділянка освоєння. Цех підготовчих робіт організує підготовчі роботи при будівництві кущових підстав на родовищах. У ЦПР входять три ділянки: підготовчих робіт, лісозаготівельних робіт, гідромеханізованих робіт. Завданнями центру з зарізання друге стовбурів є планування технології робіт з зарізання другого стовбура, і виконання цих робіт. У ЦЗВС входять три бригади по зарізання і одна бригада по підготовці. Цех ВРХ і ПНП організує роботи з капітального ремонту свердловин та підвищення нафтовіддачі пластів. У цеху складається три ділянки на яких працюють 15 бригад. Заступник директора з маркетингу керує роботою сектору по роботі з замовником, сектору з оформлення та ведення договорів, відділу матеріального та технічного постачання (ВМТП). ВМТП організовує своєчасне забезпечення основного виробництва необхідними матеріалами, обладнанням, технікою та транспортом. Заступник директора з економіки керує роботою планово-економічного відділу, проектно-кошторисного відділу, відділу розрахунків з персоналом. Крім цього йому підпорядковується головний бухгалтер, який організовує і контролює роботу наступних секторів: з обліку основних фондів, з обліку матеріалів, за розрахунками, по податках, по звітності. Заступник директора з загальних питань керує роботою адміністративно-господарського відділу (АГВ), спортивно-оздоровчим комплексом "Буровик" і базою виробничого обслуговування (БПО). У БПО входять наступні цехи: прокатно-ремонтний цех електрообладнання, прокатно-ремонтний цех бурового обладнання, прокатно-ремонтний цех труб і турбінної техніки, цех пароводоснобженія. БПО забезпечує безперебійну роботу об'єктів основного виробництва, підтримує їх у працездатному стані і забезпечує своєчасне матеріально-технічне, профілактичне та ремонтне обслуговування в планово-попереджувальному та оперативному порядку. Заступник директора по роботі з персоналом керує роботою відділу кадрів, відділ організації та мотивації праці, менеджер з навчання, менеджер з цивільної оборони та надзвичайних ситуацій. Заступник директора з безпеки керує роботою служби безпеки підприємства. На 1.09.2000. в СФ ЗАТ "ССК" працювало: 331 чоловік РСЗ та 945 чоловік робітників всього - 1276 осіб. Організаційна структура СФ ЗАТ "ССК" представлена на рис.5.1. 5.2 Аналіз основних техніко-економічних показників (ТЕП) і балансу робочого часу бурових бригад Для проведення аналізу надані основні техніко-економічні показники (ТЕП) у додатку Б. У 1999 році в СФ ЗАТ "ССК" експлуатаційне буріння велося на Радянському, Черемшанська, Махтіковском, Крапивенському і Ігольско-Талове родовищах. Буріння пошукових і розвідувальних свердловин не велося. Середня глибина свердловин склала 2624 метри (додаток Б, табл.2). Графіком буріння і здачі на 1999 рік передбачалося всього закінчити будівництвом 45 свердловин: по ВАТ "Томскнефть" - 23 свердловини, з стороннім організаціям - 22 свердловини. Фактично було здано в експлуатацію лише 42 свердловини, що склало 93,3% плану: по ВАТ "Томскнефть" - 25 свердловин (108,7%), по стороннім організаціям - 17 свердловин (77,3%). Невиконання цього показника в цілому пов'язане, перш за все, з початком буріння горизонтальних свердловин. Перевиконання плану по здачі свердловин по ВАТ "Томскнефть" є результатом гарної організації робіт в цілому по підприємству, а також наявність гарних доріг до родовищ. Проходка на одного працюючого склала 119,3 м, а на бурову бригаду 22167 м (78,7%). Зниження