Составление геолого-технического наряда на техническое перевооружение эксплуатационной скважины Бузовьязовского месторождения методом бурения бокового ствола

ГТН.cdw

метрия инклинометрия
М 1-500 Ст. каратаж 2-мя зондами
кавернометрия профилеметрия. М 1:200 с глубины 2450 м до 3770 м БКЗ
(6-ю зондами). Боковой каротаж
индукционный каротаж
акустический каротаж(АК)
газовый каротаж(ГК).М 1:500
Газовый каротаж и технологический контроль
интервал 0-3770 м. Цементометрия (АКЦ) М 1:500
Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа осуществляется комплексом средств в последовательности: скважина - блок грубой очистки (вибросито) - дегезатор -
- блок тонкой очистки (пескоотделитель и илоотделитель) - блок регулирования твердой фазы (гидроциклоны
ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЙ НАРЯД
Цель бурения - эксплуатация
Площадь - Бузовьязовская
Проектная глубина - 2460 м
Проектный горизонт - терригенный девон
Профиль скважины - горизонтальный
Стратиграфический разрез
Литологический разрез
Поглощения бурового раствора
Технико-технологическая часть
Параметры бурового раствора
Режим работы насосов
Оснастка талевой системы

2.cdw

Характеристика давлений пластового (порового) и гидроразрыва пород. Эквиваленты
градиентов пластового давления (К
) и давления гидроразрыва (К
промежуточная колонна
эксплуатационная колонна
зацементированы до устья.
Глубина вырезания окна" в эксплуатационной
колонне под хвостовик

Схема обвязки устья спецификация.spw

ПЗ Бузовьязовское месторождение.docx

Геологический раздел8
1 Общие сведения о районе буровых работ8
2 Назначение скважины проектная глубина проектный горизонт10
3 Геологическая характеристика разреза11
4 Тектоническая характеристика и особенности строения структуры19
5 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины21
6 Исследовательские работы22
7 Анализ зон осложнений25
Технико-технологический раздел28
1 Конструкция скважины28
2 Расчет проектного профиля32
3 Подготовительные работы к бурению скважины35
4 Обоснование плотности буровых растворов36
5 Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов42
6 Технико-технологические решения по углублению скважины42
7 Расчет бурильных колонн45
8 Промывка скважины47
9 Дефектоскопия опрессовка оборудования и инструмента48
10 Технология крепления скважины и тампонажные расстворы48
11 Технология цементирования обсадных колонн. Расчет давления опрессовки. Расчет избыточных давлений51
12 Расчет обсадных колонн52
13 Обоснование параметров цементирования60
14 Технология освоения (испытания) скважины63
15 Интенсификация притока жидкости из пласта65
1 Обоснование выбора бурового раствора67
2 Влияние кинетики структурообразования безглинистых промывочных жидкостей на технологию бурения69
3 Промысловые испытания безглинистых полисахаридных75
4 Приоритет безглинистого полисахаридно-калиевого раствора78
Экономическая часть80
1 Расчёт сметы на бурение скважины80
2 Технико-экономические показатели бурения скважины86
Охрана недр и окружающей среды87
1 Мероприятия по охране окружающей среды при строительстве скважины87
Охрана труда и противопожарная защита92
1 Обучение и инструктаж обслуживающего персонала92
2 Меры безопасности при спуско-подъемных операциях (СПО)93
3 Пожаробезопасность на буровой94
4 Промсанитария на буровой100
Список использованных источников103
В данное время Россия занимает одно из лидирующих мест в добыче мировых запасов нефти и газа что несет большие прибыли нефтегазодобывающим компаниям в период стабильно высоких цен на углеводородосодержащее сырье.
Перед добывающими компаниями нашей страны открываются большие возможности: пользуясь сложившейся ситуацией на мировом рынке возможны крупные капиталовложения в развитие предприятий комплекса применение новых более дорогостоящих технологий научные исследования в сфере недропользования. Последние годы особо остро показывают на необходимость движения в этом направлении на фоне снижения дебитов эксплуатируемых скважин и увеличения затрат на извлечение углеводородного сырья.
Применение новых технологий в добыче нефти предъявляет более жесткие условия к бурящимся скважинам. Необходимость решения большего комплекса задач связанных с процессом строительства скважин требует изменения технологии бурения скважин.
Тенденции развития технологии в последнее время направлены на минимизацию вредного воздействия на продуктивный пласт во время бурения качественное крепление и цементирование использование новых технологий для идеализации профиля ствола скважин уменьшение вредного воздействия на окружающую среду во время бурения.
В условиях пластово-сводовых залежей характерных для месторождений нефти и газа Западной Сибири целесообразно ограничиться проводкой дополнительных стволов в эксплуатационной колонне из одного ствола имеющего достаточную горизонтальную длину. Такая конструкция скважин при отсутствии экранированных зон по своей продуктивности почти равнозначна разветвленной и более просто технически осуществима.
Такую скважину в первом приближении можно рассматривать как наклонную с большим отходом от вертикали в интервале продуктивного пласта.
Как любое новое направление горизонтальное бурение дорого однако повышение продуктивности скважин и другие положительные аспекты технологий разработки залежей углеводородов системами ГС и РГС могут быть столь существенными что экономическая эффективность в перспективе значительно превысит первоначальные затраты на строительство скважин.
Заканчивание и эксплуатация скважин горизонтальным или пологим забоем как и восстановление эксплуатационной производительности скважины путем бурения бокового ствола в последние 5÷7 лет находит все большее применение на нефтегазовых месторождениях России.
Целью дипломного проекта является составление геолого-технического наряда на техническое перевооружение эксплуатационной скважины Бузовьязовского месторождения методом бурения бокового ствола.
Геологический раздел
1 Общие сведения о районе буровых работ
В административном отношении Бузовьязовское нефтяное месторождение расположено в Кармаскалинском и Аургазинском районах Республики Башкортостан.
Бузовьязовское месторождение открыто в 1974 г. и введено в разработку в 1976 г.
В региональном тектоническом плане Бузовьязовское месторождение расположено в восточной части Благовещенской впадины и приурочено к моноклинали юго-восточного наклона осложненной Тавтиманово-Уршакским грабеном.
Промышленно нефтеносными на Бузовьязовском нефтяном месторождении являются терригенные отложения тульского горизонта (пласт Стл) кыновского горизонта (пласт DKH) пашийского горизонта (пласты DIBX Dtac) койвенского горизонта (пласт DV) кар-бонатные отложения турнейского яруса (пачка СТкз) бийского горизонта (пачка D6c).
Пробуренный фонд по Бузовьязовскому месторождению по состоянию на 01.01.2013 г. составляет 234 скважин в том числе действующих добывающих – 71 бездействующих (нефтяных) – 7 ликвидированных – 49 в ожидании ликвидации (нефтяных) – 10 водозаборных – 1 пьезометрических – 44 нагнетательных действующих – 27 бездейст-вующих (нагнетательных) – 1 в ожидании ликвидации (нагнетательных) – 7 водозаборных – 9.
С начала разработки Бузовьязовского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г. добыча нефти составила 6220907 тыс. т нефти и 2783162 тыс. м воды. Закачка воды по месторождению с начала разработки составила 12330775 тыс. м3 воды. Весовая обводненность продукции в целом по месторождению – 338 %. Средний дебит одной скважины по нефти 92 тсут по жидкости – 195 м сут.
Вблизи Бузовьязовского месторождения находятся нефтяные месторождения – Уршакское Ракитовское Кабаковское и Бекетовское.
Месторождение расположено в районе с развитой инфраструктурой. Населенные пункты связаны между собой грунтовыми и асфальтированными дорогами.
Речная сеть представлена рр. Узень Сарыелга Сокат и безымянными ручьями. Согласно статьи 65 Водного кодекса РФ от 03.06.2006 г. 74-ФЗ (с изменениями от 28.12.2010 г.) водоохранные зоны и прибрежные защитные полосы для р. Узень – 200 м рр. Сарыелга Сокат безымянных ручьев – 50 м.
Площадки скважин на которых предусматривается техническое перевооружение методом зарезки бокового ствола расположены вне охранных зон водных объектов магистральных нефтегазопроводов и линий электропередач что соответствует требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ-08-624-03.Обзорная карта Бузовьязовского нефтяного месторождения приведены на рисунке 1.
Рисунок 1 – Обзорная карта района Бузовьязовского нефтяного месторождения
Таблица 1 – Орогидрография района работ
Наименование месторождения
Температура воздуха °С:
– максимальная летняя;
– минимальная зимняя
Среднегодовое количество осадков мм
Максимальная глубина промерзания грунта м
Продолжительность отопительного периода в году сутки
Преобладающее направление ветра
Наибольшая скорость ветра мс
Сведение о площадке строительства и подъездных путях
Холмистая равнина с абсолютными отметками от + 130 м до + 219 м средняя + 248 м
Характеристика подъездных дорог:
грунтовые щебеночные
– характер покрытия;
Источник водоснабжения
Артезианская скважина
Источник электроснабжения
Источник карьерных грунтов
(четвертичные отложения)
2 Назначение скважины проектная глубина проектный горизонт
Таблица 2 – Основные проектные данные
Номер района строительства скважин
Площадь (месторождение)
Выработка остаточных запасов нефти
Глубина извлечения верхней части
эксплуа-тационной колонны м
под эксплуатационную колонну м
Глубина вырезания «окна»
в эксплуатацион-ной колонне м
Наклонно направленный боковой ствол
3 Геологическая характеристика разреза
На юго-восточной окраине Русской платформы в пределах Башкирии в начале 60-х гг. поисково-разведочными работами в терригенных отложениях девона были выявлены новые региональные структуры – грабенообразные прогибы с которыми связаны многочисленные залежи нефти антиклинального и тектонически-экранированного типов.
К настоящему времени на территории платформенной части Башкирии можно считать установленными следующие прогибы (с запада на восток):
Шарано-Туймазинский;
Чекмагушевско-Серафимовский;
Сергеевско-Демский;
Тавтимановско-Уршакский.
В разрезе палеозойских отложений выделяются семь литолого-стратиграфических нефтегазоносных комплексов:
I – девонский терригенный;
II – верхнедевонско-нижнекаменноугольный карбонатный;
III – нижнекаменноугольный терригенный;
IV – нижне-среднекаменноугольный карбонатный;
V – среднекаменноугольный терригенно-карбонатный;
VI – среднекаменноугольный карбонатный;
VII – нижнепермский карбонатный.
Каждый из этих комплексов имеет определенные сочетания литолого-фациальных структурно-палеотектонических гидрогеологических геохимических и других факторов.
Основные запасы нефти приурочены к песчаникам и алевролитам терригенной толщи девона и терригенной толщи нижнего карбона (418 % и 479 % соответственно от начальных извлекаемых запасов); на долю остальных 5 комплексов приходилось 103 % первоначальных извлекаемых запасов.
Как было отмечено ранее в тектоническом отношении территория Республики Башкортостан приурочена к юго-восточной окраине Восточно-Европейской платформы которая через башкирскую часть Предуральского краевого прогиба граничит с Уральской складчатой областью.
По палеозойским отложениям в западном Башкортостане выделяются Южно-Татарский и Башкирский своды разделяющие их Бирская седловина и Благовещенская впадина а также южная часть Верхнекамской мегавпадины крайний юг Бымско-Кунгурской впадины и северная часть Салмышской.
В Предуральском прогибе с севера на юг выделяются Юрюзано-Сылвенская впадина Бельская мегавпадина Шиханско-Ишимбайская седловина и Мраковская впадина. Между Юрюзано-Сылвенской и Бельской впадинами выступает тектонический комплекс Кара-Тау.
Так как все известные к настоящему времени месторождения углеводородов открыты в палеозое платформенной части и краевого прогиба основное внимание далее уделяется описанию геологии этих частей республики.
В девонском терригенном комплексе (I) залежи нефти приурочены к песчаным пластам ДV кальцеолово-такатинского ДIV воробьевского ДIV и ДIII старооскольского ДII муллинского ДI и Д0 пашийского и Дкн – кыновского горизонтов.
В восточных районах местами установлена промышленная нефтеносность в стратиграфических аналогах перечисленных горизонтов представленных в карбонатной фации.
В карбонатных отложениях бийского горизонта эйфельского яруса промышленные залежи выявлены в пределах Бузовьязовского (III-2-7) месторождения.
В верхнедевонско-нижнекаменноугольном карбонатном комплексе (II) нефтеносными являются 7 пластов.
В нижней части разреза соответствующей доманиковому мендымскому и аскинскому горизонтам развиты преимущественно трещинные и порово-трещинные коллекторы наиболее отчетливо проявляющиеся в зонах максимальных тектонических напряжений связанных с развитием грабенообразных прогибов и горстовидных поднятий в терригенном комплексе девона.
С этими коллекторами связаны небольшие залежи в также трещинно-поровых коллекторах депрессионной фации аскынско-мендымского возраста Благовещенской впадины (Бузовьязовское – III-2-7).
Бузовьязовское месторождение приурочено к большому поднятию (20×5 км) куполовидной формы северо-западная половина которой срезана тектоническим нарушением Тавтиманово-Уршакского грабена.
Нефтеносны отложения ДУ бийского горизонта среднего девона пашийскош аекын-скомендымского горизонтов верхнего девона турнейского яруса тульского горизонта нижнего карбона.
Залежь нефти в тульском горизонте небольшая по величине запасов.
Мощность в среднем 09 м пористость 16 %.
Залежь пластово-сводовая литологически экранированная.
Параметры нефти: плотность 0878 гсм3 вязкость 4 мПа·с газонасыщенность 50 м3т.
Залежь турнейского яруса массивная в порово-кавернозных известняках. Плотность нефти 0880 гсм3 газонасыщенность 30 м3т вязкость 8 мПа·с.
Залежи нефти в песчаниках пашийского горизонта пластово-сводовые тектонически и литологически экранированные.
Мощность песчаников до 7 м.
Размеры залежей от 30×08 до 60×35 км. Этаж нефтеносности от 5 до 18 м.
Бийские известняки нефтеносны в зоне прилегающей к тектоническому разлому. Продуктивны порово-кавернозные трещиноватые разности.
Залежь в пласте ДУ небольшая тектонически экранированная
Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Стратиграфическое подразделение
Элементы залегания пластов град
Коэффициент кавернозности
Стандартное описание горной породы: полное название характерные признаки (структура текстура минеральный
I. Извлечение верхней части эксплуатационной колонны
Известняки тонкокристаллические до пелитоморфных плотные прослоями органогенные перекристаллизованные окремнелые сульфатизированные
Известняки органогенно-обломочные прослоями перекристаллизованные тонко и мелкокавернозно-пористые с прослоями доломитов тонкокристаллических сульфатнзированных плотных крепких
Известняки тонкокристаллические глинистые плотные прослоями органогенные окремнелые сульфатизированные
с прослоями аргиллитов слоистых и алевролитов песчанистых кварцевых и доломитов кристаллических плотных
Известняки органогенно-обломочные плотные крепкие прослоями окремнелые слабопористые участками кавернозные участками глинистые с прослоями доломитов кристаллических плотных пористо-кавернозных
Доломиты тонкокристаллические плотные участками пористо-кавернозные сульфатизированные с прослоями из-
вестняков кристаллических доломитизированных плотных
Переслаивание известняков тонкокристаллических прослоями плотных крепких прослоями окремнелых сульфатнзированных участками кавернозно-пористых и доломитов кристаллических плотных
Продолжение таблицы 3
Известняки тонкокристаллические глинистые плотные в нижней части с прослоями песчаников алевролитов и
Косьвинский горизонты
Аргиллиты с прослоями алевролитов песчаников
мелкозернистых и редко
Известняки тонкокристаллические глинистые пластами кавернозно-пористые органогенно-перекристаллизованные сульфатизированные с включениями кремния черного
Известняки тонко-кристаллическиеплотные сульфатизированные глинистые и мелко-кавернозно-пористые с прослоями доломитов кристаллических плотных
Известняки тонкокристаллические плотные участками органогенно-обломочные окремнелые сульфатизированные с прослоями битуминозных
мергелей и доломитов
Доманиковый горизонт
Известняки тонкокристаллические глинистые плотные крепкие прослоями окремнелые битуминозные
Саргаевский горизонт
Известняки кристаллические плотные крепкие
Аргиллиты слоистые часто переслаивающиеся с алевролитами глинистыми песчаниками тонкозернистыми с редкими прослоями известняка органогенно-обломочного трещиноватого плотного крепкого
Аргиллиты оскольчато-слоистые. Алевролиты глинистые плотные крепкие. Известняки
тонкокристаллические
Ардатовский горизонт
Известняки тонкокристаллические. плотные и органогенные окремнелые в подошве аргиллиты оскольчатослоистые
Известняки органогенные мелко-кавернозно-пористые.
Кальцеоловый горизонт
В кровле известняки органогенно-обломочные сильноглинистые песчаники мелкозернистые с прослоями
II. Вырезание «окна» в эксплуатационной колонне
Известняки тонкокристаллические глинистые пластами кавернозно-пористые органогенно-перекристаллизованные сульфатизированные с
включениями кремния черного
Известняки тонко-кристаллические плотные сульфатизированные глинистые и мелко-кавернозно-пористые с прослоями доломитов кристаллических плотных
Известняки тонкокристаллические плотные участками органогенно-обломочные окремнелые сульфатизированные с прослоями битуминозных мергелей и доломитов
Окончание таблицы 3
Кыновский+ Пашийский горизонты
Аргиллиты оскольчато-слоистые. Песчаники кварцевые участками глистые. Алевролиты глинистые плотные крепкие. Известняки
Известняки тонкокристаллические плотные и органогенные окремнелые в подошве аргиллиты оскольчато-слоистые
Известняки органогенные мелко-кавернозно-пористые
Известняки органогенно-обломочные сильноглинистые песчаники мелкозернистые с прослоями аргиллитов
Таблица 4 – Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Краткое название горной породы
Категория породы по промысловой классифик.
Продолжение таблицы 4
4 Тектоническая характеристика и особенности строения структуры
Республика Башкортостан расположена на самой восточной окраине Восточно-Европейской платформы.
Около половины ее территории составляет торный Урал.
Платформа сочленяется с Уралом узким некомпенсированным Предуральским прогибом.
В тектоническом отношении платформенная часть республики представляет собой несколько регионов различающихся глубиной залегания кристаллического фундамента фациальными особенностями отложений и относительной структурной разобщенностью.
