Файл: Бакалаврская работа тема работы Технологические решения для строительства разведочной вертикальной скважины глубиной 2490 метров на нефтяном месторождении (Томская область).pdf

Скачать файл (2,14Мб)

Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 06.12.2023

Просмотров: 90

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело
»
Отделение нефтегазового дела
БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА Тема работы Технологические решения для строительства разведочной вертикальной скважины глубиной 2490 метров на нефтяном месторождении (Томская область)
УДК622.243.22:622.143:622.276(571.16)
Студент
Группа
ФИО Подпись Дата
З-2Б42Т
Феоктистов Станислав Игоревич Руководитель ВКР Должность
ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Доцент
Ковалев Артем Владимирович к.т.н КОНСУЛЬТАНТЫ По разделу Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение Должность
ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата ст. преподаватель
Вершкова Елена Михайловна По разделу Социальная ответственность Должность
ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата ст. преподаватель Алексеев Николай Архипович ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ Руководитель ООП
ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата ст. преподователь
Максимова Юлия Анатольевна Томск – 2018 г

2 Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело
»
Отделение нефтегазового дела УТВЕРЖДАЮ Руководитель ООП
_____ _______ Максимова Ю.А Подпись) (Дата)
(Ф.И.О.)
УТВЕРЖДАЮ: Руководитель ООП
_____ _______ ____________ Подпись) (Дата) (Ф.И.О.) ЗАДАНИЕ на выполнение выпускной квалификационной работы В форме
Бакалаврской работы Студенту Группа
ФИО
З-2Б42Т
Феоктистову Станиславу Игоревичу Тема работы Технологические решения для строительства разведочной вертикальной скважины глубиной 2490 метров на нефтяном месторождении (Томская область) Утверждена приказом директора (дата, номер) Срок сдачи студентом выполненной работы
14.06.2018 ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ Исходные данные к работе наименование объекта исследования или проектирования производительность или нагрузка режим работы (непрерывный, периодический, циклический и т. д вид сырья или материал изделия требования к продукту, изделию или процессу особые требования к особенностям функционирования эксплуатации) объекта или изделия в плане безопасности эксплуатации, влияния на окружающую среду, энергозатратам экономический анализ и т. д.).
Геолого-технические условия бурения скважины на нефтяном месторождении (Томская область, с ожидаемым притоком Q = 140 м
3
/сутки. Перечень подлежащих исследованию, проектированию и разработке вопросов аналитический обзор по литературным источникам с целью выяснения достижений мировой науки техники в рассматриваемой области постановка задачи исследования, проектирования, конструирования содержание процедуры исследования, проектирования, конструирования обсуждение результатов выполненной работы наименование дополнительных разделов, подлежащих разработке заключение по работе ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Геологические условия бурения
1.2 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
1.3 Зоны возможных осложнений ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Обоснование и расчет профиля скважины
2.2 Обоснование конструкции скважины
2.2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

3 2.2.2 Построение совмещенного графика давлений
2.2.3 Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска
2.2.4 Выбор интервалов цементирования
2.2.5 Расчет диаметров скважины и обсадных колонн
2.2.6 Проектирование обвязки обсадных колонн
2.3 Углубление скважины
2.3.1 Выбор способа бурения
2.3.2 Выбор породоразрушающего инструмента
2.3.2.1 Выбор типа калибратора
2.3.3 Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород
2.3.4 Расчет частоты вращения долота
2.3.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя
2.3.6 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны
2.3.7 Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов
2.3.8 Выбор гидравлической программы промывки скважины
2.3.9 Технические средства и режимы бурения при отборе керна
2.4 Проектирование процессов заканчивания скважин
2.4.1 Расчет обсадных колонн на прочность
2.4.1.1 Исходные данные для расчета действующих нагрузок
2.4.1.2 Расчет наружных избыточных давлений
2.4.1.3 Расчет внутренних избыточных давлений
2.4.1.4 Конструирование обсадной колонны по длине
2.4.2 Расчет и обоснование параметров цементирования эксплуатационной колонны
2.4.2.1 Обоснование способа цементирования
2.4.2.2 Расчет объёмов буферной жидкости, тампонажного раствора и продавочной жидкост
2.4.2.3 Определение необходимых количеств компонентов тампонажного раствора
2.4.2.4 Выбор типа и расчёт необходимого количества цементировочного оборудования
2.4.3 Выбор технологической оснастки обсадных колонн Проектирование процессов испытания и освоения скважин
2.5 Выбор буровой установки
3 ГИБРИДНЫЕ ДОЛОТА Перечень графического материала сточным указанием обязательных чертежей)
1. Геолого-технический наряд
2. Компоновка бурильной колонны Консультанты по разделам выпускной квалификационной работы с указанием разделов

4 Раздел Консультант Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение
Вершкова Елена Михайловна Социальная ответственность Алексеев Николай Архипович
Названия разделов, которые должны быть написаны на русском и иностранном языках
1. Общая и геологическая часть
2. Технологическая часть
3. Гибридные долота
4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение
5. Социальная ответственность Дата выдачи задания на выполнение выпускной квалификационной работы по линейному графику
15.02.2018 г. Задание выдал руководитель Должность
ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Ассистент Башкиров Иван Александрович Задание принял к исполнению студент Группа
ФИО Подпись Дата
З-2Б42Т
Феоктистов Станислав Игоревич

5 РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа содержит 80 с, 14 рис, 31 табл,
30 литературных источников, 15 прил. Выпускная квалификационная работа содержит такие ключевые слова, бурение, глубина 2490, вертикальная скважина, закрытый забой, гибридное долото, месторождение, перфорация, интенсификация притока, буровой раствор, буровая установка, заканчивание скважины, экономическая часть, экология, техника безопасности. Объектом исследования является разведочная вертикальная скважина глубиной 2490 метров на нефтяном месторождении (Томская область. Цель работы – проектирование технологического решения для строительства разведочной вертикальной скважины глубиной 2490 метров на нефтяном месторождении. В процессе работы проводилось проектирование технологических решений по строительству разведочной вертикальной скважины, построение геолого-технического наряда и компоновки низа бурильной колонны, рассмотрены современные тенденции гибридных долот. В результате исследования были спроектированы технологические решения на строительство разведочной вертикальной нефтяной скважины глубиной 2490 м. Основные конструктивные, технологические и технико- эксплуатационные характеристики вертикальная одноколонная разведочная скважина с закрытым забоем, с рекомендуемыми режима бурения, отбора керна и интервалами спуска, цементирования обсадных колонн. Область применения строительство разведочных вертикальных скважин. Экономическая эффективность работы, снижение себестоимости строительства разведочной вертикальной скважины.

6 ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ В данной работе применены следующие обозначения и сокращения с соответствующими расшифровками
ЗУМППФ – зона успокоения механических примесей пластового флюида ПВО - противовыбросовое оборудование
ВЗД – винтовой забойный двигатель
ОТТМ – муфтовое резьбовое соединение обсадной трубы, трапецеидальная
КПО - кумулятивное перфорационное оборудование
МСП – механическая скорость проходки
КНБК – компоновка низа бурильной колонны
УБТ – утяжеленные бурильные трубы
ТБВК - Трубы бурильные стальные бесшовные с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками
ОЗЦ - ожидания затвердения цемента
СПО - спуско-подъемные операции
УВ – условная вязкость
ПВ – пластическая вязкость
БУ – буровая установка
БКП – башмак колонный
ЦКОД – центральный клапан обратного действия
ЦЦ – центратор цементировочный
ГЦУ – головка цементировочная универсальная
ПРП-Ц – пробка разделительная продавочная цементировочная. В тексте документа применены сокращения, установленные в национальных стандартах и соответствующие правилам русской орфографии т.д. – так далее т.п. – тому подобное и др. – и другие шт. – штуки наруж. – наружний, внутр. - внутренний и др.

7
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ..................................................................................................................................................... 10 1 ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ................................................................................................... 11 1.1 Геологические условия бурения ......................................................................................................... 11 1.2 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины .................................................................................. 11 1.3 Возможные осложнения по разрезу скважины ................................................................................. 12 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА ............................................................................................. 13 2.1 Обоснование и расчет профиля скважины ........................................................................................ 13 2.2 Обоснование конструкции скважины ................................................................................................ 13 2.2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя и выбор способа заканчивания скважин ................................................................................................................................................... 13 2.2.2 Построение совмещенного графика давлений ........................................................................... 13 2.2.3 Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска ..................................................... 14 2.2.4 Выбор интервалов цементирования ............................................................................................ 14 2.2.5 Расчет диаметров скважины и обсадных колонн ....................................................................... 15 2.2.6 Проектирование обвязки обсадных колонн ................................................................................ 16 2.3 Углубление скважины ......................................................................................................................... 17 2.3.1 Выбор способа бурения ................................................................................................................ 17 2.3.2 Выбор породоразрушающего инструмента ................................................................................ 18 2.3.2.1 Выбор типа калибратора ............................................................................................................ 18 2.3.3 Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород ............................................. 19 2.3.4 Расчет частоты вращения долота ................................................................................................. 20 2.3.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя ....................................................................... 21 2.3.6 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны. 22 2.3.7 Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов .......................................... 22 2.3.8 Выбор гидравлической программы промывки скважины ......................................................... 23 2.3.9 Технические средства и режимы бурения при отборе керна .................................................... 24 2.4 Проектирование процессов заканчивания скважин .......................................................................... 26 2.4.1 Расчет обсадных колонн на прочность ....................................................................................... 26 2.4.1.1 Исходные данные для расчета действующих нагрузок .......................................................... 26 2.4.1.2 Расчет наружных избыточных давлений ................................................................................. 26 2.4.1.3 Расчет внутренних избыточных давлений ............................................................................... 29 2.4.1.4 Конструирование обсадной колонны по длине ....................................................................... 32 2.4.2 Расчет и обоснование параметров цементирования эксплуатационной колонны .................. 32 2.4.2.1 Обоснование способа цементирования .................................................................................... 32 2.4.2.2 Расчет объёмов буферной жидкости, тампонажного раствора и продавочной жидкости .. 33 2.4.2.3 Определение необходимых количеств компонентов буферной жидкости и тампонажного раствора ................................................................................................................................................... 33