абсолютної проходки на бурову бригаду сталося через збої роботи підрядників: несвоєчасне завезення обсадних труб, хімреагентів, обладнання, простоїв з вини геофізиків і вишкомонтажного цеху. У цілому за 1999 рік план по основних показниках був перевиконаним, виняток склали: комерційна швидкість буріння і проходка на одну бригаду. Перевиконання основних показників, перш за все, відбулося за рахунок збільшення обсягу буріння (125,9%), що пов'язано зі зростанням капіталовкладень (122,7%). Зростання капіталовкладень відбувся за рахунок того, що НК "ЮКОС", якій належить СФ ЗАТ "ССК", намітила плани по виходу на перше місце з видобутку нафти у світі. Плановий обсяг буріння на 1999 рік становить 84500 метрів, фактичний обсяг буріння був перевиконаний і склав 106400 м (125,9%). За рік всього освоєно 232712,7 тис. руб капіталовкладень. Обсяг виконаних робіт і послуг у цінах 1984 року по ВАТ "Томскнефть" склав 10931 тис. руб. Собівартість виконаних робіт за планом повинна була становити всього 285241 тис. крб, в тому числі по ВАТ "Томскнефть" 135850 тис. крб, по стороннім організаціям 149391 тис. руб. Фактична собівартість виконаних робіт склала всього 304956 тис. руб (106,9%), у тому числі по ВАТ "Томскнефть" 151525 тис. руб (111,5%), по стороннім організаціям 153431 тис. руб (102,7%). Збільшення собівартості робіт було пов'язано з тим, що було закуплено імпортне устаткування для ведення бурових робіт, і воно ще не встигло себе окупити. У 1999 році СФ ЗАТ "ССК" закупило наступне обладнання: Чотириступінчаста система очищення фірми "DERRICK" - 6 компонентів (за ціною 339000 доларів за 1 штуку). Блок флокуляційне очищення бурового і тампонажного розчинів фірми "PROTEC" (за ціною 900000 доларів за 1 штуку). Долота фірм "SMIT" і "Секьюріті" (за ціною 6000 доларів за 1 долото). Долота фірми "Волгбурмаш" (за ціною 940 доларів за 1 долото). Забійні двигуни PDM "Анадрілл" (за ціною 10000 доларів за штуку). Гідравлічні ключі для згвинчування обсадних труб з моменомером (за ціною 9000 доларів за 1 штуку). А також були закуплені запасні частини та обладнання для експлуатації купленого устаткування (масні шприци, масло, мастило, сітки для вібросит, підшипники). Купівля та впровадження даного обладнання дозволила підвищити деякі з основних техніко-економічних показників. Придбання обладнання для безамбарного буріння зробила можливим розбурювання куща № 242 Радянського родовища, так як кущ знаходиться у водоохоронній зоні і буріння з коморою тут не припустимо. Долота фірм "SMIT" і "Секьюріті" типу 8 ½ MF - 15 і 8 ½ SS - 84 F застосовувалися для буріння нижніх інтервалів з використанням гвинтових забійних двигунів Д 2 - 195. Застосування цих доліт дозволяє розкривати продуктивний пласт за 1 довбання, скорочуючи час на СПО і підвищити нефтеотдачу пласта за рахунок зниження динамічної фільтрації при його розтині, тому що використовувалися малогабаритні забійні двигуни Д 2 - 195. Річний економічний ефект від впровадження на одній свердловині доліт фірми "SMIT" склав 3196555 крб, а фірми "Секьюріті" - 327650 руб. Долота фірми "Волгбурмаш" застосовувалися для буріння верхніх і середніх інтервалів, економічний ефект від їх застосування на одній свердловині склав 278422 крб. У 1999 році було заплановано отримати виручку від реалізації всього обсягу продукції 231668 тис. крб, а фактично цей показник збільшився, і склав 296041 тис. руб (127,8%), що відбулося за рахунок збільшення