Глубина залегания кристаллического фундамента изменяется с запада на восток от 15 до 8÷12 км. В том же направлении происходит и увеличение древних допалеозойских отложений (венд-рифейский комплекс) мощность которых возрастает от 0 до 8÷10 км.
Для рифейского комплекса характерна сильная тектоническая дислоцированность.
Тектонический план кровли вендского комплекса определен в основном блоковым строением кристаллического фундамента.
Вертикальные подвижки фундамента продолжались и позднее вплоть до нижне-пермского времени.
Поэтому современное тектоническое строение палеозойской толщи является следствием эволюции территории.
По терригенной толще девона выделяются следующие основные тектонические элементы: Татарский и Башкирский своды разделенные между собой Бирской седловиной и Благовещенской впадиной.
К юго-востоку от этих сводов девонские отложения постепенно погружаются.
В пределах этих элементов выявлены структуры низших порядков.
Четко прослеживается погружение слоев в восточном и юто-восточном направлениях.
Так если на западе Башкортостана кровля терригенного девона залегает на отметках минус1400 м то на юго-востоке она погружается до минус 5000 м.
Системой грабенообразных прогибов девонские отложения расчленяются на блоки ориентированные на северо-восток.
Таких прогибов выявлено 5 (с запада на восток): Шарано-Туймазинский Серафимовско-Чекмагушевский Сергеевско-Демский Тавтиманово-Уршакский Ишимбайский. Для этих грабенов характерны следующие основные особенности строения:
большая протяженность (до 200 км) при небольшой ширине (до 2 км);
значительная амплитуда прогибов (установлено до 100 м);
крутые углы плоскостей разрывов (60÷90°);
наличие «оперяющих» разломов расположенных почти нормально к грабену.
Полости раздвигав между плоскостями разломов заполнены в основном аргиллитами кыновского горизонта которые являются литологическим экраном для залежей нефти приуроченных к отдельным блокам и дислокациям расположенным на юго-восточном борту грабенов. Лишь на Серафимовско-Чекмагушевском прогибе эта полость заполнена песчаниками пашийского горизонта увеличенной мощности.
Между этими прогибами выявлено три зоны горстовидных поднятий: Волковско-Гуровская Аскарово-Бекетовская и Ново-Николаевско-Черниговская. К этим некрупным но контрастным поднятиям приурочены небольшие залежи нефти.
На бортах грабенообразных прогибов расположены биогермы разной высоты и размеров.
Во многих из них содержатся залежи нефти (фаменские карбонатные отложения).
В верхне-девонское и нижне-каменноугольное время (фамен-турней) произошла существенная перестройка тектонического строения Башкортостана.
Прежде всего это связано с формированием Актаныш-Чишминской Инзеро-Усояъской и Шалымской ветвей Камско-Кинельской системы некомпенсированного прогиба.
Для этой системы прогибов характерны следующие основные черты строения:
резкое уменьшение мощности карбонатных отложений верхнего девона;
увеличение мощности турнейских отложений в бортовых зонах;
заполнение осевой части терригенными и глинисто-карбонатными отложениями елховско-бобриковского возраста нижнего карбона.
Формирование Предуральского прогиба произошло в период от позднего карбона до нижнепермского времени.
Для этого тектонического региона характерно развитие рифовых массивов вдоль западного борта прогиба а также трех протяженных вдоль всей Бельской впадины региональных разломов.
К этим разломам приурочены антиклинальные структуры различных размеров ко многим из них приурочены залежи нефти и газа.
Амплитуда взбросов постепенно увеличивается с севера на юг от нескольких метров до 1 км.
Залежи нефти и газа в основном приурочены к различным поднятиям: антиклиналям куполам или же моноклиналям ограниченным вверх по восстанию тектонически или литологически.
Большое количество залежей связано с поднятиями экранированными тектонически и литологически грабенообразными прогибами.
Значительное число залежей литологически изолированы зачастую полностью. Кроме того имеются залежи в рифовых образованиях франско-фаменского турнейского среднекаменноугольного и нижнепермского возрастов.
Соответствие структурных планов девонских и вышележащих отложений наблюдается только в западной половине платформенной части республики.
5 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
Газопроявления в разрезе отсутствуют.
Таблица 5 – Нефтеность
D3ps (пласты D1вх+ D1нж)
Параметры растворенного газа
содержание сероводорода
содержание углекислого газа
тельная по воздуху плотность газа
ние насыщения в пластовых условиях кгссм2
В разрезе водоносные пласты отсутствуют.
6 Исследовательские работы
Отбор керна не предусматривается
Данные по испытанию (освоению) скважины в эксплуатационной колонне работы по перфорации эксплуатационной колонны по интенсификации притока пластового флюида или повышению приемистости пласта дополнительные работы при испытании (освоению) данные по эксплуатационным объектам данные по нагнетательной скважине приведены в таблицах 6÷8.
Таблица 6 – Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонне
Тип конструкции продуктивного забоя: открытый забой фильтр цемент колонна
свабирование компрессирование
Таблица 7 – Интенсификация притока пластового флюида или повышение приемистости пласта в нагнетательной скважине
Название процесса: соляно-кислотная обработка; обр. керосино-кисл. эмульс.; установка кислотной ванны; добав.кумулят.перфор.; гидроразрыв пласта; гидропескоструйн. перфор.; обработка ПАВ; метод переменных давлений; закачка изотопов и другие операции выполняемые по местным нормам
Соляно-кислотная ванна и соляно-кислотная обработка (05÷10 м на 1 м эффективной мощности пласта продуктивного пласта)
Промыть обрабатываемую зону пласта раствором соляной кислоты для выщелачивания карбонатных материалов содержащихся в глинисто-известковистом цементе песчаника
Произвести глинокислотную обработку (05÷10 м3 на 1 м эффективной мощности пласта продуктивного пласта)
Промыть обрабатываемую зону пласта раствором соляной кислоты для выщелачивания карбонатных материалов содержащихся в глинисто-известковистом цементе песчаника. Произвести глинокислотную обработку (05÷10 м3 на 1 м эффективной мощности пласта продуктивного пласта)
Таблица 8 – Данные по эксплуатационным объектам
Плотность жидкости в колонне гсм3
Пластовое давление на период
Установившаяся при эксплуатации температура °С
Данные по объекту содержащему свободный газ
Заданный коэффициент запаса прочности на смятие в фильтровой
на период ввода в эксплуатацию
на период поздней эксплуатации
в колонне на устье скважины
в эксплуатационном объекте
длина столба газа по вертикали
коэффициент сжимаемости газа в стволе скважины
Предлагаемый комплекс геофизических исследований скважины представлен в таблице 9.
Таблица 9 – Промыслово-геофизические исследования
Наклонно направленная скважина
Изучение геологического строения литологического состава
Контроль цементажа и локация муфт
Окончание таблицы 9
Кислотная обработка и мероприятия по интенсификации притока
7 Анализ зон осложнений
Таблица 10 – Поглощение бурового раствора
стратиграфического подразделения
интенсивность поглощения
Статический уровень при его максимальном снижении м
поглощения до полных
Рст.пр. жидкости>Рпл.
(при вскрытии пористо-кавернозных
При вырезании «окна» в эксплуатационной колонне поглощения бурового раствора не ожидаются.
Таблица 11 – Осыпи и обвалы стенок скважины
Буровые растворы применявшиеся ранее
Мероприятия по ликвидации
последствий (проработка промывка и т.д.)
дополнительные данные по раствору влияющие на устойчивость пород
для предотвращения разрушения стенок скважин необходимо повысить плотность бурового раствора при одновременном уменьшении фильтрации
изолирование неустойчивых пород укрепляющей цементной заливкой
Окончание таблицы 11
промывка и проработка ствола скважины
Таблица 12 – Нефтегазоводопроявления
Индекс стратиграфического
Вид проявляемого флюида (вода нефть конденсат-газ)
пленка нефти на поверхности промывочной жидкости
И. Вырезание «окна» в эксплуатационной колонне
Таблица 13 – Прихватоопасные зоны
Раствор при применении
которого произошел прихват
ограничений на оставле-
ние инструмента без дви-
Окончание таблицы 13
дении бурильного инструмента в скважине без движения и нарушение режима промывки
при нахож дении бурильного инструмента в скважине без движения и нарушение режима промывки
Текучие породы в разрезе отсутствуют.
Прочие возможные осложнения отсутствуют.
Технико-технологический раздел
1 Конструкция скважины
Восстановление скважины путем бурения дополнительного ствола осуществляется на основании следующих нормативных документов:
Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03 М утв. Госгортехнадзором России № 56 от 05.06.03 г.;
Инструкции по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины. РД 08-625-03 утв. Госгортехнадзором России № 69 от 27.12.02 г.;
Методического руководства по бурению дополнительных стволов из обсаженных скважин. СТО 00135645-259-2009.
Согласно п.2.3.7 ПБ 08-624-03 конструкция скважины должна предусматривать возможность реконструкции крепи скважины в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.
Рассмотрим извлечение верхней части эксплуатационной колонны.
До начала забуривания нового ствола скважина имеет следующую конструкцию:
эксплуатационная колонна 1461 мм спущена в турнейский ярус зацементирована частично;
промежуточная колонна 2445 мм спущена на глубину 320 м тампонажный раствор за колонной поднят до устья;
кондуктор 3239 мм спущен на глубину 160 м тампонажный раствор за колонной поднят до устья;
направление 4260 мм спущено на глубину 30 м тампонажный раствор за колонной поднят до устья;
шахтовое направление спущено.
Согласно СТО 00135645-259-2009 при частично зацементированной эксплуатации- онной колонне проводится отрезание колонны с последующим подъемом ее верхней части. Так как бурение бокового ствола предусматривается без потери диаметра то верхняя часть отрезанной колонны поднимается полностью и производится бурение бокового ствола с цементного моста установленного над нижней частью отрезанной колонны.
До начала работ по бурению бокового ствола в скважине проведены изоляционно-ликвидационные работы по индивидуальному плану:
проведен комплекс геофизических исследований по оценке качества цементирования (ОЦК) и запись прихватоопределителя эксплуатационной колонны 1461 мм в интер-вале устье-забой;
в старом стволе изолированы продуктивные пласты установкой цементных мостов;
определены места расположения муфт на эксплуатационной колонне магнитным локатором муфт в интервале 100 м над и под глубиной забуривания БС;
проведено измерение фактической траектории ствола скважины в интервале от устья до глубины забуривания БС +50 м ниже;
по результатам исследования прихватоопределителем определена глубина торпеди-рования эксплуатационной колонны – 14001422 м;
произведено торпедирование эксплуатационной колонны в муфтовом соединении. Извлечена верхняя часть эксплуатационной колонны с гл. 14001422;
установлен цементный мост для зарезки бокового ствола в интервале 13501371÷14201443 м (на 20 м ниже и 50 м выше глубины торпедирования эксплуатационной ко-лонны);
установлен цементный мост в интервале 300300÷340340 м ОЗЦ – не менее 24 часов. После ОЗЦ проверено положение и прочность цементного моста разгрузкой насосно-компрессорных труб.
До разбурки цементного моста в интервале 300300÷340340 м на промежуточную колонну устанавливается противовыбросовое оборудование (два плашечных превентора ППР-230×35). Промежуточная колонна и ПВО опрессовываются на давление 60 кгссм2.
Глубина зарезки бокового ствола – 13501371 м. Проектом предусматривается вариант бурения под эксплуатационную колонну 1461 мм долотом 2159 мм из-под промежуточной колонны 2445 мм. Эксплуатационная колонна спускается на глубину 24602602 м для разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных пород и проведения испытания эксплуатационных объектов. Эксплуатационная колонна спускается одной секцией и цементируется в две ступени с установкой муфты ступенчатого цементирования МСЦНГ-146 или аналогичного устройства на глубине 15651610 м. Подъем тампонажного раствора за колонной предусматривается до 170 м от устья (на 150 м выше башмака промежуточной колонны согласно п.2.7.4.11 ПБ 08-624-03).
До начала работ по вызову притока устье скважины оборудуется устьевой арматурой АУШГН-146-14 (АУЭЦН-146-14). Перед перфорацией на эксплуатационную колонну устанавливается противовыбросовое оборудование (два плашечных превентора ПМТ-156×21). Освоение скважины проводится методом свабирования. После освоения скважины производится спуск глубинно-насосного оборудования.
Для герметизации межколонного пространства 245×146 мм в проекте предусматривается обвязка обсадных колонн – ОКО 21-245×146 или аналог.
Предусмотренная проектом разность диаметров скважины и муфты эксплуатационной колонны максимально обеспечивает беспрепятственный спуск колонны до проектной глубины а также качественное ее цементирование и удовлетворяет требованиям п. 2.3.3 ПБ 08-624-03.
В случае не извлечения эксплуатационной колонны: по результатам геофизических исследований (ОЦК) провести цементирование эксплуатационной колонны через спецотверстия.
Совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва представлен на рисунке 2 и 3.
Рисунок 2 – Совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва при извлечении верхней части эксплуатационной колонны
Рассмотрим вырезание «окна» в эксплуатационной колонне
В скважине проведены изоляционно-ликвидационные работы в нижней части ствола скважины по индивидуальному плану. Согласно заданию данного проекта при производ-стве ликвидации низа скважины были изолированы продуктивные пласты установкой це-ментных мостов. При испытании на герметичность давлением 110 кгссм2 эксплуатацион-ная колонна и цементный мост герметичны.
Глубина вырезания «окна» в эксплуатационной колонне – 21782251 м. Боковой ствол разбуривается с использованием клина-отклонителя КОГ-146. Вырезание «окна» ведется роторным способом.
Рисунок 3 – Совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва при вырезании «окна» в эксплуатационной колонне
Перед началом бурения бокового ствола на эксплуатационную колонну устанавлива-ется противовыбросовое оборудование (два превентора ПМТ-156х21). Бурение ведется долотом 1238 мм. Спуск «хвостовика» предусматривается в интервал 21042176÷24602667 м из обсадных труб диаметром 1016 мм с муфтами 110 мм. Голова «хвостовика» устанавливается с перекрытием башмака эксплуатационной колонны на 75 м. «Хвостовик» цементируется на весь интервал его установки. До начала работ по вызову притока устье скважины оборудуется устьевой арматурой АУШГН-146-14 (АУЭЦН-146-14). Перед перфорацией «хвостовика» на эксплуатационную колонну устанавливается превентор ПМТ-156×21 – 2
Освоение скважины проводится методом свабирования. После освоения скважины производится спуск глубинно-насосного оборудования.
2 Расчет проектного профиля
Оптимальная проектная траектория ствола скважины определяется:
низкой вероятностью пересечения стволов;
высокой степенью достижения проектной траектории;
минимальной длиной скважины;
минимальной стоимостью бурения;
минимальной продолжительностью бурения;
низкой вероятностью осложнений в процессе проводки ствола.
Расчет профиля наклонно направленной скважины ведется по следующим формулам представленным в таблице 14.
Таблица 14 – Расчетные формулы
Набор зенитного угла
Участок стабилизации зенитного угла
Добор зенитного угла
Горизонтальный участок
Следующим этапом является расчет минимально допустимого радиуса искривления Rmin м из условия проходимости в искривленном участке скважины наиболее жесткой части системы «долото – забойный двигатель» по формуле
где LЗД – длина забойного двигателя с долотом м;
ДД – диаметр долота м;
dЗД – диаметр забойного двигателя м;
К – зазор между стенками скважины и забойным двигателем м:
в мягких породах К = 0;
в твердых породах К = 3÷6 мм.
Профиль скважины представлен на рисунке 4.
Рисунок 4 – Расчетный профиль наклонно направленной скважины
Далее рассчитываются значения зенитного угла в конце участка набора по формуле
где Атвп – отклонение точки вхождения от вертикальной оси ствола м;
R1 – радиус искривления на первом участке м;
R2 – радиус искривления на втором участке м.
Результаты расчетов сведены в таблицы 15 и 16.
Таблица 14 – Результаты расчета профиля горизонтальной скважины
Длина интервала по верти- кали м
Старый ствол скважины до глубины забуривания эксплуатационной колонны
Участок набора зенитного угла
Участок снижения зенитного угла
Старый ствол скважины до глубины вырезания
ндо глубины вырезания
Таблица 15 –Проектный профиль
Глубина по вертикали м
3 Подготовительные работы к бурению скважины
Затраты на подготовительные работы к строительству скважин определяются по расценкам Сборника ЕРЕР «Скважины на нефть и газ» 1985 г. с применением индекса изменения сметной стоимости согласно «Методическим указаниям по пересчету смет на строительство скважин на нефть и газ» МНГП от 01.11.1990 года № ИЛ-988.
Индекс для эксплуатационного бурения – 1817.
Таблица 16 – Подготовительные работы к строительству скважины
Номер расценки по Сборнику 49 СНИП 4.02-91
Обустройство площадки
Строительство амбара
Подъездной путь – существующий
Подготовительные работы к проведению ГТИ
Рабочая площадка для установки станции ГТИ размером 10×10 м подвод воды
Установка электрической точки (щит с рубильником и штепсельной розеткой напряжением 380 В и заземляющим контактом соединенным с контуром заземления буровой установки). Электрическая точка выведена непосредственно от распределительного щита трансформатора.
Водяная скважина глубиной 100 м расположена в пределах площадки буровой и дает 25 % от общей потребности. Привозная вода (пруд на ручье Каранбаш на расстоянии от буровой – 35 км) дает 75 % от общей потребности.
В расценку обустройства площадки УКР-2 входит строительство внутриплощадочного водопровода протяженностью 70 м.
4 Обоснование плотности буровых растворов
При бурении верхней части разреза буровой раствор должен обладать свойствами обеспечивающими снижение интенсивности кавернообразования ствола скважины т.е. с увеличенными параметрами условной вязкости (до 120 с). Бурение в интервалах залегания мерзлых пород на буровых растворах с положительной температурой требует учета теплообменных процессов между раствором и окружающим массивом пород. Эти требования могут быть реализованы с применением глинистых растворов с регулируемыми псевдопластичными свойствами. Для уменьшения воздействия фильтрата бурового раствора на мерзлые породы ограничения тепломассопереноса при проникновении фильтрата в поры необходимо иметь низкие показатели фильтрации. Структурно-механические свойства глинистых буровых растворов должны быть достаточны для сохранения неподвижного объема в кавернах.
