Целый диплом


Введение
Нефтегазовый комплекс является основой энергоснабжения страны и одной из ее важнейших народнохозяйственных отраслей. В настоящее время он формирует более 40% федерального бюджета и 20% консолидированного. Сегодня в России добывается порядка 7 млн. баррелей нефти в день (около 29 млн. тонн в месяц), из которых экспортируется около 4,3 млн. (примерно столько же, сколько Ираном). На долю нефтяников и газовиков приходится 12% от общего объема промышленного производства России.
Роль нефтегазовой отрасли за последние 10 лет заметно усилилась: в силу высокой конкурентоспособности продукции нефтяных и газовых компаний. Падение объемов их производства было значительно ниже, чем в других отраслях российской промышленности.
По прогнозам международных организаций, занимающихся мониторингом нефтяного рынка, в ближайшее время спрос на нефть и газ только возрастет. Поэтому отрасль еще долго будет оставаться основным поставщиком средств в экономику России, как в виде налогов, так и в виде заказов на оборудование смежным отраслям. В этой связи необходимость увеличения объемов строительства новых объектов нефтеразведки, и нефтедобычи является актуальной. Кроме того при строительстве следует учитывать новые достижения науки и техники в части совершенствования методов нефтеразведки и нефтедобычи, увеличение скорости и качества строительства скважин и повышение безопасности производственных процессов с использованием нового оборудования.
Цель данного дипломного проекта - расчет и выбор оборудования для строительства эксплуатационного узла нефтедобычи, применительно к геологическим, климатическим и географическим условиям Самотлорского месторождения нефти (Север Западной Сибири).

1. Общие сведения о геологии района работ
1.1 Географо-экономическая характеристика района работ
В административном отношении район работ находится на территории Российской Федерации в Тюменской области (Ханты-Мансийский автономный округ), на землях Нижневартовского района.
Территория Самотлорского месторождения нефти расположена в центре Западно-Сибирской равнины. Район относится к таёжной зоне, подзоне средней тайги. Местность заболочена, с озерами и реками. В своей основе провинция представляет равнину, сложенную с поверхности преимущественно среднесуглинистыми покровными отложениями, представленными озёрными слоистыми глинами или легкосуглинистыми алевролитовыми и песчаными толщами. Почвы территории месторождения представлены в основном суглинками, а также торфяниками различной мощности по заболоченным понижениям. Для сельскохозяйственных целей угодья не используются в виду отдаленности и заболоченности. Промышленные предприятия и застройки на территории работ отсутствуют. Основной водоносной артерией месторождения является река Варьёган. Водотоки Самотлорского месторождения в хозяйственной деятельности не используются. Центральная часть месторождения сильно заозёрена и заболочена. Самое крупное озеро Самотлор, с площадью зеркала 100,8км2. Растительный покров в своей основе представляет смешанный лес с преобладанием хвойных пород.
Климат района работ континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким теплым летом. Продолжительность периода со среднесуточными температурами воздуха ниже 0°С составляет 227 суток в году. Преобладающие дневные температуры воздуха в наиболее холодный месяц январь -26,6°С, (абсолютный минимум -57,0°С). Устойчивый снежный покров образуется в конце октября, толщина его достигает к середине зимы 40-50 см на открытых участках, 150-190 см в залесенных местах. Наибольшее количество снега выпадает в первой половине сезона. Снег окончательно сходит в середине мая. Лето (июнь-август) умеренно-теплое. Обычные дневные температуры воздуха в июле +22,7°С (абсолютный максимум +35,0°С). Осень (сентябрь - середина октября) прохладная с частыми моросящими дождями. Годовая амплитуда абсолютных температур достигает 92,0°С. Преимущественное направление ветров зимой: южные, юго-западные, летом: северные, северо-западные. Средняя скорость ветра составляет 3,6 м/с, максимальная скорость ветра может достигать 14 м/с.
Площадь введена в бурение в 1969 году.
Бурение будет осуществляться в северо-западной части месторождения предприятием ООО «РН-Бурение».Непосредственно на территории работ населенные пункты отсутствуют. База управления расположена в г. Нижневартовске. На рисунке 1 представлена схема расположения Самотлорского месторождения.
Расстояние до района работ по дорогам составляет 80 км, из них 78 км – асфальтовая дорога, остальное - грунтовая. Транспортировку оборудования и материалов на буровую осуществляет автомобильный и тракторный транспорт в любое время года.
20574054610

Рис. 1.1 Схема расположения месторождений.
Энергоснабжение месторождения осуществляется через энергосистему РФ, в основном от Сургутской ГРЭС. Источником водоснабжения для технических нужд при бурении является артезианская скважина, питьевая вода -привозная.
1.2 Геология месторождения

Проектный литолого-стратиграфический разрез месторождения составлен на основе данных поисковых и разведочных работ.
При изучении литологических и петрофизических особенностей продуктивных отложений использованы имеющиеся и вновь полученные литологические описания отложений, петрографическая характеристика отобранного керна, результаты лабораторных исследований его образцов, а также данные специальных исследований вещественного состава пород на основании микропетрографического описания шлифов, рентгеноструктурного анализа минеральных ассоциаций в образцах. При изучении продуктивных отложений проводилось сопоставление имеющихся и вновь полученных данных по пластам АС, БС и ачимовской пачки.

1.3 Стратиграфия и литология
Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов представлены в таблице 1.1; Литологическая характеристика разреза в таблице 1.2

Таблица 1.1
Стратиграфический разрез
Глубина залегания, м Стратиграфическое подразделение Элементы залегания пластов, градус Коэфф. Кавернозности
От До Название Индекс Угол Азимут 0 80 Четвертичные отложения Q - - 1,3
Продолжение таблицы 1.1
80 140 Туртасская свита ᵱ3/3 - - 1,3
140 270 Новомихайловская свита ᵱ2/3 - - 1,3
270 360 Атлымская свита ᵱ1/3 - - 1,3
360 510 Тавдинская свита ᵱ1/3-Р-3/1 - - 1,3
510 720 Люлинворская свита ᵱ2/2 - - 1,3
720 820 Талицкая свита ᵱ1 - - 1,25
820 900 Ганькинская свита К2 - - 1,25
900 1050 Березовская свита К2 - - 1,25
1050 1065 Кузнецовская свита К2 0,30 - 1,25
1065 1115 Уватская свита К2-К1 0,30 - 1,25
1115 1600 Ханты-Мансийская свита К1 0,30 - 1,25
1600 1910 Викуловская свита К1 1,00 - 1,25
1910 1950 Алымовская свита К1 1,00 - 1,25
1950 2215 Сангопайская свита К1 1,00 - 1,25
2215 2545 Усть-Балыкская свита К1 1,00 - 1,25
2545 2900 Сартымская свита К1 1,00 - 1,25
Таблица 1.2
Литологическая характеристика разреза
Индекс
стратиграфического разреза Интервал, м Горная порода, название Описание породы: полное название, признаки (структура, текстура минеральный состав и т. п.)
от до Q 0 80 Пески, глины суглинки Переслаивание песков, глин, суглинок
ᵱ3/3 80 140 Пески, глины Пески сырые разнозернистые, глины сырые песчанистые
Продолжение таблицы 1.2
ᵱ3/2 140 270 Глины, пески, алевролиты Чередование глин с песками, алевролиты с линзами лигнитов
ᵱ1/3 270 360 Пески, глины Пески светло-серые м/з, глины сырые алевритистые
ᵱ1/3-ᵱ3/1 360 510 Глины, алевролиты Глины светло-зеленые алевритистые, с прослоями алеврита
ᵱ2/2 510 720 Глины, опоки, глаукониты Глины зеленовато-серые, опоки с прослоями алеврита
ᵱ1 720 820 Глины, пески, алевролиты Глины темно-серые с линзами песка, прослои алевролитов.
K2820 900 Глины, известняки Глины серые с прослоями глинистых известняков
K2900 1050 Глины, опоки Глины зеленовато серые, опоки светло-серые, прослои глин
K21050 1065 глины Глины серые
K2-K1 1065 1910 Глины, песчаники, пески, алевролиты Переслаивание рыхлых слабосцементированных, песчаников, песков, алевролитов
K1 1910 1950 Глины, песчаники, аргиллиты Глины с линзами алевролитов, песчаники прослои аргиллитов
K1 1950 2215 Аргиллиты, песчаники, глины Аргиллиты с линзами алевролитов, песчаники м/з
K1 2215 2545 Песчаники, алевролиты, аргиллиты Переслаивание аргиллитов известковистых с песчаниками и алевритами сырыми
K1 2545 2900 Песчаники, алевролиты, аргиллиты Аргиллиты сырые, алевритистые, с прослоями сырых алевролитов и м/з песчаников
1.3.1 Физико-механическая характеристика пород
Таблица 1.3
Физико-механические свойства пород коллекторов по разрезу скважины
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Название породы Плотность, г/см3 Пористость, % Проницаемость, Дарси Глинистость, %
Карбонатность,
%
Предел текучести,
Кгс/см2 твердость кгс/мм2 Коэф. пластичности Абразивность Категория пород по классификации
от до К2-К1 1065 1910 Песчан. 2,16 28 0,5 9-10 4,1 8-201 14-234 2,8 3-8 МС
К1 (БС16-22) 2640 2870 Песчан. 2,17 27 0,05 18 3 21-213 14-234 1,2-4 3-7 С
1.4 Характеристика нефтегазоводоносности месторождения
Таблица 1.4
Нефтеностность
Индекс стратеграфического подразделения Интервалы, м Тип коллетора Плотность нефти г/см3 Ожидаемое пластовое давление, атм Содержание серы %, Парафина % Дебит м3/сутки Газовый фактор, м3/г Относительная по воздуху плотность газа Динамический уровень в конце эксплуатации,
м Температура жидкости в колонне на устье при эксплуатации, град.
От до К1 (БС16-22) 2640 2870 Поров. 0,760 290 1,6/3,5 120 63 0,568 2590 35-40
Таблица 1.5
Газоностность
Газосодержащие отложения на Самотлорском месторождении отсутвуют
Таблица 1.6
Водоносность
Индекс стратиграфического разреза Интервал, м Тип коллектора Дебит м3/сутки Химический состав нефти, в мг - эквивалентной форме Тип воды
По Сулину Минерализация
г/л
От До анионы катионы CL4 SO4 HCO3 Na+K Mg+2 Ca+2 Q-ᵱ1/3 0 360 Поров. 120 Пригодны для питьевого и технического водоснабжения гидрокарбонатные 0,2
K2-К1 1065 1910 Поров. 2000
Водоз. скв. 98 - 2 92 3 5 хлоркальциевые 15-18
Таблица 1.7
Давления по разрезу скважины
Индекс стратиграфического разреза Интервал, м Давление, Мпа Градиент давления Геотермический градиент на 100м
от до Пластовое Гидроразрыва Пластового Гидроразрыва Горного Q-ᵱ3/2 0 435 4,5 9,0 0,10 0,20 0,22 3,0
ᵱ3/2-K2 435 765 10,9 21,8 0,10 0,20 0,22 3,0
K2-K1 765 1975 20,2 34 0,101 0,17 0,22 3,0
K1 1975 2685 27,3 41,6 0,105 0,16 0,22 3,0
K1 2685 2900 29,0 45,68 0,107 0,16 0.22 3,0
1.5 Зоны возможных осложнений
Зоны предполагаемых осложнений при проводке ствола скважины приведены в таблицах: 1.8; 1.9; 1.10; 1.11
Таблица 1.8
Поглощение бурового раствора
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Интенсивность поглощения, м3/час Условия возникновения
Q-ᵱ2/2 от до До 5.0 Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО
0 720 Таблица 1.9
Осыпи и обвалы стенок скважины
Индекс стратиграфического подразделения Интервал,
м Устойчивость пород изменяемая временем от момента вскрытия пород до начала осложнения, сутки Интенсивность осыпей и обвалов Проработка в интервале из-за этого осложнения Условия возникновения
от до Мощность,
м
Скорость
м/час Q-ᵱ2/2 0 720 3 Интенсивные 720 100-120 Нарушение технологии бурения, отклонение параметров бурового раствора от проектных, превышение скорости СПО, организационные простои, не своевременная реакция на признаки осложнения
ᵱ2/2-K1 720 1910 3 слабые 1190 100-120 Таблица 1.10
Газонефтеводопроявления
Индекс стратиграф. подразд. Интервалы, м Вид проявляемого флюида Удельный вес смеси при проявлении Условия возникновения
от до К2-K1 820 1910 вода 1,01 Снижение давления столба жидкости ниже пластового в следствии:
недолива скважины, подъема инструмента с сальником, снижения плотности жидкости, наполняющей скважину ниже допустимой величины, низкое качество бурового раствора, превышение скорости СПО
К1-БС(16-22) 2640 2870 нефть 0,760 Таблица 1.11
Прихватоопасные зоны
Индекс стратиграфического подразделения Интервалы, м Условия возникновения
от до Q-ᵱ2/2 0 720 Отклонение параметров бурового раствора от проектных:
плохая отчистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО.
ᵱ2/2-K1 720 1910 K1 2215 2900 2. Профиль и конструкция скважины
2.1 Выбор и расчет профиля скважины

Профиль наклонно направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении.
В условиях Западной Сибири наклонные скважины бурятся в основном по трех или четырех интервальному профилю. Четырех интервальным профилем бурятся скважины проектный отход которых составляет более 300 метров. С учетом того, что проектный отход данной скважины меньше 300 метров выбираем трехинтервальный профиль (Рис.2.1)
Н
h1
h2
h3
l1
l2
R
l3
O
a2
a3
A

Рис. 2.1 Трехинтервальный профиль скважины.
Данный тип профиля обеспечит желаемый вход в продуктивный пласт под углом не более 20 град. а так же обеспечит безопасную работу глубинного внутрискважинного оборудования.
Учитывая особенности залегания нефтяного пласта на месторождении, целесообразно выбрать отход от устья скважины до входа в кровлю нефтяного пласта по проекции на горизонтальную плоскость 200 м. Так же исходя из опыта бурения и безопасной работы бурового инструмента, интенсивность искривления принимаем 1,49 град./10 м. В интервале от 0 до 1100 м, на основании геологических данных о свойствах и состояния пород, искусственное искривление затруднено, поэтому от устья до отметки 1100 м бурение выполняется вертикально. Расчет профиля производится по методике, изложенной в [1].
Исходные данные для расчета:
Глубина скважины по вертикали-2900 м.
Проектное смещение забоя от устья – 200 м.
Интенсивность искривления – 1,49 град./10 м.
Длина вертикального участка – 1100 м.
1) Основным параметром, характеризующим профиль наклонной скважины, является текущий радиус искривления ствола R, который должен обеспечивать:
надежную работу, внутрискважинного эксплуатационного оборудования;
бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств;
минимальные затраты на строительство скважины;
безаварийное бурение и крепление;
минимальные нагрузки на буровое оборудование при спускоподъемных операциях;
свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств.
Радиус искривления определяется по формуле:
м (2.1)
гдеR – радиус искривления, м;
i - интенсивность искривления град/10
м
Далее рассчитываем значение необходимого максимального зенитного угла (α, град.) определяется по формуле:
(2.2)
гдеR - радиус искривления участка увеличения зенитного угла, м;
А - величина отклонения забоя от вертикали, м;
Н - глубина скважины по вертикали, м;
h1 - глубина вертикального участка, м.
о
3) Рассчитываем длину участка набора кривизны по формуле:

(2.3)
м

Далее находим вертикальную проекцию участка набора кривизны по формуле:
(2.4)
м
Находим горизонтальную проекцию участка набора кривизны
(2.5)
м
Находим вертикальную проекцию прямолинейного наклонного участка

(2.6)
м
Находим длину прямолинейного наклонного участка
(2.7)

Находим горизонтальную проекцию прямолинейно наклонного участка
(2.8)

Находим суммарную длину
Длинна ствола:
(2.11)
м
Горизонтальная проекция:
(2.12)
м
Вертикальная проекция:
(2.13)
м

Расчетные параметры профиля сведены в таблице 2.1
Таблица 2.1
Элементы
профиля Зенитный угол,
град. Длина по стволу,
м. Вертикальная проекция ствола Горизонтальная проекция
Начало
итервала Конец интерв. интер-
вала общая Вертикальный участок 0 0 1100 1100 1100 0
Набор угла 0 15,6 97 1197 41 15
Прямолинейный
участок 15,6 15,6 1773 2970 1759 186,5
2.2 Проектирование конструкции скважины
Выбор конструкции эксплуатационного забоя
Вскрытие продуктивного пласта представляет собой комплекс работ, связанных с его разбуриванием, обеспечением прочности и устойчивости призабойной части скважины, а также с сообщением эксплуатационной колонны с продуктивным пластом после крепления ствола. Устойчивость пород призабойной зоны рассчитывается по формуле предложенной:

, (2.14)
где µ - коэффициент Пуассона, µ = 0,35;
угп- удельный вес горной породы, Н/м3, угп = 2,1х104;
Н – расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, м, Н=2685 м;
Рпл – пластовое давление, МПа, Рпл=29 МПа;
Р – давление столба жидкости на забой скважины, МПа, Р = 30,45 МПа;
– предел прочности горных пород при одноосном сжатии, МПа. Для песчаника = 30 МПа[2].
МПа
Выбор конструкции эксплуатационного забоя предопределяет характеристика коллектора, расстояние продуктивного пласта от подошвы, устойчивость коллектора (данное значение устойчивости коллектора превышает предел прочности песчаника). На основании анализа этих условий выбирается закрытая конструкция эксплуатационного забоя.
Метод вхождения в продуктивную залежь применяется следующий:
Продуктивную залежь пробуривают на 30 метров ниже продуктивных горизонтов, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускают до забоя обсадную колонну и цементируют. Для сообщения внутренней полости обсадной колонны с продуктивной залежью ее перфорируют. ( рис. 2.2).


Рис. 2.2 Конструкция эксплуатационного забоя.
1 – эксплуатационная колонна; 2 – цементный камень;
3 – продуктивный пласт; 4 – перфорационные каналы;
Обоснование конструкции скважины.
Конструкция скважины выбирается исходя из требований охраны недр и окружающей среды, с учетом следующих основных факторов: предполагаемого дебита, наличия в разрезе неустойчивых или легко размываемых, а также многолетнемерзлых горных пород, распределения давления по стволу скважины, профиля проектируемой скважины.
Перед тем как определить число колонн необходимо знать могут ли быть в геологическом разрезе зоны несовместимых условий бурения.
Под несовместимыми условиями бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры процессов бурения, нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной. Для выявления несовместимых условий строится совмещенный график давлений рис. 2.3 на основании данных, представленных в табл. 1.7. По графику определяется число и глубина спуска обсадных промежуточных колонн.
Глубина по вертикали,
м Градиенты пластового давления, давления гидроразрыва, МПа/м Конструкция
скважины
Ø 393,7 Ø 245мм Ø146мм
0.1 0.12 0.14 0.16 0.17 0.2 0.22 100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
2600
2700
2800
2900
Рпл
Ргр 30 м
780 м 2900 м Рис. 2.3 График совмещенных давлений
Судя по графику совмещенных давлений интервалы несовместимые по условиям бурения отсутствуют, а значит нет необходимости спуска промежуточных колонн. При отсутствии необходимости спуска промежуточных колонн и при наличии обязательного спуска кондуктора и эксплуатационной колонны рассчитывается минимальная глубина спуска кондуктора Hк по формуле (2.15), исходя из условия предупреждения гидроразрыва горных пород:

м, (2.15)
где Рпл – максимальное пластовое давление в скважине, МПа;
L – глубина скважины, м;
уФ – удельный вес флюида, Н/м3;
ΔРГР – максимальный градиент гидроразрыва пород, МПа/м.
НК (29 – 0,0129000,760)/(0,2 – 0,010,760)=467 м.

Для предупреждения размыва неустойчивых пород четвертичных отложений спуск направления следует принять 30 м. Глубина спуска кондуктора по вертикали принимается равной 780 метров для обеспечения перекрытия интервала неустойчивых горных пород. Исходя из выбранного способа вскрытия, глубина спуска эксплуатационной колонны по вертикали принимается 2900 метров (по стволу 2970 м.).
Диаметры обсадных колонн рассчитываются снизу вверх. В данном случае исходным параметром является диаметр эксплуатационной колонны, который выбирается в зависимости от ожидаемого дебита проектируемой скважины. Ожидаемый дебит проектной скважины= 120 м3/сут, тогда по [3] следует принять диаметр эксплуатационной колонны 146 мм.
Диаметр долота для бурения ствола скважины под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:
Dдэ = dэм + 2к (2.16)
Где dэм – наружный диаметр муфт обсадной колонны , dэ м = 166 мм;
к – минимальный необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, к = (10 15) мм .
Dдэ = 166 + 2(10 15) = 186 196 мм.
Принимается диаметр долота 215,9 мм.
Внутренний диаметр кондуктора рассчитывается по формуле:

Dвк = dдэ + 2, (2.17)

Где dдэ – диаметр долота для бурения ствола скважины под эксплуатационную колонну, dдэ =215,9 мм;
- минимальный необходимый зазор для свободного прохода внутри
данной колонны долота для бурения под эксплуатационную колонну, =(5 10) мм.
Dвк = 215,9 + 2(5 10) = 225,9 235,9 мм.
Принимается обсадные трубы кондуктора с диаметром 245 мм.
Находим диаметр долота для бурения под кондуктор

Dдк = dкм + 2к (2.18)
Где dкм – наружный диаметр муфт обсадной колонны , dкм = 270 мм;
к – минимальный необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, к = (10 15) мм .
Dдк = 270 + 2(10 15) = 290 300 мм.
Принимается диаметр долота для бурения под кондуктор равный 295,3 мм.

Находим внутренний диаметр направления
Dвн = dдк + 2, (2.19)
Где dдк – диаметр долота для бурения ствола скважины под кондуктор
dдк =295,3 мм;
- минимальный необходимый зазор для свободного прохода внутри
данной колонны долота для бурения под направление (5 7) мм
Dвн =295,3+2(5 7)=305,3 309,3 ммПринимаются обсадные трубы диаметром 324 мм.
Находим диаметр долота для бурения направления

Dдн = dнм + 2к (2.20)
Где dнм – наружный диаметр муфт обсадной колонны , dн м = 351 мм;
к – минимальный необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, к = (12,5 15) мм.
Dдн = 351+2(12,515)=376381 мм
Выбираем долото диаметром 393,7 мм.
Расчетные данные о диаметрах долот и обсадных колонн приведены в табл. 2.2
Таблица 2.2
Название обсадной колонны Диаметр обсадной колонны, м Диаметр долот под
обсадную колонну, м
Направление 0,3239 393,7
Кондуктор 0,2445 0,2953
Эксплуатационная 0,146 0,2159
Обоснование высот подъема тампонажных растворов.
Согласно требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» кондуктор и направление цементируется по всей длине до устья. (Направление 30-0 м) (Кондуктор 780-0 м).
Эксплуатационная колонна цементируется с учетом перекрытия башмака кондуктора на высоту не менее 150 метров. Принимается интервал цементирования по вертикали 2900-630 м. по стволу 2970-630 м.
3. Технология процесса бурения скважины
3.1 Выбор и обоснование способа бурения
Исходными данными для выбора способа бурения является глубина бурения, забойная температура, профиль ствола и диаметры долот, а также тип породоразрушающего инструмента.
Опыт работы в районах Западной Сибири показывает, что породы средней твёрдости (песчаники, алевролиты) успешно разбуриваются шарошечными долотами при высоких скоростях вращения (400-600 об/мин). Бурение роторным способом в этих условиях даже при повышенных частотах вращения приводит к быстрому износу бурильных замков, труб КНБК, а также к авариям.
На основе технико-экономического анализа, учитывая имеющийся накопленный опыт бурения скважин со сходными геолого-техническими условиями, отдаем предпочтение бурению гидравлическими забойными двигателями. Так как проектируемая скважина наклонно-направленная то преимущество выбранного способа очевидно (при данном способе бурения значительно облегчен процесс искривления скважины, так как бурильная колонна не подвержена вращению). Также добиваются простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым, исключая возможность нежелательных осыпей и обвалов стенок скважины, так как бурение в данных интервалах идет по неустойчивым породам.
Таким образом, для бурения проектируемой скважины выбирается гидравлический забойный двигатель.
3.2 Выбор породоразрушающего инструмента
В основу выбора типов долот положены физико-механические свойства горных пород (твердость, абразивность, пластичность и др.).
Руководствуясь опытом бурения скважин в аналогичных геологических условиях на площадях Западной Сибири рационально применение трехшарошечных долот.
При бурении направления производиться разбуривание четвертичных отложений. Для данного интервала применяется трехшарошечное долото с центральной промывкой типа III - 393,7 – СЦВ.
При бурении под кондуктор в интервале 0 – 780 м геологический разрез представлен глинами, песками, с твердостью по штампу 100 МПа, и категорией пород по промысловой классификации М, абразивностью III –VIII категории. В этом интервале выбираем долото III - 295,3 МСЗ-ГВ.
В интервале бурения под эксплуатационную колонну от 780 до 1759 метров, геологический разрез представлен глинами, песками, супесями, песчаниками, аргиллитами, с твердостью по штампу 100-200 МПа, категорией пород по промысловой классификации М, МС и абразивностью III –VIII. Выбирается высокооборотное долото с типом опор «В» – опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 215,9 мм. При первом долблении из под кондуктора (h=780м) приходится разбуривать цементный стакан, ЦКОД и башмак предыдущей колонны, это может отрицательно сказаться на дорогих лопастных долотах, поэтому используется относительно недорогое долото III – 215,9 МЗ– ГВ фирмы «ВБМ-сервис», которое имеет достаточно высокую проходку и механическую скорость в этом интервале. На втором долблении для разбуривания абразивных песчаных горных пород расположенных в этом интервале также используется долото III - 215,9 МЗ-ГВ.
На интервале 1759 – 2970 м геологический разрез представлен песчаниками, аргиллитами, алевролитами с твердостью по штампу 100 - 200 МПа, категорией пород по промысловой классификации МС, С и абразивностью III –VII категории. Продуктивный пласт, который находится в этом интервале, будем бурить винтовым забойным двигателем, который имеет меньшее рабочее давление чем турбинный двигатель и меньше загрязняет продуктивный пласт, как правило, с такими двигателями используют долота предназначенные для бурения с малой частотой вращения. На месторождениях Западной-Сибири показал высокую эффективность применения на этом интервале лопастных долот типа БИТ 215,9 В 513 фирмы «БУРИНТЕХ» (см. разд. 11)
Выбранные типоразмеры долот для определенного интервала сведены в таблице 3.1

Таблица 3.1
Интервал бурения, м Типоразмер долота
0-30 III – 393,7 С–ЦВ
30-780 III – 295,3 МСЗ – ГВ
780-1759 III – 215,9 МЗ – ГВ
1759-2970 БИТ 215,9 B 513
3.3 Расчет параметров режима бурения
Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород
Расчет осевой нагрузки на долото ведется статическим и аналитическим методами. Затем полученные результаты сравниваются с условием допустимой нагрузки, и принимается окончательно нагрузка в пределах вычисленных величин.
1. Статистический метод.
Расчет осевой нагрузки ведется по формуле:
Gо1 = g · Dд, (3.1)
где g – удельная нагрузка на один сантиметр долота, кг/см3;
Dд – диаметр долота, см;
Go – осевая нагрузка, кН.
Для данного района работ ЗапСибНИИ рекомендует применять следующие удельные нагрузки [3]:
для пород категории М: g <200 кН/м;
для пород категории МС: g <200 – 400 кН/м;
для пород категории С: g <400 – 800 кН/м.
2. Аналитический метод.
Расчет осевой нагрузки ведется исходя из разрушения горной породы, по формуле:
Gо2 = ·d/2·Тш·в· Кпер , (3.2)
где Gо - осевая нагрузка на долото т. с.
- коэффицент учитывающий изменение твердости горных пород в конкретных условиях забоя, =0,33…1,59 (принимается =1);
Тш- твердость пород по штампу на интервале бурения, кгс /мм2;
в - ширина зуба, в =1...2 мм (принимается в =1);
Кпер - коэффицент перекрытия зубьев К=0,7…1,9 (принимается К=1).
3. Расчет осевой нагрузки допустимой по паспорту долота.
Расчет осевой нагрузки ведется из условия:
Gдоп < 0,8 · Gодоп (3.3)
где Gодоп – допустимая осевая нагрузка на долото, кН.
Расчет осевой нагрузки для интервала 0 – 30 м (направление):
По формулам 3.1, 3.2, 3.3. находятся значения осевых нагрузок:
Gо1 = 200·39,37 = 7874кгс=78,74 кН;
Gо2 = 1· (393,7/2)·10·1·1 = 1930 кгс=19,3 кН;
Gо3 0,8 · 470;
Gо3 376 кН.
Так как при бурении направления вес инструмента еще мал, то принимается нагрузка на долото равная весу инструмента.
Расчет осевой нагрузки для интервала 30 – 780 м (кондуктор):
Gо1 = 200 · 29,53 = 5906кг = 59,06 кН.
Gо2 = 1· (295,3/2)·25·1·1 = 3691,25 кг = 36, 91 кН.
Gо3 0,8 · 250;
Gо3 200 кН.
Gодоп – допустимая по паспорту осевая нагрузка на долото (lll 295,3 МСЗ – ГВ), составляет 250кН.
В основе расчета статистического метода лежат рекомендации, которые в свою очередь основываются на многолетнем опыте буровых работ, в расчетах аналитического метода довольно сложно учесть все геологические особенности месторождения, поэтому принимается рекомендуемая осевая нагрузка равная 60 кН.
Расчет осевой нагрузки для интервала 780 – 1759 метров (эксплуатационная колонна):
Gо1 = 400 · 21,59 = 8636 кг = 86,36 кН;
Gо2 = 1·(215,9/2)·60·1·1 = 6477 кгс = 64,77 кН;
Допустимая паспортная нагрузка для долота III 215,9 МЗ-ГВ равна 250 кН.
Gо3 0,8 · 250;
Gо3 200 кН.
Для бурения данного интервала выбирается осевая нагрузка равная 60 кН.
Расчет осевой нагрузки для интервала 1759 – 2970 м (эксплуатационная колонна):
G о1 = 800·215,9 =17,272 т.с;
G о2 = 1·215,9/2·140·1·1 = 15113 кг.
Допустимая паспортная нагрузка для долота БИТ 215,9 Gдоп = 8 т.с.
Gо3 < 0,8 х 8;
Gо3 < 6,4 т.с.
На интервале 1759 - 2970 м принимается Сос =6 т.с.
Поинтервально рассчитанные нагрузки на породоразрушающий инструмент сведены в табл. 3.2