обсягів буріння. Як видно, виручка від реалізації всього обсягу продукції менше собівартості виконаних робіт. Це сталося з тієї причини, що НК "ЮКОС" вилучає значні кошти з прибутку СФ ЗАТ "ССК", обмежуючи підприємство у розвитку. Необхідно враховувати наступні факт: буріння свердловин ведеться з використанням імпортного устаткування, що дозволяє збільшити проектний дебіт майже в 2 рази, але цей факт не береться до уваги керівництвом та свердловини продаються за ціною залежить від проектного дебіту. З фактичними ж дебітом, який збільшився внаслідок якісного ведення робіт, свердловини мають набагато більшу вартість і продаж за цією ціною дозволить збільшити виручку від реалізації продукції. Так само слід зазначити, що необхідність вкладення коштів на впровадження нових технологій і техніки назріла і стоїть гостро. Остаточний фінансовий результат за 1999 рік склав 18921 тис. руб. Середньомісячна зарплата одного робочого в порівнянні з 1998 року підвищилася і склала 4229 руб, збільшився і фонд заробітної плати до 57911 тис. руб. Збільшення заробітної плати пов'язано зі збільшенням ціни на нафту на ринку, а збільшення фонду заробітної плати пов'язано зі збільшенням числа працюючих в СФ ЗАТ "ССК". Число працюючих збільшилась на 209 осіб і составіло1157 чоловік. Збільшення робочого персоналу відбулося у зв'язку зі збільшенням обсягу буріння і як наслідок збільшення потреби в кадрах. Балансова прибуток по підприємству склала 2242 тис. руб. На підставі аналізу ТЕП можна зробити висновок, що для підвищення показників необхідно провести наступні заходи: Ввести більш жорсткі штрафні санкції по відношенню до вишкомонтажному цеху, тампонажний цеху, геофізичним партіям і УТТ. Вносити до кошторисної вартості податок на користування дорогами. Встановити контроль за охороною навколишнього середовища або перейти на менш небезпечні (в екологічному плані) технології. Створити групу технологів для буріння горизонтальних свердловин і технологів з буріння свердловин без комори. Створити інженерну групу по роботі та експлуатації імпортного обладнання (система очищення, забійні двигуни і т.д.), а також організувати ремонтний цех по його ремонту і забезпечити наявність запасних частин. Вжити заходів з підвищення трудової дисципліни, і організувати контроль за дотриманням технології робіт. Загальний баланс робочого часу наведений у додатку В. Організаційні простої в бурових бригадах склав за1999 рік 2469 годин. Розшифровка організаційних простоїв представлена в табл.5.1. Таблиця 5.1. Розшифровка організаційних простоїв Організаційні простої | Закіев | Сиротін | Гайдай | Сібагатулін | 1. Відключення електроенергії, год | 258 | 142 | 212 | 185 | 2. Очікування матеріалів і хімреагентів, годину | 5 | 2 | 23 | 8 | 3. Очікування тампонажний техніки, годину | 124 | 146 | 97 | 101 | 4. Відігрівання лінії, годину | 92 | 26 | 86 | 42 | 5. Очікування геофізиків, годину | 37 | 12 | 16 | 30 | 6. Очікування запчастин, устаткування, год | 51 | 24 |
| 3 | 5 | 7. Очікування електрообладнання, годину | 19 | 2 | 28 | 4 | 8. Бездоріжжя, годину | 24 | 12 | 10 | 25 | 9. Кліматичні умови, година | 73 | 51 | 42 | 101 | 10. Очікування пересування БО, годину | 72 | 64 | 81 | 134 | Разом по бригадам, годину | 755 | 481 | 598 | 635 |
