Эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири

Эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири

Для обнаружения и измерений степени заражения радиоактивными веществами кожного покрова, продуктов питания, воды, оборудования и материалов, а также атмосферы на всех объектах должны быть дозиметрические контрольные посты. Для дезактивации в случае радиоактивного заражения необходимо иметь запас дезактивирующих веществ.

Общее руководство гражданской обороной осуществляется штабом гражданской обороны. Связь со штабом гражданской обороны осуществляется по радиостанции.

Все мероприятия по предупреждению, а также в случае возникновения чрезвычайных ситуаций должны быть заранее спланированы и согласованы с Министерством Чрезвычайных ситуаций (МЧС) России, из числа работников предприятия созданы и обучены специализированные подразделения по гражданской обороне. Организация учебного процесса этих подразделений должна проводиться по типовым программам и сочетать теоретическое и практическое обучение. Население и рабочие должны быть проинформированы о способах подачи сигналов о нападении, их значениях и конкретных действиях каждого человека. Необходимо проведение периодических учебных тревог.

5. Организационно-экономическая часть

5.1 Структура и организационные формы работы бурового предприятия Стрежевской филиал ЗАО " Сибирская сервисная компания " (СФ ЗАО "ССК")

Стрежевской филиал ЗАО "ССК" был образован из бурового предприятия ООО "Бурение-1".

Основной задачей СФ ЗАО "ССК" является оказание сервисных услуг по бурению скважин в Западно-Сибирском регионе.

Предприятие возглавляет директор филиала, у которого есть шесть заместителей: первый заместитель директора - технический директор, заместитель директора по маркетингу, заместитель директора по экономике и финансам, заместитель директора по общим вопросам, заместитель директора по работе с персоналом, заместитель директора по безопасности.

Техническому директору непосредственно подчиняются следующие руководители: главный технолог, главный геолог, заместитель директора по производству, заместитель директора по охране труда и технике безопасности, которые возглавляют соответственно следующие отделы - технологический отдел, геологический отдел, центральный пункт диспетчерской службы (ЦПДС), отдел по охране труда и технике безопасности. Отдел компьютерных технологий, производственно-технический отдел бурения, производственно-технический отдел КРС, отдел главного энергетика и отдел главного механика подчиняются непосредственно техническому директору.

Технологический отдел состоит из лаборатории буровых и тампонажных растворов и трех групп: по бурению, по заключительным работам, группа сервиса системы очистки. Главной задачей технологического отдела является контроль и выполнение технологии строительства скважин.

Геологический отдел состоит из геологической группы и двух отделов: бурения и КРС. Задача геологического отдела обработка и предоставление информации связанной с геологией при бурении и освоении скважин.

Через ЦПДС заместитель директора по производству руководит работой следующих цехов и служб: районной инженерно-технической службы (РИТС), цеха капитального ремонта скважин (КРС) и повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), цеха тампонажных работ (ЦТР), цеха вышкомонтажных работ (ЦВР), цеха подготовительных работ (ЦПР), центра по зарезке вторых стволов (ЦЗВС).

Инженерно-технологическая служба является органом оперативного управления, основным производством, обеспечивающим выполнение плана - графика строительства скважин в целом по предприятию с соблюдением установленной технологии. Начальнику РИТС подчинены начальники смен РИТС, через которых он организует работу бригад. В РИТС входят четыре буровые бригады.

Цех вышкомонтажных работ организует работы по выполнению плана - графика строительства буровых, организации и выполнения переездов и передвижек буровых установок, а также по установке и монтажу оборудования с соблюдением установленной технологии. В ЦВР входят две вышкомонтажные бригады и одна бригада по обустройству кустов скважин.

Цех тампонажных работ организует работы по креплению скважин, обеспечению основного производства исправными агрегатами, техническому обслуживанию и ремонту техники. В ЦТР входят ремонтно-механические мастерские, и два участка: участок крепления и участок освоения.

Цех подготовительных работ организует подготовительные работы при строительстве кустовых оснований на месторождениях. В ЦПР входят три участка: подготовительных работ, лесозаготовительных работ, гидромеханизированных работ.

Задачами центра по зарезке вторых стволов является планирование технологии работ по зарезке второго ствола, и выполнение этих работ. В ЦЗВС входят три бригады по зарезке и одна бригада по подготовке.

Цех КРС и ПНП организует работы по капитальному ремонту скважин и повышению нефтеотдачи пластов. В цехе состоит три участка на которых работают 15 бригад.

Заместитель директора по маркетингу руководит работой сектора по работе с заказчиком, сектора по оформлению и ведению договоров, отдела материального и технического снабжения (ОМТС). ОМТС организует своевременное обеспечение основного производства необходимыми материалами, оборудованием, техникой и транспортом.

Заместитель директора по экономике руководит работой планово-экономического отдела, проектно-сметного отдела, отдела по расчетам с персоналом. Помимо этого ему подчиняется главный бухгалтер, который организует и контролирует работу следующих секторов: по учету основных фондов, по учету материалов, по расчетам, по налогам, по отчетности.

Заместитель директора по общим вопросам руководит работой административно-хозяйственного отдела (АХО), спортивно-оздоровительным комплексом "Буровик" и базой производственного обслуживания (БПО). В БПО входят следующие цеха: прокатно-ремонтный цех электрооборудования, прокатно-ремонтный цех бурового оборудования, прокатно-ремонтный цех труб и турбинной техники, цех пароводоснобжения. БПО обеспечивает бесперебойную работу объектов основного производства, поддерживает их в работоспособном состоянии и обеспечивает своевременное материально-техническое, профилактическое и ремонтное обслуживание в планово-предупредительном и оперативном порядке.

Заместитель директора по работе с персоналом руководит работой отдела кадров, отдел организации и мотивации труда, менеджер по обучению, менеджер по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям.

Заместитель директора по безопасности руководит работой службы безопасности предприятия.

На 1.09.2000. в СФ ЗАО "ССК" работало: 331 человек РСС и 945 человек рабочих всего - 1276 человек.

Организационная структура СФ ЗАО "ССК" представлена на рис.5.1.

5.2 Анализ основных технико-экономических показателей (ТЭП) и баланса рабочего времени буровых бригад

Для проведения анализа предоставлены основные технико-экономические показатели (ТЭП) в приложении Б.

В 1999 году в СФ ЗАО "ССК" эксплуатационное бурение велось на Советском, Черемшанском, Махтиковском, Крапивенском и Игольско-Таловом месторождениях. Бурение поисковых и разведочных скважин не велось. Средняя глубина скважин составила 2624 метра (приложение Б, табл.2).