Таблица 3.2
Осевые нагрузки на долото по интервалам бурения
Интервалы, м Осевые нагрузки, кН.
0-30 Вес инструмента
30-780 60
780-1759 90
1759-2970 60
Расчет частоты вращения долота
Эффективное разрушение горной породы при бурении происходит при условии, что время контакта рабочих элементов долота с породой было не меньше времени, которое необходимо для того, чтобы нагрузка достигла такой величины, которая необходима для разрушения породы.
Время контакта зуба долота с породой для шарошечных долот определяется шагом зуба и скоростью вращения долота. Если время контакта будет меньше времени разрушения породы, то процесс деформации будет протекать не полностью, и разрушение будет носить усталостный характер, несмотря на то, что осевая нагрузка будет достаточной.
Также на расчет частоты вращения влияет стойкость опор долота и условие создания необходимой скорости на периферийном венце шарошки.
Расчет частоты вращения по оптимальной линейной скорости на периферийном венце шарошки ведется по формуле:
n1 = 60 · Vл /( · Dд) об/мин, (3.4)
где Vл – рекомендуемая линейная скорость на периферийном венце шарошки, м/с; (Для пород типа М и МЗ Vл =3,4…2,8 м/с, типа МС и МСЗ Vл =2,8…1,8 м/с, типа С и СЗ Vл =1,8…1,3 м/с).[3]
Dд – диаметр долота, м;
Расчет частоты вращения долота, по времени контакта зуба долота с горной породой ведется по формуле:
n2 = 39 / (tк · z) об/мин, (3.5)
где tк – минимальное время контакта зуба долота с горной породой, с (для упругопластичных пород tк = 6·10-3 сек; для пластичных пород tк =3… 6·10-3 сек; для упругохрупких пород tк = 6…8·10-3 сек.);
z – число зубьев.
Расчет частоты вращения по стойкости опор:
n3 = То / (0,02 ( а + 2)) = 0,0935 · Dд / 0,02 · (а + 2) об/мин, (3.6)
где а – коэффициент, характеризующий свойства горных пород, (для пород типа М а = 0,7 – 0,9, типа С а = 0,5 – 0,7);
Dд – диаметр долота, мм;
То – константа для данного долота, характеризующая стойкость опор.
Частота оборотов долота рассчитывается поинтервально.
Рассчитывается частота вращения долота для интервала 0 – 30 метров:
Для бурения направления на интервале 0 – 30 метров Vлин =3,4, а=0,9, tк = 6·10-3 сек, так как в интервале представлены упругопластичные породы промысловой классификации М. Расчет производится по формулам 3.4, 3.5, 3.6.
n1 = 60 ·3,4 / (3,14 · 0,3937) = 165 об/мин;
n2 = 39 / (6 · 10-3 · 22) = 295 об/мин;
n3 = 0,0935 · 393,7 / (0,02 · (0,9 + 2)) = 635 об/мин.
Частота вращения долота на интервале 30 – 780м (кондуктор):
Так как на данном интервале содержаться упругопластичные породы промысловой классификации М, то все данные, кроме диаметра долота совпадают с данными для интервала 0 – 30 метров. Расчет производится по формулам 3.4, 3.5, 3.6.
n1 = 60 · 3,4 / (3,14 · 0,2953) = 220 об/мин;
n2 = 39 / (6 · 10-3 · 22) = 295 об/мин;
n3 = 0,0935 · 295,3 / (0,02 · (0,9 + 2)) = 476 об/мин.
Расчет частоты вращения долота для интервала 780 – 1759 м (эксплуатационная колонна):
Для данного интервала используются долота диаметром 0,2159 метров с числом зубьев z = 24. Так как породы упругопластичные промысловой классификации М и МС, принимаем Vл =2,8, а=0,8, tк = 6·10-3 сек. По формулам 3.4, 3.5, 3.6. определяется n:
n1 = 60 · 2,8 / (3,14 · 0,2159) = 248 об/мин;
n2 = 39 / (6 · 10-3 · 24) = 271 об/мин;
n3 = 0,0935 · 215,9 / (0,02 · (0,8 + 2)) = 360 об/мин.
Так как интервал 1759-2970 м бурится винтовым забойным двигателем и лопастным долотом, допустимая частота вращения долота БИТ 215,9 B 513 может изменятся в пределах от 60 до 400 об/мин, то частота вращения долота будет определятся параметрами двигателя Д5-195.
Согласно полученным значениям выбираются значения, не превышающие максимально допустимую частоту вращения долота, которая обеспечивает минимально необходимую продолжительность контактов зубьев с породой [3]. Полученные значения частот вращения представлены в табл. 3.3
Таблица 3.3
Оптимальная частота вращения долот на интервалах бурения
Интервал, м Частота вращения, об/мин
0 – 30
30 – 780
780 – 1759
1759– 2970
165-295
220-295
248-271
80-120
3.4 Выбор и обоснование типа забойного двигателя
Выбор типа забойного двигателя осуществляется в зависимости от профиля, класса и типоразмера долот, режимных параметров и свойств бурового раствора. Основные требования по обеспечению эффективности режимов бурения, заключается в том, чтобы забойные двигатели развивали достаточную мощность и крутящий момент при необходимых для эффективной работы долота частотах вращения и имели достаточную широту регулирования диапазонов этих показателей.
При выборе гидравлического забойного двигателя (ГЗД) необходимо учитывать диаметр долота и номинальный момент на валу. Диаметр ГЗД рассчитывается по формуле:
Dг = (0,8 0,9) · Dд м, (3.7)
где Dд – диаметр долота, м.
Момент, необходимый для разрушения горной породы, рассчитывается по формуле:
Мр = Мо + Муд · Gо м, (3.8)
где Мо – момент, необходимый для вращения ненагруженного долота, Н*м;
Муд – удельный момент шарошечного долота, Н*м/кН;
Gо – осевая нагрузка на долото, кН.
Момент, необходимый для вращения ненагруженного долота, определяется по формуле:
Мо = 550 ·Dд м, (3.9)
Удельный момент долота определяется по формуле:
Муд = Q + 120 · Dд м, (3.10)
где Q – опытный коэффициент (Q = 12, в расчетах принимается Q = 1,5 Н*м/кН).
На основании вышеперечисленных формул производятся расчеты, необходимые для выбора гидравлического забойного двигателя.
Момент, необходимый для разрушения породы в интервале бурения 0-30 м (направление):
Мр = (550 · 0,3937) + (1,5 + 120 · 0,3937) · 30 = 3,141 кН·м.
Момент, необходимый для разрушения породы в интервале бурения 30-820 м (кондуктор):
Мр = (550 · 0,2953) + (1,5 + 120 · 0,2935) · 60 = 2,38 кН·м.
Момент, необходимый для разрушения горной породы на интервале от 780 до 1759м (эксплуатационная колонна), выбирается максимальная осевая нагрузка на этом интервале:
Мр = (550 · 0,2159) + (1,5 + 120 · 0,2159) · 175 = 3,515 кН·м.
Момент, необходимый для разрушения горной породы на интервале от 1759 до 2970 м (эксплуатационная колонна):
Мр = (550 · 0,2159) + (1,5 + 120·0,2159) · 60 = 2,311 кН·м.
По формуле (3.7) рассчитываются диаметры ГЗД по интервалам бурения.
В интервале бурения 30 – 780 метров диаметр забойного двигателя равен:
Dг = (0,8 0,9)·0,2953 = 0,236 0,266м.
Принимается диаметр равный 0,240 м.
В интервале бурения под эксплуатационную колонну диаметр гидравлического забойного двигателя составит:
Dг = (0,8 0,9) · 0,2159 = 0,173 0,194 м.
Принимается диаметр равный 0,195 м.
На основании полученных результатов производится выбор ГЗД. При выборе также учитываются рабочие характеристики двигателя.
Для бурения направления и кондуктора выбирается гидравлический забойный двигатель 2ТСШ – 240
Для бурения скважины под эксплуатационную колонну в интервале 780 – 1759 метров принимается турбобур 3ТСШ1- 195.
В интервале набора кривизны (1100 – 1197 метров) используется турбинный отклонитель ТО – 240К.
На интервале 1759 – 2970 м принято долото БИТ 215,9 B 513 которое более эффективно при низкочастотном бурении, поэтому в целях экономии принимается менее затратный винтовой двигатель Д5-195.
Техническая характеристика выбранных ГЗД приведена в табл. 3.4
Таблица 3.4
Техническая характеристика забойных двигателей.
Характеристики 2ТСШ-240 ТО-195К 3ТСШ1-195 Д5-195
Наружный диаметр корпуса, м 0,24 0,195 0,195 0,195
Длина в сборе, м 15,486 10,2 25,7 7,265
Угол перекоса, град - 1,5 - -
Расход бурового раствора, м3/сек 0,04 0,030 0,03 0,025
Момент силы на выходном валу, Нм 2700 1489 2000 7500
Момент силы на выходном валу двигателя в тормозном режиме, Н 5400 2978 4000 15000
Частота вращения вала в рабочем
режиме, об/мин 470 500 380 120
Перепад давления в рабочем режиме, МПа 4,9 3,4 3,9 6,1
КПД,% не менее 69 32 51 40
Наработка на отказ турбинной секции, ч 1200 400 1200 200
Масса, кг 3983 2700 4788 1200
3.5 Технические средства и режимы бурения при отборе кернаТак как геологический разрез в районе проведения работ хорошо изучен поисковым и разведочным бурением, а также исходя из результатов бурения эксплуатационных скважин на данной площади, при строительстве проектируемой скважины отбор керна в процессе бурения не производится.
Рациональная отработка долот
Обоснование критерия рациональной отработки долот
Рациональная отработка долот имеет большое техническое и экономическое значение. От степени рациональной отработки долот в большой степени зависит темп проводки скважин и себестоимость 1-го метра проходки.
Для оценки работы долот при бурении нефтяных и газовых скважин пользуются следующими показателями:
а) механической скоростью проходки, измеряемой количеством метров, проходимым долотом в течении одного часа работы долота на забое (м/ч);
б) рейсовой скоростью проходки, измеряемой числом метров за один рейс, отнесенных ко времени механического бурения плюс время, затраченное на подъем инструмента, замену долота, спуск инструмента и наращивание в процессе бурения (м/ч);
в) время пребывания долота на забое (ч);
г) проходка за один рейс (м).
Vм = h/t (3.11)
Vр = h/t + tспо (3.12)
Обобщающим комплексным критерием оценки эффективности работы шарошечных долот являются эксплуатационные затраты на один метр проходки, позволяющие учитывать не только проходку на долото за рейс и механическую скорость проходки, но и стоимость одного часа буровой установки по затратам, зависящим от времени ее работы, а так же стоимость долот.
С = [(t + tспо + tпз) Св + Сд] х h, (3.13)
где tпз – время подготовительно-заключительных работ, за один рейс, ч;
Св – сметная стоимость 1-го часа работы буровой установки, руб;
Cд – стоимость долота с районной надбавкой, руб.
При бурении проектируемой скважины рекомендуется следующие критерии рациональной отработки долот:
– достижение максимальной рейсовой скорости;
– равенство механической и рейсовой скорости;
Из всех перечисленных параметров наиболее подходящим является рейсовая скорость бурения, максимально учитывающая все факторы, поэтому в качестве основного критерия отработки долот выбирается этот показатель.
4. Выбор типа и параметров буровых растворов
От правильно подобранного типа промывочной жидкости во многом зависит успешность бурения скважины. А качество бурового раствора определяет не только скорость и безаварийность проводки скважины, но и ввод её в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.
Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия.
Исходя из опыта бурения на месторождениях Западной Сибири, с лучшей стороны показывает себя полимерглинистый раствор. Полимерглинистый раствор по сравнению с растворами на нефтяной основе достаточно дешев и абсолютно пожаробезопасен, а соотношение цены и качества приемлемо.
4.1. Приготовление и регулирование свойств буровых растворов
Для приготовления и регулирования свойств бурового раствора по интервалам в проектируемой скважине будут использованы: глина бентонитовая марки ПМБА, техническая вода и необходимый комплексный набор химических реагентов.
В качестве химреагентов используют:
КМЦ – применяется для снижения фильтрации промывочных жидкостей;
Габроил HV – применяется для снижения фильтрации и увеличения вязкости бурового раствора;
Сайпан – относится к классу полиакриламидных реагентов, предназначен для снижения фильтрации пресных растворов с низким содержанием твердой фазы, эффективно стабилизирует вязкость буровых растворов, образует по всей поверхности ствола прочную корку, эффективно уменьшающую фильтрацию раствора;
Нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) – применяется как разжижитель пресных неингибированных растворов;
Кальцинированная сода (карбонат натрия) – применяется для связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении бурового раствора минерализованными хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом, также применяется как химический диспергатор глин и для регулирования рН бурового раствора;
ФК – 2000 – состоит из анионных, неионогенных поверхностно-активных веществ и полезных добавок, применяется как профилактическая антиприхватная смазочная добавка;
ПКД515 – гармоничная сочетающаяся композиция неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя, предназначен для снижения негативного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов.
Качество бурового раствора характеризуется плотностью, вязкостью, водоотдачей, статическим напряжением сдвига, содержанием твердой фазы.
Следует отметить, что при бурении в неустойчивых и проницаемых горных породах значение показателя фильтрации должно быть не более 3-6 см3 за 30 мин.
Вязкость раствора должна быть достаточной для обеспечения выноса частиц выбуренной породы из скважины, предотвращения, снижения или прекращения поглощений промывочной жидкости в скважине. Однако чрезмерная вязкость повышает гидравлическое сопротивление в циркуляционной системе скважины и ухудшает условия очистки промывочной жидкости. Величина условной вязкости Т должна составлять 25-30 с.
Хорошая удерживающая способность промывочной жидкости достигается при СНС1>=1,25 Па и СНС10<=60 Па при коэффициенте тиксотропности Кт=10/ 1<=3.
Согласно [4] давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 – 1200 метров не менее чем на 10 %, на глубине большей 1200 метров не менее 5%.
Пластовое давление рассчитывается по формуле:
Рпл =grad Рпл ·Н, (4.1)
где grad Рпл – градиент пластового давления в интервале, МПа/м;
Н – глубина по вертикали, м.
Плотность бурового раствора, исходя из пластового давления, определяется по формуле:
БР =Рпл/g·Н+(0,05…0,1) · Рпл/g·Н, (4.2)
где g – ускорение свободного падения, м/с2; g=9,8 м/с2
0,05…0,1 – необходимое превышение гидростатического давления над пластовым.
Условная вязкость промывочной жидкости определяется по формуле:
УВ<=21·10-3·БР сек, (4.3)
где БР – плотность бурового раствора, кг/м3.
Фильтрация промывочной жидкости определяется по формуле:
Ф<=((6·103/БР)+3) см3/30 сек, (4.4)
Статическое напряжение сдвига бурового раствора через одну минуту определяется по формуле:
СНС1>=5·(2 – exp(-110·d))·d·(П-БР) дПа, (4.5)
где d – диаметр частиц шлама, м;
П - плотность горной породы, кг/м3 (П=2300 кг/м3).
Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут определяется по формуле:
СНС10 >(d·(П-БР)·g·К)/6 дПа, (4.6)
где К – коэффициент, учитывающий реальную форму частицы шлама, принимается К=1,5.
Определяются параметры бурового раствора по интервалам бурения.
Бурение направления и кондуктора:
Исходя из формул 4.1- 4.2, определяется минимальная плотность бурового раствора на данном интервале (градиент пластового давления см. табл.1.7):
БР =(0,1·780/9,8·780+ 0,1·0,1·780 /9,8·780)·106=1120 кг/м3.
Данный интервал сложен мягкими породами склонными к осыпям и обвалам, поэтому принимаемая плотность бурового раствора составит р=1160 кг/м3 .
УВ=21·10-3·1160=24,36 сек. Принимается УВ=25 сек.
Ф=6·103/1160+3=8,17. Принимается Ф=8.
При бурении под кондуктор принимается d=8·10-3 м.
СНС1=(8·10-3 ·(2300-1160) ·9,8·1,5)/6=20 дПа;
СНС10=5·(2-exp(-110·8·10-3)) ·8·10-3 ·(2300-1160)=40 дПа.
Содержание песка принимается не больше 2%.
Бурение под эксплуатационную колонну (780 – 1065):
Плотность бурового раствора по формуле 4.2 составит:
БР =(0,1·1065/9,8·1065+ 0,1·0,1·1065/9,8·1065)·106=1120 кг/м3.
В этом интервале для увеличения механической скорости принимается минимальная плотность бурового раствора, которая составит р=1120 кг/м3 .
УВ=21·10-3·1120=23,52 сек. Принимается УВ=25 сек.
Ф=6·103/1120+3=8,35. Принимается Ф=6-8.
При бурении в интервале 780 – 1065 м принимается d=5·10-3 м:
СНС1=(5·10-3 ·(2300-1120) ·9,8·1,5)/6=15 дПа;
СНС10=5·(2-exp(-110·5·10-3)) ·5·10-3 ·(2300-1120)=30 дПа.
Содержание песка принимается не больше 1%.
Бурение под эксплуатационную колонну (1065 – 2540):
БР=((0,10·2540)/9,8·2540+(0,05...0,1)·(0,101·2540)/9,8·2540)·106=1072...1120 кг/м3.
Данный интервал сложен породами склонными к осыпям и обвалам, принимаемая плотность бурового раствора составит р=1120 кг/м3 .
УВ=21·10-3·1120=23,52 сек. Принимается УВ=25 сек.
Ф=6·103/1120+3=8,35. Принимается Ф=6.
При бурении в интервале 1065 – 2540 м принимается d=5·10-3 мм:
СНС1=(5·10-3 ·(2300-1120) ·9,8·1,5)/6=10 дПа;
СНС10=5·(2-exp(-110·5·10-3)) ·5·10-3 ·(2300-1120)=20 дПа.
Содержание песка принимается не больше 1%.
Интервал 2540 – 2970 метров:
Плотность бурового раствора по формуле 4.2 составит:
БР=((0,10·2970)/9,8·2970+0,05·(0,101·2970)/9,8·2970)·106=1080…1120 кг/м3.
Чтобы снизить влияние гидростатического давления на пласт и минимально загрязнить его при вскрытии принимается плотность промывочной жидкости минимальной БР =1,08·104 Н/см3.
УВ=21·10-3·1080=22,68 сек. Принимается УВ=23 сек.
Ф=6·103/1080+3=8,55.
Так как в этом интервале вскрывается продуктивный пласт, для уменьшения загрязняющего воздействия фильтратом бурового раствора принимается значение показателя водоотдачи Ф=6-4 см3/30 мин.
При бурении в интервале 2540 – 2970 м принимается d=3·10-3 мм:
СНС1=(3·10-3 ·(2300-1080) ·9,8·1,5)/6=10 дПа;
СНС10=5·(2-exp(-110·3·10-3)) ·3·10-3 ·(2300-1080)=20 дПа.
Содержание песка принимается не больше 1%.
Проектируемые параметры бурового раствора представлены в табл. 4.1
Таблица 4.1
Параметры бурового раствора на интервалах бурения.
Интервал бурения, м Плотность,
г/см3 СНС1 дПа СНС10 дПа Условная вязкость, сек Показатель фильтрации, см3/30 мин рН П,%
от до 0 780 1,16 20 40 25 8 8 2
780 1065 1,12 15 30 25 6-8 8 1
1065 2540 1,12 10 20 25 6 8 1
2540 200 1,08 10 20 23 5 8 1

4.2 Расчет гидравлической программы бурения
Расчет необходимого расхода бурового раствора
При бурении скважины в любом интервале, оптимальный расход очистного агента должен обеспечивать:
- эффективную очистку забоя скважины от шлама;
- транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины;
- предотвращение размыва стенки скважины;
- предотвращение прихватов;
- предотвращение сальникообразования;
- обеспечение гидромониторного эффекта;
- предотвращение гидроразрыва горных пород;
- устойчивую работу забойного двигателя (если он используется).
На основании проведенных расчетов определяется оптимальный расход очистного агента, удовлетворяющий всем условиям.
Расход промывочной жидкости (), исходя из условий выноса шлама на поверхность, определяется по формуле:
, (4.7)
где - диаметр скважины, м;
- минимальный наружный диаметр бурильных труб, м;
- минимальная скорость подъема жидкости обеспечивающий вынос шлама, м/с ().
Интервал 30-780м
; ; .
.
Интервал 780-2970 м; ; .
.
Расход промывочной жидкости, исходя из условия очистки забоя от шлама, определяется по формуле:
, (4.8)
где .
Интервал 0-30м
; .
.
Интервал 30-780м
; .
.
Интервал 780-2970м
; .
.
Расчет расхода промывочной жидкости, необходимой для создания гидромониторного эффекта:
, (4.9)
где - площадь сечения насадок, см2.
,
где - диаметр насадки, см2; - число насадок.
Интервал 30-780м
.
.
Интервал 780-2970м
.
.
Расход промывочной жидкости, препятствующий размыву стенок скважины, определяется по формуле:
, (4.10)
,
где - минимальная площадь кольцевого пространства, м2;
- максимально-допустимая скорость выхода потока, м/с.
Интервал 30-780м
; .
.
Интервал 780-2970м
; .
.
Исходя из проектных данных, а так же опыта работы на Самотлорском месторождении, принимаются расходы бурового раствора, представленные в таблице 4.2
Таблица 4.2
Параметры расхода бурового раствора
Интервал, м Расход, л/с
от до 0
30
780 30
780
2970 64
57
34
Выбор гидравлической программы промывки скважины
Цель составления гидравлической программы бурения – определение рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку долот, при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого инструмента.
Расчет производится по методике, предложенной в [6]. Данные для расчета приведены в таблице 4.3
Таблица 4.3
Исходные данные для расчета
Глубина бурения скважины L, м 2970
Удельный вес разбуриваемых пород qГП, Н/м3 2,3·104
Механическая скорость бурения Vм м/с 0,005
Момент ГЗД, необходимый для разрушения породы, Мр Н·м 3885
Реологические свойства жидкости:
динамическое напряжение сдвига О, Па 20
пластическая вязкость , Па·с 0,027
Удельный вес бурового раствора qБР, Н/м3 1,08·104
Тип бурового насоса УНБ 600
Число буровых насосов 1
Номинальный расход насоса Qн ,м3/сек 0,033
Номинальное рабочее давление Рн, МПа 21,6
Элементы наземной обвязки
Условный диаметр стояка, м 0,140
Диаметр проходного сечения, м:
бурового рукава 0,100
вертлюга 0,075
ведущей трубы 0,085
Элементы бурильной колонны
Параметр УБТ 178х90 УБТ 146х74 ПК 127х9 ТБД16Т 147х11
длина l1,2,3,4,м 97 8 250 2637
наружный диаметр dн1,2,3,4, м 0,178 0,146 0,127 0,147
внутренний диаметр dв1,2,3,4, м 0,09 0,074 0,109 0,125
наружный диаметр замкового
соединения dз3,4, м - - 0,162 0,172

1. Определяются потери давления в бурильных трубах. Для этого находятся значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:
Rекр=2100+7,3·((q·dв2·О)/10·2)0,58 , (4.11)
В ТБД16Т: Rекр = 2100+7,3·((1,08·104 ·0,1252·20)/ 10·0,0272) 0,58 = 16057;
В ТБПК: Rекр = 2100+7,3·((1,08·104 ·0,1092·20)/ 10·0,0272) 0,58 = 13747;
В УБТ-178: Rекр = 2100+7,3·((1,08·104 ·0,0902·20)/ 10·0,0272) 0,58 = 11622;
В УБТ-146: Rекр = 2100+7,3·((1,08·104 ·0,0742·20)/ 10·0,0272) 0,58 = 9680.
2. Определяются действительные числа Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:
Rеm=(4·q·Q)/(10··dв·), (4.12)
В ТБД16Т: Rеm = (4·1,08·104 ·0,025)/(10·3,14·0,125·0,027) = 10190;
В ТБПК: Rеm = (4·1,08·104 ·0,028)/(10·3,14·0,107·0,027) = 11905;
В УБТ-178: Rеm = (4·1,08·104 ·0,028)/(10·3,14·0,090·0,027) = 14153;
В УБТ-146: Rеm = (4·1,08·104 ·0,028)/(10·3,14·0,074·0,027) = 17214.
В бурильной колонне в ТБД16Т и ТБПК Rеm < Rекр, значит движение происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана, а вУБТ-178 и УБТ-146 Rеm > Rекр, следовательно движение происходит при турбулентном режиме и описывается уравнением Дарси-Вейсбаха.
3. Рассчитывается число Сен-Венана для колонны труб ТБД16Т и ТБПК по формуле:
Sт=(·О·dв2)/(4··Q), (4.13)
В ТБД16Т: Sт = (3,14·20·0,1252)/(4·0,027·0,025) = 363;
В ТБПК: Sт = (3,14·20·0,1072)/(4·0,027·0,025) = 266.
4. Определив значение Sт, по рис. 6.7.[6] определяется значение коэффициента : для ТБД16Т – 0,84; для ТБПК– 0,82.
5. Вычисляются потери давления внутри бурильной колонны по формуле:
Рт=(4·О·l)/(·dв) МПа, (4.14)
В ТБД16Т: Рт=(4·20·2637)/(0,84·0,125) = 1,78 МПа.
В ТБПК: Рт=(4·20·250)/(0,82·0,109) = 0,22 МПа.
6. Рассчитывается значения коэффициентов гидравлического сопротивления для УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:
=0,1·(1,46·К/dв+100/ Rеm), (4.15)
где К–коэффициент шероховатости стенок, принимается для УБТ=3,0·10-4, м.
В УБТ-178: = 0,1·(1,46·3,0·10-4/0,090+100/14153)0,25 = 0,03243;
В УБТ-146: = 0,1·(1,46·3,0·10-4/0,074+100/17214)0,25 = 0,03239.
7. Вычисляются потери давления внутри УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:
Рт=(·0,8·q·Q2·l)/( 2·dв5) МПа, (4.16)
В УБТ-178: Рт = (0,03243·0,8·1,08·104·0,0252·97)/( 3,142·0,0905) = 0,44 МПа.
В УБТ-146: Рт = (0,03239·0,8·1,08·104·0,0252·8)/( 3,142·0,0745) = 0,064 МПа.
8. Суммарные потери давления внутри колонны бурильных труб и секций УБТ составит:
Рт = 0,44+0,064+0,22+1,78 = 2,504 МПа.
Местными потерями давления в приварных замках ТБПК пренебрегают, так как потери не значительны [6].
9. Вычисляются потери давления в наземной обвязке по формуле:
Ро=(аС+аР+аВ+аК) ·q·Q2 МПа, (4.17)
где аС=0,4, аР=0,3, аВ=0,3, аК=0,9 – коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки (см.табл. 6.1[6,стр. 118]).
Ро = (0,4+0,3+0,3+0,9) ·105·1,08·104·0,0252 = 1,28 МПа.
10. Вычисляются потери давления в затрубном пространстве. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса по формуле:
Rекр=2100+7,3·((q·(dс-dн)2·О)/10·2)0,58 ,(4.18)
В затрубном пространстве за ТБД16Т на интервале 0 – 780 м:
Rекр = 2100+7,3·((1,08·104 ·(0,2292-0,147)2·20)/ 10·0,0272)0,58 = 10773.
В затрубном пространстве за ТБД16Т на интервале 780 – 2344 м:
Rекр = 2100+7,3·((1,08·104 ·(0,2159-0,147)2·20)/ 10·0,0272)0,58 = 9163.
В затрубном пространстве за ТБПК:
Rекр = 2100+7,3·((1,08·104 ·(0,2159-0,127)2·20)/ 10·0,0272)0,58=11599.
В затрубном пространстве за УБТ-146:
Rекр=2100+7,3·((1,08·104 ·(0,2159-0,146)2·20)/ 10·0,0272)0,58=9282.
В затрубном пространстве за УБТ-178:
Rекр=2100+7,3·((1,08·104 ·(0,2159-0,178)2·20)/ 10·0,0272)0,58=5622
В затрубном пространстве за забойным двигателем:
Rекр=2100+7,3·((1,08·104 ·(0,2159-0,195)2·20)/ 10·0,0272)0,58=3856.
11. Вычисляются действительные значения чисел Рейнольдса в затрубном пространстве по формуле:
Rеm=(4·q·Q)/(10··(dс+dн)·), (4.20)
За ТБД16Т (0–780м):
Rеm=(4·1,08·104 ·0,025)/(10·3,14·(0,2292+0,147)·0,027)=3385;
За ТБД16Т (780–2344м):
Rеm=(4·1,08·104·0,025)/( 31,4·(0,2159+0,147)·0,027)=3475;
За ТБПК: Rеm=(4·1,08·104 ·0,025)/(10·3,14·(0,2159+0,127)·0,027)=3715;
За УБТ-146: Rеm=(4·1,08·104 ·0,025)/(10·3,14·(0,2159+0,146)·0,027)=3519;
За УБТ-178: Rеm=(4·1,08·104 ·0,025)/(10·3,14·(0,2159+0,178)·0,027)=3233;
За ГЗД: Rеm=(4·1,08·104 ·0,025)/(10·3,14·(0,2159+0,195)·0,027)=3100.
12. В затрубном пространстве Rеm < Rекр, значит движение бурового раствора происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана:
Sкп = (·О·(dс-dн)2·(dс+dн))/(4··Q), (4.21)
За ТБД16Т (0–753 м):
Sкп=(62,8·(0,2292-0,147)2·(0,2292+0,147))/(0,0027)=59,11;
За ТБД16Т (753–2344 м):
Sкп=(62,8·(0,0689)2·(0,2159+0,147))/( 0,0027)=40,04;
З ТБПК: Sкп=(3,14·20·(0,2159-0,127)2·(0,2159+0,127))/( 0,0027)=62,98;
За УБТ-146: Sкп=(3,14·20·(0,2159-0,146)2·(0,2159+0,146))/( 0,0027)=41,13;
За УБТ-178: Sкп=(3,14·20·(0,2159-0,178)2·(0,2159+0,178))/( 0,0027)=13,16;
За ГЗД: Sкп=(3,14·20·(0,2159-0,195)2·(0,2159+0,195))/( 0,0027)=4,18.
13. Определив значение Sкп, по рис. 6.7.[6, стр 72] определяется значение коэффициента кп: для ТБД16Т на интервале 0-780 м – 0,7; для ТБД16Т на интервале 780-2344 м – 0,58; для ТБПК – 0,75; для УБТ-146 – 0,61; для УБТ-178 – 0,35; для забойного двигателя – 0,16.
14. Вычисляются потери давления в затрубном пространстве по формуле:
Ркп=(4·О·l)/(кп·(dс-dн)) МПа, (4.22)
За ТБД16Т (0-780 м): Ркп = (4·20·753)/(0,7·(0,2292-0,147)) = 0,13;
За ТБД16Т (780–2637 м): Ркп = (4·20·1884)/(0,58·(0,2159-0,147)) = 3,2;
За ТБПК: Ркп = (4·20·250)/(0,75·(0,2159-0,127)) = 0,3;
За УБТ-146: Ркп = (4·20·8)/(0,61·(0,2159-0,146)) = 0,015;
За УБТ-178: Ркп = (4·20·97)/(0,35·(0,2159-0,178)) = 0,88;
За ГЗД Ркп = (4·20·8,1)/(0,16·(0,2159-0,195)) = 0,19.
Суммарные потери давления в затрубном пространстве составят:
Ркп = 0,13 + 3,2 + 0,3 + 0,015 + 0,88 + 0,19 = 4,715 МПа.
15. Вычисляются потери давления от замков в затрубном пространстве по формуле:
Рзс=(l/lm)·0,1·((dc2-dн2)/(dc2-dн2)-1)2 ·q ·Vкп2 МПа, (4.23)
где lm – средняя длина трубы;
Vкп – минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве, в интервале ТБПК определяется по формуле:
Vкп=(4·Q)/( ·(dc2-dн2)) м/с, (4.24)
Vкп=(4·0,025)/(3,14 ·(0,21592-0,1272))=1,04 м/с.
По формуле (4.23) Вычисляются потери давления от замков:
За ТБД16Т (0-780 м):
Рзс=(780 / 12)·0,1·((0,22922 - 0,1472) / (0,22922 - 0,1722) - 1)2 ·1,08·104 ·1,042 = =0,008МПа.
В затрубном пространстве за ТБД16Т на интервале 820-2344 м:
Рзс = (1857 / 12)·0,1·((0,21592 - 0,1472) / (0,21592 - 0,1722) - 1)2·1,08·104·1,042= =0,034 МПа.
В затрубном пространстве за ТБПК:
Рзс=(250/12)·0,1·((0,21592-0,1272)/(0,21592-0,1622)-1)2 ·1,08·104·1,042=0,009 МПа.
Суммарные потери давления в затрубном пространстве от замков составят:
Рзс = 0,008 + 0,034 + 0,009 = 0,051 МПа.
16. Определяется перепад давления в забойном двигателе по формуле:
Рзд = (Ртн·q·Q2) / (qС·Qтн2) МПа, (4.25)
Рзд = (3,9·1,08·104 · 0,0252) / (1·104 ·0,0252) = 4,212 МПа.
17. Определяется вспомогательный параметр :
= Q/ (/4 · Vмех · dc2 + Q), (4.26)
= 0,025 / (3,14 / 4 · 0,005 · 0,21592 + 0,025) = 0,9927.
18. Определяется перепад давления, связанный с выносом шлама по формуле:
Р = (1- ) · (qШ- q) ·g·L МПа, (4.27)
Рг=(1- 0,9927) · (2,3·104 - 1,08·104) ·9,8 · 2970 = 2,406 МПа.
19. Определяется сумма потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением долота:
Р - Рд = 2,504+ 1,28 + 4,714 + 0,051 + 4,212+ 2,406 = 15,167 МПа.
Рассчитывается резерв давления на долоте по формуле:
Рр = b·Рн- (Р-Рд) МПа, (4.28)
Рр = 0,8 · 21,6 – 15,167 = 2,113 МПа.
Вычисляется скорость течения жидкости в насадках долота по формуле:
Vд= · (2· Рр/q)0, 5 м/с, (4.29)
где - коэффициент расхода ( = 0,95 [6]).
Vд= 0,95· (2 · 2,113·106/ 1080) 0,5 =59,4 м/с.
Принимая Vд=60 м/с, вычисляется перепад давления в долоте по формуле:
Рд = (q·Vд2)/(20·2) МПа, (4.30)
Рд = (1,08·104 ·602)/(20·0,952)=2,15 МПа.
Определяется расчетное рабочее давление в насосе как:
Р = 2,15 + 15,167 = 17,317 МПа.
Определяется по графику [6, рис. 6.28] утечки промывочной жидкости через уплотнение вала забойного двигателя Qу = 0,0005.
Определяется площадь промывочных отверстий по формуле:
Ф=(Q – Qу)/ Vд м2, (4.31)
Ф = (0,025 – 0,0005)/ 60=0,000408 м2.
Применяются три насадки с внутренним диаметром 12 мм.
Таким образом, из вышеприведенных расчетов видно, что суммарные потери давления в трубном и затрубном пространствах меньше давления развиваемого буровым насосом типа УНБ – 600 при диаметре цилиндровых втулок 170 мм, следовательно технологический режим промывки скважины выбран верно.
5. Бурильная колонна
5.1 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны
При применении УБТ в КНБК благодаря большой жесткости предупреждается резкое искривление ствола скважины.
Расчет утяжеленных бурильных труб сводится к определению диаметра и длины. Диаметр УБТ определяется исходя из условий обеспечения наибольшей жесткости сечения в данных условиях бурения, а длину исходя из нагрузки на долото. Отношение диаметра УБТ к диаметру скважины должно быть (0,8 – 0,85) для долот диаметром меньше 295,3 мм и (0,7- 0,8) для долот свыше 295,3 мм [5]
Расчет УБТ:
Необходимо определить типы, длины и диаметры ступеней компоновки УБТ.
Для не осложненных условий бурения выбираем по табл. 1 [5, с.7] для первой (основной) ступени УБТ с наружным диаметром D01 = 178 мм (внутренний диаметр 90 мм, вес 1м – 103 кгс).
Согласно формуле:
, (5.1)
где D01 и d01 – соответственно наружный и внутренний диаметры основной ступени УБТ, мм;
D0k и δok – соответственно наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны, мм.
D01/Dок = 1,219 > 0,788,
следовательно, жесткость на изгиб основной ступени УБТ больше жесткости обсадной колонны.
Диаметр нижней секции бурильной колонны согласно табл.2 [5, с.8] должен составить 127 мм.
Диаметр последней (перед КБТ) секции УБТ должен составлять:
; (5.2)