З табл.5.1. видно, що основний час організаційних простоїв становлять простої: через відключення електроенергії - 797 годин, очікування тампонажний техніки - 378 годин, очікування пересування бурової установки - 351 годину, відігрівання лінії - 267 годин, простий з-за кліматичних умов 258 годин. Таким чином, зменшити час організаційних простоїв можна, організувавши, безперебійне постачання електроенергією або при наявності дизельних генераторів електричного струму, своєчасним приїздом тампонажних агрегатів, кращим утепленням всіх комунікацій в зимовий час, найкращою роботою вишкомонтажних бригад і застосуванням нових технологій при яких скорочується час пересування бурової установки . Час на ліквідацію аварій з СФ ЗАТ "ССК" в 1999 році склало 612 годин або 26 днів. Аварійність робіт у бригадах тісно пов'язана з плинністю кадрів, висококваліфіковані фахівці йдуть в інші організації, де організація праці та відпочинку, а також соціальне забезпечення робітників ведеться набагато краще. Так тільки 30% робітників у бригадах Патрахіна і Гайдая становлять кваліфіковані робітники. Також на цей факт впливає те, що основне число робітників це люди передпенсійного віку мають слабке уявлення про нових прийомах праці, організації та веденні трудового процесу, нових технологіях і техніці. Тому треба боротися з плинністю кадрів, підвищуючи зарплату, соціальне забезпечення, рівень організації праці і відпочинку, а також прагне до того, щоб на підприємстві приходило і працювало все більше молодих, добре навчених, кваліфікованих фахівців. Час на підготовчо - допоміжні роботи по підприємству за 1999 рік склало 4007 годин або 167 днів. Розшифровка часу на ПВР представлена в табл.5.2. Таблиця 5.2 Розшифровка часу на ПВР Підготовчо - допоміжні роботи | Закіев | Сиротін | Гайдай | Сібагатулін | 1. Електрометричні роботи, год | 348 | 400 | 362 | 410 | 2. Опрацювання, годину | 30 | 11 | 23 | 16 | 3. Зміна долота, годину | 66 | 49 | 62 | 59 | 4. Розбирання і збірка компонування, годину | 70 | 78 | 67 | 71 | 5. Перевірка, мастило і профілактика, годину | 94 | 92 | 79 | 105 | 6. Викид інструменту, год | 17 | 14 | 32 | 28 | 7. ПЗР, годину | 23 | 0 | 19 | 5 | 8. СПО (холості), година | 12 | 0 | 17 | 8 | 9. Установка превентора, годину | 68 | 56 | 40 | 48 | 10. Промивка свердловини, годину | 259 | 225 | 268 | 202 | 11. Обробка розчину, годину | 42 | 8 | 15 | 0 | 12. Зміна талевого каната, годину | 33 | 12 | 21 | 14 | 13. Збірка, перевірка турбобуров, годину | 10 | 18 | 0 | 5 | Разом по бригадам, годину | 1068 | 963 | 1009 | 971 |
З табл.5.2. видно, що основний час ПВР займають електрометричні роботи, зміна долота, складання та розбирання компонувань, СПО і перевірка, мастило і профілактика обладнання. Знизити час, що витрачається на ПВР можна зниженням часу виконання перелічених вище операцій за допомогою застосування нової техніки і технологій, як наприклад використання доліт типу SS -84 F, MF -15, і С-ГВР, які володіють великою проходкою на 1 долото і тим самим зменшують час СПО, збирання та розбирання компонувань, зміни долота та ін На ремонтні роботи в1999 році було витрачено 293 години або 12 днів. Розшифровка часу витраченого на ремонтні роботи наведені в табл.5.3. Таблиця 5.3. Розшифровка часу ремонтних робіт Ремонтні роботи | Закіев | Сиротін | Гайдай | Сібагатулін | 1. Ремонт насоса, годину | 30 | 9 | 54 | 18 | 2. Ремонт лебідки, годину | 11 | 4 | 24 | 0 | 3. Ремонт ланцюга, годину | 31 | 13 | 22 | 12 | 4. Ремонт ключів, годину | 4 | 0 | 0 | 0 | 5. Ремонт системи очищення, годину | 0 | 5 | 0 | 3 | 6. Ремонт маніфольда, годину | 0 | 0 | 0 | 0 | 7. Ремонт електрообладнання, годину | 10 | 0 | 3 | 6 | 8. Ремонт компресора, годину | 24 | 3 | 10 | 0 | Разом по бригадам, годину | 105 | 36 | 113 | 39 |
З табл.5.3. видно, що основний час ремонтних робіт займає час на ремонт насоса і ремонт ланцюга. Час, що витрачається на ремонт насоса (зміна циліндричних втулок, поршнів і т.д.), можна зменшити за рахунок більш якісного очищення бурового розчину, зменшуючи вміст твердої фази в ньому, що досягається застосуванням чотириступінчастою системи очищення. Необхідно шукати і впроваджувати технології розробки вище перерахованих механізмів, застосування яких зводить до мінімуму час ремонтних робіт. За 1999 рік загальна кількість відпрацьованих годин склало 28868, з них святкових - 790 годин. Кількість днів - неявок складає 262 дні, з них неявки через хворобу - 91 день, неявка внаслідок відпустки - 165 днів. Аналізуючи вищесказане, можна зробити висновок, що для збільшення прибутку підприємства необхідно зробити наступні кроки: Організувати своєчасне забезпечення бурових бригад необхідним обладнанням, інструментом, матеріалами. Поліпшити енергопостачання району робіт і оснастити кожну бурову дизельним генератором струму. Скорегувати графік роботи вишкомонтажних і бурових бригад, щоб виключити простої через несвоєчасне монтажу бурової установки. Вести роботи на устаткуванні, що виключає зупинки через кліматичних умов. Застосовувати нові технології та обладнання для пересування і монтажу бурових установок, які дозволяють монтувати і пересувати бурову установку в мінімальні терміни. Організувати диспетчерські служби і мобільний зв'язок з керівними працівниками, щоб зменшити простої через очікування розпоряджень. Проводити виробничий інструктаж щодо впровадження нових прийомів праці. Зменшити кількість аварій та шлюбу за рахунок впровадження нового, найбільш ефективного обладнання та інструменту. Вжити заходів щодо ліквідації плинності кадрів, створити умови для приходу на виробництво молодих, кваліфікованих кадрів. Поліпшити фізіологічні та естетичні умови праці, організувати проведення дозвілля і відпочинку у вахтових селищах, що підвищить продуктивність праці. 5.3 План організаційно-технічних заходів (ОТМ) з підвищення ТЕП На основі аналізу ТЕП, балансу робочого часу та виробничої діяльності підприємства складається оргтехплан. Заходами оргтехплана передбачено скорочення часу на невиробничі витрати, простої, ремонти і т.д. У результаті скорочення часу на невиробниче час збільшується час на механічне буріння, що дає в кінцевому підсумку збільшення прибутку. Зниження собівартості та збільшення прибутку від реалізації продукції збільшує валовий фонд підприємства. План організаційно-технічних заходів (ОТМ) з підвищення ТЕП представлений у табл.5.4. Таблиця 5.4 План ОТМ щодо підвищення ТЕП ОТМ | Базовий варіант | Новий варіант | Очікуваний економічний ефект | 1 | 2 | 3 | 4 | 1. Технічні засоби 1.1 Бурова установка. 1.2 Система очищення бурового розчину.
|
БО - 3000 ЕУК - 1М. Вітчизняна. |
БО - 3900/200 ЕК - БМ. Фірми "DERRICK"
|
99670 руб 63295 руб | 2. Інструмент: 2.1 Породоразруша-ющій інструмент. 2.3 Ключі для згвинчування обсадних труб. | МЗГВ 215,9 і СГВ 215,9. ПБК
| 8 ½ М F -15. Гідравлічний ключі з моментомером "ЕККЕ L". | 252684 крб 291746 крб | 3. Технологічний режим буріння. 3.1 Якість промивної рідини. | Обробка: Гіпану КМЦ нафту | Обробка: Сайпан Камцел-3 ФК - 2000 |
51266 руб 38154 руб 50546 руб |
|