8 2.4.2.4 Выбор типа и расчёт необходимого количества цементировочного оборудования ............ 34 2.4.3 Выбор технологической оснастки обсадных колонн ................................................................. 35 2.4.4 Проектирование процесса испытания и освоения скважины ................................................... 36 2.4.4.1 Проектирование перфорационного оборудования для вторичного вскрытия продуктивного пласта ............................................................................................................................ 36 2.4.4.2 Выбор пластоиспытателя........................................................................................................... 37 2.4.4.3 Проектирование оборудования для вызова притока методом свабирования ....................... 38 2.5 Выбор буровой установки ................................................................................................................... 40 3 ГИБРИДНЫЕ ДОЛОТА ............................................................................................................................. 42 3.1 Назначение и классификация буровых долот ................................................................................... 42 3.2 Задача гибридных долот ...................................................................................................................... 43 3.3 Долота Kymera ...................................................................................................................................... 44 3.4 Долота SteeringWheel ........................................................................................................................... 45 3.5 Долота Fusetek ...................................................................................................................................... 47 4 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ............................................................................. 52 4.1.1 Основные направления деятельности нефтяной компании ООО«Газпромнефть-Восток» ... 52 4.1.2 Организационная структура управления предприятием ........................................................... 53 4.1.3 График работы и обслуживающий персонал .............................................................................. 54 4.2 Расчет нормативной продолжительности строительства скважин ................................................. 54 4.2.1 Расчет нормативного времени на механическое бурение ......................................................... 55 4.2.2 Расчет нормативного времени на спускоподъемные операции ................................................ 56 4.2.3 Расчет нормативного времени на установку центрирующих фонарей .................................... 58 4.2.4 Расчет нормативного времени ожидания затвердевания цемента. 58 4.2.5 Расчет нормативного времени на разбуривание цементной пробки ........................................ 59 4.2.6 Расчет нормативного времени на геофизические работы ......................................................... 60 4.2.7 Расчет затратна прочие вспомогательные работы, неучтенные укрупненными нормами .. 60 4.2.8 Расчет нормативных затрат времени на проведение ремонтных работ ................................... 61 4.3 Сметная стоимость строительства скважины .................................................................................... 61 4.3.1 Определение проектной продолжительности бурения и крепления скважины ...................... 61 4.4 Расчет технико-экономических показателей ..................................................................................... 62 5 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ................................................................................................... 65 5.1 Производственная безопасность ......................................................................................................... 65 5.1.1 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению .................................................. 65 5.1.2 Анализ вредных факторов и мероприятия по их устранению .................................................. 71 5.2 Экологическая безопасность ............................................................................................................... 74 5.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях .......................................................................................... 76 5.4 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности ............................................... 78

9 ЗАКЛЮЧЕНИЕ .............................................................................................................................................. 80 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ .......................................................................................... 81 Приложение А ................................................................................................................................................ 84 Геологические условия бурения скважины ............................................................................................. 84 Приложение Б ................................................................................................................................................. 91
Нефтегазоводоносность по разрезу скважины ........................................................................................ 91 Приложение В ................................................................................................................................................ 92 Возможные осложнения по разрезу скважины ....................................................................................... 92 Приложение Г .............................................................................................................................................. 93
Cовмещенный график давлений ............................................................................................................... 93 Приложение Г .............................................................................................................................................. 94 Расчет диаметров скважины и обсадных колонн .................................................................................... 94 Приложение Д ............................................................................................................................................. 95 Выбор породоразрушающего инструмента ............................................................................................. 95 Приложение Д ............................................................................................................................................. 96 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны .................................................................................. 96 Приложение Д ............................................................................................................................................. 99 Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов ....................................................... 99 Приложение Д ........................................................................................................................................... 103 Гидравлическая программа промывки скважины ................................................................................. 103 Приложение Е ............................................................................................................................................... 105 Технологическая схема обвязки цементировочного оборудования .................................................... 105 Приложение И .............................................................................................................................................. 106 Организационная структура управления предприятия ООО «Газпромнефть-Восток» .................... 106 Приложение К .............................................................................................................................................. 107 Расчет нормативной продолжительности строительства скважины ................................................... 107 Приложение Л .............................................................................................................................................. 109 Сметная стоимость строительства скважины ........................................................................................ 109 Приложение М .............................................................................................................................................. 118 Производственная безопасность ............................................................................................................. 118 Приложение Н .............................................................................................................................................. 119 Экологическая безопасность ................................................................................................................... 119

10 ВВЕДЕНИЕ Нефтегазовые ресурсы являются важнейшими источниками энергии для всего мира. Они используются в качестве сырья для изготовления различных продуктов, таких как синтетические масла, пластик, полиэтилен, смазки и многое другое. На сегодняшний день невозможно представить жизнедеятельность человека с отсутствием этих ресурсов. Главным этапом в процессе добычи полезных ископаемых является строительство скважины. От качества спроектированной скважины зависит и то, сколько в конечном итоге будет извлечено нефти или газа на поверхность. Вовремя бурения необходимо обеспечивать наиболее рациональное проектирование техники и технологии строительства скважины, качественное вскрытие продуктивного пласта и цементирование ствола скважины, отсутствие аварий и осложнений. Первая в мире нефтяная скважина была пробурена в 1846 году в посёлке
Биби-Эйбат, что недалеко от Баку, входивший тогда в Российскую империю. Это стало отправной точкой для развития нефтяной индустрии по всему миру. Сегодняшнее место Российской Федерации в нефтяном секторе мира достаточно солидно, Российские запасы нефти оцениваются в 13 процентов от мировых. В данной работе представлено проектирование строительства разведочной скважины на нефть в Томской области включающий в себя технические решения для достижения высоких технико-экономических показателей, и выбор оборудования с целью обеспечения высокой продуктивности и долговечности скважины, атак же раздел социальной ответственности.

11

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1 ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Геологические условия бурения В подразделе приводятся стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины, сведения по градиентам пластового, порового, горного давлений и давления гидроразрыва пород, приведенных к глубине исследования, данные представлены в приложении А. Краткая характеристика геолого-технического условия бурения скважины литологическая характеристика скважины в интервале 0-2860 м представлена в большей степени глинами, аргилитами с переслаиванием алевролитов, песчаников. По разрезу скважины представлены мягкие и средние по твердости горные породы, что обосновывает выбор породоразрушающего инструмента и оптимальные режимы бурения, для достижения максимальной механическй скорости проходки. Согласно сведениям по градиентам пластового давления и давления гидроразрыва пород несовместимых интервалов по условию бурения не наблюдается, необходимость в спуске промежуточной (технической) колонны отсутствует.
1.2 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
Нефтегазоводоносность по разрезу скважины представлена в приложении Б. Краткая характеристика нефтегазоводоносности по разрезу скважины разрез скважины представлен 3 водоносными и 1 нефтеносным пластом. Вертикальная разведочная скважина проектируется для продуктивного интервалам с забоем закрытого типа и ожидаемым дебитом 130 м
3
/сут.

12
1.3 Возможные осложнения по разрезу скважины Поглощение бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, нефтепроявления, представлены в приложении В. Краткая характеристика зоны возможных осложнений по разрезу скважины
- в интервале 0-735 мм, ожидаются осыпи и обвалы горных пород, поэтому необходимо обеспечить поддержание оптимальной плотности бурового раствора, низкой водоотдаче и обработку раствора химреагентами. Также исключить длительные простои в процессе бурения, обеспечить высокую механическую скорость проходки
- в интервале 0-470 мм м возможны поглощения бурового раствора, возникающие при превышении градиента поглощения вследствие несоблюдения режима бурения и плотности бурового раствора
- нефтепроявление в продуктивном интервале 2460-2465 м, возникает при снижении противодавления на пласт ниже гидростатического.

13
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА
2.1 Обоснование и расчет профиля скважины Проектируется разведочная скважина, поэтому профиль скважины во всех случаях принимается вертикальными проектировочные расчеты не производятся.
2.2 Обоснование конструкции скважины Конструкция скважины – это совокупность
- числа колонн
- глубин спуска колонн
- интервалов затрубного цементирования
- диаметров обсадных колонн
- диаметров скважин под каждую колонну. При проектировании конструкции скважины необходимо стремиться к упрощению конструкции скважины, например, за счет уменьшения числа колонн, уменьшения диаметров колонн, уменьшения рекомендуемых зазоров или применения труб с безмуфтовыми соединениями.
2.2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя и выбор способа
заканчивания скважин В связи с недостаточной геологической изученностью разреза скважин и для последующего испытания пласта в закрытом стволе скважины для всех разведочных скважин принимается забой закрытого типа.
2.2.2 Построение совмещенного графика давлений Совмещенный график давлений иллюстрирует изменение по глубине скважины градиентов пластовых давлений, градиентов давлений гидроразрыва породи градиентов давлений столба бурового раствора. [3] Совмещенный график давлений представлен в приложении Г.

14 Из анализа графика градиентов пластового давления и гидроразрыва пласта следует, что несовместимых интервалов по условию бурения не наблюдается, необходимость в спуске промежуточной (технической) колонны отсутствует.
2.2.3 Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска
1. Во избежание размыва устья скважины и перекрытия рыхлых четвертичных отложений спуск направления проектируется на глубину четвертичных отложений 40+10 м.
2. Спуск кондуктора проектируется для перекрытия всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разрезана глубину 735+65 м, таким образом, предотвращая прихваты и разобщая водоносные горизонты.
3. Спуск эксплуатационной колонны производится до подошвы нефтяного пластам, глубина зумпфа составляет 25 м Данные о количестве обсадных колонн и глубинах их спуска представлены в таблице 1. Таблица 1 – Количество обсадных колонн и глубинах их спуска Наименование обсадной колонны Глубина спускам По вертикали По стволу Направление
50 50 Кондуктор
800 80 Эксплуатационная колонна
2490 2490
2.2.4 Выбор интервалов цементирования В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы цементирования
1. Направление интервал цементирования 0-50 м
2. Кондуктор интервал цементирования 0-800 м
3. Эксплуатационная колонна интервал цементирования 650-2490 м.

15 Цементируются с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на высоту 150 м для нефтяной скважины. [19]
2.2.5 Расчет диаметров скважины и обсадных колонн Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх [3].
1. Диаметр эксплуатационной колонны D
эк.н
, принимаем с учетом ожидаемого притока Q = 140 м
3
/сутки [3]:
D
эк.н
= 146,1 мм. Диаметр скважины под каждую колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтами рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины. Расчетный диаметр долота D
эк.д.расч для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле
D
эк.д.расч
≥ D
эк.м
+ Δ ,
(1) где D
эк.м
= 166,1 мм, наружный диаметр муфты обсадной трубы
Δ = 20 мм, разность диаметров ствола скважины и муфты колонны.
D
эк.д.расч
= 186,1 мм. Выбираем долото PDC, диаметр долота D
эк.д
= 188,9 мм.
2. Диаметр кондукторавыбирается из условия проходимости долота для бурения под эксплуатационную колонну внутри него с рекомендуемыми зазорами. Диапазон варьирования внутреннего диаметра кондуктора D
k.вн определяется по формуле [3]:
D
k.вн
= D
эк.д
+ 14 мм,
(2)
D
k.вн
= 202,9 мм н
= 219,1 мм Расчетный диаметр долота
D
к.д.расч
= км
+ Δ = 244,5 + 25 = 269,5 мм. Выбираем долото PDC, диаметр долота D
к.д
= 269,9 мм.