– диаметр КБТ, мм;
< 1,33·127 = 168,91 мм;
Условие не выполняется, поэтому УБТ будет ступенчатой. Требованиям к УБТ второй ступени удовлетворяет УБТ-146-74, для нее вес G=97.600 длинна L=8000.
Вычисляется длина первой ступени УБТ:
, (5.3)
где: Go – осевая нагрузка на долото, кгс;
q01 – вес 1 м основной ступени УБТ, кгс/м;
КД – коэффициент нагрузки на долото, для турбинного бурения
КД = 1,175;
ρж – плотность бурового раствора, г/см3;
ρ0 – плотность материала УБТ, г/см3;
Qзд – вес забойного двигателя, кгс;
Qс– суммарный вес элементов КНБК, за исключением ГЗД и УБТ, кгс;
l0i – длина i-ой переходной ступени УБТ, м;
qoi – вес 1м i-ой переходной ступени УБТ, кгс/м;
м.
Принимается l0 = 97 м.
Тогда вес компоновки УБТ на воздухе составит:
Qo = 103·97 = 9741,8 кгс.
Вес КНБК в скважине:
; (5.4)
Qкн = (3325 + 21373,8)·(1 – 1,08/7,85) = 10515,1 кгс.
Общая длина КНБК:
Количество промежуточных опор m определяется по формуле:
(5.5)
(m должно быть не меньше 2),
где a – расстояние между опорами.
По табл. 4 [5, с.10] a = 33м
Число промежуточных опор принимается равным 2.
Моменты затяжки принятых по [5] УБТ: Для УБТ-0,178-0,09 момент затяжки МЗТ = 2470 – 3260 кГс*м. Для УБТ-0,146-0,074 момент затяжки МЗТ = 1280 – 1630 кГс*м.
Расчет КБТ:
С учетом небольшой глубины скважины, неосложненных условий бурения забойными двигателями для компоновки бурильной колонны могут быть использованы трубы типа ПК. В соответствии с рекомендациями [5, с. 11] и [5, с. 3]. Первая над УБТ секция КБТ длиной 250 м скомпонуется из бурильных труб ПК с наружным диаметром 127 мм, толщиной стенки 9 мм, группы прочности Д (данные берутся из 9 [5, с. 25]), имеющих наибольшую толщину стенки и наименьшую группу прочности, а следовательно, самых экономичных.
Допускаемое наружное избыточное давление составляется в соответствии с [5, с. 29] и условием:
, (5.6)
где – критическое наружное давление, кгс/мм2;
– предельное внутреннее давление, кгс/мм2;
n – нормативный запас прочности для наружного и внутреннего значений, принимается равным 1,15.
Ркр = 4,54 кгс/мм2
Рн = 4,54/1,15 = 3,95 кгс/мм2,
Необходимо проверить выполнение условий статической прочности в верхнем сечении секции для случая отрыва долота от забоя:
, (5.7)
где: QБ1 - вес первой секции КБТ, кгс;
q1 – приведенный вес 1м трубы первой секции, кгс/м;
ρж - плотность бурового раствора, г/см3;
ρ0 – приведенный удельный вес трубы 1-ой секции, г/см3;
QБ1 = 28,3·250· (1 – 1,08/7,85) = 6532,83439 кгс
, (5.8)
где: Qk – усилие, обусловленное весом, силами сопротивления колонны и перепадом давления в забойном двигателе и долоте на предыдущих участках, кгс;
μ – коэффициент трения покоя (по табл. 8 [3, с. 20] μ = 0,3);
α – зенитный угол, α = 15.60;
К – коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции. К = 1,15;
Qk = 1,15·9440·(0,3·0,122 + 0,993) = 11177 кгс.
; (5.9)
где: μ1 – коэффициент трения БТ о стенки скважины, μ1 = 0,4;
Δp – перепад давления на долоте, кгс/мм2 (по паспорту долота);
Fk – площадь поперечного сечения канала трубы, мм2 ( по табл. 9 [5,с. 25]).
Qp = 1,15·6101,62 ·(0,4·0,122 + 0,993) + 0,2·8992 + 11177 = 20285 кгс.
, (5.10)
где: σm – напряжение растяжения в теле трубы, кгс/мм2;
F - площадь поперечного сечения тела трубы, мм2 ( по табл. 9 [5,с. 25]).
σm = 20285/3676 = 11,01325 кгс/мм2.

, (5.11)
где: σТ – предел текучести материала труб (по табл. 7 [5, с. 15]),
n – нормативный запас прочности (по табл. 10 [5, с. 27]).
[σ] = 38/1,4 = 27,14 кгс/мм2;
. (5.12)
Фактический запас прочности составляет
n = 38/11,01325 = 3,45
Согласно табл. 13 [3, с. 30], найденное растягивающее усилие существенно меньше допустимой величины растягивающей нагрузки для ЗП-162-89
Для первой секции проверяется выполнение условий статической прочности на верхней границе искривленного участка при подъеме БК.
Длина искривленного участка
(5.13)
R = 370 м.
Δα = 15.60.
lи = 0,01745∙370∙15.6 = 97 м.
Принимается lи = 97 м, тогда на наклоном прямолинейном участке будет находиться часть первой секции длиной 43 м и КНБК.
- вес первой секции КБТ, кгс (по формуле 5.7)
(QБ1 )н = 32,1·43· (1 – 1,08/7,85) = 6532,83439 кгс.
. (5.14)
QR = 1,15·(6532,83439 + 11177)·1,0296 + 0,2·8992 = 22013 кгс.
(5.15)
ψ(+)=0,5[11177·1,09/1,15·32,1·370(1–1,08/7,85)–2·0,3·0,993 + +0,91∙0,122]∙e-0,3*0,122 = 1,8565.
При полученном значении ψ(+) не существует решения трансцендентного уравнения ( рис. 2[5]). Следовательно, на всей длине искривленного участка бурильная колонна при ее подъеме располагается на верхней стенке скважины. Тогда

(5.16)
Qp =2·1,15·32,1·144,6·(1 – 1,08/7,85)/1,09·[(1,8565e0,3*0,122 + 2·0,3·0,993) ·
( e0,3*0,122 – 0,3)] = 20692 кгс.
σm = 20693/3676 = 5,63 кгс/мм2
Находится Тс1 – первая критическая нагрузка, соответствующая касанию бурильной трубы стенки скважины посередине между замками, кгс:
, (5.17)
где: E – модуль упругости материала трубы, кгс/мм2 (по табл. 7 [5]);
I – осевой момент инерции, см4 (по табл. 9 [5,с. 25]);
R – радиус кривизны профиля скважины, м;
S – длина бурильной трубы между замками, м.
δ = (D3 – D)/2 (5.18)
где: D3 – наружный диаметр бурильного замка, мм;
D – наружный диаметр бурильной трубы, мм;
Tc1 = 3,84·10-3·2,1·10000·633,5·370·14/124 = 10347 кгс.
Tc2 = 3Tc1, (5.19)
где Tc2 - вторая критическая нагрузка, соответствующая началу прилегания бурильной трубы к стенке скважины посередине между замками, кгс
Tc2 = 3·10347 = 31041 кгс
Таким образом, Tc1 < Qp < Tc2 поэтому
Миmax = EI/100R·(1 + 2Rδ/125S2 + 25QpS2/12EI), (5.20)
где: Миmax – наибольший изгибающий момент, кгс*м.
Миmax=2,1·10000·633,5/100·370·(1+2·370·14/125·122+25·20692·122/12·2,1·10000·633,)= 857 кгс*м.
Находятся наибольшие напряжения изгиба:
σиmax = Миmax /Wи , (5.21)
где: Wи - осевой момент сопротивления трубы в опасном сечении, см3 (по табл. 9 [5,с. 25] ).
σиmax = 857/99,77 = 8,59 кгс/мм2
σэ = σm + σи. (5.22)
σэ = 5,63 + 8,59 = 14,22 кгс/мм2.
σэ < [σ] = 27,14 кгс/мм2.
Фактический запас прочности составляет
n = 38/14,22 = 2,67.
Найденное по формуле (5.16) значение Qp также существенно меньше допустимой для замкового соединения. Таким образом, выбранная бурильная труба удовлетворяет всем условиям и принимается для компоновки первой секции КБТ.
Для компоновки второй секции принимаются бурильные трубы ЛБТ группы прочности Д (наружный диаметр 147 мм, толщина стенки 11 мм).
Допустимое избыточное наружное давление составляет
Ркр = 3,92 кгс/мм2 (табл. 11,12 [5])
Рн = 3,92/1,15 = 3,4 кгс/мм2,
что выше действующего наружного давления 2,9 кгс/мм2.
Определяется наибольшая допустимая длина второй секции по формулам:
l2 = [Qpmax/Kτ – K( QБ1 +Qкн) – ΔpFk]/Kq2·(1 – ρж/ρ0), (5.23)
где: Qpmax - наибольшая допустимая растягивающая нагрузка на тело трубы второй секции, кгс;
Qpmax = σТF/n (5.24)
Qpmax = 38·3336/1,4 = 90048 кгс.
Kτ – коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы, при бурении забойными двигателями Kτ = 1);
q2 – приведенный вес одного метра трубы второй секции, кг/м (табл. 7 [5]);
l2 = (90048 – 1,15(6849 + 10306) – 0,2·9331)/1,12·29,5(1 – 1,12/7,85) = 2637 м,
что больше необходимой длины второй секции.
Далее определяются наибольшие допустимые глубины спуска секций в клиновом захвате. Для первой секции при коэффициенте охвата С = 0,9 в соответствии с табл. 16 [5]:
Qcтк = Q'тк· С, (5.25)
где: Q'тк – предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата, равном единице, кгс.
Qcтк =118100∙0,9 = 106290 кгс
lk1 = (Qcтк/n – Qкн)/q1(1 – ρж/ρ0) (5.26)
lk1 = (106290/1,15 – 10306)/32,1(1 – 1,12/7,85) = 2997 м,
что значительно больше принятой длины секции l1 = 250 м.
Для второй секции аналогично
Qcтк =154900∙0,9 = 139410 кгс.
lk2 = (Qcтк/n – QБ1 - Qкн)/q1(1 – ρж/ρ0). (5.27)
lk2 = (139410/1,12 – 10306 - 6849)/29,5(1 – 1,12/7,85) = 11113 м,
что больше принятой длины секции l2 =2637 м.
Таким образом, вся бурильная колонна длиной 2992 м может быть спущена с использованием клинового захвата ПКР-560.
В итоге проектировочного расчета получена следующая конструкция бурильной колонны (табл. 5.1):
Таблица 5.1
Конструкция бурильной колонны
№ п/п Тип трубы Размеры, мм Группа прочности Вес секции, кгс Длина секции, м
1 УБТ 178х90 9741,8 97
2 УБТ 146х74 781 8
3 ПК 127х9 Д 6532,8 250
4 ТБД16Т 147х11 Д 23650,8 2637
В данном проекте, среди всего многообразия бурильных труб выбираются бурильные трубы типа ТБПК по следующим причинам:
- Наружная высадка этих труб уменьшает гидравлические сопротивления при циркуляции промывочной жидкости;
- Трубы имеют высокие прочностные характеристики;
- Резьбовые соединения имеют высокую герметичность. В замках ТБПК, в отличие от труб типа В и Н, есть упорные выступы, ограничивающие глубину ввинчивания труб в замковые детали, предотвращающие при завышенных крутящих моментах «докрепление» соединений с большими радиальными деформациями.
Для бурения скважины на различных интервалах на месторождении проектируются следующие компоновки БК, табл. 5.2
Таблица 5.2
Компоновки низа бурильной колонны
№ п/пКНБК Интервал по вертикали, м Элементы КНБК Назначение
№ п/п Типоразмер, шифр ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление от до 1 2 3 4 5 6 7
1 0 30 1 III-393,7 СЦВ ГОСТ 20692 – 75 Бурение вертикального участка под направление
2 8КС-295,3 МЗ ТУ 51-643-74 3 2ТСШ-240 ГОСТ 26673-90 4 П 147/171 ГОСТ 7360-82 5 КОБ 178 х З-147 ТУ 3665-3010014 7001-2004 6 ТБД16Т 147х11 ост ГОСТ 23786-79 Продолжение таблицы 5.2
2 30 780 1 III-295,3 МСЗ-ГВ ГОСТ 20692 – 75 Бурение вертикального участка под кондуктор
2 8КС-295,3 МЗ ТУ 51-643-74 3 2ТСШ – 240 ГОСТ 26673 – 90 4 П 147/171 ГОСТ 7360-82 5 КОБ 178 х З-147 ТУ 3665-3010014 7001-2004 6 УБТ – 178x90 Д ТУ 14-3-385-79 7 П 121/147 ГОСТ 7360-82 8 УБТ - 146х74 Д (8 м) ТУ 14-3-385-79 9 П 133/121 ГОСТ 7360-82 10 ПК - 127х9 Д (250 м) ГОСТ Р 50278-92 11 П 147/133 ГОСТ 7360-82 12 ТБД16Т 147х11 ГОСТ 23786-79 3 780 1100 1 III-215,9 МЗ-ГВ ГОСТ 20692 – 75 Бурение вертикального участка под эксплуатационную колонну
2 9 КС-215,9 МС ТУ 51-643-74 3 3ТСШ1-195 ГОСТ 26673 – 90 4 П 147/171 ГОСТ 7360-82 5 КОБ 178 х З-147 ТУ 3665-3010014 7001-2004 6 УБТ – 178x90 Д ТУ 14-3-385-79 7 П 121/147 ГОСТ 7360-82 8 УБТ - 146х74 Д ТУ 14-3-385-79 9 П 133/147 ГОСТ 7360-82 10 ПК - 127х9 Д (250 м) ГОСТ Р 50278-92 11 П 147/133 ГОСТ 7360-82 12 ТБД16Т 147х11 ГОСТ 23786-79 1 III-215,9 МЗ-ГВ ГОСТ 20692 – 75 Набор параметров кривизны при бурении под эксплуатационную колонну
4 1100 1197 2 9 КС-215,9 МС ТУ 51-643-74 3 ТО-195К ГОСТ 26673-90 Продолжение таблицы 5.2
4 П 147/171 ГОСТ 7360-82 Набор параметров кривизны при бурении под эксплуатационную колонну
4 1100 1197 5 КОБ 178 х З-147 ТУ 3665-3010014 7001-2004 6 Удлинитель диамагнитный изг. «ТИТРАН», г. Томск 7 Телесистема "ЗИС-4М" 8 ТБД16Т 147х11 ГОСТ 23786-79 5 1197 1759 1 III-215,9 МЗ-ГВ ГОСТ 20692 – 75 Стабилизация зенитного угла при бурении под эксплуатационную колонну
2 9 КС-215,9 МС ТУ 51-643-74 3 3ТСШ1-195 ГОСТ 26673 – 90 4 П 147/171 ГОСТ 7360-82 5 КОБ 178 х З-147 ТУ 3665-3010014 7001-2004 6 УБТ – 178x90 Д ТУ 14-3-385-79 7 П 121/147 ГОСТ 7360-82 8 УБТ - 146х74 Д ТУ 14-3-385-79 9 П 133/147 ГОСТ 7360-82 10 ПК - 127х9 Д (250 м) ГОСТ Р 50278-92 11 П 147/133 ГОСТ 7360-82 12 ТБД16Т 147х11 ГОСТ 23786-79 6 1759 2970 1 БИТ 215,9 В 513 Пр-во «БУРИНТЕХ» Стабилизация зенитного угла при бурении под эксплуатационную колонну
2 9 КС-215,9 МС ТУ 51-643-74 3 Д5-195 ГОСТ Р№ PОСС RUН 005 4 П 147/171 ГОСТ 7360-82 5 ПК-195 РС ГОСТ Р №РОСС RU Н005 6 КОБ 178 х З-147 ТУ 3665-3010014 7001 Продолжение таблицы 5.2
6 1759 2970 7 УБТ – 178x90 Д ТУ 14-3-385-79 Стабилизация зенитного угла при бурении под эксплуатационную колонну
8 П 121/147 ГОСТ 7360-82 9 УБТ - 146х74 Д ТУ 14-3-385-79 10 П 133/121 ГОСТ 7360-82 11 ПК - 127х9 Д (250 м) ГОСТ Р 50278-92 12 П 147/133 ГОСТ 7360-82 13 ТБД16Т 147х11 ост ГОСТ 23786-79 6. Крепление скважины обсадными колоннами
6.1. Расчет обсадных колонн
Расчет обсадной колонны выполняем в соответствии с [7]
Исходные данные для расчета обсадной колонны приведены в табл. 6.1.

Таблица 6.1
Исходные данные для расчёта эксплуатационной колонны
Глубина скважины, L, м
- По вертикали 2900
- По стволу 2966
Расстояние от устья скважины, м
- до башмака предыдущей колонны L0, м 780
- до уровня цементного раствора, h, м 630
- до уровня жидкости в колонне, H, м
а) при освоении скважины 1835
б) при окончании эксплуатации 2590
Удельный вес жидкости
- бурового раствора, р, Н/м3 1,08104
- пластовой воды, р, Н/м3 1,1104
- цементного раствора, р, Н/м3 1,83104
- жидкости в колонне, р, Н/м3
а) при освоении 1,0104
б) в период ввода в эксплуатацию 0,76104
в) при окончании эксплуатации 0,95104
Коэффициент запаса прочности
- на наружное избыточное давление 1,3
- на внутреннее избыточное давление 1,15
- на растяжение 1,15
Расчет наружных избыточных давлений
Наибольшие наружные избыточные давления возникают:
- в конце продавки тампонажного раствора при снятом на устье давлении,
- при окончании эксплуатации скважины,
- при испытании на герметичность путем снижения уровня.
На данной скважине испытание на герметичность проводим путем опрессовки, поэтому расчет производится только для первых двух случаев.
1. Конец продавки тампонажного раствора при снятом на устье давлении (см. рис. 6.1)
-386715-31115
Точка 1 (устье).
Рн=0; Рв=0; Рни=0
Точка 2 (Н=630) (уровень цементного раствора в заколонном пространстве).
РН= γр h= 1,08104 63010-6 = 6,8 МПа.
РВ = γр h= 1,08104 63010-6 = 6,8 МПа.
Рис. 6.1 РНИ = 6,8 – 6,8= 0МПа

Точка 2 (Н=630) (уровень цементного раствора в заколонном пространстве).
РН= γр h= 1,08104 63010-6 = 6,8 МПа.
РВ = γр h= 1,08104 63010-6 = 6,8 МПа.
РНИ = 6,8 – 6,8= 0МПа.
Точка 3 (забой).
РН= ц (H-h)+ р h = 1,83104(2900-630)10-6 +6,8 = 42,221 МПа.
РВ = р H =1,08104290010-6 = 31,3 МПа.
РНИ= 42,221 – 31,3 = 10,9 МПа.
Цементный раствор находится в не затвердевшем состоянии, поэтому для данного случая зоны действия пластовых давлений не учитываем.
2. При окончании эксплуатации (см. рис. 6.2)
11430041910
Точка 1. (устье)
РН = 0 ; Р В = 0 ; Р НИ = 0.
Точка 2. (уровень цементного камня, h = 630м)
РН = γр h =6,8 МПа;
РВ = 0; РНИ = РН = 6,8 МПа.
Рис. 6.2
Точка 3. (башмак кондуктора, L0=780м)
РН =γ пл(L0-h)+ γр h= 1,110415010-6+6,8 = 8,3 МПа
РВ =0; РНИ. = РН=8,3МПа.
Точка 4. (уровень жидкости в колонне в конце эксплуатации H = 2590 м.)
Рн= ц (H-L0)(1-к)+γпл(L0-h)+γрh=1,831041810(1-0,25)10-6+7,485=25,5МПа.
где к – коэффициент снижения давления после затвердевания цемента.
Рв =0; Рни. = Рн=25,5МПа.
Точка 5 (забой)
Рн = ц (L-L0)(1-к)+ Рн3 =1,831042120(1-0,25) 10-6+7,485 =34,84 МПа.
В связи с тем, что Рпл меньше Рн, пластовое давление в расчётах колонны на прочность не учитывается.
Рв = в ( L - H) =0,95104(2900-2590) 10-6 =2,28 МПа,
Где в – удельный вес жидкости в конце эксплуатации
Рни. =36,98-2,28=34,7 МПа.
Из вышеприведенных расчетов видно, что максимальные наружные избыточные давления возникают при окончании эксплуатации в результате снижения уровня жидкости в скважине.
Расчет внутренних избыточных давлений
Наибольшее значение внутренних избыточных давлений возникает в конце продавки тампонажной смеси в момент посадки разделительной пробки на стоп кольцо и во время опрессовки скважины.
1. Конец продавки тампонажной смеси в момент посадки разделительной пробки на стоп кольцо.
Точка 1 (устье).
Рв=Рцг=Ргс+Ргд +Рс (6.1)
где Рцг – давление на цементировочной головке.
Ргс - разность гидростатических давлений, МПа;
Ргд - гидродинамическое давление, МПа;
Рст - дополнительное давление, возникаемое при получении сигнала “стоп”, МПа.
Величина разности гидростатических давлений определяется по формуле
Ргс = (L-h)· ц + h γP -H γP (6.2)
Ргс = 1,83104(2900-630)10-6+630∙1,08∙10410-6-2900∙1,08∙10410-6=17,01МПа
Гидродинамическое давление ориентировочно может быть найдено по эмпирической формуле :

Ргд= 0,002L+1,6; (6.3)
где L- глубина скважины по стволу, м,
РГД = 0,0022970+1,6 = 7,54 МПа.
Давление сигнала “стоп” принимаем 2,5-3 МПа.
Тогда Рцг = 17,01+7,54+3 =27,55 МПа.
Рн=0; Рви=27,55 МПа.
Точка 2. (h=630)
Рн= γP h=6,8МПа;
Рв= γP h+ Рцг=6,8+27,55=34,35МПа;
Рви= Рв- Рн=34,35-6,8=27,55 МПа.
Точка 3. (забой).
Рн= γP h+(L-h) ц =1,83104(2900-630)10-6+6,8=48,341МПа;
Рв= γP L+ Рцг=2900∙1,08∙10410-6 +27,55 =58,87МПа;
Рви=58,87-48,341=10,5МПа.
2. Опрессовка скважины.
В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» величина давления опрессовки РОП должна составлять:
РОП = 1,1∙ РУ, (6.4)
где: РУ – максимальное ожидаемое давление на устье.

Для добывающих скважин максимальное давление на устье возникает в начальный момент эксплуатации при закрытом устье. Для нефтяных скважин это давление составит:

РУ = РПЛ – 10-6 gLρН, (6.5)
где: РПЛ – пластовое давление в МПа;
L – глубина измерения пластового давления, м;
ρН – плотность нефти, кг/м3
РУ = 30,55 – 10-6 9.81 2685 760 = 9,2 МПа;
Роп=11,5 МПа, минимальное давление опрессовки для труб диаметром 146 ммТочка 2 (h=630 м)
Рн =γP h=6,8 МПа;
Рв= γP h + Роп=6,8+11,5=18,3 МПа;
Рви=18,3-6,8=11,5МПа.
Точка 3 (башмак кондуктора)
РН = γ пл (L0-h)+ γP h = 1,110415010-6+ 6,8 = 8,315 МПа
Рв= γP h + Роп= 6,8+11,5=18,3 МПа;
Рви=18,3 – 8,315=9,985МПа.
Точка 4 (забой)
Рн=γP h + γ пл(L0-h)+(L-L0)ц ∙(1-к)=8,315+29001,83104∙0,7510-6=40,634 МПа;
Рв=L∙γP + Роп=1,08104290010-6+11,5=42,8 МПа;
Рви=42,8-40,634 =2,17МПа.
Расчёты показывают, что максимальное внутреннее избыточное давление возникает в конце процесса цементирования, в момент посадки продавочной пробки на стоп кольцо.

Рисунок 6.1.3.
График наружных и внутренних избыточных давлений.
Конструирование обсадной колонны по длине
Под конструкцией обсадной колонны понимается тип труб (их соединения), наружный диаметр обсадных труб, толщиной стенок, материалом труб (группой прочности). Согласно пункту 2.2 диаметр эксплуатационной колонны равен 146 мм.
Для комплектования обсадной колонны диаметром 146 мм используются трубы марки ОТТМ по ГОСТ 632-80.
Группу прочности стали выбираем в соответствии с инструкцией по расчету обсадных колонн, [7] которая рекомендует начинать расчет с группы прочности “Д”.
Расчет производим с нижней секции, где наружные давления имеют максимальные значения.
Основные характеристики для принятых труб по справочным данным приведены в табл. 6.2

Таблица 6.2
Основные характеристики обсадных труб
Наружный диаметр, мм Толщина стенки, мм Критическое давление, МПа Растягивающие
нагрузки при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, МПа Страгивающие нагрузки для соединений
труб, кН Вес 1 мтрубы, кН
1 2 3 4 5 6 7
146 6,5
7,0
7,7
8,5
9,5
10,7 19,4
22,4
26,7
31,4
37,1
43,7 1078
1156
1274
1392
1548
1726 29,5
31,8
35,0
38,6
43,1
48,6 863
931
1020
1108
1226
1373 0,226
0,243
0,265
0,290
0,321
0,358
1 Секция.
Определяем требуемую прочность трубы на смятие для 1-ой секции Р1см, которая удовлетворяет условию:

Р1СМ ≥ n1 ∙ Р1НИ, (6.6)
где: Р1НИ - величина наружного избыточного давления в начале 1-ой секции (на забое);
n1 - коэффициент запаса на смятие внешним избыточным давлением (1,0 -1,3), выбираем n1 =1,2, т.к. коллектор неустойчивый.
Р1СМ ≥ 1,2 · 31,9 = 38,28 МПа.
Находим толщину стенки δ1, которая обеспечивает найденную прочность на смятие или на критические давления ( табл.6.2). δ1=10,7 мм исполнения А группы прочности Д .
По мере удаления от забоя Р1НИ снижается, поэтому на какой-то глубине устанавливаем трубы с меньшей толщиной стенки.
Находим значение Р2НИ, которое обеспечится прочностью трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ2 из условия:
Р2НИ = Р2СМ / n1, (6.7)
где: Р2СМ - прочность труб на смятие для следующей за δ1 толщины δ2 < δ1 (табл.6.3) . δ2=9,5 мм.
Р2НИ =37,1/1,2=30,9 МПа.
Толщину стенки δ2 для второй секции выбираем 9,5 мм исполнения А группы прочности Д, так как прочность труб с толщиной стенки 10,7 мм исполнения А группы прочности Д превышает максимальную величину наружного избыточного давления (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).
первая секция: δ1=10,7 мм исполнения А группы прочности Д 2300-2970 м по стволу.
Далее проведем подтверждающие расчеты.
Рассчитываем предварительный вес 1-ой секции G1

G1 = 11∙q1. (6.8)
где q1 - вес 1 м. труб 1-ой секции с толщиной стенки δ1 ( табл.6.2).
G1 =670•0,358=240кН.
Определяем фактический коэффициент запаса прочности на страгивание в резьбовом соединении для 1-ой секции при длине l1 :
nСТР = Q1СТР / G1 (6.9)
где Q1СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 1-ой секции с толщиной стенок δ1 ( табл.6.2);
nСТР =1373/240=5,7.
Рассчитанные фактические коэффициенты запаса прочности для 2-ой секции больше допустимых n1=1,2 и nстр=1,15 условие на прочность выполняется.
При соблюдении условий прочности параметры 1-ой секции принимаются окончательно группа прочности " Д"
толщина стенок δ1=10,7 ммдлина секции l1=670м по стволу
глубина установки L1=2300 м по стволу
интервал установки L - L1=2970-2300 м по стволу
вес секции G1=240кН
2 Секция
Группа прочности материала труб для 2-ой секции принимается такой же, как для 1-ой.
Толщина стенок труб для 2-ой секции принята равной δ2=9,5 мм при определении параметров 1-ой секции.
Трубы с толщиной стенки δ2 могут быть установлены до глубины, на которой действующее наружное избыточное давление обеспечат трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ3 < δ2.
Находим значения наружного избыточного давления Р3НИ из условия:
Р3НИ = Р3СМ / n1 ,
где Р3СМ - прочность труб на смятие для толщины труб δ3 (значение из таблицы 6.2).
Р3НИ =31,4/1,2=26,2 МПа.
На графике наружных избыточных давлений находим глубину L2, на которой действует Р3НИ (предварительная глубина установки 2-ой секции) L2=1800 м по стволу.
Определяем предварительную длину 2-ой секции l2
l2 =L1-L2, (6.10)
где: L1 - глубина установки 1-ой секции.
l2 =2300-1800=500 м.
Рассчитываем предварительный вес 2-ой секции G2
G2 = l2 ∙q2, (6.11)
где q2 - вес 1 м труб с толщиной стенки δ2 (значение из таблицы сортамента выбранных обсадных труб).
G2 =500∙0,290=145 кН.
Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 2-ой секции
на внутреннее давление:
nР = Р2Р / Р2ВИ,
где: Р2Р - прочность труб 2-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ2 (табл.6.2);
Р2ВИ - наибольшее внутреннее избыточное давление на интервале 2300-1800м (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).
nР =43,1/20=2,15
на страгивание в резьбовом соединении:
nСТР = Q2СТР / ΣG2,
где Q2СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 2-ой секции с толщиной стенок δ2 ( табл.6.2);
ΣG2 - нагрузка растяжения на 2-ю секцию, равная сумме веса 1-ой и 2-ой секций.
nСТР =1226/385=3,18.
Рассчитанные фактические коэффициенты запаса прочности для 2-ой секции при длине 1-ой секции l1 больше допустимых n2=1,15 и nстр=1,15 условие на прочность выполняется.
Корректируем прочность на смятие труб 3-ей секции с толщиной стенок δ3 в условиях двухосного нагружения
*Р3СМ = Р3СМ (1-0,3 ΣG2 / Q3Т ), (6.12)
где: *Р3СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при двухосном нагружении;
Р3СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при радиальном нагружении (табл.6.2);
ΣG2 - нагрузка растяжения на 3-ю секцию, равная сумме откорректированного веса 1-ой секции *G1 и предварительного веса 2-ой секции;
Q3Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 3-ей секции
*Р3СМ =31,4∙ (1-0,3∙ (145+240)/1392)=28,48 МПа.
Находим новое (откорректированное) значение наружного избыточного давления *Р3НИ, которое обеспечится прочностью труб с толщиной стенки δ3, но с учетом двухосного нагружения из условия:
*Р3НИ = *Р3СМ / n1, (6.13)
*Р3НИ =28,48/1,2=23,7 МПа.
На обобщенном графике наружных избыточных давлений находим новую (откорректированную) глубину установки 2-ой секции *L2, на которой действует *Р3НИ. Она совпадает с предварительной *L2=1800 м.
Параметры 2-ой секции принимаем за окончательные:
группа прочности "Д" толщина стенок δ2 =9,5 мм длина секции *l2 =500 м глубина установки *L2 =1800 м по стволу интервал установки *L1 - *L2 =2300-1800 м по стволу
вес секции *G2=145 кН
суммарный вес 2-х секций Σ*G2=385 кН
3 Секция
Трубы с толщиной стенки δ3=8,5 мм исполнения А группы прочности Д устанавливаем до устья, т.к. труб с меньшим диаметром исполнения А группы прочности Д нет.
Определяем длину 3-ой секции l3
l3=L2-L3,
где: L2 - глубина установки 2-ой секции.
L3=1800-0=1800 м.
Рассчитываем вес 3-ей секции G3
G3 = l3 ∙ q3,
где q3 - вес 1 м труб с толщиной стенки δ3 ( табл.6.1.2.).
G5 =1800•0,29=522 кН.
Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции
на внутреннее давление:
nР = Р3Р / Р3ВИ,
где Р3Р - прочность труб 3-ей секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ3 (табл.6.1.2.);
Р3ВИ - максимальное внутреннее избыточное давление.
nР =38,6/27,55=1,4
на страгивание в резьбовом соединении:
nСТР = Q3СТР / Σ*G3,
где Q3СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-ей секции с толщиной стенок δ3 (табл.6.1.2.);
Σ*G3 - растягивающая нагрузка на 3 -ю секцию от откорректированного веса 3-х секций.
nСТР =1108/907=1,22 кН
Рассчитанные фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции больше допустимых n2=1,15 и nстр=1,15 условие на прочность выполняется.
При соблюдении условий прочности для третьей секции, откорректированные параметры секции принимаются за окончательные:
группа прочности "Д"толщина стенок δ3 =8,5 ммдлина секции *l3 =1800 мглубина установки *L3 =1800 м по стволу интервал установки *L2 - *L3 =1800-0 м по стволу
вес секции *G3=522 кН
суммарный вес 3-х секций ΣG3=907кН.
Данные о параметрах скважины заносим в табл. 6.3
Таблица 6.3