Графиком бурения и сдачи на 1999 год предусматривалось всего закончить строительством 45 скважин: по ОАО "Томскнефть" - 23 скважины, по сторонним организациям - 22 скважины.

Фактически было сдано в эксплуатацию всего 42 скважины, что составило 93,3% плана: по ОАО "Томскнефть" - 25 скважин (108,7%), по сторонним организациям - 17 скважин (77,3%). Невыполнение этого показателя в целом связано, прежде всего, с началом бурения горизонтальных скважин.

Перевыполнение плана по сдаче скважин по ОАО "Томскнефть" является результатом хорошей организации работ в целом по предприятию, а также наличие хороших дорог до месторождений.

Проходка на одного работающего составила 119,3 м, а на буровую бригаду 22167 м (78,7%).

Снижение абсолютной проходки на буровую бригаду произошло по причине сбоев работы подрядчиков: несвоевременный завоз обсадных труб, химреагентов, оборудования, простоев по вине геофизиков и вышкомонтажного цеха.

В целом за 1999 год план по основным показателям был перевыполненным, исключение составили: коммерческая скорость бурения и проходка на одну бригаду.

Перевыполнение основных показателей, прежде всего, произошло за счет увеличения объема бурения (125,9%), что связано с ростом капиталовложений (122,7%). Рост капиталовложений произошел за счет того, что НК "ЮКОС", которой принадлежит СФ ЗАО "ССК", наметила планы по выходу на первое место по добыче нефти в мире.

Плановый объем бурения на 1999 год составляет 84500 метров, фактический объем бурения был перевыполнен и составил 106400 м (125,9%).

За год всего освоено 232712,7 тыс. руб капиталовложений. Объем выполненных работ и услуг в ценах 1984 года по ОАО "Томскнефть" составил 10931 тыс. руб. Себестоимость выполненных работ по плану должна была составлять всего 285241 тыс. руб, в том числе по ОАО "Томскнефть" 135850 тыс. руб, по сторонним организациям 149391 тыс. руб. Фактическая себестоимость выполненных работ составила всего 304956 тыс. руб (106,9%), в том числе по ОАО "Томскнефть" 151525 тыс. руб (111,5%), по сторонним организациям 153431 тыс. руб (102,7%). Увеличение себестоимости работ было связано с тем, что было закуплено импортное оборудование для ведения буровых работ, и оно ещё не успело себя окупить.

В 1999 году СФ ЗАО "ССК" закупило следующее оборудование:

Четырехступенчатая система очистки фирмы "DERRICK" - 6 компонентов (по цене 339000 долларов за 1 штуку).

Блок флокуляционной очистки бурового и тампонажного растворов фирмы "PROTEC" (по цене 900000 долларов за 1 штуку).

Долота фирм "SMIT" и "Секьюрити" (по цене 6000 долларов за 1 долото).

Долота фирмы "Волгбурмаш" (по цене 940 долларов за 1 долото).

Забойные двигатели PDM "Анадрилл" (по цене 10000 долларов за штуку).

Гидравлические ключи для свинчивания обсадных труб с моменомером (по цене 9000 долларов за 1 штуку).

А также были закуплены запасные части и оборудование для эксплуатации купленного оборудования (масленые шприцы, масло, смазка, сетки для вибросит, подшипники).

Покупка и внедрение данного оборудования позволила повысить некоторые из основных технико-экономических показателей. Покупка оборудования для безамбарного бурения сделала возможным разбуривание куста № 242 Советского месторождения, так как куст находится в водоохранной зоне и бурение с амбаром здесь не допустимо.

Долота фирм "SMIT" и "Секьюрити" типа 8 ½ MF - 15 и 8 ½ SS - 84F применялись для бурения нижних интервалов с использованием винтовых забойных двигателей Д 2 - 195. Применение этих долот позволяет вскрывать продуктивный пласт за 1 долбление, сокращая время на СПО и повысить нефтеотдачу пласта за счет снижения динамической фильтрации при его вскрытии, так как использовались малогабаритные забойные двигатели Д 2 - 195.

Годовой экономический эффект от внедрения на одной скважине долот фирмы "SMIT" составил 3196555 руб, а фирмы "Секьюрити" - 327650 руб.

Долота фирмы "Волгбурмаш" применялись для бурения верхних и средних интервалов, экономический эффект от их применения на одной скважине составил 278422 руб.

В 1999 году было запланировано получить выручку от реализации всего объема продукции 231668 тыс. руб, а фактически этот показатель увеличился, и составил 296041 тыс. руб (127,8%), что произошло за счёт увеличения объемов бурения.

Как видно, выручка от реализации всего объема продукции меньше себестоимости выполненных работ. Это произошло по той причине, что НК "ЮКОС" изымает значительные средства из прибыли СФ ЗАО "ССК", ограничивая предприятие в развитии. Необходимо учитывать следующие факт: бурение скважин ведется с использованием импортного оборудования, что позволяет увеличить проектный дебит почти в 2 раза, но этот факт не принимается во внимание руководством и скважины продаются по цене зависящей от проектного дебита. С фактическими же дебитом, который увеличился вследствие качественного ведения работ, скважины имеют гораздо большую стоимость и продажа по этой цене позволит увеличить выручку от реализации продукции. Так же следует отметить, что необходимость вложения средств на внедрение новых технологий и техники назрела и стоит остро.

Окончательный финансовый результат за 1999 год составил 18921 тыс. руб.

Среднемесячная зарплата одного рабочего по сравнению с 1998 года повысилась и составила 4229 руб, увеличился и фонд заработной платы до 57911 тыс. руб. Увеличение заработной платы связано с увеличением цены на нефть на рынке, а увеличение фонда заработной платы связано с увеличением числа работающих в СФ ЗАО "ССК".

Число работающих увеличилось на 209 человек и составило1157 человек. Увеличение рабочего персонала произошло в связи с увеличением объема бурения и как следствие увеличение потребности в кадрах.

Балансовая прибыль по предприятию составила 2242 тыс. руб.

На основании анализа ТЭП можно сделать вывод, что для повышения показателей необходимо провести следующие мероприятия:

Ввести более жёсткие штрафные санкции по отношению к вышкомонтажному цеху, тампонажному цеху, геофизическим партиям и УТТ.

Вносить в сметную стоимость налог на пользование дорогами.

Установить контроль за охраной окружающей среды или перейти на менее опасные (в экологическом плане) технологии.

Создать группу технологов для бурения горизонтальных скважин и технологов по бурению скважин без амбара.

Создать инженерную группу по работе и эксплуатации импортного оборудования (система очистки, забойные двигатели и т.д.), а также организовать ремонтный цех по его ремонту и обеспечить наличие запасных частей.