16 3. Диаметр направлениявыбирается из условия проходимости долота для бурения под кондуктор внутри него с рекомендуемыми зазорами [3]. Диапазон варьирования внутреннего диаметра направления D
k.вн определяется по формуле
D
н.вн
= D
к.д
+ 10 мм,
(3)
D
н.вн
= 279,9 мм
D
н.н
= 298,5 мм Расчетный диаметр долота
D
н.д.расч
= нм
+ Δ = 323,9 + 39 = 362,9 мм. Выбираем долото RC, диаметр долота D
н.д
= 393,7 мм. Конструкция скважины представлена в приложении Г. Данные расчета конструкции скважины представлены в таблице 2. Таблица 2 – Конструкция скважины Наименование обсадной колонны Интервал установки по стволу, м Интервал цементирования по стволу, м Диаметр обсадной колонны, мм Диаметр долота, мм от до от до Направление
0 50 0
50 146,1 188,9 Кондуктор
0 800 0
800 219,1 269,9 Эксплуатационная колонна
0 2490 650 2490 298,5 393,7
2.2.6 Проектирование обвязки обсадных колонн При выборе противовыбросового оборудования и колонной обвязки необходимо учитывать величину максимального устьевого давления Р
му
, которая для нефтяной скважины рассчитывается по формуле [3]:
Р
му
= Р
пл
– ρ
н
∙g∙H
кр
,
(4)
Р
му
= 28,17 – 23,2 = 4,97 МПа, где Р
пл
= 28,17 МПа - пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа н
= 825 кг/м
3
- плотность нефти, кг/м
3
; g = 9,81 мс
– ускорение свободного падениям с кр
= 2460 м - глубина залегания кровли продуктивного пластам. Колонная головка, соответствующая максимальному устьевому давлению ОКК1-21-146х219.
2. ПВО, соответствующее высокому пластовому давлению, имеющим градиент Δp пл
= 0,102 МПа м ОП5-230/80х35.
2.3 Углубление скважины
2.3.1 Выбор способа бурения Целесообразность применения того или иного способа бурения определяется геолого-техническими условиями. Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки скважины с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала поуже пробуренным скважинами соответствующих экономических расчётов [4]. Способ бурения определяет многие технические решения – режимы бурения, бурильный инструмент, гидравлическую программу, тип буровой установки и, как следствие, технологию крепления скважины. Выбор способа бурения по интервалам производился с учетом опыта уже пробуренных на месторождении скважина также с учетом исходных горно-геологических и технологических условий бурения. Запроектированные способы бурения приведены в таблице 3. Таблица 3 – Способы бурения по интервалам скважины Интервал, м Обсадная колонна Способ бурения
0-50 Направление Роторный
50-800 Кондуктор С применением ВЗД
800-2490 Эксплуатационная колонна С применением ВЗД

18
2.3.2 Выбор породоразрушающего инструмента Из анализа физико-механических свойств горных пород по разрезу скважины по степени абразивности и по категории буримости для строительства проектируемой скважины выбраны долота шарошечного типа для интервала бурения под направления и PDC для интервала бурения под кондуктор и эксплуатационную колонну, так как они позволяют обеспечить максимальное значение величины механической скорости бурения при минимальном количестве рейсов. Характеристики выбранных долот представлены в приложении Д.
1. Для бурения интервала под направление проектируется шарошечное долото диаметром 393,7 мм, которое обеспечит максимальную механическую скорость бурения. Выбор долота обусловлен тем, что интервал сложен мягкими горными породами, а проектирование долота типа PDC для заданного диаметра скважины экономически нерентабельно. Для бурения интервала под кондуктор проектируется долото PDC диаметром 269,9 мм, которое обеспечит максимальную механическую скорость бурения и требуемую проходку на долота. Выбор долота обусловлен тем, что интервал сложен мягкими и мягко-средними горными породами. При использование шарошечного долота механическая скорость бурения будет меньше, чем с долотом PDC [16].
3. Для бурения интервала под эксплуатационную колонну проектируется долото PDC диаметром 188,9 мм, которое обеспечит максимальную механическую скорость бурения и требуемую проходку на долота. Выбор долота обусловлен тем, что интервал сложен мягко-средними и средними горными породами. При использование шарошечного долота механическая скорость бурения будет меньше, чем с PDC, требуемая проходка обеспечена не будет [16].
2.3.2.1 Выбор типа калибратора Калибратор включается в компоновку низа бурильной колонны над долотом для сохранения номинального диаметра ствола по мере износа долота

19 по диаметру, придания стволу цилиндрической формы. Кроме того, калибратор центрирует КНБК в скважине, что улучшает условия работы долота, забойного двигателя. [2]
1. Для бурения интервала под направлением с шарошечным долотом использование калибратора и стабилизатора не планируется в связи с незначительным интервалом бурения, калибровка ствола секции осуществляется долотом.
2. Для бурения интервала под кондуктор 50-800 мс долотом планируется использование калибратора с прямыми лопостями, который позволит уменьшить гидравлические сопротивления при промывке скважины и обеспичит более стабильную работу долота. Выбор типа калибратора обусловлен тем, что интервал сложен мягкими и средними горными породами.
[15]
3. Для бурения интервала под эксплуатационную колонну 800-2490 мс долотом планируется использование калибратора с прямыми лопостями, который позволит уменьшить гидравлические сопротивления при промывке скважины и обеспичит более стабильную работу долота. Выбор типа калибратора обусловлен тем, что интервал сложен горными породами средней твердости [15]. Характеристики наддолотных калибраторов по интервалам бурения представлены в приложении Д.
2.3.3 Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы
1. Статистический анализ отработки долот в аналогичных геолого- технических условиях.
2. Аналитический расчет на основе качественных показателей механический свойств горной породы и характеристик шарошечных долот, применения базовых зависимостей долговечности долота и механической скорости бурения от основных параметров бурения.

20 3. Расчет из условия допустимой нагрузки на долото [4]. Расчет осевой нагрузки по интервалам бурения представлен в таблице 4. Таблица 4 - Расчет осевой нагрузки по интервалам бурения Интервал
0-50 50-800 800-2490 Исходные данные
α
1 1
1 ш, кг/см
2
1000 1000 4400 д, см
39,37 26,99 18,89
η
1
-
-
δ, см
1.5
-
-
q, кН/мм
10 100 300 пред, кН
230 140 100 Результаты проектирования
G
1
, кН
19,7 24 154
G
2
, кН
39,4 27 56,7
G
3
, кН
184 112 80 проект, кН
180 100-110 60-80
2.3.4 Расчет частоты вращения долота Расчет частоты вращения долота по интервалам бурения представлен в таблице 5. Таблица 5 - Расчет частоты вращения долота по интервалам бурения Интервал
0-50 50-800 800-2490 Исходные данные л, мс
3,4 2
1,3 дм мм
393,7 269,9 188,9
τ, мс
8
-
-
z
26
-
-
α
0,9
-
- Результаты проектирования
n
1
, об/мин
165 141 131
n
2
, об/мин
270
-
-
n
3
, об/мин
634
-
- проект, об/мин
165-250 145-180 130-165 Для всех интервалов бурения проектируются частоты вращения породоразрушающего инструмента согласно известной методике,

21 обеспечивающие требуемую линейную скорость на периферии долота и эффективность процесса разрушения горных пород [4].
2.3.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя Тип забойного двигателя выбирается в зависимости от проектного профиля скважины, типоразмера долот, осевой нагрузки, плотности промывочной жидкости и удельного момента, обеспечивающего вращение долота [4]. Проектирование параметров забойного двигателя по интервалам бурения представлено в таблице 6. Таблица 6 - Проектирование параметров забойного двигателя по интервалам бурения Интервал
0-50 50-800 800-2490 Исходные данные дм
-
0,2699 0,1889 мм
-
269,9 188,9 ос, кН
-
110 60
Q, Н*м/кН
-
1,5 1,5 Результаты проектирования
D
зд
, мм
-
216 166 р, Нм
-
948 3827 о, Нм
-
135 94,45
M
уд
, Н*м/кН
-
33,88 24,16 Для интервала бурениям (интервал бурения под кондуктор) расчетное значение крутящего момента на долото составило 36 кН*м, из опыта бурения выбирается винтовой забойный двигатель ДГР-210.7/8.49, который отвечает требованиям по диаметру забойного двигателя, а также позволяет при заданном расходе обеспечить момент для разрушения горной породы для достижения плановой механической скорости проходки. [15] Для интервала бурениям под эксплуатационную колонну проектируется винтовой забойный двигатель ДГР-165.7/8.49, который отвечает требованиям по диаметру забойного двигателя, а также позволяет при заданном расходе обеспечить момент для разрушения средних и твердых горных пород.
[15]

22 Технические характеристики запроектированных винтовых забойных двигателей представлены в таблице 7. Таблица 7 - Технические характеристики запроектированных винтовых забойных двигателей Тип д
ви
гате
ля
Ин
те
р
вал, м
Нар
уж
н
ы
й
ди
аме
тр
, мм
Дли
н
а, м
В
ес
, кг
Рас
ход
ж
и
дк
ос
ти
, л/с
Ч
и
сло оборотов,
об/ми
н
М
ак
си
мальн
ы
й
р
абоч
и
й
моме
н
т, к
Н*м
М
ощ
н
ос
ть двигателя, кВт
ДГР-210.7/8.49 50-800 235 9507 1825 19-57 48-144 12,5-21,5 48-226
ДГР-165.7/8.49 800-2490 166 8652 1015 17-38 70-160 10,0-15,5 211
2.3.6 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны Проектирование КНБК по интервалам бурения выполнено в программном обеспечение для решения проектных, инженерных задачи задач оперативного контроля процесса строительства скважин «БурСофтПроект» [18]. Выбор и расчет элементов КНБК производиться согласно геологическим условиям, конструкции скважины, бурового раствора, профиля скважины. Для создания необходимой осевой нагрузки на долото и повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ, для бурения секции под кондуктор и эксплуатационную колонну применяем винтовой забойный двигатель для обеспечения наибольшего момента для разрушения горной породы и достижения плановой механической скорости проходки. Результаты проектирование компоновки низа бурильной колонны по интервалам бурения и отбора керна приведены в приложении Д.
2.3.7 Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов Согласно геолого-технического условия бурения разведочной скважине, требованиям промышленной безопасности в нефтегазовой отрасли и технико- экономическим обоснованиям рекомендуется использовать тип и рецептуру промывочной жидкости для бурения интервалов под спуски обсадных колонн скважины и первичного вскрытия продуктивного пласта [5]:

23
- интервал бурениям под направления - бентонитовый буровой раствор
- интервал бурениям под кондуктор - полимерглинистый буровой раствор
- интервал бурениям под эксплуатационную колонну - полимерглинистого буровой раствор
- интервал бурениям под эксплуатационную колонну для первичного вскрытия продуктивного пласта
- полимерный биополимерный) буровой раствор. Запроектированные параметры буровых растворов по интервалам бурения и компонентный состав бурового раствора приведены в приложении Д. Потребное количество бурового раствора рассчитывается отдельно для каждого интервала бурения под все запроектируемые колонны и представляет собой сумму определенных объемов представленных в приложении Д. При расчете потребного количества химических реагентов необходимо учесть выполнение условия запас бурового раствора на поверхности должен быть не менее двух объемов скважины. [19] Потребное количество химических реагентов представлено в приложении Д
1 2 3 4 5 6 7 8 9

2.3.8 Выбор гидравлической программы промывки скважины Расход промывочной жидкости должен обеспечить
- эффективную очистку забоя скважины от шлама
- транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины
- устойчивую работу забойного двигателя
- предотвращение гидроразрыва горных пород
- обеспечение гидромониторного эффекта
- предотвращение размыва стенки скважины и т.д. [5]

24
Спроектированые параметры забойного двигателя по интервалам бурения и области допустимого расхода бурового раствора представлены в приложении Д. Запроектированный расход бурового раствора для бурения интервала под направления принимается 65 л/с исходя из возможностей оборудования буровой установки. Запроектированный расход бурового раствора для бурения интервала под кондуктор принимается 40 л/с для обеспечения эффективной очистки забоя скважины, породоразрушающего инструмента, для стабильной работы ВЗД, выноса шлама и предотвращения осложнений. Запроектированный расход бурового раствора для бурения интервала под эксплуатационную колонну принимается 15л/с, незначительное увеличения расхода бурового не приведет к размыву стенок скважины, но обеспечит стабильную работу ВЗД. Также расчет гидравлической программы промывки скважины был выполнен в программном обеспечение для решения проектных, инженерных задачи задач оперативного контроля процесса строительства скважин
«БурСофтПроект» [18]. Результаты расчета гидравлической программы промывки скважины в программном обеспечении «БурСофтПроект» представлены в приложении Д.
2.3.9 Технические средства и режимы бурения при отборе керна При строительстве проектируемой разведочной скважины планируется отбор керна для анализа нефтеносных пластов. Согласно геолого-техническому условию нефтеносность по разрезу скважины присутствует в интервале 2460-
2465 м. Так как скважина является разведочной и из-за неполноты геологических данных существует вероятность нахождения продуктивных пластов выше/ниже прогнозируемой вертикали, вследствие этого планируемый интервал отбора кернам Для отбора керна планируется использования бурголовки с PDC вооружением, для получения более качественного отоброного керна и обеспечения данной бурголовкой бурения трех запланируемых интервалов. Выбор бурголовки с PDC вооружением обусловлен также тем, что интервал сложен твердыми породами. Из геолого-технического условия тип коллектора поровый – представлен аргиллитом и песчаником. Для сохранения отоброного керна планируется использование керноприемного устройства с максимальной длинной приема керна и диаметром керна 80 мм, а также с использования керна приемных стеклопастиковых труби цангового кернорвателя. Данное техническое решение позволит произвести максимально качественно отбор керна в планируемых интервалах. Характеристика проектируемой для бурения интервала отбора керна бурголовки представлена в таблице 8. Таблица 8 – Тип проектируемой для бурения интервала отбора керна бурголовки [16] Типоразмер Наружный диаметр, мм Диаметр керна, мм Присоединительная резьба по ГОСТ Б Масса, кг БИТ См Характеристика проектируемого для бурения интервала отбора керна кернотборного снаряда представлена в таблице 9. Таблица 9 – Тип проектируемого для бурения интервала отбора керна кернотборного снаряда [16]
К
ер
н
оп
ри
ем
н
ое
ус
тр
ой
ство
Н
ар
уж
н
ый
ди
ам
етр
к
ор
п
ус
а, м
м
М
ак
си
м
аль
н
ая
длин
а керна за
1 рейс, м
(кол
-во секций Диаметр керна,
мм
Длин
а
к
ер
н
оп
ри
ем
а,
мм
Резьба Масса устройства в сборе, кг Верх Низ
СК-136/80 ТРИАС
136 18 (3)
80 14835 З (м) З (н)
2030 Режимы бурения при отборе керна представлены в таблицы 10.

26 Таблица 10 - Технические средства и режимы бурения при отборе керна [16] Интервал, м Тип
керноотборного снаряда Параметры режима бурения Осевая нагрузка, т Частота вращения инструмента,
об/мин Расход бурового раствора, л/сек
2450-2475
СК-136/80 ТРИАС
2-5 60-120 18-25
2.4 Проектирование процессов заканчивания скважин
2.4.1 Расчет обсадных колонн на прочность
2.4.1.1 Исходные данные для расчета действующих нагрузок Для расчетов применяем техническую воду прод
= 1000 кг/м
3
Плотность нефти н
= 825 кг/м
3
Плотность буферной жидкости буф
= 1100 кг/м
3
. Рекомендации к выбору буферной жидкости представлены в РД 39-00147001-767-2000 [20]. Плотность тампонажного раствора нормальной плотности ρ
трн
= 1800 кг/м
3
Плотность облегченного тампонажного раствора ρ
тр обл
= 1400 кг/м
3
Глубина эксплуатационной колонным. Глубина раздела буферной жидкости и облегченного тампонажного растворам. Высота тампонажного раствора нормальной плотности h
2
= 80 м, рассчитывается из условия его поднятия над кровлей продуктивного пласта нам для нефтяной скважины. Высота цементного стакана h ст
= 10 м.
2.4.1.2 Расчет наружных избыточных давлений Наружное избыточное давление – разность между наружным давлением, действующим на обсадную колонну со стороны кольцевого пространства, и внутренним, действующим внутри обсадной колонны [8].
Рни = Рн – Рв,
(5) где Рн – наружное давление, МПа
Рв – внутреннее давление, МПа.

27 В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. Имеются три таких случая
1. При цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении
2. При снижении уровня жидкости в колонне при испытании на герметичность и при вызове притока (вначале эксплуатации
3. В конце эксплуатации за счет снижения уровня флюида для нефтяных скважин и снижения давления для газовых скважин. Расчет соответствующего случая начинается с построения схемы расположения всех возможных (геолого-технологических) уровней за колонной и внутри колонны и по этой схеме выбираются расчётные точки (в местах изменения плотности или высоты расположения жидкостей, рисунок 1 и 2 [8]. Рисунок 1 - Схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при снятом устьевом давлении

28 Рисунок 2 - Схема расположения жидкостей в конце эксплуатации нефтяной скважины После проведения расчетов данные вносятся в таблицу 11 и по этим данным строится эпюра наружных избыточных давлений, рисунок 3. Таблица 11 – Данные расчета наружных избыточных давлений При цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении Конец эксплуатации скважины
№ т. Глубина метры) Наружное избыточное давление (МПа)
№ т. Глубина метры) Наружное избыточное давление (МПа)
1 0
0 1
0 0
2 650 0,63 2
650 7.15 3
2410 7,53 3
1660 17,755 4
2480 8,09 4
2410 19,443 5
2480 8,09 5
2490 19,863

29 Рисунок 3 - Эпюра наружных избыточных давлений
2.4.1.3 Расчет внутренних избыточных давлений Внутреннее избыточное давление – разность между внутренним давлением, действующим внутри обсадной колонны, и наружным, действующим на обсадную колонну со стороны кольцевого пространства [8]. Рви
= Р
в
– Р
н
,
(6) где Р
в
– внутреннее давление, МПа
Р
н
– наружное давление, МПа.
Расчёт внутренних избыточных давлений производится, как и для наружных избыточных давлений для периода времени, когда они достигают максимальных давлений. Имеются два таких случая [8]:
1. При цементировании в конце продавки тампонажной смеси, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения, схема изображена на рисунке 4.
2. При опрессовке колонны с целью проверки её герметичности, схема изображена на рисунке 5.
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0
5 10 15 20 Глубинам bbНаружние избыточные давления, МПа
При цементировании тампонажного раствора и снятом устьевом давлении, МПа
Конец эксплуатации скважины, МПа

30 Рисунок 4 - Схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения Рисунок 5 - Схема расположения жидкостей при опрессовке обсадной колонны

31 После проведения расчетов данные вносятся в таблицу 12 и по этим данным строится эпюра внутренних избыточных давлений, рисунок 6. Таблица 12 - Данные расчета внешних избыточных давлений При цементировании в конце
продавкитампонажного раствора Опрессовка эксплуатационной колонны
№ т Глубина метры) Внутреннее избыточное давление МПа)
№ т. Глубина метры) Внутреннее избыточное
давление(МПа)
1 0
16,87 1
0 12,5 2
650 16,22 2
650 11,85 3
2410 9,22 3
2410 10,97 4
2480 8,62 4
2490 10,69 5
2490 8,62 Рисунок 6 - Эпюры внутренних избыточных давлений
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0
5 10 15 Глубина,
м
Внутренние избыточные давления, МПа
При цементировании в конце продавки тампонажного раствора,
МПа
Опрессовка эксплуатационной колонны, МПа

32
2.4.1.4 Конструирование обсадной колонны по длине К параметрам обсадной колонны при заданном диаметре, при разработке конструкции скважины, относятся группа прочности материала труб, толщина стенок и длина секций с соответствующей группой прочности и толщиной стенки. Рекомендуется использовать по возможности наиболее дешёвые обсадные трубы, поэтому для начала расчёта выбираются трубы группы прочности Д. Принимаются также тип обсадных труби вид исполнения категории А. Для нефтяных скважин рекомендуется использование обсадных труб типа ОТТМ. [9] Рассчитанные параметры секций представлены в таблице 13. Таблица 13 - Характеристика обсадных колонн
№ секции Группа прочности Толщина стенки, мм Длинам Вес, кН Интервал установки
1 м трубы секции суммарный
1 Д
7,7 80 0,251 20 514,3 2490-2410 2 Д
7,0 10 0,229 2,9 2410-2400 3 Д
6,2 2400 0,205 492 0-2400
2.4.2 Расчет и обоснование параметров цементирования эксплуатационной колонны
2.4.2.1 Обоснование способа цементирования Проверяется условие недопущения гидроразрыва пластов или поглощения раствора по формуле [10]: гс кп
+ Р
гд кп
≤ гр,
(7) где гс кп
– гидростатическое давление в кольцевом пространстве, гс кп
= 32,6 МПа
Р
гд кп
– гидродинамические потери давления в кольцевом пространстве, P
гд кп
= 0,14 МПа гр
– давление гидроразрыва пород на забое скважины, МПа. Согласно геологическим данным гр
= 45,68 МПа.