секций
Группа
прочности
Толщина стенки,
мм
Длина,
м
Вес, кН
Интервал установки, м

трубы секций
суммарный 1 2 3 4 5 6 7 8
1
2
3
Д
Д
Д
10,7
9,5
8,5
670
500
1800
0,358
0,321
0,290 240
145
522 240
385
907
2300-2970
1800-2300
1800-0
Расчет натяжения эксплуатационной колонны
Натяжение обсадной колонны необходимо для сохранения прямолинейной формы её не зацементированной части путём компенсации веса и с учётом изменения температуры и давления.
Силу натяжения колонны, которая в процессе эксплуатации подвергается нагреву или охлаждению, воздействию внутреннего давления определяется по формуле:
QH = Q + Pt + 0,31. Pу. d2 – 0.0545.l.(D2. бр – d2. ж).g , (6.14)
где QН – усилие натяжения в кН;
Q - вес свободной (незацементированной) части колонны, кН;
Pу – максимальное внутреннее устьевое давление в колонне (давление опрессовки) , МПа;
Pt - осевое усилие возникающее в результате температурных изменений, Н;
l – длина свободной части колонны, м;
D, d – соответственно наружный и внутренний диаметры колонны, м.
Pt = α ∙E ∙F∙Δ T (6.15)
F определяют по формуле:
,(6.16)
где Fi – площадь поперечного сечения i – ой секции колонны, м2;
li – длинна i – ых секций колонны, м.
Площадь поперечного сечения секций колонны определяются по формуле:
Fi=π/4∙(Di2-di2) , (6.17)
где D и d – наружный и внутренний диаметр труб i – ой секции обсадной
колонны, соответственно, м;
Определяем площади поперечного сечения труб для каждой секции
по формуле (6.17):
F1=0,785∙(0,1462-0,12462)=0,00455 м2
F2=0,785∙(0,1462-0,1272)=0,00407 м2
F3=0,785∙(0,1462-0,1292)=0,00367 м2
Тогда по формуле (6.16):
F=(0,00455∙670+0,00407∙500+0,00367∙1800)/(670+500+1800)=0,004 м2

Среднюю температуру нагрева колонны находим по формуле:

∆t=((t3-t1)+( t4-t2))/2,(6.18)
где t1 и t2 – температура колонны до эксплуатации на уровне устья и
свободной (не зацементированной) части, 0С;
t3 и t4 – температура жидкости в колонне в процессе эксплуатации, 0С.
Температура t2 и t4 определяются по формулам:
t2= t1+(tзаб- t1)∙((L-h)/L), (6.19)
t4= t3+(tзаб- t3)∙((L-h)/L), (6.20)
где: tзаб – температура на забое скважины =940С;
t1 – температура колонны до эксплуатации на устье скважины =20 0С;
t3 – температура жидкости в процессе эксплуатации =40 0С;
h – расстояние от устья до уровня цементного камня за колонной, м;
L – длинна эксплуатационной колонны, м;
t2= 20+(94- 20)∙((2970-630)/2970)=78,3°C
t4= 40+(94- 40)∙((2970-630)/2970)=82,5°C
По формуле (6.18)

∆t=((40-20)+( 82,5-78,3))/2=12,1°C
По формуле (6.15) :
Pt = 12. 10-6 . 2,1 . 10 11. 0,004 . 11,45 = 121,96кН
Q = l∙qСР.ВЗВ; (6.21)
Q =630∙0,29=182,7кН
QH = 182,7 103 + 114,26 103 + 0,31 0,1272 11,5106 – 0,0545 630  (0,14621,08104 – 0,1272 0,76104) = 230кН
Значения усиления натяжения QH должно удовлетворять условию:
QН ≤ QМАКС ; (6.22)
где: QМАКС - допустимая осевая нагрузка на трубы колонны (равная максимально допустимой страгивающей нагрузке делённой на коэффициент запаса на страгивающие нагрузки), кН.
QН < QМАКС = Pстр./1,15 = 1108/1,15 = 963,4 кН
6.2 Технологическая оснастка обсадной колонны
Для облегчения спуска обсадной колонны и ее качественного цементирования по выбранной технологии в состав колонны вводят следующие дополнительные элементы:
1. Башмак обсадной колонны БКМ – 146 (ОСТ 39 – 011 – 87). Он служит для предохранения нижнего торца обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу скважины в процессе спуска. Башмак состоит из корпуса с неразъемной насадкой, которая формируется в нем из смеси тампонажного цемента и песка в соотношении 3:1. В корпусе башмака выполнено шесть отверстий (промывочных окон) диаметром 15 мм, которые образуют дополнительные каналы циркуляции бурового раствора. Наружный диаметр башмака 166 мм, центральное отверстие диаметром 70 мм, длина 340 мм.
Клапан обратный дроссельный ЦКОД – 146 – 1(ТУ 39 – 01 – 08 – 281 – 77) предназначен для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства и для упора разделительной цементировочной пробки. Устанавливается в нижней части обсадной колонны на одну-две трубы выше башмака. Клапаны спускают в скважину с обсадной колонной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на заданную глубину. Шар, проходя через разрывные шайбы и диафрагму, занимает рабочее положение. Диаметр клапана 166 мм, длина клапана 350 мм.
3. Комплект разделительных пробок типа ПП – 146, предназначен для предотвращения смешивания тампонажного раствора с буровым раствором и продавочной жидкостью при цементировании и облегчения герметичной посадки на упругое кольцо клапана типа ЦКОД при цементировании. Максимально допустимый перепад давления 6 МПа, диаметр 136 мм, длинна 253мм, масса 3,8 кг.
Выбираем центраторы типа ЦЦ-146/216-245-1, так как участки с углом искривления до 300 (ТУ 39 – 1200 – 87), которые устанавливаются на каждую трубу в местах набора кривизны с таким расчётом, чтобы расстояние между ними не превышало 10 метров. Тогда общее количество центраторов можно вычислить по следующей формуле:
n = L / Lт ;
где L – соответственно длина по стволу участка набора кривизны;
L = 97м.;
Lт – длина обсадной трубы.
Если средняя длина обсадной трубы составляет 10 м. тогда:
n = 97/10 = 9,7 принимаем 10шт.
Как правило, центраторы устанавливают на колонне в средней части каждой обсадной трубы, т.е. там, где происходит наибольший её изгиб.
В интервале продуктивного пласта + 150 метров выше центраторы устанавливают согласно расчёту.
Исходные данные:
глубина спуска обсадной колонны L, м 2970
диаметр ствола скважины на рассматриваемом участке D, м 0,2159
высота подъема цемента 630
наружный диаметр обсадной колонны dН, м 0,146
внутренний диаметр обсадной колонны dВ,м 0,127
зенитный угол наклона на рассматриваемом участке α1 15,60
плотность тампонажного раствора ρТ, кг/м3 1830
плотность бурового раствора ρБ, кг/м3 1080
вес единицы длины обсадной колонны в воздухе q, кгс/м 5,8
интервал центрирования колонны (верх-низ) hВ – hН, м 2900-2750
допустимая нагрузка на центратор [Q], кгс – таблица 780
допустимая стрела прогиба [f]
[f] = 0,33 (D-dН)/2, м (6.23)
[f] = 0,33·(0,2159-0,146)/2=0,012
Жесткость труб обсадной колонны
EI = 2,1·1010··[1-()4]= 2,1·1010··[1-()4]=20030,4 кгс·м2 (6.24)
Объем вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, м3
VТ = 0,785·=0,785·0,1462=0,017, (6.25)
Вес вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, кгс
qт = VТ · ρт=0,017·1830=31,11 (6.26)
Внутренний объем 1 метра обсадной колонны, м3

VВ = 0,785 · d=0,785·0,1272=0,013, (6.27)
Вес продавочной жидкости на 1 метре, кгс
qп = VВ · ρп=0,013·1080=14,04, (6.28)
Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью, кгс
qк = q + qп=35,8+14,04=49,84 (6.29)
Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе, кгс
qж = qк - qт=49,84-31,11=18,73 (6.30)
Прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 м, кгс
P1 = 1, 43 · 10 · qж · sin α1=1,43· 10 · 18,73 · sin 15,6=124,7 (6.31)
α1 – зенитный угол наклона ствола скважины на участке расположения рассматриваемой трубы.
Расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор, м
l1 = ==6,26, (6.32)
Сравниваем значения l1 и hЦ = hВ – hН;

hЦ =2900-2750=150м, так как hЦ > l1, далее рассчитываем стрелу прогиба обсадной колонны от собственного веса, мм
f0 = =, (6.33)
Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, кгс
N = 0,3 · qж · (L-hВ) · cos α2, (6.34)
где α2 – средневзвешенный зенитный угол ствола скважины в интервале от hН до L
Так как нижележащий участок обсадной колонны отсутствует N=0
Критическая сила (по Эйлеру), кгс

PКР = , (6.35)
где μ = 1
Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия, мм
f = (6.36)
Выбираем расстояние между центраторами l по сопоставлению значений f и [f]:
так как f > [f] (4,21 >0,012) далее определяем расстояния между центраторами по значению допустимой стрелы прогиба обсадной колонны, м
l = , (6.37)
Необходимое количество центраторов в рассматриваемом интервале, шт
n = [(hВ – hН)/l] + 1=[(2900-2750)/7,4]+1=22 (6.38)
В интервале непосредственно выше башмака кондуктора устанавливаются три центратора, один на верхней трубе.
Общее число центраторов 32 шт.
Ниже подошвы продуктивного горизонта на участке длиной 10 метров через каждые 0,5 метров устанавливаются турбулизаторы типа ЦТ 146/245 – 251 (ТУ 39 – 01 – 08 – 284 – 77) с резиновыми лопастями.
6.3.Подготовка ствола скважины и спуск обсадных колонн
Выбор режима спуска обсадных колонн
Спуск обсадной колонны – весьма ответственная операция. До начала спуска должны быть закончены все исследовательские и измерительные работы в скважине, тщательно проверено состояние бурового оборудования и инструмента, соответствие грузоподъемности вышки и талевой системы весу подлежащей спуску колонны, подготовлен ствол скважины.
За несколько дней до спуска колонны на буровую завозятся обсадные трубы, элементы технологической оснастки и необходимый дополнительный инструмент, тщательно проверенные и испытанные на базе, а так же специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких температурах, возможных в скважине.
На буровой обсадные трубы вновь осматривают, проверяют овальность жесткими двойными шаблонами соответствующих диаметров; трубы, поврежденные при транспортировке и с повышенной овальностью, отбраковывают, а годные сортируют по группам прочности, толщине стенок и видам резьбовых соединений и укладывают на стеллажи в порядке, противоположном определенности спуска их в скважину. При укладке каждую трубу нумеруют, измеряют её длину; номер трубы, её длину и нарастающую длину колонны записывают в специальный журнал.
По данным кавернограмм и профилеграмм выявляют участки сужений ствола скважины, а по инклинограммам – участки резкого искривления. Эти участки тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью не более 35 – 40 м/ч и расширяют до номинального диаметра. При проработке целесообразно применять ту же компоновку низа бурильной колонны, которую использовали для бурения последнего интервала скважины, особенно если условия бурения сложные. Спускают бурильную колонну, низ которой имеет примерно такую же жесткость, как и подлежащая спуску обсадная колонна, и следят за успешностью прохождения такой компоновки до забоя. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывают с несколько меньшей скоростью. По окончании калибровки скважину тщательно промывают в течении одного-двух циклов циркуляции. При проработке применяют промывочную жидкость с минимальным показателем фильтрации, низкими значениями статического и динамического напряжений сдвига и пластической вязкости, а также с хорошими смазочными характеристиками.
Задача подготовки оборудования в обеспечении безотказной работы и создание благоприятных условий для работы буровой бригады. Одновременно на буровую должны быть доставлены весь необходимый инструмент и материалы.
При проверке бурового оборудования буровая бригада проверяет буровое и силовое оборудование. Особое внимание обращают на надежность крепления и исправность буровой лебедки и ее тормозной системы, проверяют исправность буровых насосов и заменяют изношенные детали, проверяют состояние вышки и ее талевой системы, тщательно проверяют стояние крюка, талевого блока, кронблока, проверяют состояние контрольно-измерительных приборов на буровой. Подготавливают рабочее место у устья скважины.
При подъеме бурильной колонны после проработки или калибровки измеряют ее длину и уточняют длину скважины; при этом надо учитывать, что действительная длина скважины больше суммарной измеренной длины поднятых из нее бурильных труб на величину удлинения колонны. Готовность к спуску обсадной колонны отмечают соответствующей записью в журнале.
К спуску колонны приступают сразу же, как только закончен подъем бурильных труб после промывки скважины.
Обсадную колонну спускают с помощью механизированных клиньев и одного элеватора.
ВНИИКРнефть рекомендует поддерживать среднюю скорость спуска каждой трубы эксплуатационной колонны не более 1 м/с, а ниже башмака кондуктора – не более 0,4м/с.
При спуске колонны нужно контролировать полноту её заполнения промывочной жидкостью через обратный клапан, следя за объемом жидкости, вытекающей из скважины, и нагрузкой на крюке. После спуска каждых 500…800 м труб необходимо делать промежуточные промывки, чтобы освежить жидкость в скважине, удалить скопившийся шлам и уменьшить опасность газирования.
Обсадную колонну спускают с помощью клинового захвата и одного элеватора. Возможность спуска обсадной колонны на клиновых захватах с учетом коэффициента запаса определяем по формуле:
QPK/nИ. (6.39)
PK=(F∙GT∙X∙103)/(1+dСР/4∙L∙tg()),
где Q – допускаемый вес, кН;
F – площадь сечения трубы, м2;
GT – предел текучести материала трубы, МПа (для стали группы прочности Д 380 МПа);
Х – коэффициент охвата, МПа (0,78Х1);
dСР – средний диаметр трубы, мм
dСР=(DH+dВН)/2
L – длина плашек клина, мм;
- угол уклона клина [=9027I15II (уклон 1 к 6)];
- угол внутреннего трения (для углеродистых сталей 70).
F=3,14•(0,1462-0,1272)/4=0,004 м2.
dСР=(0,146+0,127)/2=0,1365 мм.
PK=(0,004∙380∙1∙103)/(1+0,1365/4∙300∙tg(9,5+7))=1519,4 т.
Q1519,4/1,3=1168,8 кН.
Так как суммарный вес секций 907кН не превышает предельной нагрузки на клинья, то всю колонну спускаем на клиновых захватах.
После окончания спуска колонну оставляют подвешенной на талевой системе, а скважину тщательно промывают; при этом колонна не должна упираться в забой.
7. Цементирование скважины

Под цементированием понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося в результате отвердения тампонажного раствора.
7.1 Выбор способа цементирования обсадных колонн
В проектной скважине значения градиентов давлений в верхней и нижней части цементируемого объекта не отличаются и отсутствуют высокопроницаемые зоны. Поэтому при цементировании данной скважины целесообразно применить способ прямого одноступенчатого цементирования (рис. 7.1); он обладает наилучшей технологичностью, к тому же при этом способе можно получить наиболее высокое качество разобщения пластов.

Рисунок 7.1 Схема размещения тампонажной смеси при одноступенчатом цементировании.
Проверяем возможность одноступенчатого цементирования по условию:
, (7.1)
где минимально возможная плотность гельцементного раствора, г/см3;
максимально возможная плотность гельцементного раствора при которой не произойдет гидроразрыва пород, г/см3.
При применении гельцементного раствора, интервал заколонного пространства от забоя до глубины на 150 метров выше кровли продуктивного горизонта 2970–2535 м заполняется цементным раствором нормальной плотности, а интервал 2535–630 м заполняется гельцементным раствором. Практикой установлено, что достаточно удовлетворительные свойства цементного камня получатся при облегчении гельцементного раствора до плотности г/см3
Максимально возможную плотность гельцементного раствора, при которой не произойдет гидроразрыв пород определяем по формуле:
, (7.2)
где высота столба чистого цементного раствора, м;
высота столба тампонажной смеси, м;
допустимое средневзвешанное значение плотности жидкости за колонной, г/см3;
плотность чистого цементного раствора,г/см3.
Допустимое средневзвешанное значение плотности жидкости за колонной определяем по формуле
(7.3)
где РГР – давление гидроразрыва
ускорение свободного падения, м/с2;
коэффициент кавернозности.
По формуле (7.3)
, г/см3
По формуле (7.2)
, г/см3;
Так как г/см3 > г/см3, то цементирование обсадной колонны в одну ступень возможно.
7.2 Выбор состава тампонажной смеси

В качестве буферной жидкости используем двухпроцентный водный раствор триполифосфата натрия (ТПФН). Плотность буферной жидкости составляет 1010 кг/м3.
Объем буферной жидкости зависит от времени контакта для эффективной очистки затрубного пространства и определяется как произведение:
VБЖ = SК t (7.4)
где SК = π (D2СК В KK - DЭК2) / 4 – площадь затрубного (кольцевого) пространства, м2;
t - время контакта, с (t=420-480 с);
VБЖ=3,14∙(0,21592∙1,25-0,1462)∙0,04∙480/4=8,84
Объем тампонажной смеси определяется объемом затрубного пространства, подлежащего цементированию, и объемом цементного стакана по формуле
, м3 (7.5)
Объем цементного раствора в затрубном пространстве составит
, м3 (7.6)
м3
Объем цементного стакана определяется внутренним объемом обсадной колонны в интервале от башмака до кольца «стоп» по формуле:
, м (7.7)
м3
Тогда по формуле (7.5)
м3
Объем гельцементного раствора в затрубном пространстве определяем по формуле:
(7.8)
м3
Тогда объем чистого цементного раствора будет равен 7,81 м3.
Продавочная жидкость служит для вытеснения тампонажной смеси из обсадной колонны в затрубное пространство с помощью продавочной пробки. В качестве продавочной жидкости применяют буровой раствор.
Расчёт необходимого количества продавочной жидкости VПР (м3) выполняем по формуле:
VПР = kПР∙ π∙( F2 ∙ L -dв2 ∙)/4 (7.9)
где kПР - коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости (для глинистого раствора kПР = 1,03 – 1,05).
F– средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м.
VПР = 1,05∙3,14∙(0,1272∙2970-0,12462∙30)/4=39,732
В состав цементного раствора входят цемент и вода. В качестве жидкости затворения используют техническую воду. В качестве вяжущего вещества используем портландцемент тампонажный бездобавочный для умеренных температур, марки ПЦТ – 1 – 100 (ГОСТ 1581 – 96), так как температура на забое скважины составляет 94˚С.
Расчет количества компонентов сухой тампонажной смеси и жидкости для её затворения производят с учётом водотвёрдого (водоцементного) отношения рекомендуемого поставщиком и оптимальной плотности цементного раствора.
По значениям ρЦР (в кг/м3) и выбранного (или подобранного в результате лабораторных испытаний) водотвёрдого отношения m предварительно определяют среднюю плотность твердой фазы ρТ. (в кг/м3) тампонажного раствора:
ρТ = ρЦР / [1 – m (ρТР / ρЖ – 1)] (7.10)
где ρЖ - плотность жидкости затворения, определяемая в процессе подбора рецептуры (ρЖ = 1000 кг/м3).

ρТ = 1830 / [1 – 0,5 (1830 /1000 – 1)] =2600
Для чистого цементного раствора необходимо найти количество цемента и воды.

Масса тампонажного материала G (в кг), необходимая для приготовления 1 м3 раствора,
G = ρТ (ρЦР – ρЖ) / (ρТ – ρЖ) (7.11)
G = 2600∙(1830-1000)/(2600-1000)=1348,75
Количество цемента, требуемое для приготовления всего объема чистого цементного раствора, определяется по формуле
GСУХ = KЦ G VЦР, (7.12)
где КЦ = 1,03÷1,05 - коэффициент, учитывающий потери тампонажного материала при погрузочно-разгрузочных работах.
GСУХ =1,05 ∙1348,75∙7,81=11,06 т
Расход сухого цемента на 1 м3 воды затворения (в кг):
G1 = ρТ m (7.13)
G1 =2600∙0,5=1300
Потребное количество воды для приготовления чистого цементного раствора определяется по формуле ( в м3):
VВ=КВ GСУХ / G1 (7.14)
где КВ = 1,08÷1,10 - коэффициент, учитывающий потери воды.
VВ=1,1∙11,06/1,3=9,4
Значение плотности гельцементного раствора находится в диапозоне г/см3, принимаем плотность гельцементного раствора равной 1,40 г/см3.
Расход цемента на 1 м3 гельцементного раствора составит
(7.15)
где М – водоцементное отношение;
Б – глиноцементное отношение;
Глиноцементное отношение принимаем равным 0,5.
Находим водоцементное отношение по формуле:
(7.16)

Тогда по формуле (7.15)
т/м3
Расход воды на 1 м3 гельцементного раствора определяем по формуле:
(7.17)
т/м3
Расход глинопорошка на 1 м3 раствора определяем по формуле:
(7.18)
т/м3
Общее количество цемента для приготовления гельцементной смеси находим по формуле:
(7.19)
т
Потребное количество воды для приготовления гельцементного раствора определяется по формуле:
, т (7.20)
т
Количество наполнителя находим по формуле:
(7.21)
т
На весь объем цементированя скважины сумарное количество цемента составит
(7.22)
т
Суммарное количество сухого порошка (цемент + наполнитель) находим по формуле:
(7.23)
т
7.3 Выбор типа и расчёт необходимого количества цементировочного
оборудования.

Цементировочные агрегаты характеризуются производительностью и давлением насоса. Поэтому технические возможности цементировочного насоса по давлению должны превышать максимальное гидравлическое сопротивление скважины при ее цементировании.
Рца  Рцг /0,8, (7.24)
где Рца – давление развиваемое цементировочным агрегатом, МПа;
Рцг – максимальное давление на цементировочной головке, МПа;
Максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке РЦГ (в МПа) рассчитывают по формуле:
РЦГ = ∆ PГС + PТ + PК + PСТ (7.25)
где ∆ PГС - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах в конце процесса цементирования, МПа;
PТ, PК - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве при принятом значении v, МПа;
PСТ = 2,5 ÷ 3 МПа - давление момента “Стоп”.
Разность гидростатических давлений определяют по формуле:
∆ PГС = g∙ [(L1 - H1) ∙ (ρБР - ρПР) + (h1ЦР – h1СТ) ∙ (ρЦР - ρПР)+( h1ТС -h1ЦР) ∙(ρГЦ - ρПР)] 10-6, МПа (7.26)
где L1 - глубина скважины по вертикали, м;
Н1 - высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны по вертикали, м;
h1 - высота цементного стакана в колонне по вертикали, м;
g = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения;
ρПР - плотность продавочной жидкости кг/м3.
∆ PГС = 9,81∙ [ (2900 – 2640) ∙ (1830-1080)+( 2170-210) ∙(1400-1080)] ∙ 10-6 =7,5МПа
Гидравлические сопротивления внутри обсадной колонны РТ и в затрубном пространстве РК (в МПа) в конце продавки тампонажной смеси находят по формулам Дарси-Вейсбаха:

PТ = 8,11 λТ ρПР Q2 L ∙10-6/ d5ОК (7.27)
PК = 8,11 λК Q2( ρЦР hЦР+ ρГЦ hГЦ) ∙10-6/ [(DСК ∙KК – D )3 (DCК∙KК + D)2 (7.28)
где λТ, К - коэффициенты гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны и кольцевом пространстве, для практических расчетов принимаются равными 0,02 и 0,035 соответственно;
Q - производительность закачки раствора, м3/с;
dОК - внутренний диаметр обсадной колонны, м;
Производительность закачки цементного и бурового растворов (в м3/с):
Q = 0,0785 (D2СК∙K2К – D2) VЗП (7.29)

Q = 0,0785 ∙ (0,21592 ∙ 1,252– 0,1462) ∙ 1,5=0,01335 м3/с
PТ1 = 8,11∙ 0,02 ∙1080∙ 0,01335 2∙800 ∙10-6/ 0,12465=0,83МПа
PТ2 = 8,11∙ 0,02 ∙1080∙ 0,01335 2∙500 ∙10-6/ 0,1275=0,47МПа
PТ3 = 8,11∙ 0,02 ∙1080∙ 0,01335 2∙1800 ∙10-6/ 0,1295=1,57МПа
PТ= PТ1+ PТ2+ PТ3 (7.30)
PТ= 0,83+0,47+1,57=2,87 МПа
По формуле (7.28):
PК = 8,11∙0,035∙0,013352∙( 1830∙210+1400∙2390) ∙10-6/ [(0,2159 ∙1,25 – 0,146 )3 ∙ (0,2159∙1,25 +0,146)2] =0,066 МПа
Максимальное ожидаемое давление на забое скважины РЗ (в МПа) равно:
PЗ = PГС + PК, (7.31)
где PГС – гидростатическое давление на забой со стороны составного столба тампонажного раствора, буферной жидкости и бурового растворов (в МПа):
PГС=g∙[(L1–H1)∙ρБР+h1ЦР∙ρЦР+h1ГЦ∙ρГЦ]10-6,МПа (7.32)
PГС = 9,81∙ [630 ∙ 1080 + 210∙ 1830+2170∙1400]10-6=38,34 МПа
Тогда по формуле (7.31):
PЗ = 38,34 + 0,066=38,406 МПа
По формуле (7.25):
РЦГ =7,5+2,87+0,066+3=13,4 МПа
По формуле (7.24):
Рца  13,4/0,8=16,75 МПа
При цементировании скважины проектируем использовать агрегат ЦА-320А.
У агрегата производительность на 2 – й скорости QЦА = 5,1 л/с, при диаметре втулки 127 мм, давление PЦА = 18,5 МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.
Таблица 7.1
Подача и давление цементировочного агрегата ЦА-320А при диаметре втулки 127 ммПередача Давление (МПа) при диаметре поршня, мм Производительность (л/сек) при диаметре поршня, мм
127 127
2 18,5 5,1
3 9,5 9,8
4 6,1 15,1
5 4,0 23,0
По расчетному значению Q определяем количество цементировочных агрегатов:
n = Q / q + 1 (7.33)
где:q – производительность одного ЦА на 2 скорости при диаметре втулок, обеспечивающий необходимое давление, q2 = 5,1 л/с при давлении РЦА;
1 – резервный агрегат,
n = 13,35/5,1 + 1 = 2,6 + 1 = 3,6;
Принимаем n = 4 (3 основных агрегата и 1 резервный агрегат).
Определим максимальную подачу, которую развивают 4 агрегата на максимальной передаче:
QМАХ. = 23∙4 = 92л/с
Таблица 7.2
Характеристика насосного агрегата ЦА-320А
Основная характеристика Насосный агрегат
ЦА-320А
Монтажная база шасси автомобиля
Шифр насоса 9Т
Гидравлическая мощность, кВт 93
Максимальное давление, МПа 32
Максимальная подача, л/сек 26
Давление при максимальной подаче, МПа 4
Подача при максимальном давлении, л/сек 2,9
Длина хода поршня, мм 250
Диаметр сменных втулок, мм 100, 115, 127
Параметры манифольда:
диаметр приемного трубопровода, мм
диаметр напорного трубопровода, мм
диаметр вспомогательного трубопровода, мм
общая длина, м
вместимость мерного бака, м3 100
50
50
22
6
Вид соединений посредством шарнирных колен
Масса агрегата с автомобилем, кг 17600
Также количество цементировочных агрегатов определяется из выражения:
nЦ.А. = VВ./VМ.Б. (7.34)
где VВ – объём воды затворения, м3;
VМ.Б. – объём мерных баков цементировочных агрегатов, VМ.Б. = 6 м3.
nЦ.А. = 15,9/6 = 2,65, принимаем nЦ.А = 4.
Из двух расчётных значений количества цементировочных агрегатов выбирается nЦ.А. = 4.
Приготовление тампонажных растворов для изоляции продуктивных горизонтов должно производиться в отдельной осреднительной емкости с целью получения однородной смеси и качественного разобщения пластов. Рассчитаем дополнительное количество цементировочных агрегатов, которые будут качать тампонажный раствор в эту ёмкость.
Так как потери давления в циркуляционной системе насосного агрегата пренебрежимо малы, целесообразно качать тампонажный раствор в осреднительную ёмкость при максимальном диаметре втулок (127 мм).
Для обеспечения QMAX. = 69 л/с при продавке тампонажного раствора в скважину необходимо иметь запас по суммарной производительности агрегатов работающих на осреднительную ёмкость. На основании изложенного проектируем 4 дополнительных цементировочных агрегата. Определим подачу этих агрегатов:
QДОП. = 4∙23 = 92 л/с
Определим коэффициент запаса по производительности агрегатов работающих на осреднительную ёмкость:
kОСР.ЁМК. = QДОП. / QMAX. = 92/92 =1 (7.35)
Общее количество агрегатов, участвующих в цементировании скважины равно 9.
Для приготовления тампонажного раствора проектируем цементосмесительную машину типа УС6–30, которая имеет следующие характеристики:
масса загрузки бункера на месте цементирования, т……………………….20
наибольшая производительность приготовления тампонажного раствора
плотностью 1,85 г/см3, л/с……………………………………………………..27
плотность приготавливаемого раствора, г/см3………………1,3 – 2,4 (+ 0,02)
давление жидкости, МПа
- оптимальное…………………………………………………………………..1,5
- максимальное…………………………………………………………………2,0
габариты, мм:
- длина………………………………………………………………………8860
- ширина………………...…………………………………….…………….2500
- высота……………………………………………………………………...3430
масса, кг……………………………………………………………………12240
По производительности смесительная машина УС6-30 может обеспечить работу двух цементировочных агрегатов, то есть:
nСМ. = nЦ.А./2 (7.36)
где nЦ.А. – число цементировочных агрегатов.
nСМ. = 5/2 = 2,5
Принимаем число смесительных машин nСМ = 3.
По количеству необходимого сухого порошка, затариваемого в смесительные машины, их количество находится по формуле:
nС.М. = G/G1 (7.37)
где G – суммарное количество сухого порошка, необходимого для проведения цементирования.
G1 – грузоподъемность одной смесительной машины, т.
nС.М. = 86,51/ 18 = 4,8 , принимаем nС.М. = 5.
Таким образом, необходимое число смесительных машин составляет 5 машин, а цементировочных агрегатов – 10.
7.4 Технологический режим цементирования скважины
Особую задачу представляет решение вопроса о режиме закачки и продавки тампонажной смеси. Дело в том, что в процессе работы цементировочных агрегатов, давление на цементировочной головке постоянно изменяется из-за изменения положения уровня тампонажной смеси в трубах и затрубном пространстве. В период закачки смеси в обсадные трубы давление будет уменьшаться до минимального, а после выхода смеси из-под башмака колонны давление будет возрастать до максимального в конце продавки. Поэтому в начальный период цементирования агрегаты могут работать в режиме максимальной производительности (при минимальном давлении). В дальнейшем с повышением давления производительность агрегатов необходимо снижать. Практически это реализуется переключением скоростей агрегата.
Расчёт режимов закачки растворов начинают с построения графика изменения давлений на цементировочной головке в зависимости от суммарного объёма закаченных растворов. График строится по трём характерным точкам, между которыми изменение давления на цементировочной головке с некоторой долей условности считают линейным. Это точка начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну, в которой давление на цементировочной головке равно сумме гидравлических сопротивлений в колонне и кольцевом пространстве, точка, соответствующая моменту прихода тампонажного раствора на забой, когда давление на цементировочной головке минимально и точка в конце продавки тампонажного раствора, в которой давление на цементировочной головке максимально.
Максимальное давление на цементировочной головке, без учёта давления “Стоп” в конце продавки тампонажной смеси РЦ может быть найдено по формуле:
РЦ = РЦГ – РСТ=13,4-3=10,4 (7.38)
Рассчитаем теперь давление, которое возникает на цементировочной головке в момент прихода тампонажной смеси на забой, Р1Ц (в МПа):
Р1Ц = ∆ P1ГС + P1Т + P1К (7.39)
где ∆ P1ГС - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах на момент прихода тампонажной смеси на забой, МПа (эта величина отрицательна);
P1Т, P1К - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве, МПа.
∆ P1ГС можно рассчитать по формуле:
∆ P1ГС = g L1 (ρБР – ρ1СРВЗВ)10-6=9,81∙2900∙ (1080-1400) ∙ 10-6=-8,9 МПа (7.40)
где L1 - глубина скважины по вертикали, м;
g = 9,8 м/с2 - ускорение свободного падения;
ρБР - плотность бурового раствора, кг/м3 (плотность буферного
раствора принимается равной плотности бурового раствора);
ρ1СРВЗВ – средневзвешенная плотность раствора в обсадной колонне на момент прихода тампонажного раствора на забой, кг/м3. Она равна плотности тампонажного раствора ρТР, если необходимый объём тампонажного раствора VТР ≥ VОК - внутреннего объёма обсадной колонны, равного (в м3):
VОК = π d2ОК L / 4=3,14∙0,1272∙2970/4=39,25 (7.41)
где: L – длина обсадной колонны, м;
dОК – средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м.
По формуле (7.40):
Р1Ц = -8,9+2,87+0,066=-5,964 МПа
В связи с тем, что величина Р1Ц будет иметь отрицательное значение, закачку тампонажного раствора до забоя можно производить с максимальной производительностью.
Давление на цементировочной головке в момент начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну Р0Ц (в МПа) равна сумме гидравлических сопротивлений в секциях обсадной колонны Р0Т и Р0К
Р0Ц=2,87+0,066=2,936 МПа
Следующий этап – определение суммарных закачанных объёмов ΣV в скважину при цементировании (абсциссы графика). Эти объёмы рассчитывают без учёта закачки буферной жидкости. На момент начала закачки тампонажного раствора объём ΣV0 равен нулю. В момент прихода тампонажного раствора на забой ΣV1 равна внутреннему объёму обсадной колонны VОК.
ΣV1 = VОК =39,25 м3 (7.42)
В конце продавки тампонажного раствора ΣV равен сумме объёмов тампонажного раствора VТР и продавочной жидкости VПР:
ΣV = VТР + VПР =112,95+39,732=152,682 м3 (7.43)
По полученным данным строят график изменения давления на цементировочной головке (рис.7.3).