Принять меры по повышению трудовой дисциплины, и организовать контроль за соблюдением технологии работ.

Общий баланс рабочего времени приведён в приложении В.

Организационные простои в буровых бригадах составил за1999 год 2469 часов. Расшифровка организационных простоев представлена в табл.5.1.

Таблица 5.1. Расшифровка организационных простоев

Из табл.5.1. видно, что основное время организационных простоев составляют простои: из-за отключения электроэнергии - 797 часов, ожидание тампонажной техники - 378 часов, ожидание передвижки буровой установки - 351 час, отогрев линии - 267 часов, простой из-за климатических условий 258 часов.

Таким образом, уменьшить время организационных простоев можно, организовав, бесперебойное снабжение электроэнергией или при наличии дизельных генераторов электрического тока, своевременным приездом тампонажных агрегатов, лучшим утеплением всех коммуникаций в зимнее время, лучшей работой вышкомонтажных бригад и применением новых технологий при которых сокращается время передвижки буровой установки.

Время на ликвидацию аварий по СФ ЗАО "ССК" в 1999 году составило 612 часов или 26 дней. Аварийность работ в бригадах тесно связана с текучестью кадров, высококвалифицированные специалисты уходят в другие организации, где организация труда и отдыха, а также социальное обеспечение рабочих ведётся намного лучше.

Так только 30% рабочих в бригадах Патрахина и Гайдая составляют квалифицированные рабочие. Также на этот факт влияет то, что основное число рабочих это люди предпенсионного возраста имеющие слабое представление о новых приемах труда, организации и ведении трудового процесса, новых технологиях и технике. Поэтому надо бороться с текучестью кадров, повышая зарплату, социальное обеспечение, уровень организации труда и отдыха, а также стремится к тому, чтобы на предприятии приходило и работало всё больше молодых, хорошо обученных, квалифицированных специалистов.

Время на подготовительно - вспомогательные работы по предприятию за 1999 год составило 4007 часов или 167 дней. Расшифровка времени на ПВР представлена в табл.5.2.

Таблица 5.2 Расшифровка времени на ПВР

Из табл.5.2. видно, что основное время ПВР занимают электрометрические работы, смена долота, сборка и разборка компоновок, СПО и проверка, смазка и профилактика оборудования. Снизить время, затрачиваемое на ПВР можно снижением времени выполнения вышеперечисленных операций посредством применения новой техники и технологий, как например использование долот типа SS-84F, MF-15, и С-ГВУ, которые обладают большой проходкой на 1 долото и тем самым уменьшают время СПО, сборки и разборки компоновок, смены долота и др.

На ремонтные работы в1999 году было затрачено 293 часа или 12 дней. Расшифровка времени затраченного на ремонтные работы приведены в табл.5.3.

Таблица 5.3. Расшифровка времени ремонтных работ

Из табл.5.3. видно, что основное время ремонтных работ занимает время на ремонт насоса и ремонт цепи. Время, затрачиваемое на ремонт насоса (смена цилиндрических втулок, поршней и т.д.), можно уменьшить за счёт более качественной очистки бурового раствора, уменьшая содержание твёрдой фазы в нём, что достигается применением четырёхступенчатой системы очистки. Необходимо искать и внедрять технологии разработки выше перечисленных механизмов, применение которых сводит к минимуму время ремонтных работ.

За 1999 год общее количество отработанных часов составило 28868, из них праздничных - 790 часов. Количество дней - неявок составляет 262 дня, из них неявки по болезни - 91 день, неявка вследствие отпуска - 165 дней.

Анализируя вышесказанное, можно сделать вывод, что для увеличения прибыли предприятия необходимо предпринять следующие шаги:

Организовать своевременное обеспечение буровых бригад необходимым оборудованием, инструментом, материалами.

Улучшить энергоснабжение района работ и оснастить каждую буровую дизельным генератором тока.

Скорректировать график работы вышкомонтажных и буровых бригад, чтобы исключить простои из-за несвоевременного монтажа буровой установки.

Вести работы на оборудовании, исключающем остановки из-за климатических условий.

Применять новые технологии и оборудование для передвижки и монтажа буровых установок, которые позволяют монтировать и передвигать буровую установку в минимальные сроки.

Организовать диспетчерские службы и мобильную связь с руководящими работниками, чтобы уменьшить простои из-за ожидания распоряжений.

Проводить производственный инструктаж по внедрению новых приёмов труда.

Уменьшить количество аварий и брака за счёт внедрения нового, наиболее эффективного оборудования и инструмента.

Принять меры по ликвидации текучести кадров, создать условия для прихода на производство молодых, квалифицированных кадров.

Улучшить физиологические и эстетические условия труда, организовать проведение досуга и отдыха в вахтовых посёлках, что повысит производительность труда.

5.3 План организационно-технических мероприятий (ОТМ) по повышению ТЭП

На основе анализа ТЭП, баланса рабочего времени и производственной деятельности предприятия составляется оргтехплан. Мероприятиями оргтехплана предусмотрено сокращение времени на непроизводственные затраты, простои, ремонты и т.д. В результате сокращения времени на непроизводственное время увеличивается время на механическое бурение, что даёт в конечном итоге увеличение прибыли. Снижение себестоимости и увеличение прибыли от реализации продукции увеличивает валовой фонд предприятия.

План организационно-технических мероприятий (ОТМ) по повышению ТЭП представлен в табл.5.4.

Таблица 5.4 План ОТМ по повышению ТЭП

5.4 Определение нормативной продолжительности строительства скважин

Нормативную продолжительность цикла строительства скважин определяют по отдельным составляющим его производственных процессов:

строительно-монтажные работы;

подготовительные работы к бурению;

бурение и крепление ствола скважины;

испытание скважин на продуктивность.

Продолжительность строительно-монтажных работ берётся из готового наряда на производство работ, так как не вносит не каких изменений в технику и организацию вышкомонтажных работ. Продолжительность строительно-монтажных работ составляет 73,7 суток. Продолжительность подготовительных работ к бурению и самого процесса бурения рассчитывают при составлении нормативной карты (см. приложение Г). При расчёте затрат времени в нормативной карте используются:

данные геологической, технической и технологической части проекта;

нормы времени на проходку 1 метра и нормы проходки на долото;

справочник [23] для нормирования спускоподъемных операций, вспомогательных, подготовительно-заключительных, измерительных и работ связанных с креплением и цементированием скважин.

Время подготовительно-заключительных работ к бурению составляет 1,2 суток.

Суммарное нормативное время на механическое бурение по отдельным нормативным пачкам определяется по формуле:

ТБ=ТБ1×h час, (5.1)

где ТБ1 - норма времени на бурение одного метра по ЕНВ, час;

h - величина нормативной пачки, метр.

При расчёте нормативного времени на СПО вначале определяют количество спускаемых и поднимаемых свечей, а также число наращиваний по каждой нормативной пачке при помощи вспомогательных таблиц в справочнике [24] или по формулам:

NСП= (n× (H1+H2-2×d - h)) /2L, (5.2)

NПОД= NСП + (n× h) /L, (5.3)

где NСП, NПОД - соответственно количество спускаемых и поднимаемых свечей;

H1, H2 - соответственно начальная и конечная глубина интервала, метр;

d - длина неизменной части инструмента (ведущая труба, турбобур, калибратор, долото), м;

h - проходка на долото, м;

L - длина свечи, м;

n - количество долблений в данном интервале.

Нормативное время на СПО определяется по формулам:

ТСП= NСП ×Т1СВ/60 час, (5.4), ТПОД=NПОД ×Т1СВ/60 час, (5.5)

Где NСП, NПОД - соответственно количество спускаемых и поднимаемых свечей;

ТСП, ТПОД - соответственно время спуска и подъёма свечей, час;

Т1СВ - нормативное время на спуск и подъём одной свечи по ЕНВ [24], час.

Нормативное время на выполнение остальных операций рассчитывают на основании объема этих работ и норм времени по ЕНВ.

Время бурения одной скважины глубиной 3105 метров составляет 6,3 суток (механического бурения), время СПО составит 4,4 суток (см. приложение Г).

Продолжительность испытания скважины определяется в зависимости от принятого метода испытания и числа испытываемых объектов по нормам времени на отдельные процессы, выполняемые при испытание скважин, приведённых в справочнике [24]. Время на испытание скважины всего составляет 7,8 суток.

Общая продолжительность бурения и крепления скважины составляет 20 суток.

После обоснования продолжительности цикла строительства скважины должны быть определены скорости:

Механическая скорость бурения определяется по формуле:

VМ=H/tМ м/час, (5.6)

где Н - глубина скважины, м;

tМ - продолжительность механического бурения, час;

VМ=3105/151,2=20,5м/час.

Рейсовая скорость бурения определяется по формуле:

VР=H/ (tМ+ tСПО+ tПВО) час, (5.7)

где tСПО - время СПО, час;

tПВО - время на предварительно - вспомогательные работы, связанные с рейсом, час;

VР=3105/ (151,2+105,6+ 1) =12 м/час.

Коммерческая скорость определяется по формуле:

VК=H×720/ТК м/ст. мес, (5.8)

где ТК - календарное время бурения, час.

VК=3105×720/480=4657 м/ст. мес.

Цикловая скорость определяется по формуле:

VЦ=H×720/ТЦ м/ст. мес, (5.9)

где ТЦ - время цикла строительства скважины, час;

VЦ=3105×720/631,2=3542 м/ст. мес.

Техническая скорость определяется по формуле:

VТ=H×720/ tПВ м/ст. мес, (5.10)

где tПВ - производительное время бурения, час;

VТ=3105×720/480=4657 м/ст. мес.

Средняя проходка на долото по скважине определяется по формуле:

hср=H/n м, (5.11)

где n - количество долот, необходимых для бурения скважины;

hср=3105 /16=194 м.

На основании вышеизложенного, составляется нормативная карта на проводку скважины (приложение Г).

При составлении линейно-календарного графика выполнения работ учитывается то, что буровые бригады должны работать непрерывно, без простоев и пробурить все запланированные скважины за запланированное время.

Остальные бригады (вышкомонтажные и освоения) не должны по возможности простаивать.

Количество монтажных бригад определяется из условия своевременного обеспечения буровых бригад устройством и оборудованием новых кустов.

При составлении графика учитывается тип буровой установки, месячная производительность, то есть число скважин законченых за месяц буровой бригадой и количество календарных часов для бурения.

Линейно-календарный график представлен в табл.5.5.

Условные обозначения к табл.5.5.:

 Вышкомонтажная бригада (передвижка 5 метров);

 Вышкомонтажная бригада (передвижка 15 метров);

 Вышкомонтажная бригада (первичный монтаж);

 Буровая бригада (бурение);

 Бригада испытания;

Проектируемая скважина.

5.5 Расчет экономической эффективности разработанных ОТМ

При определении годового экономического эффекта должна быть обеспечена сопоставимость сравниваемых вариантов новой и базовой техники, используемой на строительстве скважин.

Расчёт экономической эффективности новой техники ведётся по формуле:

ЭСКВ= [ (СС+ЕН×КУС) - (СН+ ЕН×КУН)] ×Нскв руб, (5.12)

где ЭГ - ожидаемый экономический на скважине эффект на скважине, руб;

ЕН - коэффициент нормативной эффективности капиталовложений, ЕН=0,15 [25] ;

КУС, КУН - коэффициент удельных капиталовложений, соответственно, старой и новой техники, руб/м;

СС, СН - стоимость одного метра скважины при бурении с использованием старой и новой техники, руб/м;

Нскв - глубина скважины, м.

Коэффициенты удельных капиталовложений старой и новой техники определяются по формулам:

КУС=ЦС/ Нскв, (5.13)

КУН=ЦН/ Нскв, (5.14)

где ЦС и ЦН - цена старой и новой техники соответственно.

Стоимость одного метра скважины при бурении с использованием старой и новой техники определяется по формулам соответственно:

СС=КП×ССС/НСКВ руб, (5.15)

СН=СС - (УП - УП/К) руб, (5.16)

где ССС - сметная стоимость скважины, ССС=525208 руб (см. приложение Д);

КП - коэффициент приведения сметных расценок к расценкам действующим на сегодняшний день, КП=13,4;

УП - условно-постоянные затраты, руб/м;

К - коэффициент повышения производительности труда.

Условно-постоянные затраты определяются по формуле:

УП= КП×ЗЗВ/НСКВ руб, (5.17)

где ЗЗВ - затраты зависящие от времени, ЗЗВ=141258 руб (см приложение Д).

УП= 13,4×141258/3105=610 руб.

СС=13,4×525208/3105=2267 руб.

СН=2267- (610 - 610/1,2) =2165 руб.

Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятий сокращающих затраты времени и повышающих производительность труда производится по формуле:

ЭСКВ= (УПI × ЭВР - ЕН × ЗЕД) руб, (5.18)

где УПI - условно постоянные затраты зависящие от времени, руб/сут;

ЗЕД - затраты на одну единицу продукции, рубль.

Условно постоянные затраты зависящие от времени определяются как:

УПI = КП×ЗЗВ/ТБ руб/сут, (5.19)

где ТБ - время бурения одной скважины, ТБ=20 сут (см. приложение Г).

УПI = 13,4×141258/20=94643 руб/сут,

Величина экономии времени определяется по формуле:

ЭВР=ΔП×ТБ/ (100+ ΔП) сут, (5.20)

где ΔП - процент повышения производительности и сокращения затрат времени.

Затраты на единицу продукции определяются по формуле:

ЗЕД=NН ×ЦН - NС × ЦС час, (5.21)

где NН, NС - соответственно количество единиц новой и старой техники, расходуемых на одну скважину, шт.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от внедрения буровой установки БУ - 3200/200 ЭК-БМ. Цн=70000000 руб и Цс=60000000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):

КУС=60000000/ 3105=19324 руб/м., КУН=70000000/ 3105=22544 руб/м.

По формуле (5.12):

ЭСКВ= [ (2267+0,15×19324) - (2165+0,15×22544)] ×3105=99670 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения долота типа 8 ½ MF - 15 фирмы "Смитт".

По формуле (5.20) при ΔП=15%:

ЭВР=15×20/ (100+ 15) =2,6 сут.

Цн=6000 $ и Цс=940 $, при курсе 1$=29 руб - Цн=174000 руб и Цс=27260 руб тогда по формуле (5.21):

ЗЕД=1 ×174000 - 8 × 27260= - 44080 руб.

По формуле (5.18):

ЭСКВ= (94643 × 2,6 + 0,15 × 44080) =252684 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения гидравлического ключа с моментомером для свинчивания обсадных труб фирмы "ECKEL". Цн=94300 $ и Цс=94300 руб, при курсе 1$=29 руб - Цн=261000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):

КУС=261000/ 3105=30,4 руб/м.

КУН=94300/ 3105=84 руб/м.

По формуле (5.12):

ЭСКВ= [ (2267+0,15×30,4) - (2165+0,15×84)] ×3105=291746 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения системы очистки фирмы "DERRICK". Цн=339000 $ и Цс=3500000 руб, при курсе 1$=29 руб - Цн=9831000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):

КУС=3500000/ 3105=1127 руб/м.

КУН=9831000/ 3105=3166 руб/м.

По формуле (5.12):

ЭСКВ= [ (2267+0,15×1127) - (2165+0,15×3166)] ×3105=-63295 руб.

Экономический эффект от применения системы очистки фирмы "DERRICK" на первом этапе будет отрицательным, в виду высокой разности в стоимости комплектов отечественного и импортного оборудования. После разбуривания 3 - 4 куста оборудование полностью себя окупает.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения смазочной добавки ФК - 2000 вместо нефти.

По формуле (5.20) при ΔП=2%:

ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.

Стоимость расходуемой на бурение одной скважины Цс=116100 руб, а ФК - 2000 Цн=20401 руб, тогда по формуле (5.21):

ЗЕД=20401 - 116100= - 95699 руб.

По формуле (5.18):

ЭСКВ= (94643 × 0,39 + 0,15 × 95699) =51266 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения химреагента КМЦ марки Габроил вместо КМЦ.

По формуле (5.20) при ΔП=2%:

ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.

Стоимость тонны расходуемой на бурение одной скважины химреагента Цс=30450 руб, а Цн=40320 руб, тогда по формуле (5.21):

ЗЕД=0,7 × 40320 - 1,2 × 30450= - 8316 руб.

По формуле (5.18):

ЭСКВ= (94643 × 0,39 + 0,15 × 8316) =38154 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения химреагента сайпан вместо гипана.

По формуле (5.20) при ΔП=2%:

ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.

Стоимость тонны расходуемой на бурение одной скважины химреагента Цс=87813 руб, а Цн=95903 руб, тогда по формуле (5.21):

ЗЕД=0,7 × 87813 - 1,2 × 95903= - 90931 руб.

По формуле (5.18):

ЭСКВ= (94643 × 0,39 + 0,15 × 90931) =50546 руб.

Определяется экономический эффект от создания микроклимота на рабочих местах по формуле:

ЭСКВ=УПI × ЭВР руб. (5.22)

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

По формуле (5.22):

ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения бесперебойного обслуживания рабочих мест.

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

По формуле (5.22):

ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения полноценного питания на рабочих местах.

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

По формуле (5.22):

ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения досуга и отдыха.

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

По формуле (5.22):

ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения от улучшения жилищно-бытовых условий.

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

По формуле (5.22):

ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.

Определяется экономический эффект от повышения квалификации рабочих.

По формуле (5.20) при ΔП=2%:

ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.

По формуле (5.22):

ЭСКВ=94643 × 0,39=36911 руб.

Общий экономический эффект от внедрения мероприятий оргтехплана составит:

ЭОБЩ=252684+291746-63295+51266+38154+50546+18929+18929+18929+18929+18929+36911=809557руб.

Реальная себестоимость скважины с учетом коэффициента приведения Кп=13,4 составит 7037787 руб, общий экономический эффект от внедрения мероприятий оргтехплана ЭОБЩ=809557 руб, что составит 11,5%.

6. Специальная часть

Совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технология их реализации на Игольско-Таловом месторождении.

Объединение "Томскнефть" ВНК разрабатывает 26 месторождений, за исключением Крапивинского месторождения - все месторождения находятся в стадии падающей добычи. Эксплуатационный фонд на 1.01.2000 г. - 3866 скважин, механизированный фонд - 3207 скважин, фонд скважин оборудованных установками с электроцентробежными насосами (УЭЦН) - 922 скважины (28,7% от механизированного фонда). Средний дебит по нефти действующей скважины механизированного фонда составляет 11,9 т/сут. Обводненность продукции 67,3%.

Механизированным способом в объединении добывается 90,7% нефти от общей добычи. Доля добычи нефти при помощи УЭЦН составляет 64% при среднем дебите 26 тонн в сутки. В 1995 году процент добычи нефти из скважин, оборудованными ЭЦН, составлял 55% при среднем дебите скважины 22 тонны в сутки.

Из технологического регламента выполнения работ с УЭЦН, который является руководящим документом для всех подразделений ОАО "Томскнефть" и смежников, участвующих в комплексе работ связанных с УЭЦН, на производственной территории Акционерного Общества следует, что установки предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. В комплект установки для добычи нефти входят электродвигатель с гидрозащитой, модуль - секции насоса, кабельная линия, наземное электрооборудование, комплект инструмента и принадлежностей для монтажа на скважине.

Пластовая жидкость - смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа - имеет следующие характеристики:

максимальное содержание попутной воды - 99%;

водородный показатель попутной воды рН - 6,0-8,5;

максимальная плотность жидкости - 1,4 гр/см3;

максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм × с;

максимальная массовая концентрация твердых частиц - 0,1 г/л;

максимальное содержание свободного газа на приеме насоса - 25%;

при использовании газосепаратора содержание свободного газа в пластовой жидкости в зоне подвески насоса допустимо до 55% по объему;

максимальная концентрация сероводорода для насосов обычного исполнения - 0,01 г/л;

для насосов коррозионно-стойкого исполнения - 1,25 г/л;

максимальная температура - 90 ° С;

Скважины, в которых эксплуатируются установки, должны удовлетворять следующим условиям:

минимальный внутренний диаметр скважины для каждого типоразмера насоса согласно технического описания на модуль-секции и двигатели;

максимальный темп набора кривизны ствола скважины - 1,5°/10м;

максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки - 25,0 МПа;

в зоне работы установки отклонение ствола скважины от вертикали должно быть не более 40°;

Правила подбора УЭЦН к скважине:

1. Подбор УЭЦН к скважине осуществляется посредством расчетов при вводе из бурения, переводе на мех. добычу и оптимизации, по принятой в НГДУ методике, не противоречащей ТУ по эксплуатации УЭЦН.

2. Расчеты базируются на имеющейся в НГДУ информации: о коэффициенте продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины); данным инклинометрии; газовом факторе; давлениях - пластовом, давлении насыщения; обводненности добываемой продукции. Ответственность за достоверность этой информации несет ведущий геолог цеха добычи нефти.

3. При использовании в расчетах "Технологии проверки эксплуатационной колонны и применения УЭЦН в наклонно-направленных скважинах" РД 39-0147276-029, ВНИИ-1986г., для скважин с темпом набора кривизны в зоне подвески УЭЦН более 21/10 м, необходимо ставить отметку о применении данной методики в паспорте-формуляре.

4. В процессе подбора необходимо руководствоваться принятой в НГДУ методикой. При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25% для установок без газосепараторов. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.

5. Результаты подбора: расчетный суточный дебит, напор насоса, внутренний минимальный диаметр эксплуатационной колонны, глубина спуска, расчетный динамический уровень, максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; особые условия эксплуатации: высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, содержание механических примесей, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости заносятся в паспорт-формуляр. Опасные зоны в колонне, где темпы набора кривизны превышают допустимые нормы (более 1,5° / 10 м), заносятся в паспорт-формуляр.

В настоящее время на скважинах Васюганского НГДУ возникают трудности с выбором интервала установки погружного оборудования. При этом также следует отметить и то, что оборудование работает в более напряженных условиях по сравнению с техническими требованиями завода-изготовителя. В конечном счете все эти факторы влияют на долговечность работы оборудования и соответственно увеличивают затраты на его эксплуатацию.

В данный момент на скважинах Игольско-Талового и Крапивинского месторождений строго определены интервалы для установки внутрискважинного оборудования и обоснованы требования к ним.

При бурении скважин на Игольско-Таловом месторождении необходимо соблюдение следующих требований:

1. При реализации профилей наклонно направленный установлены следующие интервалы по вертикали, в которых категорически запрещается коррекция ствола скважины:

2. Во всех других интервалах допускается коррекция ствола скважины с пространственной интенсивностью искривления 1,50/10м.

3. Интенсивность изменения параметров кривизны в интервале установки ЭЦН не должна превышать 21/10 м с учетом погрешностей применяемых в измерительных системах.

4. Контрольный замер в интервалах указанных в п.1 необходимо производить не менее двух раз разными инклинометрическими приборами.

5 Интервалы, где зенитный угол составляет менее 20 градусов пространственную интенсивность кривизны определять только интенсивностью изменения зенитного угла, который не должен превышать 1,5 град. /10м, так как практический анализ работы скважинного оборудования показал, что их МРП при зенитных углах до 20 градусов не зависит от изменений ствола скважины по азимуту.

С 1999 года в компании ЮКОС принята программа по интенсификации добычи нефти (ИДН). Она рассчитана на эксплуатацию фонда скважин, оборудованных УЭЦН. Программа интенсификации добычи нефти была начата в марте - апреле 1999 года. В основу программы положена компьютерная программа компании "Шлюмберже" Performance Well, позволяющая на базе промысловых материалов смоделировать работу пласта и оценить потенциальные возможности скважины. Задачей программы ИДН является снижение пластового давления до минимально возможного, тем самым достигаются условия для максимальной производительности скважины. Следует отметить, что на основании "Методики построения цифровой геологической модели нефтяных месторождений с использованием компьютерных технологий" ТомскНИНПИНефть, был проведен анализ разработки ряда нефтяных месторождений ОАО "Томскнефть" и установлено, что при уменьшении времени работы (жизни) скважины за счет интенсификации, значения КИН не уменьшаются.

Расчет скважинного оборудования производится по компьютерной программе Wellflo-ESP, которая проводит анализ возможностей скважины и выдает рекомендации по подбору насосного оборудования.

В связи с названными выше особенностями работы скважины в интенсивных условиях добычи нефти появляются особенности эксплуатации насосных установок, такие как:

Насос устанавливается над перфорацией, следовательно необходимы большие напоры.

Забойное давление ниже давления насыщения, поэтому насос перекачивает газированную жидкость. Следовательно необходимы высокопроизводительные газосепараторы и увеличенная в два раза подача насоса.

Значительные перепады давления в призабойной зоне пласта повлекли вынос песка из пласта.

Зона установки насоса обладает повышенной температурой (62-96°)

Технические условия профиля скважины не ограничивали интенсивность кривизны в интервалах сегодняшней установки УЭЦН. (20I /100 м зенитного угла и З град/100 м азимутального угла).

С начала реализации программы ИДН были произведены расчеты параметров 618 скважин-кандидатов по программе "Шлюмберже" Performance, для подбора насосного оборудования по программе,Wellflo - ESP просчитаны 470 скважин, из них были отклонены по инклинометрии, угрозы прорыва вод, тех. состояния эксплуатационных колонн 22 скважины. По низким характеристикам пласта - 97 скважин.

Были произведены работы на 305 скважинах, в работе 260 скважин. Соотношение. чающих скважин по программе ИДН к общему дающему фонду УЭЦН в ОАО "Томскнефть" (694 скв) составляет 37,5%.

Дебиты увеличились с начала проекта с 23,3 т/сут до 36,4 т/сут, тем самым прирост составил 13,1 т/сут или 56% от базового дебита. При этом обводненность выросла с 24% до 26%.

Динамические уровни доведены с 827 метров до интенсификации до 1306 метров после проведения работ.

Дополнительная добыча с начала реализации программы ИДН на 1.02.00г. составила 515,6 тыс. тонн. (238,708-СН, 276,891-ВН).

Указанные выше особенности эксплуатации УЭЦН выявили множество недостатков в работе по подготовке ствола скважины, подготовке оборудования, эксплуатации скважин, а также несоответствия серийных установок к такому режиму работы.

Для достижения расчетных параметров необходимы высоконапорные ЭЦН, что влечет за собой повышение мощности погружных двигателей и увеличение габаритов УЭЦН в целом.

Возникают трудности с расположением УЭЦН в эксплуатационной колонне скважины, где интенсивность кривизны не соответствует современным требованиям к профилю скважины в интервалах установки УЭЦН. (21/10 м зенитного угла и З0/100 м азимутального угла).

Увеличение температуры в зоне подвески УЭЦН, повышение содержания свободного газа, увеличения содержания механических примесей в перекачиваемой жидкости из-за большой депрессии на пласт, неподготовленность оборудования послужило основными причинами большинства отказов оборудования данной программы.

В 1999 году в ОАО "Томскнефть" произошло 318 отказов УЭЦН, отработавших до 180 суток, из них по программе ИДН - 134 или 42,1%.

Отказы УЭЦН, эксплуатируемых по программе ИДН произошли по следующим причинам:

Механические примеси-41,8%.

Отказы и аварии, произошедшие из-за несоответствия кривизны - 15,6%

Механические повреждения кабеля - 9%.

Необеспечение притока - 9%.

Некачественная подготовка скважины - 8,2%.

Заводской брак - 7,5%

Негерметичность лифта - 3,7%.

Прочие-1,5%

Из изложенного выше следует, что к профилям бурящихся скважинам на Игольско-Таловом месторождении предъявляются жесткие требования. Для нормальных условий эксплуатации скважин с применением погружного оборудования (ЭЦНУ) в описанных интервалах интенсивность пространственного искривления не должна превышать 20 мин/100 м, согласно программы ИДН в интервале выше участка перфорации (2660 - 2760 м) требования те же. По всей длине ствола интенсивность не должна превышать 1,5 град/ 10 м.

Вследствие этого встает вопрос о необходимости учесть эти условия, предъявляемые к скважинам, ещё в процессе проектирования профилей наклонно направленных скважин и выделение этих интервалов как спецпрофилей, с жесткими требованиями по пространственному искривлению к ним.

Базовой технологией, при строительстве скважин на Игольско-Таловом месторождении с отходом более 700 м, предусмотрена реализация четырех интервального профиля скважины. При этом четвертый интервал, на котором находятся два последних спецпрофиля, имеет пространственную интенсивность порядка 3 - 5 град / 100 м, что не приемлемо.

Необходимым условиям может удовлетворять пяти интервальный профиль, при этом первые два спецпрофиля находятся на третьем интервале (стабилизации зенитного угла), а последние два спецпрофиля находятся на пятом интервале (второй вертикальный участок или интервал с зенитным углом близким к 00). Интенсивность пространственного искривления на интервалах спецпрофилей может не превышать необходимых значений.

Первый интервал пяти интервального профиля - вертикальный, его глубина зависит от ранее пробуренных скважин на кусте. Но, так как проектируется только одна скважина, то его глубина принимается условной и равной 100 м.

На втором интервале набираются необходимые параметры кривизны, проектный азимут и зенитный угол, для чего в скважине работа ведется отклоняющей компоновкой, предложенной в разделе 2.11 В компоновке применяется забойная измерительная система "СИБ - 1", которая необходима для оперативного контроля параметров кривизны ствола скважины. Его применение обусловливается рядом требований. Запрещается производить спуск "СИБ - 1" при:

несоответствие параметров бурового раствора требованиям ГТН;

наличие в скважине интервалов с затяжками и посадками;

несоответствие подачи бурового насоса диаметру заслонки в генераторе "СИБ - 1".

На третьем интервале необходима фиксация полученных параметров кривизны, для чего предлагается применение жесткой компоновки, как на интервале бурения кондуктора, так и на интервале под эксплуатационную колонну.

Практика ведения буровых работ на месторождении показывает, что использование КНБК с полноразмерным калибратором, стабилизирующей коронки СТК с диаметром 0,214 м и секции УБТ - 178 при выходе из-под кондуктора позволяет фиксировать заданные параметры. Первые два спецпрофиля, находящиеся на третьем интервале, как правило, имеют требуемую интенсивность искривления.

Помимо этого, на третьем интервале, при условии невыхода на проектные зенитный угол и азимут при наборе параметров в кондукторе, возможно проведение правок отклоняющей компоновкой или работа неориентируемыми компоновками с выявленными закономерностями искривления скважины. Единственное исключение - это невозможность работы ими в интервалах спецпрофилей.

В последнее время на Игольско-Таловом месторождении широкое применение получило долото 8 1/2 MF - 15 фирмы "Смитт", предназначенное для бурения в мягких и средних по крепости породах согласно промысловой классификации. Его использование в сочетании с винтовым забойным двигателем, таким как Д 2 - 195 или ТНВ - 195 позволяет добиваться показателей проходки на долото на последних интервалах бурения, порядка 600 - 700 м. Применение долота в с ВЗД ряд неоспоримых преимуществ перед использованием базовой технологии: долота типа ГВ и высокооборотного турбобура. Так как проходка на долото в 4 - 6 раз выше, то сокращается время ПЗР, конкретно на СПО и смену долота, при вскрытии продуктивного горизонта использование ВЗД дает низкий показатель динамической фильтрации бурового раствора, что позволяет минимизировать вредное воздействие фильтрата на продуктивный объект и в большей степени сохранить коллекторские свойства пласта, себестоимость 1 м проходки становится ниже. Расчет экономической эффективности применения этого долота на Игольско-Таловом месторождении приведен в приложении Е.

Требуемые ограничения при эксплуатации - запрещение проработки ствола скважины и необходимость шаблонировки ствола после 48 часов работы, то есть компоновка должна быть поднята на дневную поверхность или на 50 м выше башмака кондуктора.

Таким образом, последние два интервала пяти интервального профиля реализуются с применением долота MF - 15. На четвертом интервале проектируемой скважины необходимо добиться интенсивного снижения зенитного угла с 270 45I до значений близких к 00. Интенсивность искривления скважины по зенитному углу должна быть порядка 110/100 м. Добиться таких значений возможно применяя компоновку с диаметром наддолотного калибратора 0,214 м и КНБК предложенной в разделе 2.11 Данные приведены исходя из практического опыта работ на площади Игольско-Талового месторождения.

После получения значений зенитного угла скважины близкого или равного 00, их необходимо зафиксировать. В этом случае необходимо применение жесткой компоновки, включающей в себя секции УБТ и ТБПВ в низу КБТ (см.2.10). Наддолотный калибратор применяется тот же.

В процессе бурения необходимо осуществлять контроль за показателями кривизны скважины. Для этого на скважине партией геофизиков проводятся инклинометрические замеры. При наборе параметров кривизны по требованию технолога регулярно делаются замеры, как правило, через 25 - 50 м проходки. В конце бурения кондуктора, после завершения первого долбления при бурении под эксплуатационную колонну и интервалах спецпрофилей замеры производятся двумя приборами. Для проведения замеров пользуются инклинометрами ИОН - 1 и ИМММ - 73, которые имеют малую погрешность измерения (± 15 мин) и удобны в использовании, так как они применяются с компьютерной техникой в сочетании с печатными устройствами: принтерами или РИДами. Замер обязателен, если интервал непромера более 300 м.

После получения результатов работы инклинометрической партии технологом осуществляется обработка данных о кривизне скважины. Для этого применяются компьютерные навигационно-аналитические программы, такие как KPS и ARM to, которые рассчитывают реальное расположение профиля скважины, критические значения параметров, при которых скважина входит в круг допуска, а также предложения по выбору компоновок для следующего долбления. Помимо этого в программе может быть установлена база данных о проведении других скважин, что помогает технологу при работе.

Таким образом пяти интервальный профиль, удовлетворяющий условиям нормальной эксплуатации глубинного оборудования реализуется с меньшими затратами и количество рейсов отклоняющей компоновки в идеализированных условиях уменьшается до одного, что снижает себестоимость бурения.

Заключение

В ходе выполнения данной работы на тему "Совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технология их реализации на Игольско-Таловом месторождении" приведены расчеты и обоснования по всем вопросам освещенным в ней.

Приведены развернутые географо-экономические характеристики района работ, характеристики нефтегазоносности района работ, геологические условия разреза.

Обоснован выбор турбинного способа бурения, одноколонная конструкция скважины и пяти интервальный профиль. Разработаны режимы бурения для всех интервалов: приведено обоснование класса и типоразмера долот, расчет осевой нагрузки на долото, расчет частоты вращения долота, обоснован выбор очистного агента и расчет его необходимого расхода, приведена рецептура бурового раствора. Обоснован выбор забойных двигателей, произведен гидравлический расчет промывки скважины, приведено обоснование критериев рациональной отработки долот. Разработаны мероприятия по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины, спроектированы и обоснованы компоновки бурильных колонн, приведен их расчет. Спроектирована конструкция обсадных колонн из условия равнопрочности по длине, приведен расчет параметров цементирования, обоснована технология крепления и цементирования. Подробно освещен вопрос освоения скважины, выбор и обоснование буровой установки.

В части описывающей вспомогательные цехи и службы дана характеристика ремонтной и энергетической баз, водоснабжения и приготовления раствора. Также транспортного сообщения, связи и диспетчерской службы, культурно-бытового обслуживания.

В четвертой части описаны вопросы безопасности жизнедеятельности и конкретно безопасности в рабочей зоне, охраны окружающей среды, действия при чрезвычайных ситуациях.

В организационно-экономической части описаны структура и организационные формы работы предприятия СФ ЗАО "ССК", проведен анализ ТЭП и баланса рабочего времени, предложен план организационно-экономических мероприятий по повышению ТЭП, определена нормативная продолжительность строительства скважины, приведены расчеты экономической эффективности разработанных ОТМ.

В части описывающей спецвопрос подробно рассмотрена проблема соответствия профиля скважины требуемым условиям нормальной эксплуатации глубинного оборудования (ЭЦНУ) в добывающих скважинах, предложения по совершенствованию базовой технологии.

Литература

1. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: в 4 кн. - 2-ое изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1996. - 361 с.

2. Соловьев Е.Н. Заканчивание скважин: Учебник. - М: Недра, 1979. - 303 с.

3. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: Госгортехнадзор, 1998. - 160 с.

4. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. - М.: Недра, 1990. - 302с.

5. Рязанов В.И. Направленное бурение глубоких скважин: Практическое пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 1999-84 с.

6. Чубик П.С. Практикум по промывочным жидкостям. - Томск: Изд. ТПИ, 1991. - 100 с.

7. Исайченко А.И., Демихов В.С. Гидравлические забойные двигатели: - М: Недра, 1987 - 209 с.

8. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. - М: Недра, 1987-340 с.

9. Долговечность шарошечных долот. - М.: Недра, 1992. - 266 с.

10. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении: Справочное пособие. - М.: Недра, 1991. - 333 с.

11. Рязанов В.И. Баранов А.Н., Борисов К.И. Расчет бурильной колонны: Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 1996-68 с.

12. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. - М: ВНИИТнефть, 1997 - 194 с.

13. Редутинский Л.С. Расчет параметров цементирования обсадных колонн: Практическое пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 1997-47 с.

14. Композит каталог нефтегазовое оборудование и услуги. Под ред. Красина В.Ю., Бондаря А.В. и Яснева Г.Н. - М.: Изд. Топливо и энергетика, 2000. - 587с.

15. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник. - М: Недра, 1988. - 359 с.

16. Лукьянов В.Т., Воевода Р.Б. Заканчивание скавжин. - М.: Недра, 1987. - 205 с.

17. Булатов А.И., Качмаров С.Н. Освоение скважин: Практическое пособие. -М: Недра, 1999. -472 с.

18. Элияшевский Н.В. и др. Типовые задачи и расчеты в бурении. - М: Недра, 1982. - 296 с.

19. Воевода А.Н. и др. Монтаж оборудования при кустовом бурении скважин. - М.: Недра, 1987. - 205 с.

20. Ширков А.И. Охрана труда в геологии. - М.: Недра, 1990. - 235 с.

21. Охрана окружающей среды / Под ред. Брылова С.А. - М.: Высшая школа, 1985. - 272 с.

22. ПБ-10-14-92 "Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов" - М: Госгортехнадзор, 1992.

23. Инструкция по составлению проектно-сметной документации на строительство нефтяных и газовых скважин. - М: Госстрой СССР, 1991.

24. Сборник единых районных расценок на строительные конструкции и работы № 32. Скважины на нефть и газ. Часть III Бурение и испытание на продуктивность скважин. Приложение. - М. Недра, 1991. -176 с.

25. Шаповалов А.Г. Проектирование и финансирование строительства нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1991. - 100 с.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6