33 Производим сравнения давлений по формуле 7:
39,3 МПа ≤ 47,9 МПа. Условия недопущения гидроразрыва пластов выполняется, принимается решение использовать прямое одноступенчатое цементирование.
2.4.2.2 Расчет объёмов буферной жидкости, тампонажного раствора и
продавочной жидкости Объемы буферной, тампонажного раствора и продавочной жидкости представлены в таблице 14. Таблица 14 – Объемы буферной, тампонажного раствора и продавочной жидкости. Наименование жидкости
Расчётный
объём, м
3
Буферная жидкость
15,35 Облегченный тампонажный раствор
31,46 Тампонажный раствор нормальной плотности
1,36
Объём продавочной жидкости
31,57
2.4.2.3 Определение необходимых количеств компонентов буферной жидкости и тампонажного раствора Расчет количества компонентов сухой тампонажной смеси и жидкости для её затворения производят с учётом водоцементного отношения и оптимальной плотности цементного раствора. Количество составных компонентов тампонажной смеси представленны в таблице 15.

34 Таблица 15 - Количество составных компонентов тампонажной смеси Наименование
ж
и
дк
ос
ти
Объе
м жидкости, м
3
Плотн
ос
ть жидкости, к
г/м
3
Объе
м воды для приготовления жидкости, м
3
Наи
ме
н
ован
и
е
к
омп
он
ен
та
М
ас
са к
омп
он
ен
та
(кг)
/ к
олич
ес
тво
ме
ш
к
ов
(ш
т.)
Наи
ме
н
ован
и
е
ц
еме
н
та
М
ас
са цемента (т / количество мешков
(ш
т.)
Буферная
3,83 1100 15,35
МБП-СМ
268,6 / 11
-
-
11,51
МБП-МВ
172,7 / 7
-
- Облегченный тампонажный раствор
31,46 1400 21
НТФ
8.75 / 1
ПЦТ-III-
Об(4)-100 34,20 /
35 Тампонажный раствор нормальной плотности
1.36 1800 0,8
НТФ
1.1 / 1
ПЦТ-II-
150 3,15/ 4
2.4.2.4 Выбор типа и расчёт необходимого количества цементировочного оборудования Рассчитывается давление на насосе «продавочного» цементировочного агрегата [10]:
Р
ца
≥ Р
цг
/ 0,8
(8) где Р
цг
– давление на цементировочной головке в конце цементирования МПа,
Р
цг
= 16,42 МПа
20,53 МПа ≥ 16,42 МПа. Выбирается ближайшее большее давление, развиваемое цементировочным агрегатом ЦА-320. Технические характеристики насоса Т агрегата ЦА-320 приведены в таблице 16. Таблица 16 - Технические характеристики насоса Т цементировочного агрегата ЦА-320 Диаметр втулок, мм Развиваемое давление, МПа Идеальная подача, л/с Скорость коробки передач Скорость коробки передач
1
2
3
4
5
1
2
3
4
5
100
-
32 18 12 7,6
-
3,2 6,1 9,3 14,1

35 Рассчитывается необходимое число цементосмесительных машин исходя из суммарной массы тампонажной смеси, расположенной в их бункерах
[10]: m = сух б,
(9)
1. Для облегченной тампонажной смеси m = 2 машины типа УСНУ
2. Для тампонажной смеси нормальной плотности m = 1 машина типа УСНУ.
3. Число цементировочных агрегатов, работающих для затворения тампонажного раствора определяется с таким учетом, что на каждую цементосмесительную машину работает один агрегат 3 машины ЦА - 320. По результатам расчёта количества и выбора цементировочной техники разрабатывается технологическая схема обвязки цементировочного оборудования, представлена в приложении Е.
2.4.3 Выбор технологической оснастки обсадных колонн Технологическая оснастка обсадных колонн представленна в таблице 17. Таблица 17 – Технологическая оснастка обсадных колонн [11] Тип колонны, усл, мм Башмак Обратный клапан Пробка разделительная продавочная
Центратор, количество, шт) Цементировочная головка Направление, усл мм
БКМ-
299
ОТТМ
-
-
- Глухой переводник с
КП-1 Кондуктор, усл мм
БКМ-
219
ОТТМ
ЦКОДМ -
219
ОТТМ
ПРП-Ц-219
ЦЦ-219/270
(16)
ГЦУ-219 А
Экспл. колонна, усл мм
БКМ-
146
ОТТМ
ЦКОДМ -
146
ОТТМ
ПРП-Ц-146
ЦЦ-146/191-
216 (50)
ГЦУ-146 А

36
2.4.4 Проектирование процесса испытания и освоения скважины
2.4.4.1 Проектирование перфорационного оборудования для вторичного вскрытия продуктивного пласта Для вторичного вскрытия продуктивного пласта будет использован кумулятивный перфоратор ПКО АТ. Мощность продуктивного пласта согласно геологическим данным составляет 5 м, глубинам. Перфоратор кумулятивный корпусной однократного применения с возможностью спуска как на кабеле, таки на НКТ, предназначен для вторичного вскрытия пластов в скважинах, заполненных жидкостью, газоконденсатом или газом, рекомендуется к применению в обсадных трубах диаметром 140, 146 мм, представлен на рисунке 7 Рисунок 7 - ПКО АТ Основные технические характеристики перфорационных систем однократного применения ПКО 89-АТ
представленны в таблице 18. Для перфорации продуктивной зоны пласта перфоратором КПО-114 потребуется две спуско-подъемной операции перфорационного комплекса в составе из 5 секций пом. Таблица 18 - Основные технические характеристики перфорационных систем однократного применения ПКО АТ Технические характеристики ПКО89-АТ Наружный диаметр, мм
89 Фазировка, °
60 Плотность перфорации, отв./м
10, 20 Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа
80/103,5/130 Максимально допустимая температура, С
150/200 Длина корпусов, м
1/2/3/4/5/6

37
2.4.4.2
Выбор пластоиспытателя Комплекс пластоиспытательный
ИПГ-95У предназначен для исследования скважин с целью определения гидродинамических характеристик пластов. Проведение испытаний в многоцикловом режиме, отбор герметизированных проб пластовой жидкости в конце подъема комплекса из скважины. Условия эксплуатации - исследование в открытых стволах от 118 до
168 мм, исследование в обсаженных колонной скважинах диаметрами 127, 178 мм. Работа в среде глинистого раствора, нефти, пластовой воды и т.д. Состав ИПГ-95У представлен на рисунке 8, технические характеристики комплекса пластоиспытательного ИПГ-95У представленны в таблице 19. Рисунок 8 - состав ИПГ-95У: 1. Испытатель пластов гидравлический ИПГ-95У;
2. Приставка многоцикловая ПМ-95М; 3. Пакер цилиндрический ПЦ1-95 4. Ясс гидравлический закрытого типа ЯГЗ-95; 5. Якорь ЯК (ЯК, ЯК 6. Замок аварийный ЗА 7. Фильтр Ф
8. Клапан циркуляционный комбинированный КЦК-95;
9. Патрубок приборный ПП-95; 10. Башмак Б
11. Устройство уравнительное УУ-95; 12. Переходник левый ПЛ 13. Пакер цилиндрический неуравновешенный ПЦН-95 Таблица 19 - Технические характеристики комплекса пластоиспытательного
ИПТ-116 Технические характеристики ИПГ-95У Наружный диаметр, мм
95 Диаметр проходного канала, мм
20 Объем тормозной камеры, см 600 Длина, мм
2263 Масса, кг
90 Максимальный перепад давления, МПа
35 Оптимальная сжим. нагрузка, кН
80-100 Рабочий ход, мм
150 Присоединительная резьба
3-76

38

1 2 3 4 5 6 7 8 9

2.4.4.3 Проектирование оборудования для вызова притока методом
свабирования Комплекс оборудования для свабирования скважин состоит из двухосновных частей устьевого и скважинного оборудования.
1. Комплекс наземного оборудования для свабирования скважин КНОС
[14] предназначен для безопасного вызова притока жидкости при освоении нефтяных скважин методом свабирования при герметичном устье. КНОС обеспечивает приток жидкости из пласта без ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны скважины. Состав комплекса и технические характеристики представленны в таблице 20 Таблица 20 - Состав комплекса и технические характеристики Очиститель сальниковый ОС предназначен для очистки и герметизации каната Диаметром, мм от 9,5 до 19 Рабочее давление, МПа
14 Диаметр прохода, мм
25 Присоединительная резьба НКТ 89 ГОСТ 633-80. Устройство освобождающее УО1-25.000 предназначено для автоматического отсоединения очистителя сальникового от лубрикатора. Рабочее давление, МПа
14 Диаметр прохода, мм
25 Присоединительные резьбы НКТ 89 ГОСТ 633-80.
Лубрикатор Л предназначен для извлечения (спуска) колонны сваба из скважины без ее разгерметизации. Рабочее давление, МПа
21 Диаметр прохода, мм
75,9 Присоединительные резьбы НКТ 89 ГОСТ 633-80. Ловушка сваба механическая ЛСМ-78.000 предназначена для удержания колонны
сваба вовремя замены манжеты. Рабочее давление, МПа
14 Диаметр прохода, мм
76 Присоединительные резьбы НКТ 89 ГОСТ 633-80.
Быстро-разьемное соединение БРС-73 предназначено для быстрого соединения НКТ
73 ГОСТ 633-80. Рабочее давление, МПа
14 Диаметр прохода, мм
62 Присоединительные резьбы НКТ 73 ГОСТ 633-80.

39 Продолжение таблицы Кран шаровый КШН-73х21.000 предназначен для оперативного перекрытия и герметизации трубного канала коллоны НКТ 73 ГОСТ 633-80. Рабочее давление, МПа
21 Диаметр прохода, мм
38 Присоединительные резьбы НКТ 73 ГОСТ 633-80.
Превентор малогабаритный ПМТ1.3-80х21 предназначен для герметизации НКТ ГОСТ 633-80, штанг (ШН), геофизического кабеля. Рабочее давление, МПа
21 Диаметр прохода, мм
80 Присоединительные резьбы верх - НКТ 89 ГОСТ 633-80, низ - ОТТМ 140 ГОСТ 632-80, патрубок-ниппель - НКТ 73, муфта - НКТ 60 ГОСТ 633-80 . Затвор шаровый ЗШ1 х предназначен для оперативного перекрытия и герметизации трубного канала коллоны НКТ 89 ГОСТ 633-80. Рабочее давление, МПа
21 Диаметр прохода, мм
78 Присоединительные резьбы верх - ОТТМ 140 ГОСТ 632-80, низ - НКТ 89ВН ГОСТ 633-
80. Фланец трубодержатель ФТ-89.000 предназначен для соединения устьевого оборудования с крестовиной фонтанной арматуры. Рабочее давление, МПа
21 Диаметр прохода, мм
211,1 Присоединительные резьбы верх - НКТ 89ВН, низ - НКТ 89 ГОСТ 633-80.
2. Скважинное оборудование для свабирования КС-62 [14] Колонна сваба предназначена для безопасного вызова притока жидкости при освоении нефтяных скважин методом свабирования при герметичном устье.
КС обеспечивает приток жидкости из пласта без ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны скважины. Состав оборудования свабирования и технические характеристики представленны в таблице 21. Таблица 21 - Состав оборудования свабирования и технические характеристики Узел заделки каната КС 62.01.000 предназначен для закрепления каната диаметром от
9,5 до 15 мм (при смене сухарей) к колонне сваба. Диаметр наружный, мм
60 Шаблон КС 62.00.006 предназначен для шаблонирования колонны НКТ 73 ГОСТ 633-
80. Диаметр наружный 60 мм. Диаметр наружный, мм
60 Штанга КС 62.00.001 предназначена для ускорения погружения колонны сваба в колонне НКТ ГОСТ 633-80. Диаметр наружный, мм
55 Масса, кг
10

40 Продолжение таблицы 21 Скрепер КС 62.08.000 предназначен для очищения колонны НКТ 73 ГОСТ 633-80. Диаметр наружный, мм
65 Ударник сваба КС 62.02.000 предназначен для создания ударных нагрузок на колонну
сваба снизу вверх при ее заклинивании в колонне НКТ ГОСТ 633-80. Диаметр наружный, мм
55
Извлекательсваба КС.62.03.000 предназначен для извлечения колонны сваба из скважины при обрыве каната. Диаметр наружный 57 мм. Диаметр наружный, мм
57
Сваб КС 62.03.000 предназначен для герметизации трубного канала колонны НКТ ГОСТ 633-80 при подъеме колонны сваба. Диаметр наружный манжеты, мм.
61 и 75 Штанга грузовая КС 62.00.002 предназначена для ускорения погружения скрепера в колонне НКТ ГОСТ 633-80. Диаметр наружный, мм
55 Масса, кг
45
2.5 Выбор буровой установки Буровая установка выбирается, согласно действующим правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, по её допустимой максимальной грузоподъёмности, позволяющей проводить спуско-подъёмные операции с наиболее тяжёлой бурильной и обсадной колоннами. [4] При выборе буровой устанвки должны выполняться следующие условия : кр / Qбк ≥ 0,6;
(10) кр / об ≥ 0,9;
(11) кр / пр ≥ 1,
(12) где кр
– допустимая нагрузка на крюке, тс;
Q
ок
– максимальный вес бурильной колонны, тс; об максимальный вес обсадной колонны, тс; пр параметр веса колонны при ликвидации прихвата, тс. Параметр веса колонны при ликвидации прихвата определяется по формуле пр
= мах,
(13)

41 где k – коэффициент увеличения веса колонны при ликвидации прихвата (k
=1,3); мах
– наибольший вес одной из колонн, тс. Для расчета примем буровую установку БУ-3000 ЭУК-1М. Результаты расчета выбора буровой установки предствалены в таблице
22. Таблица 22 – Расчет выбора буровой установки Наименование БУ Допустимая нагрузка на крюке,
тс Оснастка талевой системы
БУ-3000 ЭУК-1М
170 5x6 Вес, тс Условие соответствия Максимальный вес бурильной колонны
97 2 Максимальный вес обсадной колонны
70 2,41 Вес колонны при ликвидации прихвата
111 1,53

42
3 ГИБРИДНЫЕ ДОЛОТА
3.1 Назначение и классификация буровых долот Буровое долото – предназначено для механического разрушения горной породы, является главной частью бурильной колонны в процессе бурения скважины. По типу воздействия породоразрушающий инструмент разделяют на четыре основных класса вооружения дробящего, режущего, скалывающего, или истирающего действия. По составу вооружения долота выделяют как подвижные шарошечные, таки неподвижные лопастные. Первый тип представлен подвижными шарошками, на которых при помощи отдельных секций – цапфах, с помощью подшипников качения или скольжения, либо же их комбинаций, закрепляются чаще всего, три или четыре сферические или цилиндрические шарошки. Несмотря на весьма непростую конструктивную сборку, шарошечное долото - относительно недорогой и эффективный инструмент, является одними из самых широко используемых в бурении. Применяется для прохождения однородных пород любой твердости, с абразивным или неабразивным фактором и выбуривает скважину с номинальным диаметром, дробящим или дробяще-скалывающим действием. Лопастное долото - по сравнению с шарошечным, имеет весьма простое строение, оно состоит из корпуса, где размещены твердосплавные лопасти, края которых вооружены специальными зубьями или резцами, что упрощает калибровку стенок ствола скважины и снижает износ инструмента, тем самым увеличивая срок службы. В подходящих критериях разбуривания мягких или рыхлых пород, категория лопастных долот может работать на высоких механических скоростях, показывая хорошие результаты. Алмазное долото – состоит из поликристаллических алмазных резцов
(PDC), которые способствуют разрушению слоев горной породы режущим воздействием. Оптимальными условиями для применения алмазных долот обозначаются породы твердые и средние, но зачастую такое вооружение применяют для прохождения через породы с разной степенью твердости. Высокий показатель эффективности зависит от качества и размеров

43 используемых алмазов. Однако, несмотря на высокие характеристики и достоинства, долота PDC имеют ряд весьма уязвимых недостатков. Так, если в процессе работы на пути встретится очень твердая порода, либо посторонний твердосплавный объект, возникнет серьезный риск скола резцов или выпадения их из корпуса, что впоследствии приведет к быстрому срабатыванию долота. Плохая промывка также снижает эффективность работы, что приводит к преждевременному износу и крайне нежелательно из-за высокой стоимости инструмента.
3.2 Задача гибридных долот Задачей гибридных долот является объединять и улучшать достоинства работы различных отдельных агрегатов при этом избавляясь от их недостатков, увеличивая срок службы и уменьшая энергозатраты. Основные задачи Повышение механической скорости проходки
• Предотвращение сильного износа
• Увеличение время работы
• Понижение вибраций
• Контроль за ориентировочными отклонениями На выбор особого породоразрушающего инструмента отдельных критериев нет, поэтому создание вооружения может свободно производится на основании
 Необходимого диаметра
 Соответствие проектным параметрам
 Опыта сооружения скважин с аналогичными условиями
 Типу пород по твердости

44
3.3 Долота Kymera Еще в х годах появились первые попытки производства гибридного бурового инструмента, однако успешно применить данную систему получилось только с использованием поликристаллических алмазов (PDC). Гибридная буровая установка направлена на достижение максимальной эффективности в сложных буровых условиях. Одним из представителей гибридов является долота Kymera от компании BakerHuges, формируется на проверенной основе производства алмазных резцов PDC на лопастях и размещением шарошек в основе вооружения. Гибридное долото Kymera представлено на рисунке 9. Рисунок 9 - гибридное долото Kymera Долота PDC имеют высокую механическую скорость бурения, однако в более твердых породах нередко возникают повреждения резцов вследствие вибраций и высокого удельного момента. Шарошечные долота обладают немного лучшей проходкой, однако их скорость бурения в два раза уступает поликристаллическим алмазам. Комбинированное исполнение конических шарошек и резцов PDC в буровом инструменте Kymera позволило добиться повышенной производительности вскорости и проходке, по сравнению с отдельными показателями работы этих частей. Сравнение рейсовой проходки и механической скорости бурения долот представлено на рисунке 10.

45 Рисунок 10 - Сравнение рейсовой проходки и механической скорости бурения Данный инструмент, при помощи совместного использования дробяще- скалывающего эффекта от шарошек и алмазного резания, позволил преодолеть даже сложную сцементированную обломочную горную породу. Шарошки сглаживают возникающие крутильные колебания, а резцы PDC помогают избавиться от подскакивания долота и способствуют получению ровных стенок, тем самым поднимая ресурс долота до шести раз. Таким образом гибридные долота Kymera предназначены для
• бурения при помощи шарошечных долот ограниченных по механической скорости,
• бурения с резцами PDC ограниченных по высокому моменту и имеющим риск повреждения вооружения.
3.4 Долота SteeringWheel В процессе работы на долото действуют различные силы возникающие на забое скважины. Стандартные породоразрушающие инструменты способствовали уменьшению влияния динамических характеристик при бурении, однако в ситуациях с высокими показателями ударных воздействий и вибраций обычных стабилизирующих характеристик было недостаточно.

46 Еще одним представителем гибридных долот является Steeringwheel разработанные компанией Reed-Hycalog. Представляет собой комбинацию лопастей с резцами PDC и непрерывным о калибрующим вооружением, однако в случае предупреждения возникновения сальника кольцо может прерываться, рисунок 11. Уникальный калибрующий дизайн обладает противовихревым действием, обеспечивает центровку и предотвращает боковые перемещения, тем самым снижает возможность появления вибраций и вероятность завихрений. Алмазные резцы в свою очередь позволяют сгладить контакт калибра с породой и получать ровные стенки скважины обеспечивая дальнейшую стабильность. Рисунок 11 - SteeringWheel с непрерывными прерывающимся кольцом Испытания инструмента показали, что при таком исполнении появляются лишь незначительные показания вибрации либо же их нет вовсе. Круговой контракт калибра со стенками предотвращает боковые перемещения и обеспечивает центровку, что уменьшает вероятность возникновения колебаний из-за вращения долота и повышает срок его службы. Также долота Steeringwheel соответствуют критериям долот с малым коэффициентом удлинения, рисунок 12. Диаметр скважины, с использованием этого инструмента, выдерживается диаметром калибрующего вооружения. Сочетание незначительных показателей крутящего момента и удельное изменение этих величин, позволило достичь отличных показателей в управлении компоновкой при наклонно-направленном бурении.

47 Требованием к малому коэффициенту удлинения считается долото с отношением величины диаметра большим, чем его длина. Такое исполнение плоского профиля с коротким диаметром позволило легче осуществить контроль за отклонениями, набором и падением зенитного угла и поворота азимута. Рисунок 12 - долото с малым коэффициентом удлинения
????????
????????
< 1 Таким образом Steeringwheel объединяет показатели равномерного крутящего момента шарошечных долот и высокую механическую скорость работы PDC и позволяет добиться лучших результатов в отношении наклонно- направленного бурения.
3.5 Долота Fusetek Особая технология гибридного вооружения, используемая в алмазных долотах, состоит в покрытии секций долота вспомогательным импрегнированным слоем, в сочетании с первичным рядом из поликристаллических алмазов эти долота эффективно справляются даже с твердыми абразивными горными породами. Импрегнированное вооружение представляет собой шлифовальные круги, где вся поверхность покрыта мелкими режущими элементами. В отличии от отдельно взятых резцов, существенными недостатками являются постепенное истирание, и как следствие, уменьшение режущего слоя, из-за чего срок службы такого долота напрямую зависит от толщины импрегнированного слоя. Также в процессе бурения основная работа приходится на края лопастей,

48 что приводит к постепенному их округлению и таким образом, к снижению механической скорости. Уникальный дизайн долот Fusetek, рисунок 13, представлен совместным использованием резцов PDC с вторичным импрегнированным слоем. Основной задачей гибридного вооружения является одновременное повышение стойкости резцов к скалыванию и абразивному износу. Рисунок 13 - долото Fusetek Истирающий импрегнированный слой, предохраняет поликристаллические алмазы от углубленного резания и берет на себя нагрузку на участках подвергнувшимся большому износу. Долота имеют отличную стойкость к ударным нагрузкам, отличаются повышеннокой стабильностью и высоким сроком службы даже в самых трудных буровых условиях. За счет ограничения проникновения резцов в породу, значительно уменьшаются показания крутящего момента, что сводит к минимуму риск возникновения прихватскольжения, атак же поперечных и крутильных вибраций. Расположенный ниже вспомогательный слой, защищает основные резцы от сколов и других глубоких повреждений вследствие завихрений и подскакивания долота, поглощая внушительную часть ударных и осевых нагрузок. Принцип работы гибридного вооружения представлен на рисунке 14.

49 Рисунок 14 - Принцип работы гибридного вооружения
1. Пока долото не имеет сработанных участков, импрегнированные вставки не состыкуются с породой и долото продолжает бурить на высоких скоростях как стандартное PDC.
2. При бурении в твердых породах поликристаллические алмазные резцы постепенно изнашиваются и вторичное вооружение начинает брать на себя все больший коэффициент нагрузки, что снижает возможность скалывания алмазных резцов.
3. По возвращению в мягкие породы более производительные резцы
PDC вновь берут на себя основную нагрузку и скорость резания остается высокой.

50 Вывод Использование гибридных долот позволяет добиться лучших результатов вскорости и проходки на долото, атак же снизить риск повреждения рабочих элементов и выход их из строя в процессе бурения, что позволит избежать внеплановые спуско-подъемные операции связанные с заменой инструмента. Объединив достоинства работ отдельных агрегатов можно в несколько раз продлить срок службы породоразрушающего инструмента, атак же получить более ровный и качественный ствол, что позволить сократить экономические расходы и уменьшить общие энергозатраты для бурения скважины.

51 ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ Студенту Группа
ФИО
З-2Б42Т
Феоктистову Станиславу Игоревичу Школа
ИШПР Отделение Нефтегазового дела Уровень
образования
Бакалавр
Направление/специальность
21.03.01 Нефтегазовое дело Исходные данные к разделу Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение. Стоимость ресурсов научного исследования (НИ
материально-технических, энергетических, финансовых, информационных и человеческих
Расчет сметы на строительство скважины, расчет механической, рейсовой и коммерческой скоростей бурения.
2. Нормы и нормативы расходования ресурсов
Нормы расхода материалов, тарифные ставки заработной платы рабочих, нормы амортизационных отчислений, нормы времени на выполнение операций входе бурения скважины согласно справочников Единых норм времени (ЕНВ) и др
3. Используемая система налогообложения, ставки налогов, отчислений, дисконтирования и
кредитования
Ставка налога на прибыль 20 %; Страховые взносы 30%; Налог на добавленную стоимость 18% Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке. Оценка коммерческого потенциала, перспективности и альтернатив проведения НИ с позиции
ресурсоэффективности и ресурсосбережения
Расчет
финансово-сметного расчета и финансового результата реализации проекта строительства скважины
2. Планирование и формирование бюджета научных
исследований
Нормативная карта строительства скважины
3. Определение ресурсной (ресурсосберегающей, финансовой, бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования
Расчет экономической эффективности внедрения новой техники или технологии Перечень графического материала сточным указанием обязательных чертежей. Организационная структура управления организацией Дата выдачи задания для раздела по линейному графику
18.02.2018 г. Задание выдал консультант Должность
1 2 3 4 5 6 7 8 9

ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Ст. преподаватель
Вершкова Елена Михайловна Задание принял к исполнению студент Группа
ФИО Подпись Дата
З-2Б42Т
Феоктистов Станислав Игоревич

52
4.ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1.1 Основные направления деятельности нефтяной компании
ООО«Газпромнефть-Восток» ООО «Газпромнефть-Восток» - является дочерним предприятием ОАО
«Газпромнефть» по добыче нефти и газа. Общество с ограниченной ответственностью « Газпромнефть - Восток создано с первоначальным наименованием Общество с ограниченной ответственностью «Сибнефть - Восток учреждено на основании решении учредителя от 31 августа 2005 г. Учреждение последней редакции Устава Общества, с новым наименованием Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть - Восток произошло 23 мая 2007 г. Основными видами деятельности компании являются добыча и подготовка нефти и попутного нефтяного газа на территории Омской и Томской областей, осуществление операторских услуг. Также предусматривает и другие виды деятельности, такие как транспортирование по трубопроводам нефти, газа и нефтепродуктов, хранение и складирование нефти и продуктов ее переработки, геологоразведочные, геофизические и геохимические работы в области изучения недр и другие. Разведочное бурение «Газпромнефть-Восток» работает на таких месторождениях как
− Юго-Западная часть Крапивинского месторождения (Тарский район Омской области
− Шингинское и Южно-Шингинское месторождения (Томская область
− Урманское месторождение (Томская область
− Арчинское месторождение (Томская область
− Восточно-Мыгинское месторождение (Томская область)
− Южно-Табаганское месторождение (Томская область)
− Смоляное месторождение (Томская область)
− Кулгинское месторождение (Томская область)

53
− Солоновское месторождения (Томская область)
− Западно-Лугинецкое и Нижнелугинецкое месторождения (Томская область. Общая численность работников предприятия – более 630 человек.
«Газпромнефть-Восток» на 100% принадлежит ПАО «Газпром нефть.
4.1.2 Организационная структура управления предприятием Общее собрание участников - высший орган управления Общества. Перечень некоторых функций определение основных направлений деятельности, утверждение годовых отчетов и годовых бухгалтерских балансов, принятие внутренних нормативных документов, назначение аудиторской проверки, утверждение аудитора, принятие решений о реорганизации и ликвидации, денежная оценка неденежных вкладов в Уставный капитал Общества. Совет директоров Общества осуществляет общее руководство деятельностью Общества, а также контроль за исполнением решений, состоит из пяти человек. Некоторые функции назначение, прекращение полномочий определение оплаты труда Генерального директора Общества решение вопросов, связанных с созывом и проведением Общих собраний Участников общества рекомендации по определению размеры оплаты услуг аудитора создание филиалов и открытие представительств Общества. Срок полномочий Совета директоров - 1 год. Генеральный директор назначается Советом директоров сроком натри года. Некоторые функции организует выполнение решений Общего собрания участников, представляет интересы общества, утверждает штаты, издает приказы, распоряжения, утверждает инструкции, контролирует их исполнение, определяет структуру Общества, утверждает сметы расходов Общества, утверждает правила внутреннего распорядка и. Организационная структура управления ООО
«Газпромнефть-
Восток» представлена в приложении И.

54
4.1.3 График работы и обслуживающий персонал Вахта работает пятнадцать дней по 12 часов в сутки через 12 часов отдыха. Затем пятнадцать дней выходных. Доставка вахт на месторождения осуществляется авиа- и автотранспортом. Буровая бригада состоит из 4 вахт и следующего количества обслуживающего персонала приведенного в таблице 23: Таблица 23 – Количество работников вахт и обслуживающего персонала Работник (разряд) Количество человек буровой мастер
1 помощник бурового мастера
3 бурильщик 6 разряда
4 бурильщик 5 разряда
4 помощник бурильщика 5 разряда
4 помощник бурильщика 4 разряда
4 электромонтёр 5 разряда
4 слесарь 5 разряда
2 лаборант
2
4.2 Расчет нормативной продолжительности строительства скважин Целью настоящего раздела является определение сметной стоимости строительства скважины. Расчет сметной стоимости связан с определением цикла строительства скважины. Исходные данные для расчета нормативной карты представлены в таблице 24. Таблица 24 – Исходные данные для расчета нормативной карты Наименование скважины Нефтяная скважина (Томская область) Проектная глубинам Способ бурения
- под направление Роторный
- под кондуктор и эксплуатационную колонны С применением ВЗД Цель бурения Разведка Конструкция скважины
- направление Диаметр - 298,5 мм на глубину 50 м
- кондуктор Диаметр - 219,1 мм на глубину 800 м
- эксплуатационная Диаметр - 146,1 мм на глубину 2490 м Буровая установка
БУ - 3000 ЭУК-1М

55 Продолжение таблицы 24 Оснастка талевой системы
5x6 Насосы
- тип- количество, шт.
УНБТ-950, 2 шт производительность, л/с:
- в интервале м
61
- в интервале м
59
- в интервале м
25 Утяжеленные бурильные трубы (УБТ):
- в интервале м
УБТ х Дм- в интервале м
УБТ х Д – 60 м
Забойный двигатель (тип
- в интервале 50-800 м
ДГР-210.7/8.49
- в интервале 800-2490 м
ДГР-165.7/8.49 Бурильные трубы длина свечей, м
25
- в интервале 0-50 м
ТБПК х Ев интервале 50-800 м
ТБПК х Ев интервале 800-2490 м
ТБПК х Е Типы и размеры долот
- в интервале 0-50 м
393,7 М-ГВУ-R277
- в интервале 50-800 м
PDC 269,9 B516TB
- в интервале 800-2490 м
PDC 188,9 ВТ
4.2.1 Расчет нормативного времени на механическое бурение Сведения о действующием на буровом предприятии нормам времени механического бурениям породы и проходки на долото на нефтяном месторождение (Томская область) представлены в таблице 25. Таблица 25 - Нормы механического бурения на нефтяном месторождение Интервалы бурения Интервал, м Количество метров в интервале, м Норма времени механического бурениям породы, ч Норма проходки на долотом от верх) до низ)
1 0
50 50 0,037 590 2
50 800 750 0,042 1670 3
800 2490 1690 0,064 1390 Нормативное время на механическое N, ч бурение рассчитывается по формуле

56
N = Т  Н,
(14) где Т - норма времени на бурение 1 метра, ч/м. Н - количество метров в интервале, м. Расчет нормативного времени на механическое бурение представлен в таблицы 26. Таблица 26 – Нормативное время бурения Количество метров в интервале, м Норма времени на бурение 1 метра, ч/м Нормативное время на механическое бурение, ч
50 0,037 1,85 750 0,042 31,50 1690 0,064 108,16 Итого
141,51 Далее производится расчет нормативного количества долот n с учетом интервала набора кривизны. Нормативное количество долот рассчитывается по формуле
Н / П,
(15) где П - нормативная проходка на долото в данном интервале, м. Результаты расчета нормативного количества долот приведены в таблице 27. Таблица 27 – Нормативное количество долот Количество метров в интервале Нм Нормативная проходка на долото в данном интервале П, м
n
50 590 0,08 750 1670 0,45 1690 1390 1,22 Итого на скважину
1,75
4.2.2 Расчет нормативного времени на спускоподъемные операции Данные нормы включают время на выполнение следующих работ
1) спуск бурильных свечей
2) подъем бурильных свечей
3) подъем и установка УБТ за палец