Рисунок 7.3 График изменения давления на цементировочной головке

Таблица 7.2
Режимы работы цементировочных агрегатов
Скорость агрегата Объем раствора закачиваемый на
данной скорости
V
IV
III
II 110
15
20
13,435
Рассчитаем время продавки и закачки тампонажного раствора в заколонное пространство. Цементирования tП (в мин) в режиме нормальной закачки, с производительностью Q:
t П = 16,7•Vi / (q (n – 1)), (7.44)
где: q - производительность продавки тампонажного раствора в заколонное пространство одним цементировочным агрегатом л/с.
Т.к. подача насосов цементировочных агрегатов в процессе продавки меняется, то рассчитываем время продавки для каждой подачи и суммируем полученные времена для определения tП.
t П V = 16,7•110 / (23•(4 – 1))=26,6 мин
t П IV = 16,7•15 / (15,1•(4 – 1))=5,5 мин
t П III = 16,7•20 / (9,8•(4 – 1))=11,4 мин
t П II = 16,7•13,435 / (5,1•(4 – 1))=14,7 мин
Σ tП=26,6+5,5+11,4+14,7=58,2мин
Определяем время цементирования скважины tЦ (в мин): tз=58,2
tЦ = tЗАК + 15 мин = tЗ + 15 мин (7.45)
tЦ=58,2+15=73,2 мин
ΔtЗ ≤ 0,75• tЗАГ,
tЗАГ – время начала загустевания тампонажного раствора, определяемое консистометром, мин (для ПЦТ – I – 100 равно 105 мин);
15 мин – дополнительное время, необходимое для вывода цементосмесительной машины на режим, освобождения продавочной пробки и получения сигнала “Стоп”.
73,2 мин < 0,75∙105 = 78,75 мин
условие выполняется
Рассчитываем также число агрегатов, задействованных в закачке буферной жидкости, по формуле:
nБЖ = VБЖ / VМБ (7.46)
гдеVБЖ – объём буферной жидкости, VБЖ = 8,84 м3;
VМБ – объём мерных баков, VМБ = 6,4 м3.
nБЖ = 8,84/6,4 =1,3=2
Время закачки буферной жидкости tБЖ определяем по формуле:
tБЖ = VБЖ / (qМАКС∙∙ nБЖ) (7.47)
гдеVБЖ – объём буферной жидкости, м3;
qМАКС - производительность закачки раствора в обсадную колонну одним цементировочным агрегатом в режиме ускоренной закачки л/с.
tБЖ = 8,84∙103 (23∙2) = 192сек=3,2мин
8. Обвязка устья скважины
Цель раздела - определить необходимость использования противовыбросового оборудования (ПВО) и колонных головок (КГ) для нормальной проводки скважины, а также для проведения испытания и освоения скважины.

8.1 Разработка схем обвязки устья скважины
Критериями выбора ПВО являются:
1. Максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе;
2. Диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы.
Противовыбросовое оборудование устья скважины выбирается исходя из следующего условия:
Рпрв. > (Ру)max (8.1)
где Рпрв. – рабочее давление превенторов, МПа ;
(Ру)max- максимально ожидаемое давление на устье скважины при
газонефтеводопроявлении, МПа.
Величина максимального устьевого давления (Ру)max рассчитывается по
формуле:
(Ру)max = Рпл - gh , (8.2)
где Рпл- пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа ;
- плотность флюида, кг/м3 ;
g- ускорение свободного падения, м/с2 ;
Н- глубина залегания кровли продуктивного пласта, м.

(Ру)max =29,7 - 760 9,81 2685 10-6 =7,21 МПа.
Формула (8.2) справедлива только при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом, т.е. при освоении скважины или при ГНВП в период вскрытия продуктивного пласта.
При работах в освоении, когда (Ру)max = 7,21 МПа, после цементирования кондуктора на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО) ОП-5-230x35, в комплект которого входят: ПУГ1 - 230×35, ППГ - 230×35, МПБ5 - 80×35, ГУП14, напорные трубопроводы. Перед установкой ПВО на устье скважины устанавливается колонная головка ОКК1А-21-146x245.
Схема обвязки устья скважины при бурении приведена на рисунке 8.1

Рис. 8.1 Типовая схема обвязки ПВО
1-превентор плашечный; 2-завижка с ручным управлением; 3-крестовина; 4-манометр с запорным и разрядными устройствами; 5-регулируемый дроссель с ручным управлением; 6-гаситель потока; 7-блок дросселирования; 8-линия дросселирования; 9-устье скважины; 10-линия глушения; 11-прямой сброс; 12-вспомогательный пульт; 13-гидроуправление превентором с основным пультом; 14- кольцевой превентор;15-отвод к сепаратору; 16-задвижка с гидроуправлением; 17-обратный клапан; 18-отвод к буровым насосам; 19-блок глушения; регулируемый дроссель с гидроуправлением; 21-пульт управления дросселем
Перед перфорацией устье скважины оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППМ-125х14 ( ТУ 26-16-159-84 ).
Перед тем, как приступить к вызову притока из пласта, устье скважины оборудуется фонтанной арматурой. До установки на устье скважины фонтанная арматура испытывается на давление, равное полуторократному рабочему давлению. Исходя из того, что в проектируемой скважине рабочее давление не превышает 21 МПа, а диаметр спускаемых НКТ составит 73,0 мм выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК-65х21 ( ТУ 26-16-23-77 ). [11]
\s

Рис.8.2 схема монтажа фонтанной арматуры АФК1-65х21
1 – крестовина колонной головки; 2 – трубная головка; 3 – тройник; 4 – задвижка 5 – манометр; 6 –дроссельное устройство.
9. Метод закачивания скважины и вскрытие продуктивного горизонта
9.1 Первичное вскрытие продуктивного горизонта
Эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений во многом определяется состоянием призабойной зоны скважины в период заканчивания.
В результате физико-химического и механического воздействия при заканчивании скважины изменяются коллекторские свойства в призабойной зоне. Физико-химическое воздействие на призабойную зону обусловлено взаимодействием флюида пласта и фильтратом бурового раствора, а также действием капиллярных и диффузионно-осмотических сил.
Физико-химическое воздействие на продуктивный горизонт оказывают следующие факторы:
разгрузка горного массива в результате разбуривания продуктивного пласта;
изменяющееся противодавление столба бурового раствора;
фильтрация фильтрата бурового раствора;
изменяющийся температурный режим в скважине;
гидродинамическое и механическое воздействие на породы в разбуриваемом пласте движущимся инструментом;
гидродинамические эффекты (гидроудары, понижение давления и др.) в стволе и призабойной зоне в процессе цементирования и освоения скважины.
В процессе разбуривания продуктивного пласта необходимо уделять особое внимание технологическим приемам, снижающим отрицательное воздействие на приствольную зону продуктивных пластов.
Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости пласта при вскрытии является максимальное снижение репрессии на него, а также правильность выбора КНБК и режима бурения.
На Самотлорском месторождении для вскрытия продуктивных пластов используется полимерглинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта. Параметры раствора обоснованы в пункте 4.1 и приведены в табл. 4.1
Перед вскрытием продуктивных пластов для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества – ПАВ в соотношении 0,02% от общего объема бурового раствора. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии. Добавки ПАВ к промывочной жидкости позволят:
ускорить процесс разрушения горных пород на забое;
снизить силы трения между стенками скважины и бурильными трубами;
повысить износостойкость породоразрушающего инструмента.
На качественное вскрытие пласта влияет скорость бурения. Чем быстрее проходится продуктивный горизонт, тем меньше оказывается воздействие на него. При вскрытии продуктивного горизонта нужно увеличить механическую скорость бурения, применение ПАВ, несомненно, приводит к увеличению скорости.
Для минимизации времени сообщения продуктивных пластов с промывочной жидкостью, вскрываем их одним долблением, используя винтовой забойный двигатель. Применение малолитражного винтового забойного двигателя при вскрытии дает меньшее негативное воздействие на продуктивные горизонты, а применение лопастного долота, имеющего большую проходку, позволяет вскрыть пласт одним долблением.
9.2 Вторичное вскрытие пласта
Пласт сообщается со скважиной с помощью каналов, которые образуются в обсадной колонне, цементном камне и некоторой части пласта после прострела последних перфораторами.
Перфорационной средой является продавочная жидкость (соляной раствор).
Способ доставки перфоратора – на геофизическом кабеле. Так как этот способ не требует дополнительных затрат времени и действий бригады освоения (на спуск НКТ).
В качестве основного типа перфоратора проектируется безкорпусной кумулятивный перфоратор типа ПКС105У.[1] Безкорпусные перфораторы позволяют значительно ускорить проведение прострелочно-взрывных работ, так как вскрываемая за один спуск толщина пласта достигает 30 м.
Характеристика перфоратора представлена в таблице 9.1
Таблица 9.1
Техническая характеристика перфоратора ПКС – 105У
Техническая характеристика
3
-число труб в интервале перфорации - максимальное число зарядов, отстреливаемых на спуск 100
- максимальная плотность за спуск, отверстие/м 6
- средний диаметр канала, мм (не менее) при твёрдости породы 700 МПа 12
- минимальное гидростатическое давление в скважине, МПа 10
- максимальное гидростатическое давление в скважине, МПа 80
- максимальная температура, 0С 150
Интервал перфорации рассчитается по следующей формуле:
H = n/m, (9.1)
где m – плотность перфорации, отверстие на 1м.,
n – кол-во перфорированных отверстий;
SТР ≤ n*SПЕРФ, * Кр (9.2)
где SТР – площадь трубы, м2
n – Количество перфорированных отверстий,
SПЕРФ – площадь перфорации, м2
Кр – коэффициент расхода, равный 0,62
.
n≥ SТР/ (SПЕРФ*Кр), (9.3)
SТР = π*d12/4, (9.4)
SПЕРФ = π*d22/4, (9.5)
где d1 – внутренний диаметр колонны, d1 = 0,146 – 0,0154 =0,1307м
d2 – диаметр перфорационного канала, d2 = 0,012 мn≥ (3, 14*0, 13072 /4)/ ((3, 14*0, 0122/4)*0, 62)
n≥ 0,0134 /0,00007
n ≥ 191,43
Интервал перфорации равен:
H = 191,43/6 = 32 м;
Устье скважины перед перфорацией должно быть оборудовано перфорационной задвижкой ЗФПЛ – 125 125 и опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны.
Существует несколько разновидностей доставки перфоратора в интервал перфорирования:
- на геофизическом кабеле;
- на НКТ
- в НКТ
Выбирается первый способ доставки, так как он подходит для выбранного перфоратора и не требует дополнительных затрат времени и действий бригады освоения (на спуск НКТ).
9.3 Вызов притока флюида
В промысловой практике известно две группы вызова притока:
1.технологии связанные с уменьшением плотности жидкости в скважине;
2.технологии связанные с уменьшением уровня жидкости в скважине.
1. К технологии с уменьшением плотности жидкости в скважине относятся следующие способы:
вызов притока жидкостями замещения;
вызов притока аэрированными жидкостями;
вызов притока пенами.
2. К технологии с уменьшением уровня жидкости в скважине относятся следующие способы:
вызов притока с помощью компрессора высокого давления;
вызов притока тартанием;
вызов притока свабированием;
вызов притока с помощью струйных насосов.
Прежде чем приступить к вызову притока, устье скважины оборудуется фонтанной арматурой.
Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. Исходя из «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха запрещается (необходимо использовать инертный газ). Существуют различные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуатационной колонне. По рекомендациям [9] вызов притока из пластов с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями осуществляется созданием депрессии путём замены бурового раствора на более лёгкую жидкость и последующего снижения уровня жидкости в скважине.
На данном месторождении вызов притока из скважины осуществляется путем замены раствора СаCl на техническую воду и последующей закачкой пенной системы в соответствии с «Инструкцией по технологии вызова притока из пласта с использованием эжекторов» РД 39 – 2 – 1305 – 85 [12].
Для создания проектной депрессии в 10 МПа принимаем 3 цикла закачки пены с использованием одного цементировочного агрегата ЦА 320М, одного компрессора СД 9/101 и эжектора жидкостно-газового по ГОСТ 2405 – 80.
В качестве пенообразователя используем сульфанол по ТУ 6 – 01 – 862 – 73. Объём пенообразующей жидкости – 9,1 м3, степень аэрации – 50, давление закачки жидкости 9 МПа. Количество сульфанола – 0,5% от объёма пенообразующей жидкости (45,5 кг на один цикл). Пенная система закачивается в межтрубное пространство; при этом компрессор работает с максимальной производительностью. По окончании закачки производится самоизлив пены – до начала фонтанирования (не менее 1,5 часа). Очистка призабойной зоны скважины в режиме фонтанирования – 8 часов. Предусматривается 3 цикла вызова притока пенной системы.
По окончании вызова притока с получением проектного притока нефти и проведения гидродинамических исследований в 1/10 скважине производится глушение скважины и перевод ее на насосный способ эксплуатации.
10. Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении и креплении скважины
Основная цель бурения – качественное, технологически грамотное с минимальными затратами времени и средств выполнение всех процессов и операций соответствующих сооружению скважины. Одним из основных критериев высокого качества строительства скважин является бурение без осложнений и аварий, которые происходят в основном из-за несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурильного инструмента и бурового оборудования, недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.
В ходе строительства скважины возможны осложнения, представленные в пункте 1.5. Для их предотвращения необходимо принять комплекс разработанных мероприятий, описанных в этой части [13].
Мероприятия по предупреждению осыпей и обвалов стенок скважины
Обвалы стенок скважины могут происходить в результате недостаточного противодавления на стенки скважины, нарушая их прочности и устойчивости фильтратом бурового раствора, а так же в результате резких колебаний гидростатического и гидродинамического давлений в скважине.
Обвалы стенок, носящие катастрофический характер, могут происходить в результате резкого и значительного снижения гидростатического давления, вызванного поглощением промывочной жидкости или её разгазированием, а также недоливом скважины во время подъема.
Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия:
1. Для предотвращения резких колебаний на стенки скважины при СПО обязательно производят, долив скважины через каждые 5 – 7 свечей.
2. Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС.
3. Подъем инструмента с сальником, в интервале затяжек производится на пониженной скорости, до 0,4 м/с.
4. После подъема с затяжками на значительном интервале, запрещается спускать в скважину компоновки с отклонителями, а также жесткие компоновки, включающие УБТ, калибраторы большого диаметра, центраторы и т.п.
Предотвращение прихватов БК.
Для предупреждения прихватов необходимо придерживаться требований «Инструкции по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин». При этом должны соблюдаться следующие основные требования:
1.Нельзя допускать отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ± 0,02 г/см3 .
2. Для повышения противоприхватной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в промывочной жидкости содержание смазочных веществ.
3. Необходимо непрерывно контролировать циркуляцию промывочной жидкости, устанавливать автоматические сигнализаторы ее прекращения.
4. В случае вынужденного оставления бурильной колонны в открытом стволе скважины бурильщику запрещается оставлять тормоз лебедки и вменяется в обязанность принять меры к подъему колонны и обеспечению постоянной промывки забоя по возможности с вращением колонны ротором или ключами.
5. При кратковременном (до 0,5 ч) прекращении циркуляции бурового раствора надо поднять колонну бурильных труб от забоя не менее чем на 15 м и через 2—5 мин расхаживать и проворачивать ротором. При прекращении циркуляции или неисправности оборудования, на устранение неполадок которых потребуется более 30 мин, бурильную колонну надо поднять в кондуктор.
6. При возникновении посадок надо приостановить спуск колонны, поднять ее на длину 15 – 20 м, проработать опасный интервал и только тогда продолжить спуск колонны.
7. Интервал затяжек, уступов, желобов обвалов необходимо зафиксировать в буровом журнале.
8. Необходимо следить за исправной работой насосов и механизмов очистки промывочной жидкости (гидроциклоны, вибросита и т.д.).
9. После длительных перерывов в бурении, более 48 часов, ствол скважины следует проработать.
10. При бурении следует делать контрольный приподъем бурильной колонны на 10 – 15 м через 45 мин бурения при отсутствии затяжек и не реже чем через 15 – 17 мин бурения при их наличии. В последнем случае перед наращиванием надо прорабатывать пробуренный участок до полного устранения затяжек.
Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений (ГНВП) и открытых фонтанов при бурении скважин:
После цементирования кондуктора на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО) ОП5-230/80х35.
2. Перед установкой ПВО на устье скважины устанавливается колонная головка ОКК1А-21-146x245.
3. Запрещается углубление скважины и подъем инструмента, если параметры бурового раствора не соответствуют параметрам, указанным в геолого-теехническом наряде.
4. Бурение в интервалах с возможными газонефтеводопроявлениями необходимо осуществлять с установкой под рабочей трубой шарового крана.
5. Должен быть обеспечен объем запаса бурового раствора равный двум объемам скважины.
6. При подъеме бурильной колонны следует обеспечить непрерывный долив скважины и контроль за объемом доливаемой жидкости, пользуясь уровнемером.
7. При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.
8. При простоях скважины без промывки более 48 часов, перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание параметров бурового раствора в соответствии с параметрами, указанными в ГТН.
9. При простоях скважины более 48 часов, спуск бурильной колонны должен производится с промежуточными промывками через 300 м и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины.
10. Подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях, до 1 м/с.
11. При спуске обсадных колонн необходимо ограничить скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов до 0,8 м/с.
12. Запрещается бурение скважин при незагерметизированном устье ранее пробуренных на кусте скважин.
13. К работам на скважинах с возможными ГНВП не допускаются специалисты и бурильщики, не прошедшие обучение в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП».
14. С членами буровых бригад проводится инструктаж по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов согласно программы, утвержденной главным инженером предприятия.
15. При появлении признаков ГНВП первым закрывается универсальный превентор.
16. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации ГНВП проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника.
Предотвращение аварий с долотами.
1. Перед спуском долота необходимо проверить:
- Наличие гидромониторных насадок и надежность их крепления;
- Чистоту промывочных каналов;
- Свободное вращение шарошек у долот с опорами типа В;
- У долот типа ГНУ и ГАУ надежность фиксации крышек компенсаторов, чистоту каналов в крышках, отсутствие подтеков смазки;
- Диаметр долота шаблоном;
- Очистить резьбу, нанести смазку.
2. Навинчивание долота производить с помощью спецустройства, необходимо производить докрепление резьбы машинными ключами
3. Запрещается транспортировка и хранение долот навалом, их сбрасывание с транспортных средств.
4. Периодическая очистка забоя скважины от металла.
5. Необходимо замедлять спуск инструмента в местах изменения диаметра скважины, сужений, каверн, участках искусственного искривления.
6. Не допускаются удары долота при спуске более 30-40 кН.
7. При посадках инструмента поднять его на 10-15 м, включить промывку и проработать интервал с осевой нагрузкой не более 30 кН, для долот типа ГНУ и ГАУ без вращения.
Аварии с турбобурами.
Поломки турбобура происходят вследствие разъедания промывочной жидкостью, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины. Признаком таких поломок является резкое падение давления на буровых насосах и прекращение проходки.
Для предотвращения аварий с турбобуром необходимо соблюдать следующие мероприятия
Транспортировка забойных двигателей допускается только с опорой не менее, чем в трех точках, двигатели диаметром 195 мм и менее транспортируются только в обсадных трубах.
Соответствие диаметра забойного двигателя диаметру долота. 215,9 – 195; 190,5 – 172.
Свинчивание секций производить ключами с моментомерами до моментов, указанных в технических условиях эксплуатации.
После свинчивания на резьбах наносить метки. В процессе эксплуатации контролировать их положение.
Под ведущей трубой устанавливать фильтр длиной 1,5 – 2 м с диаметром отверстий 5-6 мм.
Износ корпуса двигателя по диаметру допускается не более 1 мм. Замер производить скобой перед спуском.
Осевой люфт для шпиндельных турбобуров допускается не более 5 мм. Замер производить перед каждым спуском.
Перед спуском произвести опробование на устье – плавность запуска и остановки. Контролировать герметичность резьб.
При спуске исключить удары двигателя о забой, уступы.
При запуске и остановке двигатель должен быть поднят над забоем на 10-15 м.
Осевая нагрузка после запуска двигателя повышается постепенно от 20 - 30 кН до расчетной.
При ремонте двигателей производить дефектоскопию валов и корпусов.
Предотвращение аварий с бурильными трубами
Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении скважины, а при турбинном бурении аварии связаны с разъеданием резьбы промывочной жидкостью. Основными методами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:
1. Организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией;
2. Правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый их осмотром и обмером, калибровка резьб гладкими и резьбовыми калибраторами подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;
3. Организация обязательной профилактики всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;
4. Обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;
5. Бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.
Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходят вследствие: толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при отрыве талевого каната, падения талевого блока на ротор.
Для предотвращения падения колонны вследствие открытия элеватора при спуске бурильной колонны необходимо хорошо знать состояние ствола скважины, наличие в ней зон посадки инструмента на уступы и при приближении к ним снижать скорость спуска бурильной колонны.
11. Специальная часть проекта
Важную роль в строительстве скважины несомненно играет правильный и экономичны подбор породоразрушающего инструмента, который должен обеспечить достаточно высокую механическую и рейсовую скорость и минимально низкую стоимость. На основании технико-экономического анализа и опыта работ на месторождениях западной Сибири, в специальной части моего дипломного проекта на Самотлорском месторождении для бурения под эксплуатационную колонну предлагаю внедрить долота серии БИТ производства ООО НПП «БУРИНТЕХ» которые очень хорошо показали себя при бурении на месторождениях западной Сибири.
11.1 Конструктивные особенности буровых долот
11.1.1 Вооружение шарошечных долот
Вооружение современных шарошечных долот представлено двумя большими классами: долото с фрезерованными стальными армированными твердосплавными зубьями и долото с твердосплавными вставными зубками.
Однако необходимо отметить, что в последние годы предпринимаются успешные попытки объединить преимущества обоих классов в одной конструкции. Примером этого являются долота, выпускаемые фирмой Reed по технологии PMC (Powder Metal Cutter), шарошки которых, выполненные методом порошковой металлургии, имеют зубья, по своей геометрии аналогичные фрезерованным, но полностью облицованные твердым сплавом типа ВК. Из-за
сложности данная технология пока не получила широкого распространения, хотя достоинства ее очевидны.
Твердосплавное вооружение
Твердосплавное вооружение современных шарошечных долот отличается большим разнообразием форм твердосплавных зубков и применением новых материалов для их изготовления, а также решениями по размещению зубков на поверхности шарошек.
Наряду с классическими клиновидной и конической формами зубков все более широкое применение получают зубки асимметричных форм (рис. 11.1).

Рис. 11.1 Вставные зубья шарошечных долот.
По принципу конструирования зубки «Самара» отличаются от прототипа формой вогнутой и выпуклой граней. Передняя вогнутая грань имеет сферическую форму, что позволяет полнее использовать эффект черпака и повышает способность к шламоотделению, особенно при использовании долот в пластичных породах.
Наиболее критической зоной шарошечного долота являются периферийные (калибрующие) венцы его шарошек, которые должны не только разрушать поверхность забоя скважины, но и формировать ее диаметр. В долотах серии «Magnum» используются два новых решения этой проблемы:
1. Алмазные (с алмазным рабочим слоем на твердосплавной основе) зубки в форме асимметричного клина (рис. 11.2) объединяют способность алмазных зубков с плоской вершиной сохранять диаметр долота с породоразрушающим действием зубков клиновой формы.
194310070485
Рис.11.2 Алмазные асимметричные зубки периферийного венца

Проходка и механическая скорость бурения возрастают благодаря значительному снижению повреждения зубков из-за термического и абразивного износа по сравнению с обычными твердосплавными зубками. Использование в новых зубках алмазного слоя высокой плотности придает им устойчивость к ударным нагрузкам, сравнимую с твердым сплавом.
2. Дополнительные калибрующие венцы «Trucut». Такая конструкция вооружения разделяет функции каждого венца по разрушению породы, позволяя их оптимизировать. Зубки меньшего диаметра с алмазным покрытием, имеющие сферическую форму рабочей головки, выполняют основную работу по калиброванию стенки скважины. Увеличенный шаг позволяет зубкам более глубоко внедрятся в породу, увеличивая механическую скорость бурения, а большее пространство между зубками периферийного ряда способствует лучшей очистке забоя и удалению выбуренной породы. Меньшее фрезерующее действие на стенку скважины снижает износ зубков периферийного ряда, что позволяет выполнить их более агрессивной формы. Дополнительный ряд зубков, обрабатывающий стенку скважины, уменьшает скалывание и поломку предпериферийных зубков, вызываемых боковыми ударными нагрузками. В контакте со стенкой скважины находится большее число зубков, что уменьшает количество образующихся на стенке гребней породы и обеспечивает более плавное и стабильное вращение долота, положительно влияющее на увеличение долговечности его опор.
Дополнительные калибрующие венцы, оснащенные зубками остроклиновидной формы (аналогичными отечественным зубкам формы Г25) с рабочими кромками, ориентированными по окружности шарошки (рис. 11.3).

Рис.11.3 Вооружение долот типа GT
Такая конструкция вооружения, получившая название «технология GT» (Gage Trimmer), облегчает разрушение породы у стенки скважины, в результате чего больше энергии тратится на углубление забоя, что повышает механическую скорость бурения. Продольно размещенные зубки обладают эффектом «самозатачивания», что снижает износ корпуса шарошек и уменьшает эффект округления их калибрующих поверхностей, сохраняя эффективность работы вооружения по мере износа.
«Технология GT» также применяется и в долотах с фрезерованным вооружением. В этом случае дополнительные твердосплавные зубки располагаются на фрезерованных площадках между зубьями периферийных рядов шарошек (рис. 11.4).
21717000
Рис.11.4 Вооружение GT долота с фрезерованными зубьями
В зависимости от степени абразивности разбуриваемых пород зубки дополнительного калибрующего ряда могут выполнятся как твердосплавными, так и с рабочей головкой из поликристаллического алмаза, причем количество алмазных зубков может составлять от 33 до 100 % от их общего количества. В этом случае алмазными зубками оснащаются и обратные конусы шарошек.
Фрезерованное вооружение
Несмотря на то, что современные долота с твердосплавным вооружением в состоянии успешно разбуривать любые горные породы от мягких до очень крепких, фрезерованное вооружение долот продолжают находить широкое применение по двум основным причинам. Первая - это более высокая механическая скорость бурения в мягких и средне-мягких, малоабразивных породах, вторая - существенно более низкая стоимость по сравнению со штыревыми долотами.
11874501906270Главная задача в совершенствовании фрезерованного вооружения состоит в повышении его износостойкости, что достигается применением новых наплавочных материалов и новых схем наплавки. Широкое применение в современных долотах получило усиление периферии и обратных конусов шарошек твердосплавными зубками, т.е. реализуется концепция комбинированного вооружения. Вместо частичной наплавки боковых набегающих и (или) сбегающей граней зуба все ведущие фирмы-производители долот перешли на полную наплавку всех четырех граней и притупления зубьев достаточно толстыми (до 3 мм и более) слоями твердого сплава (рис. 11.5).
Рис. 11.5 Наплавка граней зуба
Современные наплавочные материалы представляют собой сложные двух-четырехкомпонентные комбинации округлых зерен спеченного твердого сплава типа ВК, дробленых зерен карбида вольфрама (релита) и мелких зерен макрокристаллического карбида вольфрама, обладающих наибольшей износостойкостью. Для наплавки поверхности обратного конуса шарошек применяются смеси, состоящие, преимущественно, из макрокристаллического карбида вольфрама.
11.1.2 Опоры шарошечных долот
Стойкость опор шарошечных долот всегда являлась основным фактором, определяющим их долговечность. Если износ вооружения долота приводит к падению механической скорости бурения и, в худшем случае, к остановке процесса углубления скважины, то преждевременный износ опоры часто вызывает аварийную ситуацию-оставление шарошек на забое. Затраты на ликвидацию аварии, как правило, превышают стоимость самого долота.
Если ранее было принято считать, что у нормально отработанного долота степень износа опоры должна соответствовать степени износа вооружения, то требования к надежности опор у современных шарошечных долот формулируются так: стойкость опоры долота всегда должна быть выше стойкости его вооружения.
Поэтому постоянные усилия разработчиков и изготовителей шарошечных долот направлены на конструирование и технологическое совершенствование опор с целью повышения их стойкости при обеспечении максимальной надежности.
Из всего разнообразия схем опор шарошечных долот в современных долотах большинство ведущих фирм-производителей используют, в основном, две. Первая из них - это классическая герметизированная опора на подшипниках скольжения по схеме «скольжение-шарик-скольжение», обозначаемая по ГОСТ 20692-75 «АУ», и вторая - герметизированная опора на подшипниках качения по схеме «ролик-шарик-ролик», обозначаемая «ВУ». Широко распространенная ранее опора на подшипниках качения и скольжения, обозначаемая «НУ», практически не применяется в современных долотах, поскольку она не может конкурировать с опорой «АУ» при низкооборотном (роторном) бурении, а с опорой «ВУ»-при высокооборотном (турбинном) бурение.
Компаниям производителям удалось создать работоспособную конструкцию подшипника с промежуточным элементом - разрезной плавающей втулкой, выполненной из никель-оловянистой или бериллиевой бронзы, имеющей двухстороннее серебряное покрытие (рис.11.7).