В этих условиях буровой раствор следует обрабатывать КМЦ (Tylose) что обеспечивает снижение показателей фильтрации и повышение тиксотропии буровых растворов при их охлаждении в зоне контакта с многолетнемерзлыми породами. Для обеспечения перемещения обсадных труб при их спуске уменьшения сальникообразования раствор необходимо обработать графитом и таловым маслом. Рассчитываются параметры промывочной жидкости обеспечивающие формирование номинального по диаметру ствола скважины заданной глубины при безаварийной проходке осложняющих бурение горизонтов и надлежащим качеством вскрытия продуктивных горизонтов с учетом охраны недр и окружающей среды. Сначала определяем плотность бурового раствора из условия недопущения поступления пластовых флюидов в скважину по формуле
где К – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым: К = 110 при Z до 1200 м К = 105 при Z 1200 м;
Рпл – пластовое давление на глубине Z МПа.
Плотность бурового раствора из условия недопущения гидроразрыва пород наиболее слабого пласта буримого интервала
где Рпогл – давление поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта на глубине Zпогл МПа.
Принимаем плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну 1050 кгм3. К буровым растворам предъявляется ряд требований обуславливающих как их качество так и функциональное назначение. Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции:
быть экологически безопасным устойчивым к воздействию электролитов кислых газов высокой температуры и давления;
иметь стабильные во времени свойства;
противостоять переходу выбуренной породы (растворение диспергирование) в его состав;
обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов;
предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины;
создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом;
выносить шлам на поверхность освобождаясь от него на очистных устройствах;
передавать гидравлическую мощность забойным двигателям.
Для выполнения этих требований буровой раствор должен обладать рядом специфических свойств которые в современной промысловой практике оцениваются комплексом показателей. Усредненное значение динамического напряжения сдвига пластическую вязкость условную вязкость водоотдачу бурового раствора рассчитывают по формулам
Тип бурового раствора и его параметры представлены в таблице 20.
Проектирование расхода промывочной жидкости рассчитываем из условия
Определяем технологически необходимую величину расхода промывочной жидкости QTH м3с удовлетворяющей требованиям процесса углубления скважины
амс аш ав атв ад – соответственно учитывают сопротивления в манифольде и стояке буровом шланге вертлюге ведущей трубе и долоте м5;
Рmaх – максимальное давление на выкиде буровых насосов МПа
где Gmaх – максимальная осевая нагрузка на долото кН;
Tn – осевая нагрузка на осевую опору двигателя МПа;
Fp – площадь ротора ГЗД м2;
Gвр – вес вращающихся деталей турбобура кН;
Рдт – перепад давления в промывочном узле можно определить как технологически необходимый МПа;
Роч – давление необходимое для очистки забоя от выбуренной породы МПа
где Vм – механическая скорость бурения мс;
2 – плотность промывочной жидкости внутри бурильного инструмента и в заколонном пространстве кгм3;
L – глубина скважины м
где Gз – вес забойного двигателя кН;
b – коэффициент учитывающий архимедову силу
где – средний диаметр турбинок ГЗД мм
где PR – гидроимпульсное давление принимаем PR=2 Мпа;
Gcp – средняя нагрузка на долото Н;
Tn – осевая нагрузка на осевую опору двигателя Tn = -25 кН;
Рт – перепад давления в турбобуре МПа.
Минимальный расход необходимый для очистки забоя от породы
где FКП – площадь кольцевого сечения скважины м2
где DД – диаметр долота м;
КК – коэффициент кавернозности.
Эффективность очистки ствола определяется средней скоростью восходящего потока; плотностью горных пород; средними размерами частиц шлама; геометрией гидравлического канала свойствами бурового раствора и характером течения потока. Транспортирование шлама по стволу скважины будет обеспечено если между скоростью восходящего потока скоростью образования шлама на единицу площади забоя необходимой для поддержания заданной концентрации шлама в кольцевом пространстве и скоростью осаждения частиц шлама в буровом растворе будет выполняться следующее неравенство
где мех – механическая скорость бурения мс;
Dскв – диаметр скважины м;
ρгп – плотность горных пород кгм3;
ρ – плотность бурового раствора кгм3;
dн – диаметр труб м;
ρкп – плотность бурового раствора в кольцевом пространстве кгм3.
Re Reкр – ламинарный режим бурения
где – пластическая вязкость Пас;
d – диаметр частиц шлама м;
g – ускорение свободного падения мс2.
Re > Reкр – турбулентный режим бурения.
Таблица 17 – Типы и параметры буровых растворов
Параметры бурового раствора
Окончание таблицы 17
Название (тип) раствора
содержание твердой фазы %
В процессе бурения и промывки показатели свойств раствора не реже одного раза в неделю должны контролироваться лабораторией бурового предприятия с выдачей начальнику буровой (буровому мастеру) результатов и рекомендаций по приведению параметров раствора к указанным в проекте.
Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину приведена в таблице 18.
Таблица 18 – Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину
Название компонентов бурового раствора
ГОСТ ОСТ МРТУ ТУ МУ и т.д. на изготовление
Потребность компонентов бурового раствора т
Суммарная на скважину
ТУ 2458-003-50771613-2004
ТУ 2458-016-82330939-2009
Биополимер Гаммаксан
ТУ 2458-010-82330939-2009
ТУ 2231 -010-50277563-2003
Лигносульфонатный реагент ФХЛС
ТУ 2458-015-20672718-2001
ТУ 2458-031-63121839-2011
ТУ 5743-034-00204872-2002
Окончание таблицы 18
ТУ 2458-001-57029687-2006
Буровой раствор м 3:
ТУ 2231-010-50277563-2003
Перед началом бурения бокового ствола необходимо очистить скважину от металлической стружки для чего требуется прокачать через забой 1÷5 м3 вязкого глинистого раствора работа ЦА-6 часов (РД-39-00147275-057-2000).
Перед вскрытием (за 50÷100 м до кровли) нефтеносных горизонтов и на весь период их вскрытия необходимо иметь на буровой запас материалов и химических реагентов в том числе нейтрализующих сероводород достаточный для обработки бурового раствора в двойном объеме скважины:
при извлечении верхней части эксплуатационной колонны:
при вырезании «окна» в эксплуатационной колонне
5 Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
При выборе оборудования системы очистки учитывается время бурения и мощность разбуриваемых пород различного литологического состава с промывкой буровыми растворами различного типа.
Для очистки неутяжеленного бурового раствора применяется следующая система: вибросито (2 ступень) пескоотделитель (2 ступень) илоотделитель (2 ступень). Следует включать дегазаторы в связи с наличием в разрезе скважины газоносных пластов. Технология очистки представляет собой ряд последовательных операций включающих грубую очистку на виброситах и тонкую очистку – пескоотделение и илоотделение – на гидроциклонных установках. Такой технологией достигается практически полное удаление из бурового раствора частиц шлама размером более 004 мм.
Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов представлено в таблице 19.
Таблица 19 – Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
Интервал применения м
ТУ 39-0147501-145-96
ТУ39-01475001-143-96
6 Технико-технологические решения по углублению скважины
Таблица 20 – Способы режимы бурения проработки ствола скважины и применяемые КНБК
Вид техноло-гической операции
технологической операции мч
расход бурового раствора лс
Окончание таблицы 20
П. Вырезание «окна» в эксплуатационной колонне
Таблица 21 – Суммарное количество и масса элементов КНБК
Название обсадной колонны
Типоразмер шифр или краткое название элемента КНБК
Количество элементов КНБК шт
Масса по типоразмеру или шифру кг
для проработки ствола разбуривания цементного моста и др.
для бурения растирки и отбора керна
по типоразмеру или шифру
вого отклонителя и вырезание «окна»
Руководство по эксплуата-
Окончание таблицы 21
ориентирующий КПО-86
При вырезании «окна» для создания нагрузки при бурении участка набора зенитного угла (компоновка 2) применяется 30 м УБТ 108 мм устанавливаемых над бурильными трубами. УБТ располагается до входа клина. Место установки УБТ определяется перед каждым спуском инструмента. При достаточной нагрузке УБТ не устанавливается.
Перед началом бурения бокового ствола для очистки скважины от металлической стружки при необходимости очистить забой магнитным фрезером в компоновке со шламометаллоулавливателем.
Допускается применение более эффективного забойного двигателя и телесистемы соответствующих по техническим пока-зателям условиям бурения.
Возможно применение инструментов для вырезания окна других производителей по техническим характеристикам не ус-тупающим вышеуказанным.
7 Расчет бурильных колонн
С глубины 2360 м на буровой должно быть три шаровых крана.
Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом второй – между рабочей трубой и бурильной колонной третий является запасным.
Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.
Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении.
Один клапан является рабочим второй – резервным.
Производим расчет бурильных колон.
Полученные результаты занесем в таблицы 22 и 23.
Таблица 22 – Конструкция бурильных колонн
Вид технологической операции (бурение скважины спуск частей обсадной колонны и т. п.)
Интервал по стволу м
Характеристика бурильной трубы
прочности) материала
Разбуривание цементного моста
Установка клинового отклонителя и вырезание «окна»
Окончание таблицы 25
Максимальная масса бурильной колонны согласно расчету т
запаса прочности трубы
нарастающая с учетом КНБК
Таблица 23 – Характеристика и масса бурильных труб УБТ по интервалам бурения
Характеристика бурильных труб УБТ
марка (группа прочности) материала
(присоединительной резьбы)
Установка клинового отклоните-
Окончание таблицы 23
Дефицит длины труб на интервале м
с плюсовым допуском 4%
с нормативным запасом 5%
для транспортировки в 2 конца с коб=04
Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора не ниже расчетного при расчетном давлении
Основные параметры промывки скважины приведены в таблицах 24 25 26.
Таблица 24 – Режим работы буровых насосов
Вид тех- нологиче- ской операции (бурение проработка и т.д.)
Режим работы бурового насоса
Суммарная производительность насосов в интервале лс
коэффициент снижения давления относительно максимально допустимого
коэффициент наполнения
Таблица 25 – Распределение потерь давлений в циркуляционной системе буровой
Вид технологической операции
на стояке в конце интервала кгссм2
Потери давлений (кгссм ) для конца интервала в
Таблица 26 – Гидравлические показатели промывки
Вид тех- нологиче- ской операции
Наименьшая скорость восходящего потока в открытом стволе мс
Схема промывки долота
Гидромониторные насадки
Мощность срабатываемая на долоте л.с.
боковая гидромониторная
9 Дефектоскопия опрессовка оборудования и инструмента
Виды операций контроля и объемы работ по дефектоскопии бурильного инструмента проводимые с применением дефектоскопической установки приведены в таблица А.1 Приложения А.
10 Технология крепления скважины и тампонажные расстворы
Для выбора рецептуры тампонажного раствора при цементировании сква-жин не всегда можно по установленному геотермическому градиенту точно вы-числить температуру забоя скважины.
При цементировании скважин необходимо знать статическую и динамическую температуры.
Статическая температура – это температура пород нетронутого массива.
В скважинах температура забоя принимается близкой к статической если буровой раствор в ней не циркулирует в течение 2÷4 сут.
Под динамической температурой понимается установившаяся температура в скважине на некоторой глубине в процессе циркуляции в ней бурового раствора.
Практически считается что постоянная динамическая температура устанавливается в скважине после одного-двух циклов циркуляции бурового раствора.
Динамическая температура на забое всегда ниже статической.
Разность температур зависит от ряда геолого-технических и технологических условий и составляет для скважин глубиной до 6000 м десятки градусов.
Однако в каждом конкретном случае ее следует проверять.
Для первичного цементирования скважин рецептуру тампонажного раствора подбирают с учетом динамической температуры для проведения повторных цементирований – исходя из статической температуры.
Требования к тампонажным материалам для цементирования нефтяных и газовых скважин в основном определяются геолого-техническими условиями в скважинах.
Проблема выбора материалов сложна.
Тампонажный раствор должен оставаться подвижным вовремя транспортрования в заколонное пространство и сразу же после прекращения процесса затвердеть в безусадочный камень с определенными физико-механическими свойствами.
Указанные процессы происходят в стволе скважины сложной конфигурации где температуры и давления изменяются с глубиной имеются поглощающие и высоконапорные пласты а также пласты с наличием минерализованных вод нефти и газа.
При таких изменяющихся условиях один тип цемента или одна и та же рецептура тампонажного раствора не могут быть одинаково приемлемы.
Один тип цемента не может отвечать всем требованиям связанным с разнообразием условий даже в одной скважине.
Для осуществления процесса цементирования с наибольшим вытеснением бурового раствора тампонажным следует выполнить ряд специальных мероприятий.
Такие мероприятия могут и не обеспечить полного вытеснения бурового раствора тампонажным однако в интервалах обязательного заполнения тампонажным раствором этого добиться можно.
Необходимо обеспечить контактирование тампонажного раствора со стенкой скважины и обсадной колонной.
Применение комплекса технологических мероприятий с расхаживанием осадных колонн при использовании скребков и других приспособлений изменит условия формирования тампонажного раствора.
Качественное цементирование скважин следует планировать на стадии бурения обеспечивая форму ствола приближающуюся по конфигурации к цилиндру.
Наиболее важное свойство тампонажного раствора – его подвижность т.е. способность легко прокачиваться по трубам в течение необходимого для проведения процесса цементирования времени.
Подвижность (растекаемость) раствора устанавливается при помощи конуса АзНИИ.
Это свойство тампонажных материалов определяется природой вяжущего тонкостью помола водоцементным отношением количеством степенью загрязненности и удельной поверхностью наполнителя добавок а также условиями в которых раствор пребывает в течение процесса цементирования временем и способом перемешивания раствора.
Требуемая подвижность раствора обусловлена техникой и технологией проведения тампонажных работ и может быть изменена в желаемую сторону.
Метод определения подвижности позволяет быстро подбирать количество воды при соответствующем составе смеси.
Полученные при этом результаты могут рассматриваться как ориентировочные.
Для глубоких скважин с малыми зазорами растекаемость тампонажных растворов рекомендуется повышать до 22 см.
Раствор считается соответствующим ГОСТ 1581-91 если диаметр круга расплывшегося раствора не менее 180 мм при водоцементном отношении 05.
Плотность тампонажного раствора – одна из важнейших его характеристик. В процессе цементирования скважины плотность – практически пока единственный критерий для оценки качества тампонажного раствора.
Колебания плотности тампонажного раствора при цементировании указывает на изменения его водоцементного отношения. Такие колебания считаются нарушением технологического режима процесса и могут привести к осложнениям в частности к повышению давления при цементировании.
Особенно трудно на практике придерживаться заданной рецептуры при за-творении цементных смесей дающих облегченные тампонажные растворы.
Уменьшение плотности – это увеличение водоцементного отношения что приводит к ухудшению свойств камня.
Учитывая что водоцементное отношение определяет и другие физико-механические свойства необходимо строго контролировать изменение плотности тампнажного раствора при цементировании и не допускать отклонений от заданной величины.
Процесс цементирования проходит обычно нормально если колебания плотности не превышают 002 гсм3.
Пригодность тампонажного раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины оценивается сроками схватывания.
Для определения этих сроков при температурах 22 и 75 °С применяют прибор называемый иглой Вика.
Началом схватывания считается время от момента затворения цемента водой до момента когда игла погружаясь в раствор не доходит до нижней пластины на 05÷10 мм а концом схватывания – время от момента затворения цемента водой до момента когда игла погружаясь в раствор проникает в него не более чем на 1 мм.
Для определения сроков схватывания тампонажных растворов при высоких температурах и давлениях применяют специальный прибор – автоклав рассчитанный на рабочее давление до 100 МПа и высокую температуру.
Сроки схватывания тампонажных растворов подбирают исходя из конкретных условий.
Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин кроме сроков схватывания в статических условиях необходимо устанавливать изменение загустевания (консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания.
Качество цементирования колонны проверяется геофизическими исследованиями и испытанием на герметичность.
Перед испытанием на герметичность колонн и качества их цементирования проводится проверка расположения цемента в затрубном пространстве и характера сцепления цементного камня с обсадными трубами геофизическими методами.
Комплекс геофизических исследований в скважине (ГИС) должен обеспечить оценку следующих данных:
высот подъема тампонажного камня за обсадной колонной;
степени и характера заполнения затрубного пространства тампонажным камнем;
наличия или отсутствия контактных связей цементного камня с обсадной колонной и горными породами;
наличия или отсутствия каналов газа или жидкости и заколонных перетоков в за-трубном пространстве;
наличия и места установки заколонной технологической оснастки;
эксцентриситета обсадной колонны в стволе скважины;
фактических толщин стенок изношенной обсадной колонны;
фактических внутренних диаметров обсадной колонны при наличии соответствующей аппаратуры.
Обязательный комплекс ГИС для изучения технического состояния обсадных колонн и качества цементирования колонн включает термометрию и методы радиоактивного и акустического контроля: АКЦ ГГК-Ц ГК Т ЛМ в масштабе записи 1:500 и 1:200.
11 Технология цементирования обсадных колонн. Расчет давления опрессовки. Расчет избыточных давлений
При цементировании обсадных колонн обеспечивается:
надежное разобщение нефтяных газовых и водяных пластов исключающее циркуляцию нефти газа и воды в заколонном пространстве;
проектная высота подъема тампонажного раствора;
надежность цементного камня за обсадными трубами его устойчивость к разрушающему воздействию пластовых жидкостей механических и температурных нагрузок;
предотвращение проникновения твердой и жидкой фаз тампонажного раствора в продуктивный пласт.
Кондуктор промежуточная и эксплуатационная колонны несущие на себе противовыбросовое оборудование после окончания ОЗЦ подвергаются испытанию па герметичность.
Испытание кондуктора и промежуточной колонны на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20÷25 м а в остальной части – буровым раствором которым проводилась продавка тампонирующей смеси. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора па техническую воду.
Внутреннее давление на устье при испытании кондуктора составляет PОПy = 75 кгссм2 при испытании промежуточной колонны – PОПy = 235 кгссм2 эксплуатационной колонны – PОПy = 235 кгссм2. Колонна считается герметичной если в течение 30 мин давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгссм2.
Эксплуатационная колонна дополнительно испытывается на герметичность снижением уровня воды до полного опорожнения.
Приустьевая часть эксплуатационной колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой опрессовывается инертным газом (азотом) на давление PОП = 235 кгссм2.
Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны. Величина давления опрессовки межколонного пространства 324 × 245 мм составляет PОП = 45 кгссм2 межколонного пространства 245 × 168 мм – PОП = 145 кгссм2.
После разбуривания цементного стакана и выхода из башмака на 1÷3 м кондуктор промежуточная и эксплуатационная колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием для проверки качества цементного кольца во избежание прорыва за башмак колонны жидкости или газа при выбросах подвергаются повторной опрессовке при спущенной бурильной колонне с закачкой на забой порции воды с подъемом ее в башмак на 10÷20 м. Давление на устье скважины при опрессовке определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования и составляет РОПу= 177 кгссм2 PОПy = 41 кгссм2 и PОПy = 167 кгссм2 соответственно.
Гидроиспытание труб на поверхности для кондуктора проводится при давлении 80 кгссм2 промежуточной и эксплуатационной колонн – 250 кгссм.
Степень износа труб определяется выполненной в обсадной колонне работой при бурении из-под башмака колонны на длину выхода из нее. Объем указанной работы характеризуется в основном числом спуско-подъемных операций выполненных в колонне и временем вращения бурильного инструмента в ней. При одном и том же значении пути трения износ обсадных труб различен при разных значениях прижимающих нагрузок зависящих от угла и азимута искривления ствола скважины длины и диаметра бурильного инструмента скорости движения колонны. Протирание обсадных труб приводит к их разрыву или смятию.
Выполнен расчет прогнозируемого износа кондуктора промежуточной и эксплуатационной колонн бурильной колонной при следующих исходных данных:
выход бурильного инструмента из-под башмака кондуктора по проекту составляет 1618 м из-под башмака промежуточной колонны – 1320 м из-под башмака эксплуатационной колонны – 470 м;
в обсаженной кондуктором скважине проектируется провести 6 спускоподъемных операций промежуточной колонной – 34 СПО эксплуатационной колонной – 4 СПО;
способ бурения – с использованием винтовых забойных двигателей;
интенсивность пространственного искривления – 005°10м.
По результатам расчета прогнозируемый радиальный износ на устье кондуктора составляет – 0001 мм на устье промежуточной колонны – 00096 мм на устье эксплуатационной колонны – 0001 мм. При рассчитанном значении радиального износа кондуктора промежуточной и эксплуатационной колонн нет необходимости выполнения расчета на критические давления с учетом изношенности колонн и увеличивать толщину стенки колонн.
12 Расчет обсадных колонн
Рассматриваем извлечение верхней части эксплуатационной колонны.
Рассматриваем промежуточную колонну.
Исходные данные для расчета
расстояние от устья скважины м:
до башмака колонны L – 320;
до башмака предыдущей колонны L0 – 160;
до пласта в котором возможны нефтепроявления
до уровня тампонажного раствора h – 0;
испытательной жидкости γж – 100;
жидкости в колонне при нефтепроявлении γв – 0882;
гидростатического столба воды γгс – 110;
пластовое на глубине
внутреннее избыточное на устье при нефтепроявлении РВу – 282;
дополнительное на устье необходимое для ликвидации нефтепроявления ΔР – 29;
внутреннее на устье при испытании колонны на герметичность РОПу – 60;
гидравлического разрыва пласта на глубине L РГРL – 611;
градиент пластового давления кгссм2 на м:
в интервале 160÷320 м – 0100.
Наружное избыточное давление при открытом фонтанировании газа при 0≤Z≤L
Внутреннее избыточное давление на устье при нефтепроявлении
Внутреннее избыточное давление при испытании колонны на герметичность в один прием без пакера при 0≤Z≤L
Давление на устье скважины при опрессовке цементного кольца
Давление опрессовки труб на поверхности
Рассматриваем эксплуатационную колонну.
до башмака колонны L – 2460;
до башмака предыдущей колонны L0 – 320;
до уровня жидкости в колонне при испытании на герметичность Н – 1994;
до уровня жидкости в колонне при освоении скважины Н – 1994;
до уровня тампонажного раствора h – 170;
до муфты ступенчатого цементирования Н – 1565;
испытательной жидкости γж – 128;
Рисунок 5 – Промежуточная колонна 2445 мм. Графики наружного избыточного и внутреннего избыточного давлений (без учета коэффициентов запаса прочности)
бурового раствора γр – 108;
тампонажного раствора за колонной в интервале 15651610÷22302350 м γц – 184 в интервале 22302350÷24602602 м γц – 190 в интервале 170170÷13881410 м γц – 160 в интервале 13881410÷15651610 м γц – 184;
жидкости в колонне γв – 0887;
внутреннее избыточное на устье при нефтепроявлении РВу – 278;
дополнительное на устье необходимое для ликвидации нефтепроявления ΔР – 28;
внутреннее на устье при испытании колонны на герметичность РОПу – 140;
в интервале 13501371÷20272126 м – 0100;
в интервале 20272126÷20742178 м – 0075;
в интервале 20742178÷22912417 м – 00799;
в интервале 22912417÷24002537 м – 0100;
в интервале 24002537÷24292568 м – 00978;
в интервале 24292568÷24412581 м – 00853;
в интервале 24412581÷24602602 м – 010.
Рисунок 6 – Эксплуатационная колонна 1461 мм. Графики наружного избыточного и внутреннего избыточного давлений (без учета коэффициентов запаса прочности)
Наружное избыточное давление в момент окончания эксплуатации при 0≤Z≤L
Внутреннее избыточное давление на устье в период ввода в эксплуатацию при закрытом устье
Давление опрессовки труб на поверхности
Рассматриваем вырезание «окна» в эксплуатационной колонне.
до башмака колонны L – 2178;
до уровня жидкости в колонне при испытании на герметичность Н – 1944;
до уровня тампонажного раствора h –0;
нефти в пластовых условиях γв – 0882;
внутреннее избыточное на устье при нефтепроявлении РВу – 288;
дополнительное на устье необходимое для ликвидации газопроявления ΔР – 29;
внутреннее на устье при испытании колонны на герметичность РОПу – 110;
гидравлического разрыва пласта на глубине L РГРL – 3594.
Рисунок 7 – Эксплуатационная колонна 1461 мм. Графики наружного избыточного и внутреннего избыточного давлений (без учета коэффициентов запаса прочности)
Рассматриваем хвостовик.
до верхнего конца хвостовика
до башмака хвостовика L – 2460;
до башмака предыдущей колонны L0 – 2178;
до уровня тампонажного раствора h – 2104;
тампонажного раствора за колонной γц – 190;
внутреннее избыточное на устье в период ввода в эксплуатацию при закрытом устье РВу – 278;
в интервале 21782251÷22912384 м – 0080;
в интервале 22912384÷24002570 м – 0100;
в интервале 24002570÷24292618 м – 00978;
в интервале 24292618÷24412637 м – 00853;
в интервале 24412637÷24602667 м – 0100.
Внутреннее избыточное давление при испытании хвостовика на герметичность в один прием без пакера при 0≤Z≤L
Рисунок 8 – Хвостовик 1016 мм. Графики наружного избыточного и внутреннего избыточного давлений (без учета коэффициентов запаса прочности)
13 Обоснование параметров цементирования
Для облегчения качественного крепления обсадной колонны выбираем портландцемент ПЦТ-ДО-50.
Определяем водоцементное отношение для облегченного цементного раствора и для цементного раствора по формуле
где ρц – плотность цементного раствора кгм3
Найдем необходимый объем цементного раствора
Объем воды для приготовления (в качестве примера рассмотрим цементирование эксплуатационной колонны)
Количество цементировочной техники
где ρнас – насыпная плотность цементного порошка;
Vбунк – объем бункера цементосмесительной машины.
Для приготовления цементного раствора
Таблица 27 – Распределение тампонажных материалов
Для проведения цементировочных работ принимаем цементировочные агрегаты УНБ–125×32 и цементосмесительные машины УС6–30 (рисунки 5 6 7).
Определяем время цементирования.
Рисунок 9 – Схема расстановки цементировочного оборудования при цементировании эксплуатационной колонны
14 Технология освоения (испытания) скважины
Кислотоструйная (гидромониторная) обработка интервала открытого ствола на нескольких интервалах (точках) производится в режиме циркуляции через желобную систему.
Таблица 28 – Продолжительность испытания (освоения) объектов в эксплуатационной колонне
Название процесса операции по испытанию (освоению) и интенсификации
Номера таблиц по ССНВ на испытание
Продолжительность сут.
80 (2515) –2410 (2880)
ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА
Проницаемость пласта
Тип конструкции продуктивного забоя
Число режимов исследования скважины
Снижение уровня при компрессирования
Подготовительные работы перед испытанием объекта
Шаблонирование эксплуатационной колонны
Гидродинамическая солянокислотная обработка пласта по технологии ГОНС
Освоение нефтяного объекта в эксплуатационной скважине
Исключается перфорация производимая спуском перфоратора на каротажном кабеле
Увеличение продолжительности освоения нефтяного объекта на семи режимах
Итого продолжительность освоения объекта
Итого продолжительность освоения объекта в полторы смены (К=13)
ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ ПО ГРП
При этом нормальная продолжительность обработки каждой точки 30 минут. Точки гидронамыва определяются в зависимости фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора. Скорость истечения СКР из гидромониторных насадок гидроперфоратора должна быть не менее 100 мс что обеспечивается подбором рабочих параметров насосов на агрегатах УНЦ 125 АзИНмаш 30А (или аналогов).
Снижение концентрации соляной кислоты в рабочем растворе за счет реакции кислоты с породами пласта компенсируется добавлением соляной кислоты в желобную систему. В процессе проведения гидромониторной обработки ведется контроль расхода и давления на устье скважины.
После завершения гидронамыва трубное пространство заполняется технологической жидкостью. При закрытом трубном пространстве через затруб продавливаются остатки кислотного раствора нефтью под давлением не более 200 кгссм.
В случае отсутствия приёмистости продавку кислоты вести порциями.
НКТ с гидроперфоратором и манометром извлекаются из скважины.
Спускается компоновка НКТ для компрессирования с пусковыми и рабочими муфтами воронкой и манометром типа МТГ-25 до забоя.
Производится порциальное снижение уровня жидкости в колонне методом компрессирования азотом до выхода скважины на фонтанирующий режим работы или до полной очистки пластовой жидкости от продуктов реакции.
Максимальное снижение уровня жидкости до глубины 14451478 м.
Скважины очищается от технологической жидкости многоцикловой продувкой.
Таблица 29 – Продолжительность работы агрегатов при испытании (освоении) скважины в эксплуатационной колонне
Используемые агрегаты при выполнении работ
Источник норм времени
Продолжительность работы
Гидродинамическая соляно-кислотная обработка
Работа цементировочного
Закачка технологической жидкости в ствол
Продолжительность понижения уровня жидкости в скважине компрессированием
Дежурство цементировочного
Работа паровой передвижной установки (Кос=058)
При проведении работ по ГРП
15 Интенсификация притока жидкости из пласта
Чтобы получить приток из продуктивного горизонта необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. 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.
Перед началом вызова притока устье скважины оборудуется фонтанной арматурой (АФ). Технологией вызова притока предусматривается применение насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм а рабочее давление на устье не превышает 21 МПа то проектируется применение фонтанной арматуры АФ1-65х21ХЛ.
В последнее время просматривается необходимость перехода к технологиям освоения скважин в сторону ресурсосберегающих и наносящих минимальный вред окружающей среде методов работы на скважине.
Наиболее полно этому процессу отвечает освоение скважин с помощью поршневого вытеснения – свабирования.
В классическом виде свабирование представляет собой процесс периодического спуска поршневого узла (сваба) под динамический уровень жидкости глушения в НКТ и последующего его подъема.
Спуск и подъем сваба производится с помощью каротажного подъемника (ПКС-5) на геофизическом кабеле.
Глубина погружения сваба под уровень жидкости из соображения допустимого усилия нагрузки в узле заделки троса достигающего 3 тонны не превышает 500÷550 м.
Так как сваб имеет гибкую связь с устьевым оборудованием то на последних циклах свабирования к нему можно присоединить регистрирующие приборы (манометр термометр расходомер пробоотборник и т.д.) и совместить процесс исследования скважины со стадией понижения уровня жидкости что также значительно сокращает рабочее время. Кроме того геофизический кабель создает электрическую связь с прибором а это предполагает не только регистрацию но и контроль за моментом начала притока и таким образом своевременно прекратить свабирование и целиком переключиться на процесс исследования скважины а также получить качественную глубинную пробу и сведения о гидродинамических характеристиках пласта.
При освоении проектной скважины планируется применение усовершенствованной технологической схемы свабирования с использованием отечественного оборудования.
Для того чтобы использовать отечественные лубрикаторы имеющие длину не превышающую 2 м необходимо иметь сваб с регулируемой поперечной геометрией позволяющей при спуске исключить трение между его уплотнительными элементами и внутренней стенкой НКТ что значительно уменьшает массу груза а значит и общую длину свабового узла.
Принципиально новый технологический процесс представляет собой спуск в скважину НКТ в состав которых входят пакерный узел гидравлического действия и обратный клапан. При достижении заданной глубины спуска НКТ создается избыточное давление приводящее в действие пакерный узел. На фонтанной арматуре монтируется лубрикатор и далее выполняются операции в соответствии с классической технологией свабирования но так как затрубное пространство скважины изолировано пакером то для того чтобы понизить уровень жидкости в НКТ на 1000 м достаточно вытеснить 3÷4 м рабочей жидкости для чего необходимо сделать не более двух-трех циклов свабирования
Изменение поперечных размеров сваба происходит путем подачи энергии по геофизическому кабелю либо (при нарушении внутреннего гидродинамического состояния сваба) при спуске его до расчетной глубины при которой уплотнительные элементы сваба полностью перекроют внутреннее сечение НКТ.
Отсюда возникает дополнительная возможность исследовать скважину не только в режиме притока но и в закрытом режиме когда в подпакерном пространстве происходит восстановление забойного давления до пластового.
В этом случае возможно получение информации о состоянии прискважинной зоны и промыслово-добывных параметрах продуктивного пласта которые невозможно получить без применения специального испытательного оборудования.
Конструкции сваба второго поколения и отработка отдельных элементов технологии свабирования совместно с пакерным узлом имеет существенные преимущества:
обеспечивается полная безопасность процесса освоения скважины за счет изоляции внутреннего ее пространства лубрикаторным узлом;
время затрачиваемое на проведение одного снижения уровня жидкости в скважине в 15÷20 раза меньше чем при компрессировании;
число необходимого оборудования сокращается вдвое;
многократно уменьшается потребление топливно-энергетических ресурсов;
значительно сокращается антропогенное воздействие на окружающую среду за счет уменьшения числа рабочего персонала и сокращения времени на освоение и исследование скважин.
1 Обоснование выбора бурового раствора
Проблема сохранения продуктивных свойств призабойной зоны пласта становится все более актуальной в связи со снижением объемов бурения и увеличения в нем доли горизонтальных и наклонно-направленных скважин.
Анализ буровой практики показывает что у каждой второй скважины коллекторские свойства при освоении снижаются вдвое а у каждой десятой – на 90 % и более.
При этом только 54 % скважин с горизонтальным и наклонным окончанием осваиваются успешно в то время как за рубежом этот показатель на 30 % выше.
Столь большое отставание обусловлено не только геологическими но и технологическими просчетами в выборе типа раствора его рецептуры в условиях недостатка информации о физическом состоянии фильтрата и его движении в призабойной зоне.
В первую очередь это относится к безглинистым полимерным буровым системам находящим все большее применение при бурении в осложненных условиях.
Интерес к ним связан с уникальной способностью высокомолекулярных соединений к изменению в широком диапазоне реологических и фильтрационных свойств: только эти жидкости способны резко снижать гидравлическое сопротивление в трубном пространстве при турбулентном режиме уменьшая тем самым динамическое давление и негативное воздействие на пласт.
С другой стороны они могут столь же резко увеличивать фильтрационное сопротивление в пористой среде снижая возможность прорыва буровой жидкости в приствольную область.
По современным представлениям фильтрационное сопротивление системы «полимер – пористая среда» определяется вязкоупругими эффектами возникающими при достаточно быстром движении жидкости через сужения и расширения пор или молекулярно-поверхностном взаимодействии с горными породами.
Однако учет этих явлений в буровой практике при корректировке рецептуры подобных систем затрудняется тем что стандартные методики исследования эксплуатационных параметров промывочных жидкостей ориентированы на более простые в реологическом отношении глинистые растворы где изолирующий эффект в основном определяется малопроницаемой коркой. Отмеченное не позволяет качественно проводить адаптацию буровых систем к геолого-техническим условиям бурения и снижает эффективность их применения.
Количественная оценка вязкоупругих аномалий определяющих продвижение высокомолекулярного фильтрата в приствольной области требует принципиального обновления инструментальной и теоретической базы реометрии буровых растворов накопления и систематизации результатов лабораторных и промысловых наблюдений формирования соответствующей базы данных.
Изучение физического состояния фильтрата безглинистых растворов и характера его течения в пористой среде скважины проводится с использованием безглинистых полимерных растворов на основе синтетических и природных высокомолекулярных соединений которые широко применяются на месторождениях Западной Сибири.
Растворы первой группы представлены акриловыми полимерами – гидролизованными полиакриламидом марки Дк-дрилл (фирма «Искра Индастри» Япония) и полиакрилонитрилом марки Сайпан (фирма «Сайнамид» США) представляющими собой полиэлектролиты анионного типа с молекулярной массой соответственно (16÷25)106 и (3÷7)106.
Вторая группа представлена различными модификациями полисахаридных биополимерных растворов.
Компонентный состав некоторых из них приведен ниже (таблица 7).
Таблица 30 – Компонентный состав некоторых модификаций полисахаридных растворов
Рецептура растворов %
Высокоминерализованный эмульсионно-
Полисахаридно-калиевый
Полигликолевый поли-сахаридно-формиатовый
полисахаридно-солевой
Безглинистый полимер-солевой
* – водопроводная вода; ** – пластовая вода
Стабилизирующей основой растворов являются крахмал (Фито-РК) или целлюлоза (КМЦ Celpol-SL) регулятором фильтрационных и реологических свойств – биополимер (Робус КК) гидрофобизаторами – неионогенное ПАВ (ПКД-515) и полигликоли (ПЭГ) смазочной добавкой – нефть или Сонбур-1101 ингибитором – минеральные соли и ПЭГ.
Последний представляет собой смесь гомологов и смол (диэтиленгликоль – 15÷20 % триэтиленгликоль – 25÷30 % тетраэтиленгликоль – 35÷40 % пентаэтиленгликоль – 10÷15 % смолистые вещества 5÷10 %) выполняет в растворе кроме того функции гидрофобизатора и загустителя.
В некоторых более поздних модификациях полисахаридных растворов вместо ПЭГ применяется гомологически более чистый продукт – Гликойл.
К этой же группе относится и микропузырьковая буровая система «Афроникс» разработанная фирмой «M-I Drilling Fluids» компании «SmithSchlumberger» (США). Свое название она получила от афронов – микроскопических пузырьков воздуха диаметром 20÷100 мкм со сложной многослойной оболочкой из полимеров и ПАВ.
Высокие изолирующие свойства этой системы определяются пенно-пузырьковым экраном и кольматирующими качествами ее фильтрата.
Описанная выборка буровых растворов дает возможность выявить влияние концентрации структурообразующих компонентов ПАВ и минеральных солей на структурно-механические и гидродинамические свойства растворов кинетику взаимодействия раствора с пористой средой.
2 Влияние кинетики структурообразования безглинистых промывочных жидкостей на технологию бурения
Знания о кинетике структурообразования промывочных жидкостей в пористой среде необходимы для анализа взаимодействия компонентов раствора с горной породой характера возникающих при этом надмолекулярных структур и механизма формирования изолирующих свойств. В прикладном аспекте данные о скорости формирования прочной «пробки» раствора в данных условиях продолжительности кольматации и деструкции соотношении этих показателей со временем контакта раствора с породами продуктивной толщи при проводке скважин дают технологу возможность более обоснованного выбора типа раствора и корректировки его рецептуры.
Общим для всех представленных выше растворов является многократное возрастание вязкости при контакте с породообразующим минералом и появление упругих свойств. Отмеченное свидетельствует о том что в пористой среде фильтрат приобретает твердообразные свойства и характер течения принципиально отличающийся от псевдопластических присущих биополимерным растворам в обычных объемных условиях.
Вязкоупругие аномалии являются следствием образования на стенках пор граничных слоев соизмеримых с размерами капилляров и уменьшающих их эффективное сечение.
Типичным для формирования структурно-механического барьера ограничивающего проникновение фильтрата в пористую среду является наличие двух фаз структурообразования – быстрой и медленной. В течение первой возникает адсорбционный слой на второй фазе осуществляется более медленная достройка полимолекулярного граничного слоя простирающегося на несколько молекулярных порядков что характерно для адсорбции высокомолекулярных веществ на границе с твердым телом [40 41 42 43].
На начальной стадии этот процесс может развиваться одновременно во всем объеме. Макромолекулы при этом могут входить в несколько зон структурообразования формируя сетку препятствующую дальнейшему массопереносу. По этой причине перемещение макромолекул носит преимущественно сегментальный характер.
Кроме того в отличие от низкомолекулярных соединений активные группы или сегменты макромолекул никогда полностью не связываются с адсорбентом: часть сегментов закрепляется на поверхности остальные простираются в объем в виде петель или свободных концов. Вследствие этого на границе раздела фаз создаются предпосылки для создания поверхностного слоя полимера локальная концентрация в котором отличается от среднего значения по объему.
Этому способствуют и селективный характер адсорбции полимеров являющихся по своей природе полимергомологами а также особенности адсорбента – пористой среды радиусы капилляров которой могут быть сопоставимы с размерами макромолекул.
Описанные процессы определяют закономерности процесса формирования надмолекулярной структуры жидкости в поровом канале.
Введенный в безглинистый раствор твердый кольматант помимо своего прямого назначения усиливает его неньютоновские аномалии и кольматирующие качества даже в сравнительно больших узких зазорах (рисунок 9) что связано с возникновением двух сопряженных структур.
Рисунок 10 – Кинетика изменения модуля сдвига (1) и вязкости (2) полисахаридного раствора с твердым кольматантом в узком зазоре 10 мкм
Механизм формирования подобных структур имеет сугубо поверхностную природу. Модифицированный кольматант в данном случае является источником дополнительных адсорбционных центров усиливающих прочность надмолекулярной структуры раствора в поровом канале. При увеличении концентрации дисперсного наполнителя или уменьшении его размеров роль поверхностных явлений возрастает еще более поскольку все большая часть системы переходит в состояние межфазного граничного слоя с аномальными физическими свойствами.
Пространственные структуры образуются ван-дер-ваальсовыми силами действующими между частицами наполнителя через прослойки жидкости в которые входят все поверхностно-активные компоненты раствора.
При этом возникают сопряженные структуры разных типов – коагуляционной из частиц наполнителя и молекул раствора имеющих существенно разные периоды структурообразования (tстр1 и tстр2).
Для образования подобных структур в растворе частицы наполнителя должны иметь по смачиваемости неоднородный мозаичный характер с лиофильными и лиофобными участками.
Доля последних должна быть относительно небольшой поскольку при ее увеличении усиливаются коагуляционные процессы и соответственно снижается количество свободных частиц – узлов коагуляционной сетки.
Именно с образованием последней связано усиливающее действие наполнителя чья малопрочная коагуляционная структура служит своего рода каркасом на котором формируется уже более прочная структура полимера.
Особенностью рассматриваемых систем раствор – твердое тело является возникновение вязкостно-температурных аномалий – увеличения вязкости скорости формирования и других параметров надмолекулярной структуры при определенном повышении температуры (рисунок 10).
Природа данного эффекта определяется конкуренцией когезионноадгезионных сил: изменение интенсивности теплового движения неоднозначно влияет на кинетику структурообразования растворов в пористой среде поскольку результирующий эффект определяется наложением нескольких факторов – снижением уровня физического взаимодействия в системе и увеличением подвижности частиц с повышением температуры.
Рассматриваемые кинетические параметры нелинейно зависят от концентрации и величины узкого зазора. В частности для 01 % раствора с высокой подвижностью изолированных молекул (рисунок 11 кривая 4) снижение величины константы структурообразования вызвано уменьшением градиента поверхностных сил величины межфазного натяжения с ростом температуры.
В частности для 01 % раствора с высокой подвижностью изолированных молекул (рисунок 12 кривая 4) снижение величины константы структурообразования вызвано уменьшением градиента поверхностных сил величины межфазного натяжения с ростом температуры.
В более концентрированном растворе (рисунок 13 кривая 2) при тех же условиях имеет место увеличениепостоянной процесса обусловленное очевидно соответствующим изменением подвижности агрегатов и увеличением скорости массопереноса частиц даже в более слабом поле поверхностных сил.
Рисунок 11 – Зависимость кинетических параметров 01 (линии 1 4) и 05 % (линии 2 3) растворов «Сайпана» от температуры в узких зазорах: линии 1 3 – 15 мкм; линии 2 4 – 60 мкм
Экстремальный характер кинетических зависимостей в малых по величине зазорах с большим градиентом поверхностных сил отражает конкуренцию указанных выше факторов.
В 01 % растворе например до 35ºС превалирует увеличение подвижности молекул а далее скорость процесса определяется темпом снижения величины межфазного натяжения (рисунок 12 кривая 1). Для агрегатов молекул в сильном поверхностном поле увеличение подвижности в данном диапазоне температур невелико поэтому кривая имеет менее выпуклый характер (рисунок 12 кривая 3) качественно и количественно приближаясь к вышеописанной зависимости (рисунок 10 кривая 4) для 01 % образца в зазоре величиной 6 мкм.
Температура соответствующая максимуму вязкоупругих аномалий зависит от интенсивности межмолекулярного взаимодействия в жидкости: для Дк-дрилла плотность энергии когезии которого кратно превышает аналогичную характеристику для «Сайпана» она составляет приблизительно 55ºC.
Вязкостно-температурные аномалии наблюдаются и в растворах на основе КМЦ применяемых на Аганском месторождении (рисунок 12): при высоких температурах здесь заметно увеличиваются скорость структурообразования и более чем на порядок вязкость в узком зазоре.
Важно подчеркнуть что при 85ºС фильтрат этого раствора проявляет и фильтрационные аномалии в опытах на пористой среде.
Необходимо отметить что нелинейный экстремальный характер зависимостей структурно-механических свойств безглинистых растворов наблюдается при изменении величины последнего концентрации полимеров и производных целлюлозы ПАВ что указывает на справедливость молекулярно-кинетического подхода к объяснению механизма формирования надмолекулярной структуры в поровом пространстве. В соответствие с ним структурно-механические свойства в жидкости в пластовой системе определяются интенсивностью взаимодействия молекул жидкости между собой и с твердым телом.
Рисунок 12 – Кинетика вязкости фильтрата растворов 1 (05 % КМЦ) и 2 (1 % КМЦ) в узком зазоре 5 мкм при 85ºС
Влияние последнего возрастает при снижении величины плотности энергии когезии (левая и правая ветви кривой) и уменьшается при сильном кооперативном взаимодействии в случае ассоциатообразования.
Низкая концентрация структурообразующих компонентов создает предпосылки для быстрой адсорбции отдельных слабосвязанных между собой и развернутых молекул.
Однако в силу специфики адсорбции высокомолекулярных соединений основная часть молекул простирается в объем ограничивая в дальнейшем скорость массопереноса и плотность упаковки молекул в граничном слое.
В результате несмотря на сильное молекулярное взаимодействие в этих условиях в поровом канале возникает «рыхлая» надмолекулярная структура с относительно невысокими структурно-механическими свойствами.
При концентрациях выше ККА кинетические структурные единицы представляют собой агрегаты молекул также слабо взаимодействующие между собой.
Увеличение инертности агрегатов молекул ограничивает скорость формирования надмолекулярной структуры на всех этапах но в силу более компактной конфигурации кинетических единиц увеличиваются плотность и прочность пристенного слоя жидкости его размеры.
При концентрациях близких к ККА усиливаются кооперативные процессы в жидкости поэтому адсорбция ассоциатов молекул и дальнейшее структурообразование здесь осложнены сильным когезионным взаимодействием и снижением величины межфазного натяжения.
В силу изложенного влияние твердого тела на структурно-механические показатели системы здесь невелико поэтому их величина определяется в основном характеристиками самой жидкости.
Рисунок 13 – Кинетика вязких свойств фильтрата Афроникса в узких зазорах для 1 линии – 1 мкм; 2 линии – 2 мкм; 3линии – 5 мкм
Кинетика взаимодействия фильтрата «Афроникса» с твердым телом отличается от рассмотренных выше случаев (рисунок 13) более высокими значениями скорости структурообразования в порах малого размера и вязкости на два порядка превышающей свое объемное значение (12 мПа·с).
По этим показателям в зазорах размером до 1 мкм «Афрониксу» уступают все рассмотренные нами полисахаридные растворы за исключением высокоминерализованного эмульсионно-гелевого образца (рисунок 14) который по кинетическим и вязкоупругим показателям превосходит сравниваемый образец.
Рисунок 14 – Кинетика упругих (1) и вязких (2) свойств эмульсионно- гелевого раствора при 01 % содержании биополимера в узком зазоре 2 мкм
В больших по величине узких зазорах напротив уже некоторые полисахаридные растворы превосходят соответствующие показатели «Афроникса».
Особенностью последнего раствора является также и сильная его деструкция (рисунок 13 правые ветви кривых): спустя двое суток его реологические показатели становятся меньше исходных. Это является одним из положительных факторов рассматриваемой системы облегчающим процесс освоения скважины и восстановления коллекторских свойств призабойной зоны.
3 Промысловые испытания безглинистых полисахаридных
Лабораторные исследования структурно-механических и технологических свойств растворов специфики их взаимодействия с пористой средой позволили исследователям в полевых условиях проводить контроль и регулирование их изолирующих свойств адаптировать долевой состав некоторых модификаций полисахаридных растворов к геолого-техническим условиям бурения скважин.
При вскрытии полимер-солевыми растворами Кыновского горизонта представленного глинистыми сланцами (аргиллитами) с низкими пластическими свойствами уже через сутки возникли осложнения в виде интенсивного кавернообразования осыпей и обвалов [38].
Аналогичные проблемы при разбуривании того же горизонта полимерглинистыми и глинистыми растворами имели место и в Татарстане [44].
Для вскрытия подобных отложений в «ИК БашНИПИнефть» был разработан высокоингибированный эмульсионно-гелевый раствор [38].
Сопоставление кинетики структурно-механических свойств течения эмульсионно-гелевого и полимер-солевого растворов в узких зазорах величина которых отвечала среднему радиусу пор вскрываемых аргиллитов позволило выявить причины повышенного загрязнения пористой среды в последнем случае.
Из приведенных данных следует что по динамике вязких свойств применяемый раствор существенно уступает эмульсионно-гелевому образцу который уже через несколько часов формирует твердообразную структуру с предельным градиентом приближенно равным 40 МПам надежно изолирующую зону бурения от продуктивной части коллектора.
Отмеченные особенности в скорости формирования и прочности структурно механического барьера ограничивающего проникновение фильтрата в пористую среду определяют динамику соответствующих показателей сравниваемых растворов.
Анализ бурения и освоения скважин № 372-С Туймазинской 1084 Сулли 3969 Александровской 2236 и 2238 Петропавловской 2470 и 2471 Дмитриевской площадей подтвердил высокие ингибирующие и изолирущие свойства раствора обеспечивающего вполне удовлетворительное качество вскрытия пласта под большими углами в осложненных условиях.
В целом эмульсионно-гелевый раствор был успешно применен при проводке десяти наклонных и горизонтальных скважин Кыновского горизонта нефтяных месторождений Башкортостана.
Полисахаридно-калиевый раствор был применен на Югомаш-Максимовской площади после анализа вскрытия низкопроницаемых карбонатных отложений полимер-солевыми растворами: дебит уже освоенных скважин варьировал в интервале от 10 до 17 м3сут что было кратно ниже проектной величины.
Для выявления причин низкого качества вскрытия были проведены промысловые и лабораторные исследования.
Геофизические и гидроди-намические исследования показали существенное снижение гидропроводности скважин.
Микрореологический анализ позволил выявить причины загрязнения призабойной области: при сопоставимых стандартных показателях олимер-солевой и полисахариднокалиевый растворы имеют существенно отличающиеся микрореологические свойства.
Нетрудно видеть что по пиковым значениям вязкости полимерсолевой образец более чем в два раза превосходит полисахаридно-калиевый но по скорости формирования изолирующих свойств и их уровню он кратно уступает последнему (таблица 31).
Анализ его течения показал что на начальной стадии оно характеризуется незначительными неньютоновскими аномалиями и близко к псевдопластичному. Полисахаридно-калиевый раствор напротив в этих условиях проявляет большие аномалии в пористой среде образуя прочную твердообразную структуру с начальным напряжением сдвига. Отмеченные обстоятельства определяют и различие в динамике проникновения растворов в низкопроницаемый коллектор: по этому критерию полимер-солевой раствор не уступает только сравниваемому образцу с минимальным содержанием биополимера.
Таблица 31 – Глубина проникновения полисахаридных растворов при градиенте давления 5 МПам
Коэффици-ент кольматации (КК)
Глубина проникновения в пору 1 мкм м
Полисахаридно-формиатовый
Полисахаридно-солевой
Полисахаридно-полигликолевый
Проведенные исследования реологических и фильтрационных свойств модификаций полисахаридно-калиевого раствора позволили «привязать» его долевой состав и технологию заканчивания к геолого-техническим условиям горизонтальных скважин № 4890 и 4889 (Югомаш-Максимовская площадь) что обеспечило вскрытие продуктивного пласта на равновесном дифферециальном давлении при сохранении его фильтрационно-емкостных характеристик.
Это позволило вдвое увеличить дебиты указанных скважин.
Как показывает опыт эксплуатации безглинистых буровых систем весьма чувствительных к нарушениям технологии оперативный контроль эксплуатационных характеристик растворов в полевых условиях позволяет своевременно устранять отклонения в технологии и корректировать их технологические свойства в соответствие с особенностями бурения конкретной скважины. При вскрытии продуктивных отложений горизонтальной скважиной (№ 58 Лемезинская) например в результате анализа проб раствора отобранных на глубине 785 м было установлено что применяющийся в данный момент состав не отвечает проектным показателям. Это способствовало поглощению раствора и снижению его выносящей способности. Исходя из коллекторских свойств пород и результатов описанных выше микрореологических исследований для придания раствору требуемых изолирующих свойств концентрация биополимера была повышена до 03 %. Это позволило успешно закончить проектное задание и при освоении свабированием получить дебит до 435 м3сут.
Аналогичная ситуация имела место и на другой горизонтальной скважине (№ 61 Лемезинская) где контрольные анализы также выявили несоответствие проектных и фактических параметров раствора. Коррекция его эксплуатационных свойств как и в случае со скважиной № 58 проводилась исходя из ранее установленной взаимосвязи структурно-механических и эксплуатационных характеристик.
В процессе бурения ряда скважин также осуществлялись контроль и корректировка эксплуатационных характеристик раствора.
Весьма высокие показатели были получены с помощью полисахаридно-калиевого раствора на скважине № 3922 Бавлинской площади (Республика Татарстан) где суточная добыча нефти составила более 200 м3сут что кратно выше дебитов соседних скважин.
Таким образом проведенные исследования говорят о целесообразности использования в качестве бурового безглинистого полисахаридного раствора в сложных условиях разрабатываемых месторождений Башкирии.
4 Приоритет безглинистого полисахаридно-калиевого раствора
Рассмотрим использование безглинистого полисахаридно-калиевого раствора применительно к реалиям Бузовьязовского месторождения
Проблема сохранения продуктивных свойств призабойной зоны пласта становится все более актуальной в связи со снижением объемов бурения и увеличения в нем доли горизонтальных и наклонно-направленных скважин.
Предлагаемый к применению полисахаридно-калиевого раствор характеризуется устойчивым электростатическим и гидрофобным балансом что приводит статичности его дисперсного состояния.
Нельзя не отметить и неуязвимость бурового раствора данного долевого состава по отношению к полиминеральной агрессии пластовых вод.
Это объясняется содержанием в полисахаридно-калиевом растворе 5 % КCl.
В слабоминерализованном полисахаридно-калиевом растворе более гладкая концентрационная зависимость вязкости обусловлена меньшей интенсивностью электростатического взаимодействия.
В данном случае имеет место лишь частичная компенсация зарядов полярных групп полиэлектролитов приводящая к усилению гидрофобных взаимодействий и упругих свойств раствора.
Кроме того наличие в рассматриваемой буровой системе полигликолей сольватирующих противоионы ингибиторов снижает активность последних.
Их полиэксиэтиленовые цепи подобно краун-эфиру могут связывать ионы соли и превращаться в своего рода ассоциированные катионоактивные ПАВ способные к взаимодействию с анионными компонентами раствора. «Обертывая» катионы соли при сольватации они создают ассоциированные ПАВ менее подвижные и более гидрофобные чем нативные катионы.
Описанные процессы способствуют снижению электростатического и усилению гидрофобного взаимодействия в полисахаридно-калиевом растворе что в свою очередь приводит к увеличению фильтрационного сопротивления в пористой среде снижая возможность прорыва буровой жидкости в приствольную область.
% добавка полимера в предлагаемый раствор обеспечивает возникновение прочных структур с пределом текучести соответствующим градиенту давления ~ 15 МПам.
Большинству скважин Бузовьязоовского месторождения присуще существенное снижение гидропроводности.
Однако данный раствор позволяет преодолеть этот недостаток за счет повышенной скорости формирования изолирующих свойств и их уровню.
Хотелось бы так же отметить что предел прочности данного раствора обеспечивает в условиях Бузовьязоовского месторождения надежную изоляцию приствольной зоны.
Как показывает опыт эксплуатации безглинистых буровых систем весьма чувствительных к нарушениям технологии оперативный контроль эксплуатационных характеристик полисахаридно-калиевого раствора в полевых условиях позволяет своевременно устранять отклонения в технологии и корректировать их технологические свойства в соответствие с особенностями бурения конкретной скважины.
1 Расчёт сметы на бурение скважины
Таблица 4.1 – Конструкция скважины
Номинальный наружный диаметр обсадных труб мм
Интервал спуска по вертикали м
Применяемое долото при бурении марка
Вырезание окна в эксплуатационной колоне (строительство бокового ствола)
Таблица 4.2 – Сводная таблица продолжительности работ
Вид работ (операций )
Продолжительность сут
Строительство буровой установки:
– первичный способ монтажа
– агрегатный способ монтажа и демонтажа
– крупноблочный способ монтажа и демонтажа
– передвижка 15÷20 м
– стаскивание БУ до 40 м после бурения последней скважины в кусте
Монтаж и демонтаж УПА 60
Монтаж и демонтаж ПВО
Подготовительные работы к бурению
Бурение и крепление
Спуск насоса УЭЦН запуск и вывод на режим эксплуатации
Нормативная продолжительность бурения ч
Проектная продолжительность бурения скважины ч (К=105)
Проектные станко-месяцы
Таблица 4.3 – Продолжительность строительства скважины
Продолжительность цикла строительства скважин сут
эксплу–атационной колоне
Таблица 4.4 – Продолжительность бурения и крепления по интервалам глубин
Буровое производство связано со строительством скважин которое требует значительных затрат времени. Поэтому в систему показателей определяющих деятельность предприятия вводят показатели отражающие темпы бурения. На основании нормативной карты мы можем рассчитать следующие показатели.
Расчет механической скорости бурения
где H – глубина скважины м
Tм – время механического бурения ч
Расчет рейсовой скорости бурения
Тс.п. – продолжительность спуско-подъемных операций ч
Тн – время на наращивание ч
Тп.в.р. – продолжительность подготовительно-вспомогательных работ ч
Расчет технической скорости бурения
где Tпр – производительное (технологически необходимо) время бурения ч
Расчет коммерческой скорости бурения
где Tб – продолжительность бурения ч
Расчет проектной скорости бурения
где H – глубина скважины м;
Tп – проектная продолжительность бурения ч
Рассчитываем основную зароботную плату по формуле
где Ч – численный рабочий состав;
Т – затраты времени;
Сх – часовая тарифная ставка.
Таблица 4.5 – Расчет основной зароботной платы
Определяем размер премии (премия – 70 %)
Результаты расчетов заносим в таблицу 4.6.
Доплата по районному коэффициенту – 70 %
Результаты расчетов заносим в таблицу 4.7.
Таблица 4.6 – Расчет премии
Таблица 4.7 – Расчет доплаты по районому коэффициенту
Районный коэффициент – 70 % руб.
Определяем размер доплаты за работу
Результаты расчетов заносим в таблицу.
Таблица 4.8 – Расчет доплаты за работу
Коэффициент – 70 % руб.
Определяем общий размер доплат
Результаты расчетов заносим в таблицу 4.9.
Таблица 4.9 – Расчет общей суммы доплат
Тогда общая сумма основной зарплаты и доплат
Результаты расчетов заносим в таблицу 4.10.
Таблица 4.10 – Расчет общей суммы основной зарплаты и доплат
Зарплата основная + премия руб.
Проводим расчёт дополнительной заработной платы по формуле
Таблица 4.11 – Расчет дополнительной заработной платы
Дополнительная заработная плата руб.
Общая заработная плата
Результаты расчетов заносим в таблицу 4.12.
Таблица 4.12 – Расчет дополнительной заработной платы
Общая заработная плата руб.
Отчисление на социальное страхование
Таблица 4.13 – Расчет суммы отчислений на социальное страхование
Отчисление на социальное страхование руб.
Сметно-финансовые документы составляются на основе технического проекта на строительство скважины отображающего объемы отдельных работ конструкцию скважины технологию и организацию работ.
Таблица 4.14 – Расчет основных расходов
Затраты на объем этого вида работ
Таблица 4.15 – Финансовый план
В том числе чистая прибыль
Общий расчет сметной стоимости геологического задания представлен в таблице 4.16.
Таблица 4.16 – Расчет сметной стоимости геологического задания
Наименование работ и затрат
Сумма основных расходов на единицу объема
А. Собственно геологоразведочные
– проектно-сметные буровые работы
Итого полевых работ: Σ1
– организация полевых работ
– ликвидация полевых работ
– камеральные и т.д.
Итого основных расходов:
Б. Сопутствующие работы и затраты
– строительство временных сооружений
– транспортировка грузов и персонала
Итого себестоимость проекта: Σ3
КОМПЕНСИРУЕМЫЕ ЗАТРАТЫ
– производственные командировки
– полевое довольствие
ИТОГО сметная стоимость
Договорная цена с учетом НДС (+ 18%)
2 Технико-экономические показатели бурения скважины
Результаты расчетов технико-экономических показателей бурения скважины указываются в таблице 4.17.
Таблица 4.17 – Технико-экономические показатели бурения скважины
Время механического бурения ч
Календарное время бурения ч
Скорость механическая мч
Скорость рейсовая мч
Скорость коммерческая ммес
Проходка на долото мд
Сметная стоимость бурения руб
Стоимость одного метра бурения рубм
Охрана недр и окружающей среды
На Бузовьязовском нефтяном месторождении планируется строительство нескольких скважин.
В тектоническом отношении месторождение находится в группе нефтяных месторождений приуроченных к локальным структурам зоны антиклинальных поднятий образующих Подгорновско-Беркутовский тектонический вал в пределах Мраковской депрессии Предуральского краевого прогиба.
Скважины построенные с учетом данных мероприятий обеспечивают охрану недр и окружающей среды и являются надежной долговечной горной крепью в процессе их эксплуатации (обеспечивают промышленную безопасность).
Скважины расположены в контуре газоносности месторождения.
Однако не исключена возможность что она может оказаться в зоне тектонических нарушений в зоне отсутствия коллекторов или пласт будет вскрыт на низкой гипсометрической отметке (водоносен) или скважина окажется в законтурной области месторождения.
Также может быть прекращено строительство скважины по техническим и геологическим причинам (аварийные и осложненные).
1 Мероприятия по охране окружающей среды при строительстве скважины
Охрана окружающей среды является одной из важнейших проблем для нефтегазодобывающей промышленности. Это связано с тем что ввод в действие новых нефтегазовых месторождений требует ускоренного решения вопросов охраны природы и создания нормальных условий проживания населения в районах размещения нефтедобывающих предприятий.
При этом охрана окружающей среды практически существует на всех стадиях бурения добычи сбора подготовки и транспорта продукции скважин.
В процессе строительства скважины загрязнение окружающей среды происходит при очистке сеток вибросит мытье полов и оборудования обмыве поднимаемых труб утечках при приготовлении буровых растворов и химических реагентов для их обработки засорениях и нарушениях целостности желобной системы и т.п. Загрязнителями окружающей среды при строительстве скважин являются химические реагенты и добавки применяемые для обработки буровых растворов а также нефть и нефтепродукты например горючесмазочные материалы (ГСМ).
Нефть и нефтепродукты загрязняют окружающую среду:
в составе компонентов буровых растворов (разливы вокруг циркуляционной системы);
при нерачительном использовании в качестве ГСМ (силовой привод хозяйственные нужды транспорт);
при завершении работ по вызову притока или в результате аварийных ситуаций (нефтепроявления открытое фонтанирование и т. п.).
Загрязнителями окружающей среды также являются буровые сточные воды выбуренная порода и отработанный буровой раствор.
Проекты разведки разработки и обустройства нефтяных игазовых месторождений а также проекты строительства скважин на нефть и газ должны содержать раздел «Охрана окружающей среды» с указанием мер и средств защиты поверхностных вод от загрязнения нефтью нефтепродуктами буровыми растворами химическими реагентами применяемыми в процессе производственной деятельности буровых и нефтегазодобывающих; предприятий а также производственными хозяйственно-бытовыми водами с территории скважины и твердыми отходами производства.
Производственные хозяйственно-бытовые сточные воды от промывки технологического оборудования и тары из-под химических реагентов а также сточные воды с производственных площадок буровых установок следует использовать повторно (закачивать в скважины для поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях или направлять в систему оборотного водоснабжения).
Места размещения емкостей для хранения горючесмазочных материалов бурового раствора сбора производственных и бытовых отходов сточных вод и шлама должны быть обвалованы и гидроизолированы до начала буровых работ.
Дозировку химических реагентов производят только в специально оборудованных местах исключающих попадание их в почву и водные объекты.
Бурение и освоение скважин на нефть и газ производят с соблюдением требований единых технических правил ведения работ при строительстве скважин и правил охраны поверхностных и подземных вод утвержденных в установленном порядке. На месторождениях содержащих пласты с агрессивными средами (сероводород углекислый газ растворы солей и т.п.) должны применяться обсадные трубы в противокоррозионном исполнении.
При проектировании строительстве и эксплуатации морских буровых платформ а также при бурении и освоении морских скважин необходимо предусмотреть оборудование и устройства обеспечивающие выполнение требований водного законодательства Российской Федерации и международных соглашений по предотвращению загрязнения морских вод в которых участвует Российская Федерация включающие технические средства для следующих целей:
сбор вывоз и обезвреживание шлама при углублении стволов скважин в интервале где используется глинистый раствор содержащий утяжелитель или химические реагенты;
сбор и очистка буровых и хозяйственно-бытовых сточных вод;
сбор и вывоз или сжигание продуктов опробования технологических и бытовых отходов;
предотвращение попадания в море продуктов неполного сгорания отработанных газов дизельных агрегатов;
оконтуривание и сбор нефтепродуктов с водной поверхности; предотвращение аварий.
Результаты работ по ликвидации скважины должны обеспечить безопасность жизни и здоровья населения охрану окружающей природной среды зданий и сооружений а также сохранность месторождения.
Работы по ликвидации скважин связаны с эксплуатацией подъемных механизмов под большой нагрузкой приготовлением и закачкой различных тампонажных растворов под давлением с помощью цементировочной техники нефтегазопроявлениями ликвидацией аварий возникших как в процессе ликвидационных работ так и произошедших в процессе эксплуатации скважины высоким содержанием сероводорода и т.д.
Мероприятия по охране недр осуществляются в соответствии с Федеральным законом «О недрах».
Работы по ликвидации скважин проводятся в соответствии с нормативными документами и правилами по охране окружающей среды: ГОСТ 17.13.06-82 «Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране подземных вод» ГОСТ 17.13.12-86 «Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше».
Решение о ликвидации скважин принимается с учетом полноты выработки извлекаемых запасов нефти перспективы их прироста экономических последствий от утраты ее промышленных запасов и согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора.
Оборудование применяемое при ликвидации скважин (передвижные агрегаты – подъёмники гидравлические домкраты грузозахватные приспособления и т.п.) должно быть изготовлено на предприятиях имеющих соответствующие лицензии (разрешения) Ростехнадзора на их изготовление и применение.
Работы по ликвидации должны проводиться по индивидуальному плану буровых работ составленному с учетом требований существующего группового рабочего проекта согласованному и утверждённому в установленном порядке в котором все операции и технические средства обеспечивают безопасность и охрану окружающей среды.
В плане в верхнем правом углу указывается одна из категорий опасности скважин:
«Первая категория – опасно – сероводород выше ПДК» или «Первая категория – опасно – нефтегазопроявления»;
«Вторая категория – сероводород ниже ПДК» или «Вторая категория – Рпл выше гидростатического до 20 %»;
«Третья категория – Рпл равно гидростатическому или ниже его сероводород отсутствует».
С учётом указания степени опасности повышается внимание работающих к ведению работ
Во время ведения ликвидационных работ осуществляются следующие мероприятия для снижения отрицательного воздействия на жизнь и здоровье людей окружающую природную среду недра а также обеспечения промышленной безопасности и сохранности месторождения:
до начала работ производства работ по бурению скважины необходимо проверить состояние промышленной безопасности на рабочем месте наличие и пригодность технических средств защиты;
ознакомить рабочих бригады с планом работ;
провести инструктаж рабочих по технике безопасности с отметкой в «Журнале регистрации инструктажа на рабочем месте» и подписью инструктируемого.
К работам на скважинах связанных с возможными газонефтепроявлениями допускаются специалисты прошедшие дополнительную подготовку.
Объект работы где постоянно находится обслуживающий персонал необходимо оборудовать надежной радиосвязью.
Перед началом ликвидационных работ скважина должна быть заглушена в порядке установленном планом изоляционно-ликвидационных работ.
Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины в которых (согласно выполненным расчётам) сохраняются условия фонтанирования или газопроявления при пластовых давлениях ниже гидростатического:
скважины в продукции которых содержится сероводород в количествах превышающих ПДК и создающих угрозу жизни обслуживающего персонала и могущих привести к сульфидно-коррозионному растрескиванию металла обсадных труб оборудования и лифтовых колонн должны быть заглушены жидкостью содержащей нейтрализатор сероводород;
скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объёмов скважины находящимся на растворном узле или непосредственно на скважине;
при обнаружении газонефтепроявлений устье скважины должно быть загерметизировано а персонал должен действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.
Грузоподъёмность подъёмного агрегата вышки мачты допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам ожидаемым в процессе ремонта.
Используемые при проведении работ по ликвидации скважин грузоподъёмные технические устройства на видных местах должны иметь чёткие обозначения грузоподъёмности и дату очередного технического освидетельствования.
Нагрузка на крюке не должна превышать грузоподъёмности установленного оборудования.
При применении в процессе работ по бурению или ликвидации скважин гидравлических домкратов при извлечении колонн и ликвидации прихватов запрещается производить одновременную натяжку труб при помощи домкрата и лебёдки.
В планах работ по ликвидации скважин предусматриваются технологии работ которые при их выполнении обеспечивают охрану недр и охрану атмосферного воздуха земель лесов вод а также зданий и сооружений от вредного влияния работ связанных с пользованием недрами.
Если в разрезе не встречаются напорные соленые или сероводородные воды допускается извлечение технических колонн с установкой цементных мостов.
В планах работ по ликвидации должны быть предусмотрены работы по планировке прискважинной территории рекультивации земельного участка и сроки сдачи земли для дальнейшего использования.
Таким образом работы проводимые по бурению или ликвидации скважины при условии выполнения запроектированных природоохранных мероприятий в целом не окажут негативного воздействия жизни и здоровью населения окружающей природной среде недрам в частности не приведут к нарушениям (изменениям) атмосферы.
Охрана труда и противопожарная защита
1 Обучение и инструктаж обслуживающего персонала
К самостоятельному выполнению работ по бурению скважин допускаются лица возраст которых соответствует установленному законодательством прошедшие медицинский осмотр в установленном порядке и не имеющие противопоказаний к выполнению данного вида работ имеющие соответствующую квалификацию и допущенные к самостоятельной работе в установленном порядке. Перед допуском к самостоятельной работе рабочий проходит стажировку в течение 2-14 смен (в зависимости от характера работы квалификации работника) под руководством специально назначенного лица.
Рабочий выполняющий работу при помощи электроинструмента должен иметь группу по электробезопасности не ниже II.
Периодический медосмотр рабочий проходит в порядке установленном Минздравом РФ.
Повторную проверку знаний безопасных методов работ рабочий должен проходить не реже одного раза в 12 месяцев.
Внеочередную проверку знаний рабочий проходит в следующих случаях:
при перерыве в работе по специальности более одного года;
по требованию вышестоящей организации ответственных лиц предприятия;
при переходе с одного предприятия на другое.
Рабочий должен пройти инструктажи по безопасности труда:
при приеме на работу – вводный и первичный на рабочем месте;
в процессе работы не реже одного раза в б месяцев – повторный;
при введении в действие новых или переработанных правил инструкций по охране труда замене или модернизации оборудования приспособлений и инструмента нарушении требований безопасности труда которые могут привести или привели к травме или аварии перерывах в работе более чем 60 календарных дней – внеплановый.
Обучение по охране труда является одним из основных направлений профилактической работы по охране труда. Наличие квалифицированного персонала в организации одно из важнейших условий безопасности труда. Ст. 225 ТК РФ ГОСТ 12.0.004-90 «Организация обучения безопасности труда» утв. постановлением Минтруда России от 13.01.03 №129 «Порядок обучения и проверки знаний требований охраны труда работников организаций» «Положение об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций поднадзорных Федеральной службе по экологическому технологическому и атомному надзору» утв. приказом Ростехнадзора от 29. 01. 2007 № 37 устанавливают общие положения обязательного обучения и проверки знаний требований охраны труда всех работников и направлены на обеспечение профилактических мер по предупреждению производственного травматизма и профессиональных заболеваний. Доведение до работающих требований охраны труда проводится через обучение и проведение инструктажей. Предприятие (руководитель) обеспечивает систему обучения с учетом специфики выполняемых работ для овладения соответствующей квалификацией и компетентностью необходимых для безопасного выполнения рабочих заданий.
2 Меры безопасности при спуско-подъемных операциях (СПО)
Кондуктор спускается в один прием. Это обусловлено достаточной прочностью обсадных колонн благоприятными геолого-техническими условиями герметичностью колонны в целом (нет негерметичных стыков участков как при спуске по частям) более низкой общей стоимостью работ вследствие того что не приходится цементировать каждый участок отдельно и затрачивать дополнительно время на ожидание затвердевания цементного раствора и вспомогательные работы.
Спуск эксплуатационной колонны осуществляется в один прием.
В процессе спуска колонна должна плавно сниматься с ротора и также плавно спускаться в скважину.
Если в процессе спуска возникают какие-либо задержки то колонну необходимо оставлять в подвешенном состоянии и периодически расхаживать. В случае поглощения при снижении уровня раствора в скважине необходимо непрерывно доливать раствор.
Перед спуском кондуктора в скважину необходимо произвести проработку ствола для предотвращения прихвата эксплуатационной колонны и для облегчения более качественного цементирования.
Перед спуском эксплуатационной колонны ствол прорабатывается новым долотом и компоновкой с последнего долбления со скоростью 100÷120 мч.
После проработки скважина промывается в течении двух циклов циркуляции. Перед проработкой проводится полный цикл геофизических исследований.
На трубной базе все обсадные трубы визуально осматриваются при обнаружении явных дефектов (вмятины кривизна трещины повреждение резьбы и т.д.) они отбраковываются. Затем производится инструментальный замер резьбы труб и если дефекты не обнаружены они опрессовываются водой на полуторократное рабочее давление. Негерметичные трубы отбраковываются.
Трубы признанные годными завозят на буровую за 3-4 дня до спуска их в скважину.
Длина каждой трубы замеряется и заносится в журнал.
Трубы укладываются на стеллажи в порядке обратном спуску.
Перед спуском нижняя часть обсадной колонны заблаговременно на мостках оснащается колонным башмаком и обратным клапаном. Измеряется общая длина обсадных труб после чего рассчитывается их количество для спуска в скважину.
С муфт и ниппелей снимаются предохранительные колпаки и проверяются резьбы.
Перед спуском обсадных труб они шаблонируются шаблоном соответствующего размера.
Трубы через которые шаблон не проходит бракуют и заменяют новыми.
Свинчивание обсадных труб производят с определенной величиной натяга. Натяг контролируется величиной момента которая зависит от диаметра труб и числом не завернутых витков резьбы которое не должно быть более трех-четырех. Для уплотнения резьбовых соединений применяем смазку типа Р-402.
Так как используются обратные клапаны ЦОКДМ скважину не нужно постоянно доливать.
Однако и в этом случае для избежания газирования раствора также требуется проводить промежуточные промывки которые осуществляют через 500÷600 м.
Промывку ведут в течении одного цикла циркуляции для данной глубины спуска а при сильном газировании раствора - до полного удаления газа из него.
Вместе с трубами на буровую должны быть доставлены элементы технологической оснастки обсадной колонны: центрирующие фонари скребки пакеры и т.д. Предварительно они также проверяются некоторые опрессовываются.
При спуске обсадной колонны существенно возрастает нагрузка на буровое оборудование.
Поэтому до начала спуска необходимо тщательно проверить исправность всего бурового оборудования надежность крепления его соосность вышки стола ротора и устья скважины.
На буровую должен быть доставлен исправный инструмент для спуска обсадных труб (элеваторы ключи хомуты и т.д.).
Колонна спускается с помощью механизированных клиньев и одного элеватора.
Перед спуском колонны проверяется исправность и работоспособность превенторов и заменить в них плашки в соответствии с диаметром обсадных труб.
На буровой необходимо иметь также переводник для быстрого присоединения ведущей трубы к обсадной колонне для промежуточных промывок скважины (или специальную промывочную головку).
3 Пожаробезопасность на буровой
Вопросам охраны труда в Конституции Российской Федерации отводится особое место. В ней говорится что Российское государство заботится об улучшении условий и охране труда его научной организации о сокращении а в дальнейшем и полном вытеснении тяжелого физического труда на основе комплексной механизации и автоматизации производственных процессов во всех отраслях народного хозяйства.
При сооружении проектной скважины при неправильной организации труда несоблюдении технологии проводки скважины возможны следующие опасности:
механические травмы;
поражение электрическим током;
Также возможно появление следующих вредностей:
суровые климатические условия;
запыленность и загазованность.
Опасность механических травм при производстве буровых работ возникает при неисправности перил лестниц при производстве спуско-подъемных работ при производстве работ на высоте при падении с высоты различных предметов от движущихся и вращающихся частей машин и механизмов не оборудованных кожухами и ограждениями (ротор буровые насосы лебедка ключи АКБ ПКБ) при проведении погрузочно-разгрузочных работ при монтаже и демонтаже буровой установки при захламленности пола и т.д [19].
Опасность поражения электрическим током возникает при контакте с голыми токоведущими частями которые находятся под напряжением или при контакте с металлическими частями которые могут оказаться под напряжением например при нарушении изоляции. Кроме того поражение электрическим током возможно при работе с установками без защитного заземления и при неиспользовании защитных средств при обслуживании электроустановок.
Опасность пожара возникает в следующих случаях: при неправильной эксплуатации электроустановок (короткое замыкание перегрев проводки) неосторожном обращении с открытым огнем (при курении в неразрешенном месте сварке) при неправильном хранении и использовании горюче-смазочных материалов самовозгорании (химическая реакция удар молнии).
Опасность получения ожогов возможна при небрежном обращении с химическими реагентами открытым огнем и горючими материалами а также от электрического тока.
Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов
Безопасные условия труда на буровой обеспечиваются согласно следующим нормативным документам: «Трудовому кодексу» и «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 2003 года по которым к буровым работам допускаются лица мужского пола не моложе 18 лет прошедшие медицинское освидетельствование и имеющие квалификацию для ведения данного вида работ.
Мероприятия по устранению механических травм
Данные мероприятия проводятся согласно следующим нормативным документам: отраслевые инструкции по безопасности труда при проводке скважин роторным и турбинным способом от 1979 года при ведении СПО в бурении от 1979 года при спуске в скважину обсадных труб от 1982 года.
Буровое оборудование должно обеспечивать требования безопасности устройства и эксплуатации механизмов по ГОСТ 12.2.003-91.
Необходимо проводить следующие мероприятия:
проверка наличия на вращающихся и двигающихся частях механизмов кожухов и защитных ограждений;
согласно ГОСТ 12.4.026 – 76 «Цвета сигнальные и знаки безопасности» вывешиваются инструкции и плакаты по технике безопасности предупредительные надписи и знаки а также используются сигнальные цвета;
проверка состояния пусковых и тормозных устройств ремней тросов цепей;
согласно «Правилам устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов 1992 г.» буровая лебедка и консольно-поворотный кран подвергаются статическому и динамическому испытанию;
наглядная проверка на механические повреждения;
проведение инструктажей по технике безопасности;
при работе на высоте рабочий должен быть обеспечен страховым поясом;
при наличии грузоподъемного механизма использовать блокировки;
лестницы на буровой должны быть с уклоном не более 600 с высотой перил 1 метр;
использование средств индивидуальной защиты (каска предохранительные пояса резиновые перчатки кирзовые сапоги резиновые сапоги рукавицы брезентовые защитные очки и т.д.).
Мероприятия по устранению поражений электрическим током
Предупреждение электротравматизма на объектах достигается выполнением следующих мероприятий:
проектирование монтаж наладка испытание и эксплуатация электрооборудования буровых установок должны проводиться в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) «Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок» 2001 г.
обеспечение недоступности прикосновения к оголенным токоведущим частям находящимся под напряжением;
применение блокировочных устройств;
применение защитного заземления буровой установки;
применение изолирующих защитных средств (диэлектрические перчатки боты инструмент с изолированными ручками) при обслуживании электроустановок;
допускать к работе специально обученных лиц имеющих группу по электробезопасности не ниже IV.
Мероприятия по предупреждению взрывов
взрывоопасные работы должны проводиться согласно требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;
сосуды работающие под давлением должны соответствовать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением» от 2003 г.;
буровое оборудование должно изготовляться во взрывобезопасном исполнении по ГОСТ 12.2.041-79.
Для предупреждения взрыва на буровой установке всё оборудование и трубопроводы которые находятся под давлением должны опрессовываться в зависимости от рабочего давления. Должен осуществляться контроль за давлением (манометры датчики) и применяться перепускные и защитные устройства. Устье скважины при бурении должно быть обвязано и герметезированно в соответствии с утвержденной схемой обвязки противовыбросового оборудования и оборудования устья предусмотренной в проекте на строительство скважины. Должен осуществляться постоянный контроль (каждую вахту) за исправностью противовыбросового оборудования заземляющих устройств буровой установки вентиляционных систем контроль наличия газа в буровом растворе. Во всех взрывоопасных зонах исключить использование открытого огня ремонтные и аварийные работы в этих зонах проводить с использованием обмедненного инструмента.
Пожарная безопасность согласуется со следующими нормативными документами: ГОСТ 12.1.044-84 «Пожаровзрывоопасность взрывчатых веществ и материалов» ГОСТ 12.1.044-76 «Пожарная безопасность общие требования» ГОСТ 12.1.010-76 «Взрывобезопасность. Общие требования» СНиП 2-80 «Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений»; «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации» 1993 г. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» 2000 г.
Для предупреждения возникновения пожара необходимо:
устанавливать молниезащиту;
устье скважины обвязывать противовыбросовым оборудованием и осуществлять постоянный контроль за ним;
выхлопные трубы дизелей и автомобилей оборудовать искрогасителями;
организовывать места для курения за пределами буровой установки;
осторожное обращение с открытым огнем (сварные работы курение);
применять обмедненный инструмент;
устанавливать коммутирующую аппаратуру;
проверять сопротивление изоляции (один раз в год);
соблюдать правила хранения и эксплуатации горючесмазочных материалов.
Буровая установка должна быть обеспечена средствами пожаротушения. Противопожарные щиты располагаются: в насосной – у входа на буровую в котельной в роторном сарае и на складе ГСМ. В двадцати метрах от культбудки должен быть оборудован инвентарный пожарный щит.
На месторождении на случай возникновения пожара должна находиться пожарная часть. Для предупреждения возгорания от удара молнии все буровые установки оснащаются молниезащитой которая должна соответствовать РД 34.21.122-87 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений».
Территория вокруг буровой установки должна быть спланирована таким образом чтобы полностью исключить распределение загрязненных стоков образовавшихся в процессе бурения скважины.
Под туалеты и свалки должно быть отведено специальное место на расстоянии 30 метров с подветренной стороны жилого поселка для предотвращения попадания нечистот в источник водоснабжения.
Буровые бригады должны быть обеспечены аптечками с инструкциями по их применению. По мере расхода медикаментов из аптечки они должны пополняться.
Рабочие места подходы к оборудованию механизмам должны содержаться в чистоте и не загромождаться.
Все рабочие должны быть обучены методами первой медицинской помощи при несчастных случаях отравлениях обморожениях и простудных заболеваниях. Также должны быть ознакомлены с профилактикой различных заболеваний.
Взрывобезопасность при строительстве скважины обеспечивается следующими мероприятиями:
монтаж наладка испытание и эксплуатация электрооборудования буровой установки должны производиться в соответствии с требованиями правил;
выбор электрооборудования буровой установки и вспомогательных производств должен производится с учётом классов взрывоопасности зон их установки и работы;
электрооборудование буровой установки (эл. двигатели машины аппараты устройства) контрольно-измерительные приборы электрические светильники средства блокировки сигнальные устройства и телефонные аппараты предъявляемым ПУЭ вид взрывозащиты – категории и группе взрывоопасной смеси;
отечественное электрооборудование должно иметь маркировку по взрывозащите. При использовании взрывозащищённого электрооборудования не имеющего маркировки изготовленного неспециализированными организациями или отремонтированного с изменением узлов и деталей обеспечивающих взрывозащиту необходимо наличие письменного разрешения аккредитованной в установленном порядке испытательной организации;
на каждый тип взрывозащищённого электрооборудования зарубежного производства должно представляться свидетельство (сертификат) Российской испытательной организации на его соответствие действующим в Российской Федерации нормативным требованиям в условиях его эксплуатации во взрывоопасной зоне. На применение такого оборудования должно быть разрешение Госгортехнадзора России;
эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты блокировках нарушениях схем управления не допускается;
ячейки распредустройства буровой установки (6 кВ) должны быть оборудованы блокировкой исключающей возможность:
проведения операций с разъединителем при включенном масляном выключателе или при высоковольтном контакторе;
включение разъединителя при открытой задней дверки ячейки;
открытие задней дверки при включенном разъединителе.
В процессе строительства скважины (подготовительные работы бурение крепление освоение скважины) должны осуществляться следующие мероприятия повышающие взрывоопасность:
подготовительные работы:
подготовительные работы по монтажу и демонтажу буровой установки перетаскиванию блоков оборудования могут быть начаты только при выдаче бригаде наряда на их проведение;
трасса перетаскивания ВА блока блоков и оборудования установки должна быть определена и согласована с организациями-пользователями подземных и наземных коммуникаций-трубопроводов нефти и газа ЛЭП с разработкой необходимых мер по обеспечению пожаровзрывоопасности при их пересечениях и приближениях на расстояние менее допустимых;
проведение электрогазосварочных работ при монтаже и демонтаже буровых установок во взрывоопасных зонах должны производиться только при наличии нарядов-допусков на проведение этих работ утверждаемых главным инженером предприятия;
рабочие бригады ВМУ подготовительные бригады УТТ ССУ должны выполнять работы соответствующие их квалификации и допуску;
строительство скважин:
устье скважины при бурении должно быть обвязано и герметизировано в соответствии с разделом 9.3 «Оборудование устья скважины» настоящего проекта и с утверждёнными схемами обвязки ПВО и оборудования устья;
должен осуществляться постоянный контроль (каждую вахту) за исправностью работы ПВО;
должен осуществляться постоянный контроль над исправностью заземляющих устройств буровой установки а также должна производится установка временных заземлений передвижной техники используемой в технологических процессах (каротажной станции подъёмников ЦА СМН и пр.);
в соответствии с п. 2.4.9 «Правил безопасности» буровая установка должна быть оборудована вентиляцией обеспечивающей воздухообмен в соответствии с требованиями СниП 2.04.05-91;
должен осуществляться постоянный контроль над исправностью вентиляционных систем устройств на всех блоках буровой установки и вспомогательных сооружениях;
во всех взрывоопасных зонах исключить использование открытого огня ремонтные и аварийные работы в этих зонах производить с использование обменного инструмента и пара;
для каждой скважины подлежащей освоению составляется план с учётом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнением. План утверждается главным инженером и главным геологом предприятия;
вызов притока нефти и других флюидов из пласта осуществляется с использованием взрывобезопасных технологий освоения скважин с установкой ФА с лубрикатором;
устье скважин манифольдный блок и выкидные линии обвязываются с ёмкостями для сбора флюидов только жёсткими трубопроводами в соответствии с утверждённой схемой.
4 Промсанитария на буровой
Микроклимат должен соответствовать ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны». Для защиты от неблагоприятных климатических условий нужно использовать коллективные средства защиты (система отопления места для отдыха и обогрева защитные щиты и т.д.) и средства индивидуальной защиты (спецодежда). Следует запрещать работу при неблагоприятных метеоусловиях. Осуществлять чередование труда и отдыха. В связи с вредными условиями труда должны выплачиваться компенсации («Трудовой кодекс» «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»).
Освещение рабочих мест должно отвечать требованиям изложенным в СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение».
Освещение должно быть постоянным во времени без пульсации иметь спектр близкий к естественному. Нужно обеспечить равномерное распределение яркости освещения и отсутствие резких теней. Общее освещение должно составлять 10 % а местное 90 % от всего освещения буровой. Оптимальное направление светового потока – под углом 60 градусов к рабочей поверхности.
На буровой используется рабочее и дежурное освещение а также предусматривается и аварийное.
Применяются следующие мероприятия по устранению шума:
применение коллективных средств защиты (планово-предупредительные ремонты смазки кожухи установка экранов кабин звукоизоляции звукопоглощения глушителей);
применение средств индивидуальной защиты (наушники вкладыши противошумный шлем);
периодическое производство замеров уровня шума который на буровой не должен превышать 85 дБ по шкале А согласно ГОСТ 12.1.003-83.
Вибрация на рабочем месте регламентируется нормативным документом – ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ «Вибрация. Общие требования безопасности».
Мероприятия по устранению вибрации:
применение коллективных средств защиты: балансировка установка амортизаторов проведение планово-предупредительных ремонтов увеличение массы основания вибрирующих устройств крепление вибрационных систем;
применение средств индивидуальной защиты (виброобувь виброрукавицы виброгасящие коврики).
Количество вредных примесей в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно-допустимых концентраций. Микроклимат рабочих мест должен отвечать требованиям ГОСТ 12.1005-88 ССБТ «Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические требования». Для исключения нежелательных последствий от запыленности и загазованности используются: индивидуальные средства защиты (респираторы противогазы) и коллективные средства защиты (вентиляция). Вентиляция должна соответствовать требованиям изложенным в СНиП 2.04.05-91 «Отопление вентиляция кондиционирование». При приготовлении бурового раствора необходимо использовать респираторы очки и рукавицы. Работа с вредными веществами должна выполняться в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ «Вредные вещества классификация и общие требования безопасности». Склад химреагентов необходимо располагать по розе ветров.
Расчет производился с целью оптимизации техники и технологии углубления скважины. Оборудование должно удовлетворять требованиям технологического процесса углубления скважины но так же быть наиболее рентабельным с экологической точки зрения. Технология углубления скважины должна отвечать современным требованиям.
При разработке проекта на строительство скважины проектная организация должна осуществить анализ опасности и риска проектируемого объекта. Предприятие должно организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 г. №116-Ф3. Сведения об организации производственного контроля представляются в территориальный орган Госгортехнадзора России обеспечивающим государственный надзор на данной территории.
Предприятие должно представлять декларацию промышленной безопасности которая разрабатывается в составе проектной документации и уточняется вновь при обращении за лицензией на эксплуатацию производственного объекта.
Все работы на объекте по строительству скважины необходимо производить согласно правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности которыми установлены требования к созданию системы управления и контроля за промышленной безопасностью производства; разработке сооружению изготовлению и использованию производственных объектов технических средств технологических процессов; определён порядок взаимодействия органов Госгортехнадзора России с предприятиями и организациями в области обеспечения промышленной безопасности охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов.
Предложенные в проекте оборудование инструмент используемые в процессе строительства материалы и конструкция скважины соответствуют государственным стандартам. Они позволяют осуществлять безаварийную проводку скважины и наносить минимальный ущерб окружающей природной среде.
Список использованных источников
Агзамов Ф.А. Долговечность тампонажного камня в коррозионно– активных средах Ф.А. Агзамов Б.С. Измухамбетов. – С-Пб 2005. – 318 с.
Агзамов Ф.А. О необходимой величине расширении тампонажных материалов Ф.А. Агзамов В.В. Бабков И.Н. Каримов Территория Нефтегаз. № 8. – 2011. – с. 14–15.
Агзамов Ф.А. Специальные тампонажные материалы с заданными свойствами Ф.А. Агзамов И.Н. Каримов Бурение и нефть. № 12. – 2008. – с. 26–27.
Ахмадеев Р.Г. Химия промывочных и тампонажных жидкостей Р.Г. Ахмадеев B.C. Данюшевский. – М.: Недра 1981. – 152 с.
Ахмедов З.М. Гаджиева И.Ю. Исследование добычи неньютоновской нефти горизонтальными скважинами З.М. Ахмедов И.Ю. Гаджиева Нефтепромысловое дело. – 2014. № 8. – с. 41–43.
Ашрафьян М.О. Влияние технологических факторов на качество цементирования скважин: обзорная информация М.О. Ашрафьян А.И. Булатов Сер. Бурение. – М.: ВНИИОЭНГ 1978. – 56 с.
Ашрафьян М.О. Гидравлическая программа цементирования скважин разработанная на основе бингамовской модели течения вязкопластичных жидкостей М.О. Ашрафьян В.В. Шабанов Бурение и нефть. – 2010. № 11. – с. 32–36.
Ашрафьян М.О. О вытеснении глинистого раствора цементным и повышении качества цементирования скважин Бурение и нефть. – 2014. № 2. – с. 45–48.
Ашрафьян М.О. Формирование потока вязкопластичной жидкости в затрубном пространстве скважины М.О. Ашрафьян и др Нефтяное хозяйство. – 1970. № 11. – с. 21–23.
Ашрафьян М.О. Формирование потока при эксцентричном положении труб в скважине Бурение и нефть. – 2010. № 7. – с. 63–66.
Байков А.А. Труды в области вяжущих веществ и огнеупорных материалов. Т.5. – М.: изд. АН СССР. – 1948. –272 с.
Бакеев Д.В. Технология сульфатсодержащего цемента на низкоалюминатном сырье Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Российский химико –технологический университет им. Д.И. Менделеева. – М. 2010. – 20 с.
Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин Ю.М. Басарыгин А.И. Булатов Ю.М. Проселков. –М.: Недра-Бизнесцентр 2002. – 667 с.
Басарыгин Ю.М. Булатов А.И. Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие для вузов. – М.: Недра-Бизнесцентр 2002. – 632 с.
Башта Т.М. Машиностроительная гидравлика. –М.: Машиностроение 1971. – 672 с.
Белоусов Г.А. Скориков Б.М. Майгуров И.В. Особенности крепления наклонно направленных и горизонтальных стволов скважин Г.А. Белоусов Б.М. Скориков И.В. Майгуров Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. № 4. – с.47–50.
Бондаренко В.В. Обоснование равномерности дренирования многопластовых залежей нефти при их освоении горизонтальными скважинами Нефтяное хозяйство. – 2007. № 12. – с. 74–78.
Будников В.Ф. Проблемы механики бурения и заканчивания скважин В.Ф. Будников А.И. Булатов П.П. Макаренко. –М.: Недра Год: 1996. – 495 с.
Булатов А.И. Необходимость расхаживания обсадных колонн в процессе цементирования скважин Бурение и нефть. – 2015. № 11. – с. 40.
Булатов А.И. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин А.И. Булатов Р.Ф. Уханов. – М.: Недра. – 1978. – 240 с.
Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. – М.: Недра 1982 – 296 с.
Булатов А.И. Технологии цементирования нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра 1983. – 256 с.
Булатов А.И. Управление физико–механическими свойствами тампонажных систем – М.: Недра 1976. – 248 с.
Бутт Ю.М. Исследование состава жидкой фазы и твердых фаз образующихся при гидратации портландцемента Ю.М. Бутт
M. Колбасов T.B. Топильский Неорганические материалы. – 1971. № 4. – с. 694–689. – 7 т.
Бутт Ю.М. Химическая технология вяжущих материалов Ю.М. Бутт М.М. Сычев В.В. Тимашев. – М.: Высшая школа 1980. – 472 с.
Газизов Х.В. Опыт применения тампонажным материалов с расширяющимися свойствами при цементировании боковых стволов Х.В. Газизов Е.Л. Маликов К.А. Перескоков Бурение и нефть. – 2012. № 1. – с. 38–39.
Голышкина Л.А. Юсупов И.Г. Катеев И.С. Экспериментальные исследования герметичности контактных зон системы “порода – цементный камень – обсадная труба”. Тр. ТатНИПИнефть. – Казань 1975 –.№ 21. – с. 106–111.
Горонович С.Н. Тампонажные растворы для крепления наклонно направленных и горизонтальных скважин С.Н. Горонович П.Ф. Цыцымушкин Е.А. Коновалов Геология геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 2001. № 2. – с.31–32.
Горонович С.Н. Тампонажные растворы для крепления наклонно направленных и горизонтальных скважин Геология геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 2001. № 2. – с.31–32.
Горчаков Г.И. Мурадов Э. Г. Основы стандартизации и контроля качества продукции. – М.: Стройиздат. – 1977. – с. 296.
ГОСТ 26798.1–96 Цементы тампонажные. Методы испытаний
Гринько Ю.В. Управление тиксотропными свойствами тампонажных растворов с помощью реагентов Ю.В. Гринько Л.И. Рябова Я.Б. Мягкий Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010. № 1. – с. 36–39.
Данюшевский B.C. Длительное твердение цемента в гидротермальных условиях B.C. Данюшевский Т.И. Ростайчик В кн.: VI Международный конгресс по химии цемента. – М.: Стройиздат 1979. –С. 248352. – 3 т.
Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. – М.: Недра 1978. – 293 с.
Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам B.C. Данюшевский P.M. Алиев И.Ф. Толстых – 2–е изд. перераб. и доп. – М.: Недра. – 1987. – с. 373.
Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов Москва. Издательство «Недра». – 1978. – с.293.
Данюшевский В.С. Расширяющийся тампонажный цемент для газовых скважин Цемент. – 1966. № 2. – с. 10–11.
Данюшевский В.С. Справочное руководство по тампонажным материалам. В.С. Данюшевский Р.М. Алиев И.Ф. Толстых – 2–е изд. перераб. и доп. – М.: Недра 1987. – 373 с.
Детков В.П. Цементирование наклонных скважин. М.: Недра 1978. – 247с.
Еременко Т.Е. Вытеснение глинистого раствора цементным при цементировании скважин Т.Е. Еременко Д.Ю. Мочернюк Сб. «Крепление скважин и разобщение пластов». М.: Изд–во «Недра» 1964. – с. 40–50.
Каримов Н.Х. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов Н.Х. Каримов В.С. Данюшевский Ш.М. Рахимбаев М. – ВНИИОЭНГ – 1980. – 51 с.
Каримов Н.Х. Разработка составов и технология применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геологических условиях: Автореф. дис доктора техн. наук. – Уфа: УНИ 1986. – с.10–11.
a. Каримов Н.Х. Губкин Н.А. Исследование и разработка расширяющихся тампонажных смесей и влияние их на герметизацию заколонного пространства. – РНТС “Бурение” ВНИИОЭНГ 1975 № 9 с. 21–25.;
Карнаухов М.Л. Исследование процессов фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам М.Л. Карнаухов и др. Территория Нефтегаз. – 2008. № 12. – с. 78–83.
Кожевников Е.В. Высокоподвижный седиментационно устойчивый тампонажный состав для крепления боковых стволов с наклонными и горизонтальнымиучастками Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России (секция 2): сборник тезисов докладов XI Всероссийской научно–технической конференции. – Москва 2016. – с. 36.
Комлева С.Ф. Тампо–нажные растворы с пониженной водоотдачей С.Ф. Комлева и др. Учебник с грифом УМО НТО Уф. – Монография. – 2008. – 184 с.
Коузов П.А. «Основы анализа дисперсного состава промышленных пылей и измельченных материалов. – 3–е изд. перераб. –Л.: Химия 1987. 264 с.
Кравченко И.В. Химия и технология специальных цементов И.В. Кравченко и др. М.: Стройиздат. – 1979. – с. 208.
Крылов Д.А. Влияние расхаживания и вращения колонны на контакт цементного камня с обсадными трубами Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 1993. № 6–7. – с.14.
Кузнецова Т. В. Химия и технология расширяющихся и напрягающих цементов. Цемент. – 1979. № 2. – с. 10–11.
Кузнецова Т.В. Алюминатные и сульфоалюминатные цементы. – М.: Стройиздат 1986. – с.199–209.
Курамшин P.M. Лабораторные исследования по оценке коэффициентов нефтеизвлечения при фильтрации к "вертикальным" и "горизонтальным" скважинам Нефтепромысловое дело. – 2006. – № 11. – с. 45–53.
Курбатова И.И. Химия гидратации портландцемента. – М.: Стройиздат – 1977. – 154 с.
Ларионова 3.М. Фазовый состав микроструктура и прочность цементного камня и бетона 3.М. Ларионова Л.В. Никитина Л.В. Гарашин М.: – Стройиздат. – 1977. – с. 319.
Левич В.Г. Физико–химическая гидродинамика. – М.: Физматгиз 1959. – 700 с.
Лихушин А.М. Анализ промысловых исследований движения столба тампонажного раствора в колонне обсадных труб Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2011. – № 9. – c.51–54.
Лохер Ф.В. Исследование механизма гидратации цемента 6–й Международный конгресс по химии цемента. – М.: Стройиздат 1974. – с. 122–133.
Лю Хаоя Исследование свойств полимерной буферной жидкости для повышения качества крепи скважин Лю Хаоя Н.И. Николаев Е.В. Кожевников Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2015. – № 6. – с. 38–41.
Магадова Л.А. К вопросу повышения качества ремонтно – изоляционных работ в низкопроницаемых коллекторах нефтяных и газовых скважин Л.А. Магадова и др. Территория нефтегаз. – 2012. – №6. – с.80–87.
Мелехин А.А. Моделирование изоляции поглощающего пласта расширяющимися тампонажными смесями А.А. Мелехин и др. Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – с. 114–117.
Нигматулин Р.И. Основы механики гетерогенных сред. М.: Наука. – 1978. – 336 с.
Николаев Н.И. Исследование влияния полимерных буферных жидкостей на прочность контакта цементного камня с породой Н.И. Николаев Лю Хаоя. Е.В. Кожевников Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – №18. – с. 13–19.
a.Николаев Н.И. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками Н.И. Николаев Е.В. Кожевников Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – №11. – с. 29–37.
Николаев Н.И. Разработка седиментационно –устойчивых тампонажных составов для крепления скважин с наклонными и горизонтальными участками Н.И. Николаев и др. Инженер–нефтяник. – – № 2. – с. 15–17.
Николаев Н.И. Экспериментальные исследования свойств полимер– глинистых и полимерцементных составов для тампонирования скважин Н.И. Николаев и др. В сб. докладов 14–ой Международной Конференции по Науке и Технике Польша Краковская горная академия 2004 г. – с. 21.
Новохатский Д.Ф. Методика определения долговечности цементного камня на основе расширяющихся тампонажных цементов Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2011. № 4. – с. 37–42.
Овчинников В.П. Аксенова Н.А. Овчинников П.В. Физикохимические процессы твердения работа в скважине и коррозия цементного камня: Учеб. пособие для вузов. – Тюмень: Изд–во «Нефтегазовый университет» 2007. – 368 с.
Окороков С.Д. Взаимодействие минералов в портландцементном клинкере в процессе гидратации цемента.–M.–JL: Стройиздат 1965.– 35 с.
Пичкалев А.В. Обобщенная функция желательности Харрингтона для сравнительного анализа технических средств Исследования наукограда. –2012. – №1. – с. 25–28.
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности утв. Постановлением Госгортехнадзора России №24 от 09.04.1998 и введены в действие в 01.09.1998 г.
Расширяющийся тампонажный материал Патент РФ №2418028 от 14.12.2009
Расширяющийся тампонажный состав патент РФ № 2504568 опубл. 20.01.2014 г.
Рахимбаев Ш.М. Регулирование технических свойств тампонажных растворов – Ташкент: ФАН 1976. – 160 с.
Рахматулин Х.А. Основы газодинамики взаимопроникающих движений сжимаемых сред Прикл. математика и механика. – 1956. – №2. – с. 184–195. – 20 т.
Ребиндер ГШ. Физико–химические основы гидратационного твердения вяжущих веществ ГШ. Ребиндер Е.Е. Сегалова Е.А. Амелина Труды 6 Межд.Конгресса по химии цемента. – Москва1976. – с. 58–64. – 2 т. кн.1.
Ребиндер П.А.Физико–химические представления о механизме схватывания и твердения минеральных вяжущих веществ Сб.трудов совещания по химии цемента. – М.: Промстройиздат1956. – с. 125–128.
Риман И. С. Приближенный способ расчета профиля скорости при течении жидкости в канале соосно заполненном стержнями И.С. Риман В.Г. Черепкова В кн.: Промышленная аэродинамика. – Вып. 30. М. Машиностроение. – 1973. – с. 65–70.
Робсон Т.Д. Химия алюминатов кальция и их производных В кн. V международный конгресс по химии цемента. – М. – 1973. – с. 100–110.
Румянцев П.Ф. Гидратация алюминатов кальция П.Ф. Румянцев B.C. Хотимченко В.М. Никушенко Л.: Наука. – 1974. – 79 с.
Рыбьев И.А. Строительные материалы па основе вяжущих веществ. М.: Высшая школа. – 1978. – с. 309.
Рябова Л.И Тампонажные растворы повышенного качества Бурение и нефть. – 2003. – №2 – с. 45–46.
Рябова Л.И. Тиксотропные тампонажные растворы повышенной изолирующей способности Строительство нефтяных скважин на суше и на море. – 2004 – № 1. – с. 30–32.
Рябоконь С.А. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин С.А. Рябоконь и др. Нефтяное хозяйство. – 2003. – №4. – с.98–101.
Рябоконь С.А. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин С.А. Рябоконь М.О. Ашрафьян Ю.В. Гринько Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 4. – с. 98101.
Рябоконь С.А. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин С.А. Рябоконь М.О. Ашрафьян Ю.В. Гринько Нефтяное хозяйство. – 2003. – №4. – с.98– 101.
Рябоконь С.А. Устройство для вращения обсадной колонны в процессе ее цементирования С.А. Рябоконь В.М. Миль штейн А.В. Лазаренко Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 5. – с. 72 – 73.
Силовой верхний привод (СВП) Бурение и нефть. – 2010. – № 11. – с. 10–15.
Сторчак А.В. тампонажные смеси для крепления скважин в условиях аномально низких пластовых давлений Научные исследования и инновации. – Пермь: ПГТУ. – 2011. – №1. – с.40–44.
Сычев М.М Твердение вяжущих веществ. Л.: Стройиздат. – 1974. – с. 80.
Тампонажный раствор Патент РФ №2082872 от 27.06.1997
Тампонажный состав для низкотемпературных скважин «аркцемент» патент РФ № 2144977 опубл. 27.01.2000 г.
Темиров Э. Повышение качества крепления направленных стволов скважин на месторождениях республики Саха (Якутия) Бурение и Нефть. – 2005. – №10. – с.34–35.
Торопов Н.А. Химия цементов. М.: Промстройиздат 1956 с. 270.
Чернышов С.Е. Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин Нефтяное хозяйство. – 2010. – №6. – с. 22–24.
Чернышов С.Е. Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин Нефтяное хозяйство. – 2010. – №6. – с.22–24.
Шувалов А.В. Грошев С.А. Оценка эффективности системы разработки Барьязинского месторождения горизонтальными скважинами А.В. Шувалов С.А. Грошев Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 2. – с. 66–67.
0.Boycott A.E. Sedimentation of blood corpuscles Nature. 1920. V. 104 P. 532.
1.Chatterdji S. Jeffery J.M. Studies of early stages of paste hydration of cement compounds part 2.–J.Am.Ceramic Soc.1963v.46 № 4 p.263–273.
2.Chatterdji S. Jeffery J.M. Studies of early stages paste hydration of cement compounds hfrt 1.– J.Am.Ceramic Soc.1962v.45 №11 p.543–563.
3.Drew D.A. Mathematical modeling of two–phase flow Ann. rev. fluid mech. 1983. V. 15. P. 261–291.
4.Gidaspow D. Multiphase flow and fluidization. San Diego: Acad. Press 1994. р. 162.
5.Howard G. C. Clark J. B. Factors to be considered in obtaining proper cementing of casing Oil and Gas J. 1948. 1111. № 46. р. 46.
6.Liu Gefei Weber Lawrence D. Centralizer Selection and Placement Optimization 150345–MS SPE Conference Paper – 2012. р. 150–160.
7.Marble F.E. Dynamics of dusty gases Annu. Rev. Fluid Mech. 1970. V. 2. P. 397–446.
8.Pratt P. Jennings H.M. The microchemistry and microstructure of Portland CementAnn.Rev.Mater.Sci1981.№l 1 .–P.123–149
9.Sralny G. Gawed J. Taylor H.F.W. Studies on hydration of cement World Cement Technology 1978.№9.– P.183–195.
0.Tadros M.E.Jackson W.Z. Study of the dissolution and electrokinetic behavior of tricalcium alummate.– Colloid and Interface Sci. 1977v.3p.211–223.

3.cdw

71 м - место срезки (Н
51 м - кровля пласта (Н
Участок набора зенитного угла с ИИ 1
Участок снижения зенитного угла с ИИ 0
Участок стабилизации под ГНО
Отход по проектному азимуту
Глубина по вертикали

1.cdw

Характеристика давлений пластового (порового) и гидроразрыва пород. Эквиваленты
градиентов пластового давления (К
) и давления гидроразрыва (К
промежуточная колонна
зацементированы до устья.
Глубина забурки под эксплуатационную колонну

Схема обвязки устья.cdw

Цементировочная головка.cdw

Спецификация.spw