57 4) вывод УБТ из-за пальца и спуск ее в скважину
5) подготовительно-заключительные работы при СПО;
6) наращивание инструмента
7) промывка скважины перед подъемом инструмента
8) промывка скважины перед наращиванием инструмента
9) смена долота
10) проверка люфта турбобура
11) смазка резьбы бурильных труб герметизирующей смазкой
12) крепление и раскрепление свечей и элементов бурильной колонны ключами. Укрупненные нормы времени на СПО Т
СПО
, составляют на 1 метр проходки в зависимости от глубины залегания интервала и нормы проходки на долото. Расчет производится по формуле
Т
СПО
= П

n
спо
,
(16) где nспо - нормативное время СПО в расчете на 1 метр, см П – длинна интервалам Результаты расчета времени на спускоподъемные операции и исходные данные приведены в таблице 28. Таблица 28 – расчет нормативного времени на спускоподъемные операции Исходные данные из нормативной карты Исходные данные из сборника УНВ на СПО Расчет нормативного времени на СПО, ч
Ин
те
р
валы бурения интервал бурениям размер долота,
мм
н
ор
ма проходки на долотом г
р
афы
и
н
те
р
вал бурениям норма времени, ч
/м
1 2
3 4
5 6
7 8
9 Направление Продолжение таблицы 28 1
2 3
4 5
6 7
8 9 Кондуктор 1,33 1,46 1,46 1,46 1,55 1,58 1,59 Итого
11,04 Эксплуатационная 2400-2490 0,0160 0,0166 0,0177 0,0188 0,0190 0,0193 0,0199 0,0210 0,0230 0,0233 0,0240 0,0246 0,0249 0,0252 0,0255 0,0256 0,0258 1,60 1,66 1,67 1,78 1,90 1,93 1,99 2,10 2,30 2,33 2,40 2,46 2,49 2,52 2,55 2,56 2,322 Итого
36,562 Итого
48,207
4.2.3 Расчет нормативного времени на установку центрирующих фонарей Норма времени на установку одного центрирующего фонаря в сборе, определяемая на основе фактических данных о работе буровых бригад составляет 1 мин. Нормативное время составит кондуктор 3  1 = 3 мин эксплуатационная колонна 8  1 = 8 мин.
4.2.4 Расчет нормативного времени ожидания затвердевания цемента Время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) нормируется на основе фактических данных по скважинам, пробуренным в аналогичных условиях, ноне свыше норм времени. Принимаем время ОЗЦ направления - 4 ч, кондуктора -
10 ч, эксплуатационной колонны - 22 ч.

59
4.2.5 Расчет нормативного времени на разбуривание цементной пробки В укрупненные нормы времени на крепление скважины включено время на выполнение следующих видов работ
− промывка скважины перед спуском обсадных труб – 2 цикла
− подготовительно-заключительные работы перед спуском обсадных труб
− спуск резьбовых обсадных труб
− подготовительно-заключительные работы к промывке скважины вовремя спуска колонны обсадных труб
− промежуточные работы вовремя спуска колонны
− промывка скважины перед цементированием – 2 цикла
− подготовительно-заключительные работы к цементированию колонны обсадных труб
− цементирование скважины
− заключительные работы после затвердевания цемента
− герметизация устья скважины.
Разбуривание цементной пробки предусматривается после цементирования направления, кондуктора. Норма времени на выполнение следующей операции складывается из времени следующих работ Отвертывание долота - 7 минут. Спуск бурильных свечей а) определяется глубина спуска бурильного инструмента см по формуле
Lc = к
– L
n
,
(17) где к
- глубина кондукторам- длина цементной пробки, м. б) рассчитывается, длина неизменной части бурильного инструмента нм квадратам, переводника с долотом (1 м. в) определяется, длина бурильных труб L
T
, м по формуле Т
= L
c
– н,
(18) г) рассчитывается количество спускаемых свечей N по формуле

60
N = L
T
/ l c
,
(19) где l c
- длина одной свечи, м д) по УНВ спуск одной свечи занимает 2 мин.
Т
секции
= N  2 + 5
(20) Норма времени для разбуривания цементной пробки по результатам расчета
1. Для направления
Т
напр.
= 0,67  2 + 5 = 6,34 мин
2. Для кондуктора
Т
конд.
= 40  2 + 5 = 85 мин.
− Подготовительные и заключительные работы перед и после спуска занимают 17 минут.
−
Разбуривание цементной пробки и запорного кольца составляют 42 мин. Подъем инструмента после разбуривания пробки не предусматривается. Общее время на разбуривание цементных пробок направления и кондуктора определяется суммой всех затрат времени
=6,75 + 69 + 211+3  (7 + 17 + 42) = 484,75 мин = 8,08 ч
4.2.6 Расчет нормативного времени на геофизические работы Нормативное время принимается поданным, отражающим среднее фактическое время работы геофизических партий на скважинах. Среднее фактическое время комплекса геофизических исследований скважины составляет 25 ч.
4.2.7 Расчет затратна прочие вспомогательные работы, неучтенные укрупненными нормами Общее нормативное время на проведение прочих вспомогательных работ составляет 7,56 ч.

61
4.2.8 Расчет нормативных затрат времени на проведение ремонтных работ Нормативное время проведения ремонтных работ определяется в процентах от нормативной продолжительности проводки скважины (за исключением времени проведения геофизических исследований. Величина процента принимается по сборнику ЕНВ. Расчет времени на ремонтные работы производится после включения в нормативную карту всех видов работ, предусмотренных ГТН и подсчета итога затрат времени. Нормативная продолжительность проводки скважины по итогу составляет 189,36 часов или 7,89 суток. Следовательно, надбавка времени на выполнение ремонтных работ составляет 6,6%. Общее время на выполнение ремонтных работ определяется произведением
189,36 х 0,066 = 12,5 ч. Общее нормативное время проводки скважины составляет
189,36 + 12,5 + 25 = 226,86 ч = 9,45 суток. Нормативная карта разведочной вертикальной скважины глубиной 2490 метров на нефтяном месторождении (Томская область) представлена в приложении К.
4.3 Сметная стоимость строительства скважины
4.3.1 Определение проектной продолжительности бурения и крепления скважины Проектная продолжительность Т
пр
, ч определяется по формуле
Тпр=Тн  k,
(21) где Т
н
, - проектная продолжительность строительства скважины, ч
k - поправочный коэффициент. Проектная продолжительность бурения и крепления скважины представлена в таблице 29.

62 Таблица 29 – Продолжительность бурения и крепления скважины Вид работ Продолжительность нормативная, ч проектная ч сут. Бурение направление кондуктор эксплуатационная колонна
2,455 42,54 144,4 2,68 46,37 157,36 0,11 1,93 6,56 Крепление направление кондуктор эксплуатационная колонна
3,56 16,0 32,4 3,88 17,44 35,32 0,16 0,73 1,47 Итого
241,33 263,05 10,96 Сметный расчет на бурение и крепление приведены в приложении Л. Результаты расчета по видам работ, продолжительности бурения и крепления скважин представлены в приложении Л.
4.4 Расчет технико-экономических показателей После составления нормативной карты рассчитываются следующие нормативные технико-экономические показатели проводки скважины а) механическая скорость V
M
, м/ч:
VM = H/T
M
,
(22) где Н - глубина скважины, м
ТМ - время механического бурения, ч. б) рейсовая скорость V
p
, м/ч:
Vp = H/(T
M
+ T
cno
),
(23) где Т
спо
- время спускоподъемных операций, ч. в) коммерческая скорость V
K
, м/ч:
VK=(H  720)/T
H
,
(24) где Т
Н
- нормативная продолжительность бурения скважин, ч. г) проходка на долото дм h
д
=Н/п,
(25) где п - количество долот. Себестоимость одного метра строительства скважины

63
С
с1м
= (С
см
– П
н
)/Н,
(26) где С
см
– сметная стоимость строительства скважины, руб
Пн – плановые накопления, руб. Расчет нормативных технико-экономических показателей бурения скважины представлен в таблице 30. Таблица 30 – Нормативные технико-экономические показатели бурения скважины Показатели Величина Глубина скважины, м
2490 Продолжительность бурения, сут.
10,96 Механическая скорость, м/ч
18,6 Рейсовая скорость, м/ч
13,12 Коммерческая скорость, м/ст.-мес.
7429 Проходка на долотом Стоимость одного метра
58160

64 ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ Студенту Группа
ФИО
З-2Б42Т
Феоктистову Станиславу Игоревичу Школа
ИШПР Отделение Нефтегазового дела Уровень
образования
Бакалавр
Направление/специальность
21.03.01 Нефтегазовое дело Исходные данные к разделу Социальная ответственность Характеристика объекта исследования вещество, материал, прибор, алгоритм, методика, рабочая зона) и области его применения
Технологический проект на сооружение разведочной вертикальной скважины глубиной 2490 метров на нефтяном месторождение (Томская область)
Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке. Производственная безопасность
1.1. Анализ выявленных вредных факторов при разработке и эксплуатации проектируемого решения
1.2. Анализ выявленных опасных факторов при разработке и эксплуатации проектируемого решения Вредные факторы
1. Отклонения показателей микроклимата
2. Повышенный уровень электромагнитных излучений
3. Недостаточная освещенность рабочей зоны
4. Превышение уровня шума Опасные факторы
1. Движущиеся машины и механизмы подвижные части производственного оборудования
2. Электрический ток.
2. Экологическая безопасность Источники выбросов в атмосферу Образование сточных води отходов Методы защиты атмосферы .
3. Безопасность в чрезвычайных
ситуациях
Вероятные чрезвычайные ситуации и меры по их предупреждению
4. Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности
1. Специальные правовые нормы трудового законодательства
2. Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны. Дата выдачи задания для раздела по линейному графику
18.02.2018 г. Задание выдал консультант Должность
ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Ст. преподаватель Алексеев Николай Архипович Задание принял к исполнению студент Группа
ФИО Подпись Дата
З-2Б42Т
Феоктистов Станислав Игоревич

65
1 2 3 4 5 6 7 8 9

Смотрите также файлы

Вопрос 1 Алгоритмическая конструкция какого типа изображена на фрагменте блоксхемы Разветвляющаяся (1 балл) вспомогательная циклическая линейная Вопрос 2.docx

1 Компания Старт производит и продает ручки. Переменные затраты 10 руб на каждую ручку, постоянные затраты х (найти). Компания может работать по двум сценариям.odt

Учение о переливании крови.docx

Архитектурностроительный институт.docx

Возникновение и развитие философскопсихологических взглядов в древней Индии. Основные направления и школы.docx

Смотрите также файлы

Информация

Списки файлов

Дополнительно