Рис. 11.6 Конструкция опор типа «АУ»
Современная тенденция снижение затрат на бурение скважин за счет повышения механической скорости бурения вызвала все большее применение высокооборотных забойных двигателей, в том числе турбобуров, частота вращения которых достигает 500 об/мин и более. Это потребовало разработки новых конструкций высокооборотных долот с герметизированными опорами. Опора на подшипниках качения современных долот, как правило, имеет большой роликовый подшипник, «утопленный» в шарошку. За счет этого увеличивается его диаметр и несущая способность, а отсутствие буртов на цапфе, имевших тенденцию к износу и разрушению с последующим перекосом и заклиниванием роликов, повышает надежность опоры. Осевую нагрузку в таких опорах обычно воспринимает упорный подшипник скольжения (упорный бурт), в котором может устанавливаться плавающая шайба.
Характерной особенностью подшипников современных опор является повсеместное применение роликов с модифицированным контактом. Это позволяет значительно снизить краевую концентрацию напряжений, характерную для цилиндрических роликов, приводящую к их преждевременному износу и разрушению.
11.1.3 Замковые устройства
Несмотря на большое разнообразие замковых устройств, разработанных для опор шарошечных долот, по-прежнему, наибольшее применение имеет классическое замковое устройство в виде шарикового подшипника. Причем, если в долотах старых конструкций шариковый подшипник, кроме функции замка, воспринимал прямую осевую и радиальную нагрузки на опору, то в современных долотах он полностью разгружен от их восприятия. Осевая нагрузка обычно воспринимается подшипниками скольжения (упорный бурт, упорная пята), а радиальная - подшипниками скольжения или роликовыми подшипниками. Основная функция шарикового (замкового) подшипника - это восприятие обратной осевой нагрузки, отжимающей шарошку от стенки скважины, и ограничение осевого перемещения шарошки по цапфе лапы. Последнее особенно актуально в случае применения в опоре долота уплотнений торцового типа.
Из других замковых устройств, получивших применение в современных шарошечных долотах, необходимо отметить пружинное стопорное кольцо (Ring Lock) фирмы Hughes Christensen и резьбовое замковое устройство фирмы Reed.
Замковое устройство в виде пружинного стопорного кольца, преимущественно круглого сечения, было запатентовано фирмой Hughes Tool в начале 80-х годов и широко рекламировалось как альтернатива шариковому замковому подшипнику. Однако широкие промысловые испытания выявили недостаточную надежность подобного замкового устройства, особенно при повышенной частоте вращения долота. В настоящее время такие замковые устройства применяются фирмой Hughes Christensen лишь в долотах малого диаметра, для которых малые габариты данного замкового устройства по сравнению с шариковым подшипником более актуальны, чем в долотах большого диаметра.
Резьбовое замковое устройство фирмы Reed состоит из двух полуколец прямоугольного сечения со ступенькой, входящей в соответствующую канавку на цапфе лапы. Полукольца имеют наружную резьбу.
В шарошке выполнена ответная внутренняя резьба, в которую вворачиваются вложенные в канавку цапфы резьбовые полукольца. Фиксация полуколец на цапфе при наворачивании шарошки осуществляется при помощи специального инструмента, вводимого в отверстие со стороны спинки лапы, аналогичное отверстию под замковый палец в опоре с обычным шариковым подшипником. Затем это отверстие заглушают резьбовой пробкой или заваривают.
Для улучшения триботехнических характеристик подшипника скольжения, которым, по сути, является данное замковое устройство, резьбовые полукольца покрываются слоем серебра.
11.1.4 Промывочные устройства шарошечных долот
Большинство шарошечных долот, выпускаемых различными фирмами мира, имеют две основные схемы промывки - центральную или боковую (гидромониторную). При этом стандартной является боковая промывка через сменные гидромониторные насадки. Вариантами боковой промывки является промывка через миниудлиненные и удлиненные (приближенные к забою) насадки. При этом миниудлиненные насадки, имея длину, в 2,5 - 4 раза превосходящую длину стандартной насадки, взаимозаменяемы с ними по посадочным размерам, т.е. в одно гнездо гидромониторного канала долота может устанавливаться как стандартная, так и миниудлиненная насадка. Как стандартная, так и миниудлиненные насадки производства зарубежных фирм изготавливаются, как правило, из вольфрамокобальтового твердого сплава, обеспечивающего необходимую износостойкость насадок даже в условиях прокачки через них скоростных потоков промывочной жидкости с большим содержанием абразивных частиц.
Максимально удлиненные насадки состоят из стальных приварных патрубков, подводящих промывочную жидкость к забою скважины, на выходе которых установлены стандартные или миниудлиненные твердосплавные гидромониторные насадки. Наружные поверхности патрубков, обращенные к стенкам скважины для предохранения от абразивного износа, как правило, армируются износостойкой наплавкой на основе карбида вольфрама или (и) твердосплавными зубками.
В долотах диаметром более 200 мм может применятся комбинированная промывка, сочетающие боковые и центральную гидромониторные насадки. Использование центральной насадки предотвращает налипание породы на шарошки (сальникообразование), обеспечивает лучшую очистку забоя, что приводит к повышению механической скорости бурения.
Центральные насадки могут быть как обычной цилиндрической, так и диффузорной формы. Диффузорные насадки увеличивают турбулентность потока, устраняя застойные зоны на забое скважины, улучшают очистку шарошек и одновременно снижают возможность эрозии тела шарошек, обычно наблюдаемой при использовании стандартных центральных насадок.
ООО «ВБМ-сервис» применяет в некоторых своих долотах комбинированную промывку через патентованные удлиненные щелевые боковые насадки и трехщелевую центральную насадку, направляющие струи промывочной жидкости между шарошками. Щелевые насадки изготавливаются из специального износостойкого легированного чугуна.
Вариантом боковой промывки является асимметричная схема промывки с использованием двух миниудлиненных насадок. При этом гидромониторный узел на третей лапе долота отсутствует, что дает увеличение площади проходного сечения вокруг долота и способствует более эффективному выносу шлама.
При всем существующем многообразии вариантов крепления гидромониторных насадок наибольшее распространение получили три способа:
Пружинным кольцом (фирмы Hughes Christensen, Reed и Varel), причем пружинное кольцо может устанавливаться, как открыто, у торца насадки (стандартный вариант), так и скрыто, в канавке насадки (вариант для осложненных условий бурения), что предохраняет его от размыва и выпадения.
Резьбовым переходником (фирма Smith).
Обводным шплинтом (гвоздем) – фирмы Security DBS, ООО«ВБМ-сервис». Уплотненные насадки во всех случаях уплотняются резиновым кольцом круглого сечения.
11.1.5 Алмазный буровой инструмент
Алмазные долота предназначены для бурения скважин сплошным забоем. На торцевой части рабочей поверхности алмазных долот алмазные режущие элементы установлены по определенной схеме таким образом, что разрушение забойной поверхности происходит от оси до стенки скважины. Разрушенная порода удаляется с забоя буровым раствором, который поступает из внутренней полости бурильных труб в промывочные каналы долота и под его торцевую поверхность.
Алмазный буровой инструмент (АБИ) в соответствии с требованиями ГОСТ 26474 — 85 изготавливается пяти типов:
М - для бурения мягких пород;
МС - для бурения мягких пород с пропластками пород средней твердости;
С - для бурения пород средней твердости;
СТ - для бурения пород средней твердости с пропластками твердых пород;
Т - для бурения твердых пород.
По конструктивному исполнению АБИ подразделяются на инструмент матричного вида и со стальным корпусом. В АБИ матричного вида природные, синтетические и другие породоразрушающие элементы закреплены в износостойком матричном слое способом порошковой металлургии.
В АБИ со стальным корпусом породоразрушающие элементы из композиционного материала, изготовленного на основе природных, синтетических алмазов и алмазно-твердосплавных материалов в виде пластин и цилиндров, закреплены в стальном корпусе с помощью пайки или запрессовки.
3486150155892511563351558925Поликристаллические алмазные компакты (PDC) представляют собой синтетические диски на твёрдосплавной основе из карбида вольфрама, которые образуются в специальных формах путём нагревания до высоких температур при высоких давлениях. Процесс поддержания высоких температур и давления жёстко контролируется для создания такого материала, который подходит для условий бурения больше, чем натуральный алмаз. Преимущество синтетического алмаза заключается в возможности получения больших размеров и большей однородности.
Рис. 11.7 Алмазное долото Рис. 11.8 Поликристаллическое
алмазное долото


Для закрепления резцов PDC на долоте , в зависимости от материала корпуса долота ( стального или твёрдосплавного ), используются два различных процесса.
Присоединение к долоту со стальным корпусом:
Корпус долота нагревается в печи до температуры 440С. При этой температуре посадочные отверстия для резцов , заранее высверленные в теле долота , расширяются до размера, при котором резцы могут быть свободно вставлены. Когда долото охлаждается до наружной температуры, диаметр отверстий соответственно сокращается, зажимая при этом резец в нужной позиции.
Присоединение к долоту с матричным корпусом:
В долотах с матричным корпусом посадочные карманы для резцов производятся при помощи установки вспомогательных графитовых вкладышей, которые после отливки корпуса удаляются машинной обработкой. Все резцы впаиваются в корпус долота, используя обычный припой. Опоры резцов и карманы для них тщательно очищаются до помещения припоя на дно каждого кармана. Для нейтрализации продуктов окисления, которые могут помешать правильному провдению пайки, на опоры резцов накладывается флюс. Наличие флюса также обеспечивает равномерное распределение припоя по телу резца. Резцы устанавливаются в карманах и закрепляются специальным пружинным устройством. Корпус долота помещается в печь и в восстановительной среде нагревается до температуры 700С. При данной температуре формируются соединения между поверхностями опоры резца и кармана. После охлаждения припой твердеет, и пружинное фиксирующее устройство снимается.
11.2 Сравнительный анализ работы предлагаемого инструмента, при бурении под эксплуатационную колонну, с инструментом, применяющимся на месторождении
В настоящее время на Самотлорском месторождении применяются долота производства ООО «ВБМ-Сервис» являющегося дочерним предприятием ООО «Волгабурмаш». Для сравнения приведем табличный анализ показателей применения долот обоих производителей на различных месторождениях со сходным геологическим разрезом.
Показатели работы долот фирмы «ВБМ-сервис»
Долото III-215,9 МЗГВ – трех-шарошечное долото, опоры шарошек на подшипниках качения, промывка боковая, вооружение долота представлено вставными зубьями, III 215,9 МЗГВ предназначено для бурения мягких абразивных пород.
Стоимость долота 2420$.
Таблица 11.1
Показатели работы долота III -215,9 МЗГВ
Название месторождения № долота Интервал бурения проходка, м Время, ч Vмех,м/ч
от до Двуреченское 307 1100 1537 437 12,5 35,0
317 1537 1850 313 11,0 28,5
870 1935 2162 227 11,5 19,7
258 1075 1410 335 12,0 27,9
266 1410 1752 342 10,0 34,2
293 1964 2192 228 13,0 17,5
298 2192 2343 151 12,0 12,6
Западно-Моисе-евское 178 680 1251 571 14,5 39,4
174 1251 1497 246 8,5 28,9
Крапивинс-кое 478 660 1350 690 14,0 49,3
484 1350 1690 340 15,0 22,7
492 1690 1890 200 12,5 16,0
469 1890 1990 100 8,5 11,8
491 1990 2170 180 14,5 12,4
Игольско-Таловое 2480804 660 1318 658 13,0 50,6
2630804 1318 1595 277 11,5 24,1
2410804 1595 1775 180 10,5 17,1
2680804 1775 1875 100 7,0 14,3
2530804 1875 2002 127 8,5 14,9
Как правило, долото III -215,9 МЗГВ используется на первом долблении из под кондуктора, и втором, до глубины 1500 м, геологический разрез на данном интервале представлен наиболее мягкими породами. Средняя механическая скорость на данном интервале по шести рейсам составила 38,5 м/ч. Средняя проходка на одно долото 489,5 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот в этом интервале составила 4,94$.
В интервале 1500 – 2300, средняя механическая скорость составила 18,9 м/ч. Средняя проходка на одно долото 212 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот в этом интервале составила 11,37$.
Долото III -215,9 СГВ – трех-шарошечное долото, с фрезерованными зубьями, с боковой промывкой, опоры шарошек на подшипниках качения, III -215,9 СГВ предназначено для бурения средних неабразивных пород.
Стоимость долота 1930$.
Таблица 11.2
Показатели работы долота III -215,9 СГВ
Название месторождения № долота интервал бурения проходка, м время, ч Vмех,м/ч
от до Двуреченское 287 2162 2338 176 10,5 16,8
285 2338 2469 131 9,0 14,6
319 2469 2644 175 10,0 17,5
320 2644 2790 146 10,0 14,6
4780304 2790 2945 155 10,0 15,5
491 2945 3080 135 10,0 13,5
342 2343 2535 192 13,0 14,8
341 2535 2637 102 13,5 7,6
227 2637 2760 123 9,5 12,9
350 2760 2860 100 8,5 11,8
353 2860 2965 105 8,0 13,1
236 2965 3015 50 9,0 5,6
232 3015 3125 110 11,0 10,0
Западно- Моисе-евское 176 1585 1700 115 10 11,5
324 1700 2094 394 18 21,9
323 2094 2207 113 5 22,6
322 2207 2390 183 13,5 13,6
276 2390 2490 100 7 14,3
341 2490 2647 157 9,5 16,5
335 2647 2725 78 5 15,6
347 2725 2797 72 6.5 0,0
Крапивинское 461 2170 2315 145 10,0 14,5
17 2315 2450 135 11,0 12,3
271 2450 2600 150 11,0 13,6
473 2600 2690 90 9,5 9,5
452 2690 2740 50 7,0 7,1
680 2740 2805 65 12,0 5,4
760 2805 2888 83 15,0 5,5
Игольско-Таловое 2760704 2002 2153 151 10,0 15,1
2810704 2153 2280 127 9,0 14,1
4920304 2445 2536 91 7,0 13,0
4830304 2536 2603 67 7,5 8,9
4870304 2603 2704 101 9,5 10,6
5170304 2704 2785 81 6,5 12,5
4900304 2785 2850 65 4,0 16,3

Суммарная проходка по 35-и рейсам равна 4313 м, расход долот III -215,9 СГВ при бурении составил 35. Средняя проходка на долото составила 123 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 15,7$, средняя механическая скорость в интервале 1600-3000 м составила 12,6 м/ч.
Долото FD 355 M (215,9) – лопастное долото предназначено для бурения в мягких и средних малоабразивных породах. Допустимая частота вращения 60-400 об/мин. Стоимость долота составляет 14500$
Таблица 11.3
Показатели работы долота 215,9 FD 355M
Название Месторождения № долота интервал бурения, м проходка, м время, час расход долот Vмех, м/ч
от до бурение Восточно-Сургутское 0011005 2496 3 121 625 47,2 0,5 13,24
Выинтойское 0091205 1 845 3 347 1 502 97,80 1 15,36
Восточно-Сургутское 0011205 1256 3049 1793 117,38 1,3 15,28
Восточно-Сургутское 0011205 3049 3091 42 5,3 0,1 7,92
Восточно-Сургутское 0061205 1 300 3 095 115 75,00 0,2 8,85
Сугмутское 0061205 1 610 2 823 1 213 66,50 1 18,24
Повховское 0030106 1 560 2 955 1 395 78,00 1 17,88
Суммарная проходка по 7-и рейсам равна 8365 м, расход долот FD 355 M (215,9) при бурении составил 5,1. Средняя проходка на долото составила 1640 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долот составила 8,84$, средняя механическая скорость в интервале 1500-3000 м составила 13,8 м/ч.
Показатели работы долот фирмы «БУРИНТЕХ»
Долото БИТ 215,9 B 416 H – 4-х лопастное поликристаллическое долото, предназначено для бурения в мягких и средних малоабразивных породах. Стоимость долота 8460$.
Таблица 11.4
Показатели работы долота БИТ 215,9 B 416 H
№ долота Мест./куст Интервал, м Н, м Время, ч V мех., м/ч
от до 656 Лук/78 520 1677 1157 33 35,1
Лук/78 1896 2422 526 34 15,5
Лук/94 560 1600 1040 18 57,8
723 Хор/2 1922 2250 328 14 23,4
Хор/2 2372 2675 303 15 20,2
Хор/2 2096 2550 454 19 23,9
Хор/2 1800 2605 805 29 27,8
Хор/2 2511 2758 247 27 9,1
748 Ул/36 2415 2692 277 20 13,9
Ул/36 1910 2346 436 34 12,8
Ул/36 2010 2600 590 28 21,1
Ул/36 1938 2490 552 27 20,4
Ул/36 2011 2440 429 20 21,5
Ул/36 2120 2475 355 16 22,2
Продолжение таблицы 11.4
№ долота Мест./куст Интервал, м Н, м Время, ч Vмех., м/ч
от до 835 Трет/32 2682 2882 200 28 7,1
Трет/32 2117 2895 778 65 12
Трет/32 2131 2810 679 50 13,6
Трет/32 1848 2189 341 15 22,7
Трет/32 2292 2540 248 15 16,5
842 Лук/96 1950 2510 560 32 17,5
Лук/96 2520 2740 220 11 20
Лук/96 2211 2487 276 12 23
Лук/96 2687 2815 128 6 21,3
Лук/93 1786 2445 659 32 20,6
Лук/93 2115 2540 425 22 19,3
Суммарная проходка в интервале 500-1600 м равна 2197, расход долот БИТ 215,9 B 416 H в этом интервале 0,5. Средняя механическая скорость составила 46 м/ч. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 1,9 $.
Суммарная проходка по 23-м рейсам в интервале 1800-2900 м равна 8604 м, расход долот БИТ 215,9 B 416 H при бурении 4,5. Средняя проходка на одно долото составила 1912 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 4,42 $, средняя механическая скорость составила 18,2 м/ч.
Долото БИТ 215,9 B 513 – 5-и лопастное поликристаллическое долото, предназначено для бурения в мягких и средних малоабразивных породах.
Стоимость долота 9700$.
Таблица 11.5
Показатели работы долота БИТ 215,9 B 513
№ долота Мест./куст Интервал, м Н, м Время, ч Vмех., м/ч
от до 435 Лук/94 2212 2520 308 14 22
Хор/11 2471 2795 324 16 20
Лук/94 2137 2622 485 19 25,5
Н.С./167 2138 2602 463 22 21
702 Чиг/20 2433 2708 275 14 19,6
Чиг/20 2708 2743 35 2 17,5
Чиг/20 2177 2655 478 32 14,9
Чиг/20 2175 2685 510 23 22,1
Чиг/20 2310 2900 590 38 15,5
Чиг/20 1406 1950 544 12 45
Чиг/1в3 2100 2402 302 36 8,4
798 Лук/59 1995 2647 652 24 27,2
Лук/59 2110 2650 540 29 18,6
Лук/85 1310 2010 700 32 21,9
708 Лук/59 1582 2460 878 35 25,1
Лук/59 1948 2560 612 18 34
В.Тр./1 1500 2010 510 20 25,5
Продолжение таблицы 11.5
707 Лук/94 500 1197 697 12 58,1
Лук/94 2120 2520 400 18 22,2
Лук/94 2200 2640 440 23 19,1
Лук/94 1942 2500 558 23 24,3
Лук/94 1940 2447 507 25 20,3
710 Лук/78 2255 2500 245 15 16,3
Лук/78 1414 1865 451 18 25,1
Лук/78 1965 2460 495 22 22,5
Лук/78 2440 2720 280 21 13,3
Лук/78 1940 2558 618 40 15,5
799 Лук/94 2144 2553 409 16 25,6
Лук/94 1730 2450 720 22 32,7
Лук/94 1914 2470 556 27 20,6
Лук/94 2015 2531 516 20 25,8
Лук/94 2268 2534 266 13 20,5
801 Лук/95 2268 2625 357 25 14,3
Лук/95 2219 2560 341 18 18,9
1Ул/вз 530 776 246 6 41
1Ул/вз 776 1900 1124 24 46,8
1Ул/вз 770 1954 1184 37 32
797 Трет/32 2110 2630 520 26,5 19,6
Трет/32 1615 2810 1195 74 16,1
1Ул/вз 784 1935 1151 33 34,9
Трет/32 2116 2682 566 43 13,2
753 Ул/36 2036 2707 671 33 20,3
Ул/36 2187 2735 548 32 17,1
Ул/36 1784 2590 806 40 20,2
Ул/36 2235 2653 418 16 26,1
Ул/36 1946 2625 679 34 20
839 Бит/23 1995 2556 561 32 17,5
Бит/23 1650 1770 120 6,5 18,5
Бит/23 2210 2640 430 16,5 26,1
Бит/23 1879 2374 495 13,5 36,7
Бит/23 2374 2430 56 7 8
Бит/23 2512 2666 154 6,5 23,7
Бит/23 1484 1800 316 10 31,6
862 Мур/43 2417 2688 271 12 22,6
Мур/43 2172 2565 393 16 24,6
Мур/43 2301 2566 265 11 24,1
Лук/97 2261 2788 527 18 29,3
Лук/97 1902 2600 698 22 31,7
Лук/97 1855 2695 840 40 21
879 Трет/32 1808 2890 1082 45 24
Трет/32 1303 2444 1141 40 28,5
Трет/32 2167 2558 391 18 21,7
888 Бит/14 2150 2470 320 18 17,8
Бит/14 1788 2584 796 40 19,9
Бит/14 2070 2705 635 28 22,7
Бит/14 2200 2712 512 24 21,3
Суммарная проходка в интервале 500-1900 м равна 4402, расход долот БИТ 215,9 B 513 в этом интервале 1. Средняя механическая скорость составила 42 м/ч. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 2,2 $.
Суммарная проходка по 60-и рейсам равна 30771 м, расход долот БИТ 215,9 B 513 при бурении 13. Средняя проходка на одно долото составила 2367 м. Стоимость метра проходки из учета стоимости долота составила 4,1 $, средняя механическая скорость в интервале 1500-2900 м составила 22,4 м/ч.
194310103505
Рис 11.9 График зависимости механической скорости бурения от глубины в интервале
1500-3000 (эксплуатационная колонна)
На графике видно, что наиболее высокую механическую скорость в интервале 1500-3000 показывает пяти лопастное долото БИТ В 215,9 513
11.3 Экономическая эффективность применения долот
Строительство нефтяных и газовых скважин сложный технологический процесс. На строительство скважины оказывают влияние десятки геолого-технических условий, прогнозировать которые практически невозможно. Имея даже большой опыт строительства скважин на конкретном месторождении, бурение каждой скважины требует отдельного подхода - каждая скважина индивидуальна по своему. Влияние всех этих факторов накладывают свой отпечаток при расчете экономической эффективности. Мною произведена попытка - создать упрощенную модель, в которой заложены только очевидные факторы при сравнительно равных остальных.
Внедрение новых долот с большей проходкой, повышенной механической скоростью бурения сокращают цикл строительства скважины.
Ввиду того, что в данной работе рассматривается применение новых долот при бурении под эксплуатационную колону Дк = 146 мм., экономический эффект будет рассмотрен в этом же интервале.
Составляется долотная программа для скважины глубиной 2970 м (все расчетные значения взяты из предыдущих разделов, а также средние технико-экономические показатели, путем статистической обработкой результатов станции ГТИ).
При первом долблении из под кондуктора (h=780 м) приходится разбуривать цементный стакан, ЦКОД и башмак предыдущей колонны, это может отрицательно сказаться на дорогих лопастных долотах, поэтому используется относительно недорогое долото III - 215,9 МЗГВ, фирмы ВБМ-сервис, которое имеет достаточно высокую проходку и механическую скорость в этом интервале. На втором долблении для разбуривания абразивных песчаных горных пород расположенных в этом интервале также используется долото III- 215,9 МЗГВ.
Глубина после первых двух долблений:
h3=hK+2*hСРД м,(11.1)
где hK – глубина установки кондуктора, м;
hСРД – средняя проходка на долото м (см. табл. (11.6));
2 – количество долблений.
H=780+2*489,5=1759 м.
Рассчитывается сравнительная стоимость бурения в интервале 1799-2970 м, долотами, представленными в табл. (11.6), с учетом механической скорости бурения, количества и стоимости используемых долот в этом интервале и с учетом времени СПО на смену долот по формуле:
СБ= CБч*(H-h3)/Vмех + (H-h3)*C1м.прох+(T3…Тn)*CБч $, (11.2)
где H – глубина скважины по стволу, м;
h3-глубина после первых двух долблений
Vмех – механическая скорость бурения;
C1м.прох – стоимость метра проходки из учета цены на долото, $ (см. табл.(11.6));
Tn – время затраченное на СПО на n-ном долблении (в ООО «РН-Бурение» определяется из учета СПО(25 свечей)=2ч, сборка КНБК=1ч);
СБч – средняя стоимость часа буровых работ (в ООО «РН-Бурение» СБ=195$).
По формуле 11.2 рассчитываются затраты и полученные данные заносятся в табл. 11.6
Таблица 11.6
Результаты расчетов
Долото Интервал Ср. проходка, м Мех. скорость, м/ч Стоимость1м ,$ Время СПО +ПЗР+бурение, час КоличествоСПО для смены долота, без учета первых двух СБ, $
III 215,9 МЗГВ 600 1500 489,5 38,5 4,94 115 7 34282
1500 2300 212 18,9 11,37 III 215,9 СГВ 1600 3000 123 12,6 15,7 FD355M (215,9) 1500 3000 1640 13,8 8,84 80 1 21968
БИТ 215,9 B 416 H 500 1600 4394 46 1,9 62 1 13843
1800 2900 1912 18,2 4,42 БИТ 215,9 B 513 500 1900 4402 42 2,2 51 1 13736
1500 2900 2367 22,4 4,1 Для наглядного изображения строится диаграмма изменения стоимости буровых работ рис. 11.14:

Рисунок 11.14 Диаграмма изменения стоимости и времени бурения в зависимости от долота.
На полученной диаграмме видно, что наибольшую экономическую эффективность имеют долота производства фирмы «БУРИНТЕХ» - БИТ 215,9 В 513 и БИТ 215,9 В 416 Н, которые обеспечивая высокую механическую скорость, обладая высокой износостойкостью и относительно небольшой ценой, позволят уменьшить время строительства скважины на Самотлорском месторождении на 68 часов. Общий экономический эффект от использования долота - БИТ 215,9 В 513 составит 20546$.
Выбор бурового оборудования
Выбор буровой установки
При выборе буровой установки необходимо учитывать ряд основных факторов: глубина бурения, допустимая нагрузка на крюке, электрофицированность района работ, цель бурения. Также нужно учесть минимизацию расходов на строительно-монтажные работы.
Выбор БУ проводится по её номинальной грузоподъемности исходя из наиболее тяжелой компоновки бурильной колонны. На основании ранее проведенных расчетов принимается вес наиболее тяжелой эксплуатационной колонны Q = 907 (вес обсадной колонны, см п. 2.4.1.). Расчет максимальных нагрузок действующих на крюк производится из учета, что при прихватах и затяжках в процессе спуска и подъема колонны бурильных труб необходимо приложить дополнительные усилия при подъеме колонны. Расчет производится по следующей формуле:
Р = К Q кН, (12.1)
где Q – масса наиболее тяжолой колонны, кН;
К – коэффициент учитывающий увеличения веса колонны при ликвидации прихвата, К = 1,3.
Р = 1,3 907= 1179,1 кН.
Учитывая максимальную нагрузку на крюке, а также то, что площадь ведения буровых работ заболочена и бурение ведется с кустовой площадки, район обеспечен электроэнергией и глубина скважин не превышает 3000 м, выбирается буровая установка типа БУ 3000 – ЭУК 1М.
Техническая характеристика БУ 3000 – ЭУК 1М приведена в табл. 12.1
Таблица 12.1
Техническая характеристика БУ 3000 - ЭУК 1М
Условная глубина бурения, м 3000
Допустимая нагрузка на крюке, кН 2000
Оснастка талевой системы 5×6
Высота основания (отметка пола буровой), м 8,5
Ротор Р-560
Клиновой захват ПКР-560
Тип бурового насоса УНБ-600
Мощность бурового насоса, кВт 650
Буровой вертлюг УВ-250 МА1
Компрессор АВШ6/10
Талевый блок УТБК-5×200
Буровая лебедка ЛБ-750
Объем емкости для долива, м3 12
Полезный объем емкостей бурового раствора, м3 120
Полезный объем емкостей для воды вне эшелона, м3 100
Расстояние от оси скважины до края амбара, м 18
Вспомогательные цеха и службы
Ремонтная база
В результате длительной эксплуатации бурового оборудования, либо при возникновении аварийных ситуаций происходит износ или поломка бурового оборудования.
Ремонтом вышедшего из строя оборудования занимается центральная база производственного обеспечения (ЦБПО). Она подразделяется на:
Прокатно-ремонтный цех бурового оборудования (ПРЦБО);
Прокатно-ремонтный цех труб и турбобуров (ПРЦТ и Т).
В состав прокатно-ремонтного цеха бурового оборудования входят комплексные бригады по проведению планово-предупредительных ремонтов бурового оборудования, противовыбросового оборудования и фонтанных арматур.
В состав прокатно-ремонтного цеха труб и турбобуров входит участок по ремонту труб и турбобуров. Численный состав бригад ремонтной базы определяется исходя из трудоемкости работ по техническому обслуживанию.
Состав ремонтной службы меняется в зависимости от объемов работ предприятия.
С целью повышения ответственности рабочих на своих местах, за каждым закреплена определенная группа оборудования.
Капитальный ремонт крупноблочного оборудования производится на ремонтно-механических заводах по разовым заявкам.
Текущий ремонт оборудования осуществляется слесарями, входящими в состав бригады, работающей на месторождении.
Энергетическая база
В табл. 13.1 представлены сведения об электрическом снабжении буровой, его источниках и характеристики линии электропередач.
Таблица 13.1
Электроснабжение
Источник электроснабжения Характеристика ЛЭП Заявленная мощность
Наименование расстояние до буровой, км количество одновременно работающих установок, шт ЛЭП, кВ длина, км Трансформаторов, шт суммарная системы электроснабжения
буровой, кВт
Энергосистема 10 1 6 20 292 1396,8
Данные о количестве потребляемой энергии при подготовительных работах, бурении, креплении и испытании скважины приведены в табл. 13.2
Таблица 13.2
Количество потребляемой энергии
Наименование
работ Норма расхода электроэнергии Количество потребляемой электроэнергии, кВтч
Единицы измерения Величина Источник нормы На первую скважину куста На последующие
Подготовительные работы кВтч/сут 4140 ЭСН табл. 49-404 16560 4968
Бурение и крепление кВтч/м 68 ЭСН табл. 49-405 181832 181832
Испытание в колонне с передвижной установкой кВтч/сут 1520 ЭСН табл. 49-407 18665,6 18665,6
Всего на скважину 217057,6 205465,6
Водные ресурсы и водоснабжение
На каждом кусте, где ведётся бурение скважин на нефть и газ для бытовых нужд, а так же для технических нужд бурится неглубокая скважина на воду, глубина и параметры которой задаются «Рабочим проектом на бурение разведочно-эксплуатационных скважин для водоснабжения» Том–3–856, 1988г. Скважина артезианская, расположена на расстоянии 60 м от буровой. Рабочий расход составляет 6,2 м3/ч, что вполне удовлетворяет потребности в воде: техническая вода 120 м3/сут, а остальное на бытовые нужды. Объем запасных емкостей для воды составляет 50 м3. Скважина оборудуется фильтрами для очистки воды, в обвязку скважины входит водопровод диаметром 0,05 м и длиной 60 м. Питьевая вода привозная.
Цех по приготовлению и очистке буровых растворов
Буровой раствор для бурения скважин приготавливается непосредственно на буровой из привозных материалов. Руководство над приготовлением и контролем за параметрами раствора занимается инженер-технолог по буровым растворам, непосредственным контролем за параметрами во время бурения занимается лаборант-коллектор, приготовлением и обработкой раствора занят второй помощник бурильщика.
На буровой ведется журнал, в котором лаборант-коллектор ведет записи о параметрах бурового раствора, количестве использованных химреагентов, с периодичностью в 2 часа. Каждую неделю заполняется паспорт качества бурового раствора, в котором обозначаются основные качественные параметры бурового раствора и отправляется проба бурового раствора в лабораторию буровых и промывочных растворов.
Транспорт
Транспортировка грузов и вахт наземным транспортом обеспечивается управлением технологического транспорта УТТ. Парк УТТ составляет как колесная, так и гусеничная техника. В зависимости от времени года, и состояния дорожного полотна применяется та или иная техника.
В летний период для транспортировки грузов и людей задействуется речной транспорт, а также для срочной доставки вертолеты МИ – 8.
Связь и диспетчерская служба
Средства связи в районе работ бригады играют очень высокую роль, так как именно через них осуществляется контроль и координация действий буровой бригады.
Связь с буровой бригадой на Самотлорском месторождении осуществляется с помощью радиостанции, которая находится в вагоне у мастера. В 6, 8, 12, 16, 20 и 24 часа бурильщик работающей вахты сдает сводку в районную инженерно-техническую службу (РИТС). Сводка передается в центральную инженерно-техническую службу (ЦИТС), начальником смены РИТС, посредством телефонной связи. Помимо этого начальник смены РИТС принимает все распоряжения руководства внесением сообщений в журнал и доводит их до мастера бригады, также ведет диспетчеризацию служб и техники предприятия, относящихся к месторождению. Связывается с подрядными организациями (геофизиками, дорожными строителями) и заказчиком (НГДУ).
Отсутствие простоев в работе во многом зависит от отлаженной работы диспетчерской службы.
Культурно-бытовое и медицинское обслуживание
Работы на буровой ведутся вахтовым методом, работающие живут на кусте определенное время (7,15,28 дней). Для их комфортабельного проживания устанавливается передвижной вахтовый городок, состоящий из пяти вагончиков для проживания рабочих буровой бригады, кухни-столовой, бани-сауны и сушилки.
Медицинскую помощь можно получить в районной больнице п.г.т. Пыть-ях. В экстренном случае, на куст вызывается специальная бригада скорой помощи и транспорт для транспортировки пострадавшего в больницу.
14. Безопасность жизнедеятельности
Введение
В административном отношении территория Самотлорского месторождения расположена в пределах Нижневартовского района Ханты-мансийского автономного округа Тюменской области. Общая площадь участка 600.1 км²; родовые угодья на территории месторождения не зарегистрированы.
Месторождение находится в районе с развитой инфраструктурой. Энергоснабжение Нижневартовского района осуществляется от Сургутской ГРЭС.
Район работ представляет собой слабовсхолмленную равнину с абсолютными отметками от 28 м до 80 м. На западе и востоке площади встречаются торфяные болота. Растительность представлена лесом преимущественно хвойных пород (кедр, ель, сосна, лиственница). Заболоченные участки покрыты кустарником. Толщина снежного покрова достигает 51см, температура воздуха зимой до -50 Со, наибольшая летняя до +35 Со , среднегодовая температура колеблется от -2 до +3.3 Со. Продолжительность отопительного периода в году составляет примерно 257 суток, продолжительность зимнего периода около 178 суток. Количество ветреных дней зимой более 30 суток, преобладающее направление ветра: летом север, северо-восток, зимой юго-запад, запад. Наибольшая скорость ветра 22 м/с.
Энергоснабжение месторождения осуществляется через энергосистему РФ, в основном от Сургутской ГРЭС. Источником водоснабжения для технических нужд при бурении является артезианская скважина, питьевая вода -привозная.
Основная часть подъездных дорог от г. Нижневартовск до месторождения с твердым асфальтированным покрытием протяженностью около 80 км, затем съезд на дорогу покрытую щебнем и протяженностью 4,5-5 км, до самого участка ведения работ.
Анализ условий труда на проектируемых работах
14.1.1 Основные неблагоприятные природные факторы условий труда
К основным неблагоприятным природным факторам относятся:
климатические: повышенная температура (в летний период она достигает + 350С) ; пониженная температура (в зимний период она опускается до - 50 0С); перепады температур в весенне-зимний период (днем повышенная, а ночью пониженная); сильные ветра, осадки в виде дождя и снега;
биологические: обилие насекомых (мошка, комары), дикие звери (медведи, волки, змеи);
географические: заболоченность, большое количество озер.
14.1.2 Основные опасные и вредные производственные факторы
Основные опасные и вредные производственные факторы при при бурении на нефть и газ приведены в таблице 14.1
Таблица 14.1
Основные опасные и вредные производственные факторы при бурении на нефть и газ
Опасные и вредные производственные факторы Источники. места и причины возникновения опасных и вредных факторов Основные средства защиты от вредных и опасных факторов
1 2 3
Повышенный уровень шума Работа оборудования и элементов трансмиссии Наушники
Недостаточное освещение рабочих мест Переносные фонари
Повышенный уровень вибрации Работа оборудования и элементов трансмиссии, вибрация бурильной колонны в процессе бурения. Рукавицы, перчатки, полуперчатки, наладонники, специальная обувь, стельки. наколенники, нагрудники. пояса, специальные костюмы
Воздействие выхлопных газов Работа дизелей Респираторы, прортивогазы
Движущиеся и вращающиеся части оборудования Работающее оборудование:
Ротор, бурильный инструмент, глиномес, лебёдка, АКБ Установка ограждения, не совать части тела во вращающиеся механизмы
Электрический ток Трансформаторы, двигателя, верхний привод, вибросита, освещение.
При пробое изоляции, нарушение заземления Обувь на резиновой подошве, защитные перчатки, правильная эксплуатация электрооборудования
Оборудование работающее под давлением Нагнетательные линии насосов, сепараторы. Необходим своевременный внутренний и наружный осмотр и прессовка
Работа на высоте Буровая вышка Верховой должен быть привязан страховочным тросом
Недостаточное освещение рабочих мест Неисправность осветительного оборудования, не соответствие норм освещенности Исправить осветительное оборудование в соответствии с нормами
Пониженная и повышенная температуры воздуха Погодные условия Спец. одежда, обогрев и вентиляция помещений
Токсические, раздражающие Хим реагенты, сероводород, загазованность помещений Применение средств индивидуальной защиты (противогаз, респиратор, перчатки, обувь)
Насекомые Мошка, комары Применение соответствующей спец одежды, мази, аэрозоли
физические перегрузки,
нервно-психические перегрузки Тяжёлые условия труда, большие физические нагрузки, монотонность Перерывы в работе, отдых
14.1.3 Основные мероприятия по обеспечению безопасных, здоровых условий труда при ведении проектируемых работ
14.1.3.1 Организация работ по охране труда
Все работающие на геологоразведочных предприятиях независимо от их профессии образования и стажа работы должны быть обучены безопасности труда и проходить инструктаж и проверку знаний (сдачу экзаменов) по безопасности труда в установленном порядке.
Обучение и инструктаж по безопасности труда носит непрерывный многоуровневый характер.
Ответственность за организацию своевременного и качественного обучения и проверку знаний в целом по предприятию и учебному заведению возлагают на его руководителя, а в подразделениях (цех, участок, лаборатория, мастерская) - на руководителя подразделения.
Своевременность обучения по безопасности труда работников предприятия и учебного заведения контролирует отдел (бюро, инженер) охраны труда или инженерно-технический работник, на которого возложены эти обязанности приказом руководителя предприятия. Обучение безопасности труда следует проводить по учебным программам, согласованным с Ростехнадзором.
О проведении всех инструктажей делают запись в журнале регистрации.
Инструктажи на рабочем месте завершаются проверкой знаний устным опросом или с помощью технических средств обучения, а также проверкой приобретенных навыков безопасных способов работы. Знания проверяет работник, проводивший инструктаж.
Обучение и аттестация ИТР по ОТ ПБ проводится, как правило, самостоятельно, путем изучения ПТБ при ГРР или других документов. Такое обучение заканчивается экзаменами не реже 1 раза в 3 года, а если полевые условия, то перед выездом на работу.
Руководители работ отвечают за обучение рабочих, в том числе:
предварительное обучение рабочих при приеме на работу;
профессиональное обучение и знание ТБ;
инструктивное обучение-проведение работнику инструктажа (первичного при приеме на работу, периодического, внепланового);
специальное обучение - предопределяет получение особых знаний (проведение работы на высоте, электроустановках, сосудах, работающих под давлением, умение преодолевать водные преграды, работать в охранной зоне воздушных, наземных, подземных коммуникаций).
Руководители работ отвечают за:
техническое состояние используемого на объекте оборудования, аппаратуры, инструмента;
ведение и хранение технической документации;
своевременную поставку, хранение и поддержание в работоспособности средств индивидуальной защиты;
комплектность и рабочее состояние противопожарных средств;
своевременное расследование несчастных случаев, аварий и ДТП;
использование на объекте транспортных средств, складов ГСМ и других средств, необходимых для выполнения работ;
соблюдение на производстве трудовой дисциплины.
Основными документами по охране труда на буровой являются:
технические документы на все оборудование и приборы;
схема участка работ с указанием расположения объектов работ;
журнал инструктажа на рабочем месте;
схема электроснабжения участка или объекта работ;
инструкции по ПТБ, пожарной безопасности, медицинскому инструктажу;
текущая документация по испытанию различного оборудования, аппаратуры, инструмента, оборудования (заземлители, проводники и т.п.).
Специальные документы, используемые при бурении скважины:
геолого-технический наряд;
акт приемки буровой в эксплуатацию;
буровой журнал.
Для создания безопасных условий труда при строительстве скважин необходимо соблюдать требования и мероприятия, соответствующие:
нормативам оснащения объектов нефтяной и газовой промышленности механизмами и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации;
единым нормам техники безопасности на разработку основных видов нефтегазодобывающего оборудования;
правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
Ответственным за охрану труда на буровой является Начальник буровой.
14.1.3.2 Лечебно-профилактическое и санитарно-бытовое
обслуживание рабочих
Все рабочие перед выходом на работу проходят медицинский осмотр, инструктаж по санитарии и гигиене. Буровая обеспечивается медицинскими аптечками из расчета 5-7 человек на одну аптечку.
Для обеспечения безопасных условий труда при строительстве и выполнении основных требований, рабочий персонал обеспечивается средствами защиты работающих: санитарно-бытовыми помещениями, средствами индивидуальной защиты, средствами контроля воздушной среды и необходимым уровнем освещенности.
В соответствии с [14] и [15] при вахтовом методе организации труда буровая оснащается:
Санитарно–бытовыми помещениями, которые необходимо ежедневно убирать и проветривать;
Гардеробные, душевые и другие санитарно – бытовые помещения, которые должны периодически дезинфицироваться;
Помещения для обогрева и отдыха рабочих, которые необходимо сооружать на расстоянии, превышающем высоту вышки не менее чем на 10 м;
Помещением с бачком с питьевой водой (предварительно подвергшейся анализу), аптечкой с полным набором медикаментов первой помощи, носилками и мебелью;
Эмалированными и алюминиевыми бачками для питьевой воды, снабженными кранами. Крышки бачков должны запираться на замок и закрываться брезентовым чехлом. Температура питьевой воды должна быть в пределах +8…+20 0C;
Туалетами, которые соответствуют санитарным нормам;
Выгребными ямами с устройствами, не допускающими загрязнения почвы.
Список санитарно-бытовых помещений приведен в таблице 14.2
Таблица 14.2
Санитарно-бытовые помещения
Наименование Количество
1 2
Вагон-домик с кабинетом мастера и комнатой отдыха, оборудованной устройствами для обогревания и охлаждения, умывальником, баком для питьевой воды 1
Вагон-домик с гардеробной, сушилкой для спецодежды и обуви, душевой кабинкой 1
Вагон-домики или брусовые дома – общежития для буровой бригады 5
Банно-прачечный комплекс 1
Вагон столовая 1
Наружная уборная, выполненная в виде деревянной будки с выгребной ямой с двумя санитарными приборами 1
Для предупреждения инфекционных заболеваний питьевая вода соответсвует ГОСТ-2874-01, Суточный расход воды на питьевые нужды одного человека составляет 2-2,5 л. На время полевых работ устанавливается трехкратное питание с промежутками между приемами пищи не более 5-6 часов. Обеспечение продуктами питания предусматривается со складов базы.
14.1.3.3 Обеспечение работающих средствами индивидуальной защиты
Применение средств индивидуальной защиты предусмотрено в обязательном порядке отраслевыми правилами техники безопасности. Выдача спецодежды, спецобуви и других средств защиты регламентированы ”Типовыми нормами выдачи индивидуальных средств защиты, спецодежды, спецобуви”. [22]
Перечень средств защиты представлен в таблице 14.3
Таблица 14.3
Средства индивидуальной защиты, спецодежда
Профессия Средства защиты Срок носки, мес Количество
на одного работающего на весь состав подразделения
1 2 3 4 5
п/бур бурильщик Костюм х/б 12 1 56
п/бур бурильщик Костюм брезентовый 12 1 48
п/бур бурильщик Сапоги кирзовые с твердыми вставками 12 1 48
п/бур бурильщик Рукавицы брезентовые 0,25 1 48
п/бур бурильщик Портянки суконные 3 1 48
п/бур бурильщик Куртка х/б на утеплённой подкладке 12 1 60
п/бур бурильщик Брюки х/б на утепленной подкладке 12 1 60
п/бур бурильщик Валенки 12 1 60
п/бур бурильщик Полушубок 12 1 50
п/бур бурильщик Шапка – ушанка 12 1 50
п/бур бурильщик Меховые рукавицы 0,25 1 50
п/бур Электрообогрев к-кт «Пингвин» 24 1 54
п/бур Галоши 12 1 48
п/бур бурильщик Каска 24 1 50
п/бур Шлем с подшлемником 24 1 50
Сварщик Костюм брезентовый с огнеупорной пропиткой 24 1 6
Мастер Костюм х/б с водоотталкивающей пропиткой 12 1 2
п/бур бурильщик Рукавицы комбинированные 0,25 1 12
Бурильщик Плащ непромокаемый 24 1 1
п/бур бурильщик Ботинки кожаные 12 1 2
п/бур Сапоги резиновые 24 1 10
п/бур Предохранительный пояс верхового рабочего 24 1 4
14.2 Нормализация санитарно-гигиенических условий труда
14.2.1 Загазованность и запыленность воздуха рабочей зоны
В процессе работ выделяются следующие вредные пары и газы: окислы азота, акролеин, альдегид масляный, окись углерода, масла минеральные, углеводороды, формальдегид, ангидрид сернистый. Для контроля за содержанием вышеперечисленных веществ в воздухе проводиться отбор проб и сравнение их с ПДК. Отбор проб производится в зоне дыхания. При наличии в воздухе нескольких вредных веществ контроль воздушной среды проводится по наиболее опасным веществам. При взятии проб руководствоваться следующим временем отбора: для токсичных веществ - 15 минут, для веществ фиброгенного действия - 30 минут.
Загрязнения возникают в основном при выделение паров дизельного топлива на основных рабочих местах, от газов возникающих при сгорании дизтоплива, газа выделяющегося из раствора при вскрытии продуктивного пласта, при приготовллении раствора с использованием мелкодисперсных сыпучих химреагентов (глина, цемент).
Для определения метана в воздухе, применяют переносные электрические газоанализаторы МБ-2, ВЗГ конструкции ВНИИТБ, ПГФ-20КБ Министерства химической промышленности и ГБ-3 Ленинградского института охраны труда ВЦСПС.
Для определения содержания сероводорода в воздухе используется индикатор ВНИИТБ.
При повышенной концентрации углеводородов у работающих возможно раздражение слизистых оболочек и кожи, головная боль. При повышенной концентрации эфиров: раздражение слизистой оболочки верхних дыхательных путей и глаз, поражение печени и почек. При повышенной концентрации альдегидов: сильно раздражает кожу, слизистую оболочку глаз.
Для защиты органов дыхания используется:
противогаз и респиратор;
противопыльная тканевая маска;
ватно-марлевая повязка.
Для защиты кожи используются рабочие костюмы (куртки и брюки), ватники, перчатки и рукавицы. Для защиты ног: резиновые сапоги, боты, калоши, валенки с калошами или ботинки из кожи или кожзаменителей
14.2.2 Освещение производственных помещений
Для создания необходимого и достаточного уровня освещенности на рабочих местах с целью обеспечения безопасных условий труда необходимо руководствоваться “Отраслевыми нормами проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной и газовой промышленности”, а также соблюдать “Инструкции по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий”, “Правилами устройства электроустановок” (ПУЭ-00). Нормы освещенности приведены в таблице 14.4
Помещения, имеющие естественное освещение днем и искусственное в темное время суток:
буровая вышка (естественное и местное комбинированное);
насосно-компрессорный блок (боковое естественное и местное искусственное);
силовой блок (боковое естественное и местное искусственное);
склад химических реагентов (боковое естественное и местное искусственное);
склад ГСМ (верхнее естественное и общее искусственное);
помещения в поселке (боковое естественное и общее искусственное).
Для улучшения условий видимости и уменьшения ослепляемости, световые приборы на буровых вышках снабжаются жалюзийными насадками или козырьками, экранирующими источниками света или отражателями от бурильщика или верхнего рабочего.
Выбор типа светильников производится с учетом характера светораспределения, окружающей среды и высоты помещения. Для общего освещения помещений основного производственного назначения (вышечно-лебедочный блок, силовое и насосное помещение, циркуляционная система, противовыбросовое оборудование и т. д.) следует применять газозарядные источники света, для подсобных и административных помещений – лампы накаливания или люминесцентные лампы. Для освещения производственных площадок, неотапливаемых производственных помещений, проездов следует также применять газозарядные источники света.
На буровой освещение обеспечивается во взрыво- и пожаробезопасном исполнении.
В производственных помещениях, в которых прекращение освещения может привести к взрыву или пожару или же недопустимо длительному расстройству технологического процесса, предусматривают аварийное освещение, которое составляет не менее 10 % от общего.
Таблица 14.4
Нормы освещенности
Места освещения Освещен-ность, лк Места установки светильников Число светильников Мощность светильников, Вт
Рабочие места у бурового станка (ротора, лебедки) 100 Сбоку от механизмов на высоте 2,2-2,5 м2 220
Щиты контрольно-измерительных приборов 150 Перед приборами 1 100
Продолжение таблицы 14.4
Полати, площадка для кронблока 50 Над полатями и кронблоками на высоте не менее 2 м2 100
Двигатели, насосы 100 Над механизмами на высоте 2,2-2,5 м2 100
Слесарный верстак 75 Над верстаком 1 100
Лестницы, входы в буровую, приемный мост 10 3-4 100
14.2.2.1 Расчет искусственного освещения
Исходные данные:
А(длина)-20м.
В(ширина)-15м.
С(высота)-2,7м.
Произведем расчет искусственного освещения помещения блока силовых агрегатов.
Система освещения помещения – общее равномерное.
Площадь помещения подлежащее освещению составляет:

норма освещенности на рабочей поверхности составляет: 25лк.
В качестве осветительных приборов устанавливаем светильники типа
НСП01, и лампы БК 215-225-100.
Расчет производим по формуле:

(14.1)

где F- световой поток одной лампы, лм;
Eн- нормируемая минимальная освещенность, лк. Для данного помещения Eн=25лк.
Z- коэффициент минимальной освещенности значения которого для ламп накаливания составляет 1,15;
K- коэффициент запаса=1,3;
N- число светильников в помещении=6;
n- число ламп в светильнике=2;
- коэффициент использования светового потока лампы (%), зависящий от типа светильника, коэффициента отражения потолка и стен, высоты подвеса светильников и индекса помещения i.
Индекс помещения i определяется по формуле:
; (14.2)
Где А и В – длина и ширина помещения, м;
Hр- высота подвеса светильника над рабочей поверхностью, м.
По таблице найдем значение коэффициента =66%;
Определив все составляющие уравнения можем найти минимальное значение светового потока одной лампы.

Величина светового потока лампы БК 215-225-100 составляет: 1450лм, что соответствует требованиям по данному помещению.
Проверим условие:
Δ=(Fт-F/Fт)*100%≤15-20% Δ=(1450-1415/1450)*100%=2%
Нормы искусственного освещения помещения блока силовых агрегатов удовлетворяют расчету.


3,75м 1,2 м 2,8 м5,4 м

0,4 м

15 м7,5 м


20 мРисунок 14.1 Схема расположения светильников блока силовых агрегатов
14.2.2 Шум, вибрация, неионизирующие и ионизирующие излучения
В процессе бурения работающие подвергаются воздействию повышенного уровня шума и вибрации, следовательно, в соответствии с требованием ГОСТ 12.1.003-01 [16] по ограничению действующих уровней шума и вибрации, буровая установка оснащается коллективными средствами снижения уровня шума и вибрации. Шум и вибрация возникают в следствии работы дизелей и механизмов трансмисии. Для уменьшения шума и вибрации необходимо:
строго соблюдать правила монтажа и крепления оборудования для предотвращения повышенного уровня шума и вибрации;
регулярно осуществлять профилактические осмотры и плановые ремонты оборудования во избежание возникновения дополнительного шума вследствие повышенного износа деталей и узлов;
после ремонтов обязательно проводить контроль параметров шума и вибрации, не допускать эксплуатацию неисправного бурового оборудования.
Замеры уровня шума проведенные в апреле 2009 года, показали, что уровень шума на основных рабочих местах не превышает ПДУ согласно [16] и [17], замер уровня вибрации также удовлетворяет нормативным в соответствии с [18] и [19].
Средства индивидуальной защиты (СИЗ) от вибрации по методу контакта оператора с вибрирующим объектом подразделяют на СИЗ рук, ног и тела оператора. На буровой предусматривается применение следующих СИЗ от вибрации:
для рук: рукавицы; перчатки; полуперчатки; наладонники.
для ног: специальная обувь; стельки (вкладыши); наколенники.
для тела: нагрудники; пояса; специальные костюмы.
Источники ионизирующего и неионизирующего излучения отсутствуют.
14.3 Безопасность производственных процессов
14.3.1 Электробезопастность
К основному оборудованию работающему под напряжением 220/380В на буровой относяться: дизельные электростанции, распределительные устройства, электрокомпрессора, электролебедки, краны, освещение.
Основные причины электротравматизма на геологоразведочных работах:
использование неисправного оборудования;
допуск к работе с электрооборудованием лиц, не имеющих на это право.
Лицо, допускаемое к работе с электрооборудованием, должно иметь IV квалификационную группу по технике безопасности (для электроустановок до 1000 В).
Безопасность обслуживающего персонала обеспечивается путем применения следующих методов и способов защиты: диэлектрические перчатки, инструмент с изолированными рукоятками, указатели напряжения; дополнительные защитные средства (применяются в электроустановках напряжением до 1000 В): диэлектрические галоши, резиновые коврики, изолирующие подставки.
Выбор тех или иных изолирующих средств, для применения при оперативных переключениях или ремонтных работах регламентирован правилами эксплуатации установок и техники безопасности, специальными инструкциями, а также определяется местными условиями на основании требований этих правил и инструкций.
Все основные изолирующие защитные средства рассчитаны на применение их в закрытых или открытых распределительных устройствах и на воздушных линиях электропередачи только в сухую погоду.
14.3.2 Обеспечение безопасности производственного оборудования, технических устройств, инструмента
Управление буровой лебедкой осуществляться с пульта бурильщика. Пуск буровых насосов в работу производится с местного поста управления, а регулирование их работы и остановка - с пульта бурильщика и местного поста управления.
Работы на приемном мосту буровой установки по затаскиванию и выбросу труб, а также работы по обслуживанию (замене) гидравлических блоков буровых насосов механизируются, а управление грузоподъемными механизмами для работы на приемном мосту - дистанционным.
Конструкция вспомогательной лебедки проектируется таким образом, чтобы обеспечивать плавное перемещение и надежное удержание груза на весу. С пульта управления лебедкой оператору обеспечивается обзор места работы и перемещение груза
Буровая установка укомплектовывается:
- ограничителем высоты подъема талевого блока;
- ограничителем допускаемой нагрузки на крюке;
- блокирующими устройствами по отключению привода буровых насосов при превышении давления в нагнетательном трубопроводе на 10-15% выше максимального рабочего давления насосов для соответствующей цилиндровой втулки;
- приемным мостом с горизонтальным участком длиной не менее 14м, шириной - не менее 2 м и стеллажами. Запрещается укладка труб на стеллажах в штабели высотой более 1,25 м;
- устройством для осушки воздуха, подаваемого в пневмосистему управления буровой установки;
- успокоителем ходового конца талевого каната;
- системами обогрева рабочих мест;
- блокирующими устройствами по предупреждению включения ротора при снятых ограждениях и поднятых клиньях ПКР;
- системой запасных и приемных емкостей, оборудованных уровнемерами и автоматической сигнализацией уровня жидкости в них;
- градуированной мерной емкостью для контролируемого долива скважины, оснащенной уровнемером.
Вышка оборудуется площадками для обслуживания кронблока и замены бурового шланга. При ручной расстановке свечей вышки оборудуются площадкой верхового рабочего с устройством для его эвакуации в случае возникновения аварийной ситуации. Устройство располагается за пределами вышки и обеспечивает эвакуацию верхового рабочего за пределы внутривышечного пространства.
Вышка оснащается лестницами-стремянками с устройствами инерционного или другого типа, для безопасного подъема и спуска верхового рабочего, или лестницами тоннельного типа с переходными площадками через каждые 6 м, или маршевыми лестницами до рабочей площадки верхового рабочего (балкона) с переходными площадками через каждые 6 м, а выше - лестницей тоннельного типа или лестницей-стремянкой с устройством для безопасного подъема и спуска. Вышки для мобильных установок оборудуются лестницами тоннельного типа без переходных площадок.
На буровых насосах устанавливаются компенсаторы давления, заполняемые воздухом или инертным газом, с приспособлениями для контроля давления в компенсаторах.
Система противофонтанной арматуры включает не менее двух встроенных шаровых задвижек. Одна из задвижек оснащается дистанционным управлением с пульта.
В процессе работы контролируются:
- скорость вращения бурильной колонны;
- величина крутящего момента при свинчивании и бурении;
- положение элементов трубного манипулятора;
- положение системы противофонтанной арматуры.
В системе управления автоматическим ключом предусматривается возможность полного отключения механизмов от линии питания рабочего агента, а также блокировка с целью предотвращения случайного включения.
Пневматическая система буровой установки (трубопроводы, краны, соединения и т.д.) испытывается на заводах-изготовителях на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза. После монтажа на месте производства работ, а также после ремонтных работ пневмосистема испытывается давлением в 1,25 раза превышающее рабочее, но не менее чем на 0,3 МПа.
Буровые насосы оборудуются предохранительными устройствами. Конструкция этих устройств обеспечивает их надежное срабатывание при установленном давлении независимо от времени контакта с буровыми растворами и содержания в них абразивной твердой фазы, длительности воздействия, перепада температур. Предохранительные устройства при их срабатывании предусматриваются для исключения возможности загрязнения оборудования и помещения насосной.
Диафрагма, устанавливаемая в предохранительных устройствах насоса, проектируется такой, чтобы обеспечить срабатывание при давлении, превышающем на 10% рабочее давление насоса, соответствующее диаметру установленных цилиндровых втулок.
На нагнетательном трубопроводе насосов устанавливается задвижка с дистанционным управлением, позволяющая пускать буровые насосы без нагрузки с постепенным выводом их на рабочий режим (при контроле за давлением). Выкид от пусковой задвижки осуществляется прямолинейно и надежно закрепляется с уклоном в сторону слива.
Нагнетательные трубопроводы, их детали и арматура после сборки на заводе, а также после ремонта с применением сварки подлежат опрессовке пробным давлением, в остальных случаях давление опрессовки равно рабочему, умноженному на коэффициент запаса прочности. Продолжительность выдержки под давлением составляет не менее 5 мин.
Испытание манифольда буровыми насосами запрещается.
Буровой шланг обматывается мягким стальным канатом диаметром не менее 12,5 мм с петлями через каждые 1,0-1,5 м по всей длине. Концы каната крепятся к вышке и к корпусу вертлюга.
Ходовые и неподвижный концы талевого каната под нагрузкой проектируются таким образом, чтобы касаться элементов вышки.
Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных канатах диаметром не менее 12,5 мм и оборудуются контргрузами, для легкости регулирования высоты. Механизмы уравновешивания машинных ключей ограждаются.
Машинные ключи, кроме рабочих канатов, оснащаются страховыми канатами диаметром не менее 18 мм, которые одними концами крепятся к корпусу ключей, а другими - к основанию вышечного блока или ноге вышки.
14.4 Безопасность специальных геологоразведочных работ
14.4.1 Буровые работы
Для бурения можно использовать лишь полностью исправленную буровую установку, допустимая грузоподъемность вышки и талевой системы которой превышает максимальную ожидаемую нагрузку в период сооружения данной скважины, а оборудование, оснащение и электрическое освещение соответствует нормам правил безопасности. Вышку необходимо укреплять оттяжками из стального каната, число, диаметр и места, крепления которых проектируются соответствующими технической документации на данную установку. Всё оборудование располагается на буровой площадке так, чтобы была обеспечена возможность удобного и безопасного его обслуживания и ремонта. Оборудование, которое может оказаться под напряжением электрического тока, должно быть надежно заземлено.
В период эксплуатации состояние бурового оборудования буровой мастер и механик проверяют не реже одного раза в два месяца, а также перед спуском каждой обсадной колонны, перед началом и окончанием ловильных работ, связанных с расхаживанием колонны труб, после выбросов и открытых фонтанов, после сильного ветра, до начала и после окончания перебазирования буровой установки на новую точку. Не реже одного раза в шесть лет вышка испытывается по утверждённой методике специальной комиссией. Результат осмотра заносят в «Журнал проверки состояния ТБ».
Все члены буровой бригады и другие лица, которые будут принимать участие в работе по сооружению или испытанию скважины, обучаются безопасным методам работы по своим профессиям и до начала работы на данной скважине инструктируются как по общим правилам безопасности на предприятии, так и по специальным вопросам техники безопасности и противопожарной техники, связанным с выполнением конкретных видов работ на данной скважине. Каждому рабочему необходимо вручить инструкцию по безопасным приёмам работы по его профессии. Ежегодно знания каждого рабочего проверяет специальная комиссия, назначаемая приказом по предприятию.
Каждый член буровой бригады ежедневно перед началом работы проверяет состояние своего рабочего места и исправность механизмов, инструментов, приборов и приспособлений по технике безопасности и в случае обнаружения неисправностей принимает меры по их устранению. Бурильщик при сдаче вахты на рабочем месте, предупреждает своего сменщика об имеющихся неисправностях оборудования, приборов, инструментов и делает запись в буровом журнале. Если при бурении скважины возможны газонефтепроявления, на устье её устанавливается противовыбросовое оборудование, рабочее давление которого больше максимального, ожидаемого при проявлении. Количество и типы превенторов, а так же схема обвязки этого оборудования согласуются с территориальным органом Ростехнадзора. Управление превенторами предусматривается дистанционным, механизированным и дублировано ручным. Исправность и работоспособность превенторов нужно проверять ежевахтно. До начала бурения такой скважины необходимо установить ёмкости с запасом промывочной жидкости в объёме, не менее регламентированного правилами безопасности, а так же ёмкость для самотечного долива промывочной жидкости при подъёме бурильной колонны. В зимний период все емкости, очистные механизмы и противовыбросовое оборудование необходимо обогревать.
Полы вышки, насосного сарая, площадки для приготовления промывочной жидкости, настилы вдоль желобов, площадку у устья скважины под полом буровой и подход к ней в случае загрязнения следует промывать сильной струёй воды, а места, загрязненным маслом или мазутом, засыпать песком или землёй. Вокруг территории, где расположены вышка, буровые насосы, очистная система, оборудование для приготовления промывочной жидкости, ёмкости для хранения её и нефтепродуктов, сооружаются дренажные канавки для отвода сточных и ливневых вод, а вокруг нефтехранилищ – также и земляная обваловка.
На буровой следует иметь аптечку с набором перевязочных средств и медикаментов, необходимых для оказания первой помощи при несчастных случаях. Члены буровой бригады обучаются приёмам оказания первой медицинской помощи.
14.5 Пожарная безопасность
Основными причинами пожаров при ведении геологоразведочных работ являются:
неосторожное обращение с огнем;
нарушение требований противопожарных норм при проектировании и строительстве зданий и сооружений;
нарушение правил монтажа и устройства электроустановок, машин и оборудования;
естественные факторы (молнии, самовозгорание);
Оборудование буровой, территории вокруг буровой и работы связанные с бурением проектируются согласно [20] и [21]. Буровая оборудуется всеми противопожарными средствами в соответствии с требованиями “Правил пожарной безопасности для геологоразведочных организаций и предприятий”.
Правилами предусматривается:
назначение на буровой ответственного лица за пожарную безопасность;
прохождение вновь принимаемым на работу противопожарных инструктажей;
молнизащита.
Вокруг буровой установки в радиусе 50 м выкашивается трава, а территория очищается от валежника и листьев.
Территория склада ГСМ очищается от сухой травы, пней и сучьев, окружается земляной обваловкой согласно требований. На видном месте устанавливается четкая надпись “ОГНЕОПАСНО”. Цистерны заземляются и окрашиваются в белый цвет.
Не допускается разлив нефтепродуктов на территории участка ведения буровых работ.
Нормы пожарной безопасности для буровых установок указаны в таблице 14.5
На территории буровой проектируется необходимое количество единиц пожарной техники (таблица 14.6).
На буровой установке запрещается:
курить, применять факел и другие источники открытого огня для освещения и других нужд;
отогревать замершие трубопроводы и оборудование, а также разогревать в зимнее время емкости с буровым раствором при помощи открытого огня (только паром или горячей водой);
Таблица 14.5
Нормы пожарной безопасности буровых установок
Наименование параметров Нормы
Территория очищенная вокруг буровой в радиусе не менее, м 50
Расстояние от буровой установки до (м, не менее):
- мест хранение топлива (дров, угля)
- мест хранения ГСМ
- площади разведения огня 8
50
15
Зазор между трубами и горючими конструкциями здания буровой, м (не менее) 0,15
Размер отверстий в металлической сетке искрогасителя, мм (не более). 55
Кол-во выходов из буровой, не менее 2
Емкость пожарного ящика для песка, м3 (не менее) 0,2
Ширина окантовки пожарного щита красной краской, м 0,02-0,05
Таблица 14.6
Количество пожарной техники на буровой установке
Наименование Количество, шт Объекты
1 2 3
Огнетушитель химический пенный (ОХП-10) 2 Буровая установка
2 Жилой поселок на буровой
1 Котельная установка
Углекислотный или порошковый (ОП-10, ОУ-5) 1 Передвижная электростанция
1 Жилой поселок на буровой
Продолжение таблицы 14.6
1 Котельная установка
Ящик с песком вместимостью 0,2 м2 и лопатой 2 Буровая установка
1 Передвижная электростанция
2 Жилой поселок на буровой
1 Котельная установка
Ящик с песком вместимостью 0,4 м2 и лопатой 1 Склад ГСМ
1 2 3
Комплект шанцевого инструмента 2 Буровая установка
1 Передвижная электростанция
1 Склад ГСМ
1 Жилой поселок на буровой
Бочка с водой (250 л) 1 Буровая установка
Ведра пожарные 2 Буровая установка
2 Склад ГСМ
2 Жилой поселок на буровой
Войлок, асбестовое полотно или кошма (2×2) м2 1 Передвижная электростанция
1 Склад ГСМ
1 Котельная установка
В местах возможного скопления и выделения паров углеводородов устанавливается контроль за воздушной средой с помощью стандартных или переносных газоанализаторов.
Для создания естественной вентиляции рекомендуется предусмотреть на обшивках рабочей площади и насосного сарая буровой открывающиеся окна, фрамуги и.т.п.
При монтаже буровой установки предусмотреть достаточную естественную вентиляцию под полом буровой с целью уменьшения скопления паров углеводородов.
14.6 Обеспечение безопасности в аварийных ситуациях
Аварии, возникающие при бурении скважин: выбросы, открытое фонтанирование, падение инструмента (буровых труб и УБТ) при подъеме, разрушение элементов конструкции вышки, обрыв канатов и падение талевого блока, прихват инструмента, пожар на буровой.
Работы по ликвидации аварий проводятся под руководством лица, имеющего право ответственного ведения буровых работ (буровой мастер, инженер по бурению, технический руководитель). Сложные аварии в скважинах ликвидируются по плану, утвержденному главным инженером.
До начала работ по ликвидации аварий буровой мастер и бурильщик обязаны проверить исправность вышки, оборудования, талевой системы, спускоподъемного инструмента и контрольно-измерительной аппаратуры.
При ликвидации аварий связанных с прихватом труб в скважине запрещается создавать нагрузки одновременно лебедкой станка и домкратом (гидравлическими цилиндрами подачи станка). При работе с домкратами обеспечить их правильную установку.
14.6.1 Ликвидация выбросов и открытого фонтанирования
нефти и газа
К наиболее опасным авариям относятся нефтегазовые выбросы и открытое фонтанирование. Для их предупреждения, бурение осуществлять в строгом соответствии с ГТН и техническим проектом, ЕТП ведения работ при бурении скважины на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, ПВ в НГДП и «Инструкцией по предупреждению открытого фонтанирования при бурении скважин».
При спуске колонны 146 мм в превенторе устанавливают плашки диаметром 146 мм. В период ОЗЦ (колонны диаметром 219 и 146 мм) превентор закрыт.
Монтаж буровых установок производить по типовой схеме и обеспечивать ее привязку к рельефу местности, с учетом расположения ПВО по высоте и ширине, беспрепятственное обслуживание, замена и т.д., соблюдением безопасных расстояний от рек, лесов зданий и сооружений.
Буровая установка до начала бурения обеспечивается емкостями с запасной промывочной жидкостью. Установка вакуумных дегазаторов обязательная для газовых и нефтяных скважин с высоким газовым фактором.
Крепление скважин обсадными колоннами, с установкой противовыбросового оборудования удовлетворяющими по прочности условиям герметизации устья при открытом фонтанировании и смонтированными в соответствии с типовой схемой. Необходимо постоянно иметь однократный от объема скважин запас промывочной жидкости, который участвует в циркуляции. Кроме того, на скважине держат запас соли, утяжелителя, глинопорошка и химреагентов. Время создания этого запаса и его объем соответствует техническому проекту на строительство скважин и указываться в ГТН и режимно-технологической карте.
Превенторная установка и ее обвязка независимо от состояния и сроков работы, перед установкой и после установки на устье скважины, должны быть опрессованы. Данные опрессовки оформляются актом.
Плашки превентора, установленного на устье скважины, соответствуют диаметру бурильных труб.
В случае применения колонны бурильных труб разных диаметров на буровой необходимо иметь опрессованную бурильную трубу под плашки превентора с переводником под бурильный инструмент и окрашенным в белый цвет (полосами).
В зимний период ПВО и его обвязка, а также емкости (амбары) с запасом бурового раствора обогреваются.
Перед вскрытием продуктивных горизонтов на буровой предусматривается в наличии два опрессованных обратных клапана с приспособлением для их открытия, комплект ключей для докрепления фланцевых соединений устьевого оборудования и выкидных трубопроводов, ловильный инструмент, штуцерные задвижки, задвижки высокого давления на манифольде, грязевый шланг, сменные запчасти к буровым насосам, КИП и приборы для замеров параметров промывочной жидкости.
Вскрытие продуктивных горизонтов при соответствии конструкции скважины, исправной обвязки ПВО на устье, способа бурения, производительности и давления насосов, проектов документации, соблюдение заданной механической скорости, разбуривании продуктивных горизонтов, скорости СПО при вскрытии продуктивных горизонтов, периодичности, продолжительности промывок перед подъемом инструмента, постоянном доливе скважины при подъеме бурильного инструмента (в соответствии с объемом поднятия труб) и регистрацией долива в буровом журнале, наличие промывочного переводника в компоновке бурильной колонны и наличии газокаротажной станции с момента забуривания, а также необходимого запаса промывочной жидкости в соответствии с параметрами ГТН и проектной документации.
Буровая обеспечивается Инструкцией по предупреждению аварий при бурении скважины, «Типовым планом по ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов», а также согласованными с ИВЧ по ПВ и ЛОНГФ планами на вскрытие продуктивных горизонтов, работ по ликвидации аварий (осложнений) при наличии в скважине вскрытых продуктивных горизонтов, графиков круглосуточного дежурства ответственных ИТР, протоколов на изменение конструкции скважины, параметров промывочной жидкости и прочности спускаемых в скважину обсадных труб.
Буровые вахты инструктируются и обучаются мерам, необходимым при газопроявлениях внезапных газонефтяных выбросах из скважины. На буровой составляется аварийное расписание по действию буровых вахт, в случае внезапного нефтегазопроявления и открытого фонтанирования.
Буровой мастер лично не реже одного раза в неделю проверяет работоспособность установленных превенторов и задвижек, результаты проверок заносить в журнал проверки технического состояния оборудования. При прохождении пластов с нефтегазопроявлениями исправность превенторов и задвижек проверять перед каждым спуском и подъемом бурильного инструмента.
Буровой мастер и ИТР не реже одного раза в декаду, согласно утвержденному графику, проводят учебные тревоги по сигналу «Выброс» с буровыми вахтами, а также инструктажи и практические обучения производственного персонала необходимым приемам и методам предупреждения возникновения и ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов.
В случае открытого фонтанирования скважины необходимо отключить все линии электропередачи; потушить технические и бытовые топки и другие огни, находящиеся поблизости от скважины; закрыть движение на прилегающих к скважине проезжих дорогах; соорудить амбар для приёма конденсата, установить насосы и проложить трубопровод для перекачки конденсата в закрытую ёмкость; вызвать работников пожарной охраны, военизированного отряда и медицинский персонал; устроить вокруг фонтанирующей скважины канавы для стока конденсата, воды и промывочной жидкости. Доступ к фонтану проектируется со стороны, не занятой амбарами.
Работы у устья по ликвидации открытого фонтана выполняются работниками специальных военизированных отрядов и пожарной части; к этим работам могут быть допущены также специально обученные и проинструктированные рабочие, снабженные необходимыми средствами защиты и соответствующей спецодеждой.
Во всех случаях руководство буровой организации, заранее (не позднее, чем за двое суток до начала работы) ставит в известность руководство ИВЧ по ПВ и ЛОНГФ, для получения разрешения на проведения в скважинах следующих работ: дальнейшее углубление скважины после обвязки устья, монтажа и опрессовки ПВО; испытание продуктивных горизонтов в процессе бурения с помощью испытателей пластов; разбуривание цементного моста при вскрытом продуктивном горизонте; установку нефтяной, кислотной или водяной ванн при вскрытом продуктивном горизонте; покрытие продуктивного горизонта и перфорацию при испытании первого объекта после обследования скважины специальной комиссией и составления акта готовности; дальнейшее производство работ после устранения нарушений отмеченных в ранее выданных запрещениях.
15. Охрана окружающей среды
Учитывая, что нефтяная промышленность в силу своей специфики является отраслью загрязнителем, где все технологические процессы могут вызывать нарушение экологической обстановки, необходимо уделять большое внимание охране окружающей среды.
Вредные воздействия на окружающую среду и природоохранные мероприятия представлены в таблице 15.1.
Таблица 15.1
Вредные воздействия на окружающую среду и природоохранные мероприятия
Приро-дные ресур-сы Вредные воздействия Природоохранные мероприятия Отношение мер
Про-филак-тика Сниже-ние Лик-вида-ция
1 2 3 4 5 6
Земля и зе-мель-ные ресур-сы 1.Уничтожение и повреждение слоя сельхоз угодий 1.1.Рациональное планирование мест и сроков проведения работ.
1.2.Соблюдение отводов земель.
1.3.Рекультивация. +
-
- +
+
- -
-
+
2.Загрязнение почвы нефтепродуктами, химреагентами и др. 2.1.Сооружение поддонов, отсыпка площадок и тд.
2.2.Вывоз, уничтожение, захороне-ние нефтепродуктов, химреагентов, мусора и тд. +
- +
- -
+
3.Засорение почвы производственными, мусором
3.1.Вывоз и захоронение производственных отходов. - -
+
4.Создание выемок и неровностей усилие эрозийной опасности.
4.1.Засыпка горных выработок. - - +
5.Уничтожение сеьхоз. растительности 5.1. Оплата потрав. - -
+
Лес и лесные угодья 1.Уничтожение, загрязнения и повреждение почвенного покрова.
1.1.Мероприятия по охране почв (см. графу земля и земельные ресурсы.) - - +
2.Лесные пожары.
2.1.Уничтожение и уборка остатков и др. меры ухода.
- - +
Продолжение таблицы 15.1
3.Оставление недо-рубов захламление лесосек. 3.1.Оборудование пожароопасных объектов, использование вырублен-ной древесины. - + -
4.Порубка древостоя при оборудовании буровых. площадок, поселков. 4.1.Использование вырубленной древесины.
4.2.Соблюдение нормативов отвода лесных угодий. -
- +
+ -
-
Вода и вод-ные ресур-сы. 1.Загрязнение производится сточными водами и мусором (буровым раствором, нефте-продуктами) 1.1.Отвод, складирование и обезвре-живание сточных вод, уничтожение мусора, сооружение водоотводов, накопителей, отстойников. + + -
2.Загрязнение бытовыми стоками 2.1.очистные сооружения, фильтры. + + -
3.Механическое и химическое загряз-нение вод в резуль-тате сталкивания отвалов. 3.1.Рациональное размещение отвалов, сооружение специальных эстакад, засыпка выработок в русле. + + +
4.Загрязнение под-земных вод при сме-щении водоносных горизонтов. 4.1.Ликвидационный тампонаж буровых скважин.
-
- -
Недра 1.Нарушение естест-венных свойств гео-логической среды (инженерно – геоло-гические свойства) 1.1.Ликвидационный тампонаж скважин.
1.2.Гидрогеологические, гидрохими-ческие инженерно – геологические наблюдения в скважине. -
+ +
- +
-
2.Некомплексное изучение недр. 2.1.Тематические и научно – иссле-довательские работы по повышению комплексности изучения недр. 3.Не полное исполь-зование извлеченных из недр полезных компонентов. 3.1.Организация рудных отвалов и складов, хранение образцов и проб, геолого – разведочные работы с целью проверки стерильности зон застройки. Воздушный бас-сейн. 1.Выбросы пыли и токсичных газов из подземных выработок. Мероприятия предусматриваются в случае непосредственного вредного воздействия. Живо-тный мир. 1.Распугивание, нарушение мест обитания животных, рыб и тд., случайное уничтожение, браконьерство. 1.Проведение комплекса охранных мероприятий, планирование работ с учетом охраны животных.
2.Профилактическая работа. +
- -
-
Разработка мероприятий по охране окружающей среды
Для обеспечения предотвращения загрязнения окружающей среды необходимо обеспечить строгое соблюдение действующих норм, правил и инструкций Госкомприроды, Минводхоза, Минрыбхоза, Минздрава России, а также местных директивных и контролирующих органов.
Охрана окружающей среды при строительно-монтажных работах. С целью предотвращения загрязнения почвы, поверхностных и подземных вод необходимо обеспечить выполнение следующих мероприятий:
произвести оформление земельного участка для строительства буровой установки и жилого поселка;
на основании норм отвода земельных участков и руководствуясь схемой расположения оборудования, установить по периметру границы участка и по ним оборудовать обваловку.
С целью сбора отработанного бурового раствора, сточных вод, ГСМ, химических реагентов в процессе бурения скважины, снижения до минимума их фильтрации в почву, а также повышения противопожарной безопасности и промсанитарии, необходимо обеспечить выполнение следующих мероприятий:
размеры земельных амбаров должны быть строго соблюдены, так как эти емкости должны обеспечить сбор отработанного бурового раствора, сточных вод и выбуренной породы (шлама) на весь период строительства скважины;
хранение запасов бурового раствора, ГСМ и нефтепродуктов должно осуществляться только в металлических емкостях.
Охрана окружающей среды при бурении и креплении скважины. На данном этапе строительства скважины должны выполняться следующие мероприятия:
с целью предотвращения в аварийных ситуациях, открытого фонтанирования и загрязнения нефтью прилежащих территорий, устье скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием согласно ГОСТ 13862-90 ''Оборудование противовыбросовое'';
транспортировку неупакованных сыпучих материалов осуществлять специальным транспортом (цементовозы, смесительные машины);
транспортировку жидких веществ (нефть, химреагенты, ГСМ и др) осуществлять только в цистернах или специальных емкостях;
образующиеся во время СПО переливы бурового раствора и сточные воды, после мытья пола буровой или оборудования, должны стекать в шламовый амбар.
Охрана недр. Для надежной охраны недр, в процессе строительства скважины должны выполняться следующие мероприятия:
строго соблюдать разработанную конструкцию скважины, которая обеспечивает изоляцию водоносных горизонтов и перекрытие интервалов поглощения бурового раствора;
создать по всей длине обсадной колонны прочное цементное кольцо с целью исключения перетоков пластовых вод из одного пласта в другой;
при ликвидации скважины установить под последним объектом цементный мост высотой 50 метров.
Рекультивация нарушенных земель после бурения скважины. После бурения скважины и демонтажа оборудования, необходимо выполнить следующие мероприятия:
разбить все фундаментные основания, очистить всю территорию от металлолома и другого мусора;
засыпать все амбары, траншеи, разровнять обваловку и спланировать площадку;
произвести восстановление плодородного слоя земли.
Все работы по охране окружающей среды и рекультивации земель проводятся в соответствии с нормативными документами стандарта системы охраны природы (ГОСТ 17.0.02-76ОП):
ГОСТ 17.1.02 – 79, охрана гидросферы;
ГОСТ 17.2.02 – 79, охрана атмосферы;
ГОСТ 17.4.02 – 79, охрана почв;
ГОСТ 17.5.02 – 79, охрана земель;
ГОСТ 17.6.02 – 79, охрана флоры.
16. Организационно-экономическая часть
16.1 Проектные данные
Основные проектные данные сведены в табл. 16.1
Таблица 16.1
Наименование Единица измерения Значение
Месторождение - Самотлорское
Назначение скважины - Эксплуатационная, d э.кол.146мм.
Тип скважины - Наклонно-направленная
Способ бурения - Турбинный
Коммерческая скорость. м/мес. 5120
Проходка, т.м./час. 30,8
Глубина скважины, м. 2970
Средняя продолжительность строительства скважины сут. 17
Удельная числен. на 1м. прох. чел/м 1,04
16.2 Этапы строительства скважины
Этапы строительства скважины приведены в таблице 16.2
Таблица 16.2
Наименование работ Продолжительность, сут. Интервал, м
от до
Подготовка к бурению: 0,2 - -
Передвижка с предыдущей скважины 15 метров1 - -
Бурение и крепление:
Бурение направления 0,5 0 30
Крепление направления 0,5 - -
Бурение кондуктора 4 30 820
Крепление кондуктора 1 - -
Бурение экспл. колонны 5 820 2970
Крепление экспл. колонны 1 - -
Вспомогательные работы 0,6 - -
Итого бурение и крепление 12,6 - Передвижка станка 5 метров. 0,7 - -
Освоение 3 - -
Итого затрачено времени на строительство скважины. 17,5 - -
16.3 Организация труда и заработной платы
Строительство эксплуатационной н.направленной скважины №3788 Самотлорского месторождения осуществляется специализированными бригадами, вахтовым методом с круглосуточным режимом работы. Буровая вахта меняется через каждые 28 дней. Монтаж, демонтаж, а так же передвижку станка осуществляет бригада вышко-монтажников. Бурение и крепление скважины выполняется буровой бригадой.
Буровая бригада – это производственный коллектив, объединяющий разнородных по специализации, профессии и функциям сотрудников и рабочих для выполнения определенного объема работ по строительству скважины.
Таблица 16.3
Типовой состав бригад, задействованных при осуществлении строительства скважины №3788
Наименование профессии Разряд. Количество рабочих
Инженерно-технические работники
Мастер - 2
Инженер-технолог - 2
Продолжение таблицы 16.3
Основной состав буровой бригады
Буровой мастер 2
Бурильщик VI 4
Помощник бурильщика V 8
Помощник бурильщика IV 4
Слесарь БО V 2
Электрик IV 4
Вспомогательный состав
Повар IV 2
Повар III 2
Электрогазосварщик V 1
Приготовитель П.Ж III 1
Тракторист V 1
Машинист ЦА-320 (СМН) VI 2
Всего 37
Буровая бригада осуществляет непрерывную работу буровой в течение суток. Она включает две смены, каждая продолжительностью 12 часов.Буровой мастер руководит буровой вахтой, состоящей из двух звеньев. Каждое звено, как правило, включает шесть рабочих – бурильщика, трех помощников, электрика и слесаря. Буровой мастер несет персональную ответственность за бесперебойное проведение работ, обеспечение буровых работ всеми необходимыми материалами, соблюдение и выполнение плана на строительство скважины, обеспечение безопасных условий выполнения работ и соблюдение норм по охране окружающей среды.
Бурильщик возглавляет свое звено и несет персональную ответственность за все работы, выполняемые в период работы его вахты. Он принимает оборудование и инструмент от предшествующего звена, управляет процессом бурения и осуществляет основные работы по углублению скважины, следит за соблюдением предписанного по режимно-технологической карте режима бурения , руководит работой всех членов своего звена. Во время выполнения спускоподъемных операций и работы долота на забое бурильщик находится у пульта управления буровой установкой.
Первый помощник бурильщика находится на роторе следит за постоянным доливом скважины при подъеме инструмента, а так же имеет полное право заменить самого бурильщика во время его отсутствия, например ухода на обед.
Второй помощник бурильщика (верховой) находится на верху во время спускоподъемных операциях или наращивании бурового инструмента, либо следит за выходом бурового раствора на виброситах во время бурения, также следит за чистотой на мостках и на буровой.
График выходов бурой бригады на июнь представлен в приложении A.
График строительства скважины №3788 Самотлорского месторождения представлен в приложении Б.
Фонд оплаты труда - денежные средства предприятия, затраченные в течение конкретного периода времени на заработную плату, премиальные выплаты, различные доплаты работникам.
Широкое распространение в нефтегазовой промышленности получила повременно-премиальная система оплаты труда. В соответствии с ней, помимо заработной платы по тарифным ставкам и окладам за отработанное время, выплачивают еще премии. Сумма премии определяется по ее размеру, выраженному в процентах к тарифной ставке(70%). К основным показателям премирования относятся: выполнение и перевыполнение производственных планов, повышение качества выпускаемой продукции, улучшение качества выполняемых работ, экономия материалов, сырья, инструментов, топлива, улучшение результатов хозяйственной деятельности бригады, участка, цеха, производства.
Буровая бригада работает по повременно-премиальной системе оплаты труда рабочих в зависимости от их квалификации. В ООО «РН-Бурение» для расчета с рабочими буровых бригад действует следующая часовая тарифная сетка:
Таблица 16.5
Тарифная сетка
Основной персонал Наименование структурного подразделения Разряд; руб./час;
III IV V VI
Рабочие буровых бригад (основной состав) Бригады бурения 17,9 20,16 23,00 26,67
16.4 Сводная смета
Таблица 16.5
Сводная смета
Наименование показателей Стоимость тыс.руб.
Заработная плата 12239,0
Социальное страхование-26% 3182,13
Материалы 81772,2
Прочие материалы 5199,50
Амортизация основных производственных фондов 2105
Аренда БУ и бурового оборудования. 4173,2
Износ бурильного инструмента 2995
Вспомогательные услуги 11550,1
Продолжение таблицы 16.5
Прочие расходы 4461,8
Итого прямые затраты 127020,64
Накладные расходы 5080,83
Нормативная прибыль 6816,89
Отчисления за загрязнен. окр. среды 4236,43
Резерв-6% 8180.27
Итого затраты 144518.17
Подрядные работы Перфорация 3662,5
В. М. Р. Передвижки 5 и 15 м. всего 275
Всего стоимость строительства скважины 148455.67
НДС-18% 26722
Всего стоимость строительства с НДС 175177.7
16.5 Сводная таблица технико-экономических показателей
Таблица 16.6
16.6 Сводная таблица технико-экономических показателей
Наименование показателя Ед. Показатель
Объем работ в стоимостном выражении тыс.руб. 148 455, 670
Объем работ в натуральном выражении м 2970
Коммерческая скорость м/мес 5120
Продолжение таблицы 16.6
Продолжительность сооружения скважины сут 17,5
Продолжительность бурения и крепления скважины сут 12,6
Плановая численость чел 35
Выработка в стоимостном выражении на одного работника тыс.руб./чел 4 241,590
Выработка в натуральном выражении на одного работника м/чел 84,8571
Стоимость 1 м проходки руб 49,984
Нормативная прибыль (плановые накопления) тыс.руб. 6 816, 890
Прибыль чистая тыс.руб. 4 265, 8667
Себестоимость строительства скважины тыс.руб. 141 638, 780
Экономический эффект от применения долота БИТ 215,9 В 513 тыс.руб 616,38
16.6 Формирование и распределение прибыли
16.6.1 Налог на имущество
Ни = 1 % от объема работ в стоимостном выражении без НДС
Ни = 148 455 670* 0,01 = 1 484 556,7 руб.
16.6.2 Налогооблагаемая прибыль
Пналог = Пнор – Ни = 6 816 890– 1 484 556,7 =5 332 333,3руб.
16.6.3 Налог на прибыль
Нп = 20% от балансовой прибыли за вычетом налога на имущество,
Нп = 5 332 333,3 * 0,2 = 1 066 466,6 руб
16.6.4 Чистая прибыль
Пч = Пбал – Нп – Ни;
Пч = 6 816 890 – 1 066 466,6 – 1 484 556,7 = 4 265 866,7руб.
16.6.5 Производительность труда
1) Показатель объема работ (выработка) в стоимостном выражении на одного работника:
Ps = S/L,
Где S – сметная стоимость объема работ по строительству скважины, руб;
L – среднесписочная численность работников производственного персонала.
Ps = 148 455 670/ 35 = 4 241 590руб.
2) Показатель объема работ (выработка) в натуральном выражении на одного работника:
Рн = H/L,
Где Н – объем проходки, м;
Рн = 2970 / 35 = 84,8571 м.
16.6.6 Себестоимость строительства скважины
С/С = Qработ(без НДС) – НП = 148 455 670– 6 816 890= 141 638 780 руб.
Заключение
В ходе выполнения дипломной работы приведены расчеты и обоснования по всем вопросам, поставленным в техническом задании.
Приведены развернутые географо-экономические характеристики района работ, характеристики нефтеносности и водоносности месторождения, геологические условия разреза.
В технологической части проекта обоснован выбор турбинного способа бурения, рассчитан трех интервальный профиль ствола скважины, выбрана закрытая конструкция эксплуатационного забоя. Далее произведено обоснование выбора одноколонной конструкции скважины, рассчитаны глубины спуска и диаметры обсадных колонн, обоснованы высоты подъема тампонажных растворов. Разработаны режимы бурения для всех интервалов: приведено обоснование класса и типоразмера долот, расчет осевой нагрузки на долото, расчет частоты вращения долота. Осуществлен выбор забойных двигателей для всех интервалов. Спроектированы компоновки низа бурильной колонны и выполнен расчет бурильной колонны. Обоснован тип очистного агента и расчет его необходимого расхода, приведена рецептура бурового раствора, произведен гидравлический расчет промывки скважины, приведено обоснование критериев рациональной отработки долот. Спроектирована конструкция обсадных колонн из условия прочности по длине, приведен расчет параметров цементирования, обоснована технология крепления и цементирования. Подробно освещен вопрос освоения скважины. Разработаны мероприятия по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины. Произведен выбор буровой установки и расчет её параметров эксплуатации.
В части описывающей вспомогательные цехи и службы дана характеристика ремонтной и энергетической баз, водоснабжения и приготовления раствора. Также транспортного сообщения, связи и диспетчерской службы, культурно-бытового обслуживания.
В четырнадцатой части описаны вопросы безопасности жизнедеятельности и конкретно безопасности в рабочей зоне, действия при чрезвычайных ситуациях.
В пятой части рассмотрены вопросы по охране окружающей среды, приведены мероприятия по снижению вредного воздействия от производства.
В организационно-экономической части проведен анализ ТЭП и баланса рабочего времени, определена нормативная продолжительность строительства скважины.
В специальной части проекта проведен анализ работ долот, фирмы «БУРИНТЕХ» и «ВБМ-сервис». Рассчитана экономическая эффективность долот и произведен выбор долот на бурение скважины на Самотлорском месторождении.
Список используемой литературы
Рязанов В.И. Направленное бурение глубоких скважин: Практическое пособие. – Томск: Изд. ТПУ, 1999. – 84 с.
2. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и полезные ископаемые: Справочное пособие/Под ред. А.Г. Калинина. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2001-450 с.
3. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник – М.: Недра, 1986. –294 с.
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М: Госгортехнадзор, 2003г.
Рязанов В.И., Баранов А.Н., Борисов К.И. Расчет бурильных колонн: Учебное пособие. – Томск: Изд. ТПУ, 1996. – 68 с.
Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. – М: Недра, 1987. – 340 с.
Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. – М: ВНИИТнефть 1997 – 194с
Данюшевский В. С., Алиев Р. М., Толстых И. Ф. Справочное руководство по тампонажным матер-м. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1987. 373 с
Лукьянов В.Т., Воевода Р.Б. Заканчивание скважин. – М.: Недра, 1987. – 205с.
Данюшевский В.С. Алиев Б.Г. Справочное руководство по тампонажным материалам. – Томск: Изд. ТПУ, 1987 – 68с.
Булатов А.И. АветистовА.Г. Справочник инженера по бурению: В 4 кн. – М.: Недра, 1995.
Инструкция по технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов. – М.: ВНИИТнефть, 1985. – 163 с.
Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении: Справочное пособие. – М.: Недра, 1991. – 333 с.
СниП 2.09.04-87 «Административные и бытовые здания промышленных предприятий»
РД 39-22-719-01 «Нормативы санитарно-бытового оснащения бригад, занятых бурением и ремонтом скважин»
ГОСТ 12.1.003-01 «Шум. Общие требования безопасности»
СН 2.2.4/2.1.8 562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых,
ГОСТ 12.1.012-01«Вибрация производственная. Общие требования безопасности».
СН 2.2.4/2.1.8 566-96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий».
ССБТ «Установки, геологоразведочные буровые».
«Требования пожарной безопасности» ОСТ-41-01-244-01.
Приказ №443 от 6.07.2005 Минздрав соц развития
Приложение А.
звено
Дни месяца Кол-во выходов Кол-во часов
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 1 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 В В 28 336
2 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 В В В В В В В В В В В В В В В В 14 168
3 В В В В В В В В В В В В В В 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 192
4 В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В 2 2 2 24
Итого 60 720
График выходов буровой бригады на июнь
1-Дневная смена
2-Ночная смена
В-отдых
Приложение Б.
График строительства скважины №3788
Наименование работ Июнь месяц
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Подготовительные работы к бурению Передвижка с предыдущей скважины на 15 метров Бурение и крепление скважины Передвижка станка на 5 метров Освоение скважины Общая продолжительность строительства скважины, сут. 17,5
Приложение В.
СМЕТА ЗАТРАТ  
Заработная плата 12 239,0
расход на 1м.прох. 397,4
Материалы 71261,16
расход на 1м.прох.  
из них  
- обсадные трубы 46884
расход на 1м.прох. 0,04
расход всего 1,366
стоимость 1 тн., руб. 33068,27
ПРР 2 раза (360,96 руб/т) 1075,2
хранение 30 сут (6,05 руб/т) 270,32
Входной контроль (97руб/шт) 354,72
- глинопорошок 702,36
расход на 1м.прох. 0,005
расход всего 0,142
стоимость 1 тн., руб. 3360,65
ПРР 2 раза (554,92 руб/т) 172,13
хранение 30 сут (11,19уб/т) 52,06
- цемент 5789,1
расход на 1м.прох. 0,048
расход всего 1,471
стоимость 1 тн., руб. 2515,38
ПРР 2 раза (635,03 руб/т) 2036,6
хранение 30 сут (11,19уб/т) 52,1
- долота 6776
расход на 1м.прох. 0,004
расход всего 0,119
стоимость 1 тн., руб. 87941,91
- химреагенты 5910,54
расход на 1м.прох. 0,004
расход всего 0,126
стоимость 1 тн., руб. 45479,3
ПРР 2 раза (554,92 руб/т) 151,95
хранение 30 сут (11,19уб/т) 46,0
- прочие материалы 5199,50
расход на 1 м. прох. руб. 187,57
Амортизация основных фондов 2105
Аренда БУ и бурового оборудования. 398
Износ бурильного инструмента. 2995
расход на 1 м. прох. руб. 108,1
Электроэнергия 2024,4
расход на 1 м. прох. руб. 65,73
Топливо 1653,5
расход на 1 м. прох. руб. 53,69
в т,ч, ГСМ  
Автотранспортные расходы 6715,0
расход на 1 м. проходки. руб. 218,02
Промыслово-геофизич.расх. 4835,1
расход на 1 м. прох. руб. 156,98
Тампонажные расходы 8487,2
расход на 1 м. прох. руб. 275,56
Прокат т/буров 3775,2
расход на 1 м. прох. руб. 204,29
Телеметрия 2886,7
расход на 1 м. прох. руб. 93,72
Прочие расходы 4462,2
расход на 1 м. прох. руб. 144,88
из них  
капитальный ремонт механического и электрического бурового оборудования. 3029
Механо-энергет. Обслуж. системы очистки 1192,2
расход на 1 м. прох. руб. 38,71
содержание бурильных труб. 240,6
расход на 1 м. прох. руб. 7,81
Итого прямые затраты 127020,64
Накладные расходы - 5080,83
Отчисления за загрязнен.окр.среды 4236,43
 Резерв-6%   8180.27
Итого затраты. 144518.17
Нормативная прибыль 6816,89
Перфорация 170 отв. 3662,5
В М Р - Всего без НДС 275,00
Всего стоимость строительства скважины без НДС. 148455,67
Стоимость 1м.проходки 4998,47
 
 
НДС -18% 26722,56 
 
Всего стоимость строит. с НДС 175 177, 700

Приложенные файлы

  • docx 9591161
    Размер файла: 1 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий