Проектирование строительства эксплуатационной скважины №11 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края

Проектирование строительства эксплуатационной скважины №11 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края

По ГОСТ 20692 "Долота шарошечные" предусматривается выпуск долот диаметром 76-508мм трех разновидностей: одно- двух- и трех-шарошечных. Наибольший объем бурения нефтяных и газовых скважин приходится на трехшарошечные долота диаметрами 190,5; 215,9; 269,9; 295,3 мм.

По материалу вооружения шарошечные долота делятся на два класса:

1 класс – долота с фрезерованным стальным вооружением для бурения малоабразивных пород (М, МС, С, СТ, Т, ТК);

2 класс – долота со вставным твердосплавным вооружением для бурения абразивных пород (МЗ, МСЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, К, ОК)

Условное обозначение (шифр) долота:

III – 215,9 С-ГНУ 2354, где III – трехшарошечное ;

215,9 – номинальный диаметр долота, мм;

С – тип долота (для бурения пород средней твердости);

Г – боковая гидромониторная промывка;

 Н – опора для низкооборотного бурения на одном подшипнике скольжения;

У – опора маслонаполненная с уплотнительной манжетой;

2354 – заводской номер долота.

Типы и область применения шарошечных долот приведены в табл. 2.10.

Таблица 2.10 Типы и область применения шарошечных долот

Геологический разрез Северо-Прибрежной площади в основном представлен следующими породами: песчаник, глины, доломиты, алевролиты.

После изучения залегания пород Северо-Прибрежной площади выбираем под бурение каждой колонны свой тип долота:

· под кондуктор Ø 324мм ІІІ 393,7 М-ГВ

· под промежуточную колонну Ø 245мм ІІІ 295,3 RХ+С

· под эксплуатационную колонну Ø 140мм ІІІ 190,5 МС-ГАУ

2.4.2Расчет технологического режима бурения

Способ бурения скважины выбирается с учетом ряда факторов, основными из которых являются геологические условия бурения; глубины и диаметры скважины; назначение скважины; рельеф местности, условия транспортировки грузов, удаленность точки бурения от производственной базы, а также масштабы буровых работ и степень их концентрации. Наиболее сложным и ответственным разделом технологии проводки скважины является режим бурения, который определяется в зависимости от гидрогеологических условий, физико-механических свойств проходимых пород и типа применяемого оборудования и инструмента.

 При проектировании технологического процесса проводки скважины для отдельных интервалов бурения устанавливается соответствующий режим.

 Под режимом бурения понимается совокупность основных факторов, определяющих скоростные и качественные показатели, оказывающие непосредственное влияние на эффективность разрушения породы. К таким факторам относятся тип долота, осевая нагрузка на долото, скорость вращения ротора, количество и качество подаваемой в скважину промывочной жидкости. Правильное сочетание элементов режима бурения определяется в зависимости от крепости проходимых пород, профиля зубьев и характера их расположения у шарошечных долот, диаметра долота и бурильного инструмента, глубины скважины, а также типа, количества и состояния бурового оборудования.

Под оптимальным или рациональном режимом бурения понимается совокупность параметров, обеспечивающих наилучшие технико-экономические показатели как качественные, так и количественные. К качественным показателям следует относить величину отклонения ствола пробуренной скважины от вертикали, степень глинизации коллектора; к количественным – скорость проходки, величину долбления долота и др.

Существующие в настоящее время режимы бурения для скважины установлены практически; поинтервально для каждого горизонта пород режимы бурения указаны в геологическом наряде.

2.4.3Расчет осевой нагрузки

Осевую нагрузку на долото следует устанавливать, изменяя скорость движения, т.е. подачи на забой бурильного инструмента. Нагрузка на долото должна создаваться весом бурильных и утяжеленных труб. Увеличение осевой нагрузки способствует росту скорости проходки, которая может изменяться в зависимости от крепости и других характеристик проходимых пород.

 На буровом станке установлен гидравлический индикатор веса (ГИВ-6-2М1), который показывает вес свободно подвешенного инструмента; нагрузка определяется как разность первоначального веса инструмента и веса инструмента, частично поставленного на забой. По диаграмме индикатора веса можно проанализировать время, затраченное на бурение и другие вспомогательные операции.

Осевая нагрузка на долото создается за счет применения утяжеленных бурильных труб. Длина утяжеленных бурильных труб (УБТ) подсчитывается таким образом, чтобы 75% их общего веса создавали нагрузку на долото, а 25% их веса создавали силу, растягивающую колонну бурильных труб. Эта закономерность приемлема при соотношении диаметров бурильных труб и долота 1:2. . Осевую нагрузку на долото с учетом показателей механических свойств горных пород и конструктивных данных о площади контакта рабочих элементов долота с забоем определим по формуле[4]:

РД = aрFk (2.4.1)

где, a - эмпирический коэффициент, учитывающий влияние забойных условий на изменение твердости (a = 0,3-1,59);

р – твердость породы, определяемая по методике Л.А.Шрейнера, Па;

Fk – площадь контакта зубьев долота с забоем в мм2, определяемая по формуле В.С.Федо рова

 Fk= *hd (2.4.2)

где, Д – диаметр долота, мм,

h =0,95 - коэффициент перекрытия,

d =1мм - притупление зубьев долота.

Отсюда находим максимальную осевую нагрузку на долото под каждую колонну:

Кондуктор Ø 324мм РД1 = 104,05 кН

Пром. колонна Ø 245мм РД2 = 83.27 кН

Экс. колонна Ø 140мм РД3 = 81.21 кН

По существующим нормам максимальная допустимая нагрузка на трехшарошечное долото находится в рекомендуемых пределах.

2.4.4 Расчет частоты вращения

Скважины можно бурить при двух режимах:

1.                          большой скорости вращения ротора и малой осевой нагрузки на долото;

2.                          небольшой скорости вращения ротора и повышенной осевой нагрузкой.

Скорость вращения ротора и осевая нагрузка на долото прямо пропорциональны механической скорости проходки, однако это положение справедливо только для пород средней твердости. При бурении в твердых породах осевую нагрузку на долото нужно увеличивать, а скорость вращения ротора снижать.

Скорость вращения ротора снижается при увеличении диаметра долота, уменьшении диаметра бурильных труб, увеличении абразивности проходимых пород, при переходе из пласта меньшей твердости в пласт большей твердости, а также при бурении чередующихся пластов небольшой мощности. В связи с тем, что большая скорость вращения ротора вызывает значительные инерционные напряжения, для каждого диаметра бурильного инструмента на основании расчета устанавливается допустимая скорость вращения ротора, которая определяется по формуле[4]:

где D – диаметр бурильных труб, мм;

n – допустимая скорость вращения ротора;

L – длина вращающихся бурильных труб, м;

ε = 2,1·10 кг/см² – модуль упругости;

g = 9,8 м/сек² – ускорение силы тяжести;

 q – вес 1 м бурильных труб, кг.

Находим скорость вращения ротора при бурении под каждую колонну (диаметр бурильных труб – 127мм, вес 1м бурильных труб – 31.9кг, длина L1 = 1020м L2 = 2450м L3 = 3025м):

Кондуктор Ø 324мм n1 = 80об/мин II – скорость вращения

Пром. колонна Ø 245мм n2 = 100об/мин III – скорость вращения

Экс. колонна Ø 140мм n3 = 90об/мин III – скорость вращения

2.4.5 Расчет производительности насосов для бурения под каждую обсадную колонну

Производительность насосов определяем по формуле[4]:

Q = 0,785(D²сквк - d²бт)V

где D – диаметр скважины;

к = 1,1-1,12 – коэффициент кавернозности;

d – диаметр бурильной трубы;

V = 0,5-0,8м/с – скорость восходящего потока.

Отсюда для бурения под каждую колонну получаем:

Кондуктор Ø 324 Q = 0,785(0,155∙1,1 – 0,02)0,5 = 0,059м³/с = 59 л/с

Пром. колонна Ø 245 Q = 0,785(0,087∙1,1 – 0,02)0,6 = 0,036м³/с = 36 л/с

Экс. колонна Ø 140 Q = 0,785(0,036∙1,12 – 0,02)0,8 = 0,012м³/с =12 л/с

 Исходя из вычисленных значений производительности выбираем необходимое количество насосов, диаметр втулок и количество двойных ходов:

Кондуктор Ø 324 Q = 59 л/с (2 насоса, Двт = 160мм, 65 х/мин)

Пром. колонна Ø 245 Q = 36 л/с (2 насоса, Двт = 130мм, 65 х/мин)

Экс. колонна Ø 140 Q = 12 л/с (1насос, Двт = 130мм, 50 х/мин)

2.4.6 Расчет количества и качества промывочной жидкости для бурения под каждую обсадную колонну

При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.

При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью.

Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное, и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. По этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств становился темой большого объема научно-практических исследований и анализа.

В настоящее время в мировой практике наблюдается тенденция роста глубин бурения скважин, а как следствие, и увеличение опасности возникновения при этом различных осложнений. Кроме того, постоянно ужесточаются требования более полной и эффективной эксплуатации продуктивных пород. В этой связи буровой раствор должен иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

 Выбор типа бурового раствора до настоящего времени не имеет формализованных правил и поэтому производится на основании анализа практики бурения и опыта инженеров по буровым растворам.

Основа выбора допустимых типов буровых растворов – соответствие их составов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

Процедура выбора типа бурового раствора состоит из следующих операций: получение от геологической службы информации о разрезе скважины; идентификацию пород разреза; установление типов буровых растворов, которые могут быть использованы при разбуривании пород данного класса; определение оптимальной последовательности применения буровых растворов.

Разрез скважины разбивают на интервалы, для каждого из которых выбирают допустимые типы буровых растворов, причем на каждом интервале ими могут быть только растворы, применимые на всех вышележащих интервалах в пределах не обсаженной части скважины. Затем рассчитывают стоимость 1 м3 каждого раствора, допустимого на данном интервале.

На следующем этапе определяют объемы растворов, необходимые для бурения каждого интервала. На последнем этапе рассчитывают количество материалов и химических реагентов, необходимых для реализации выбранной последовательности буровых растворов с учетом затрат материалов на поддержание свойств раствора.

В результате по всем интервалам бурения должна быть получена следующая информация: наименование и компонентный состав бурового раствора, его необходимый объем и стоимость, расход материалов на поддержание свойств бурового раствора, степень его очистки.

 Определяем количество бентонитовой глины и воды для приготовления 1м3 раствора по формуле[4]:

Gг =rг(rгр-rв) / rг-rв (2.4.4)

где, rг – плотность глины, т/м3 (rг = 2¸2,7 т/м3)

rв – плотность воды, т/м3

Gг= = 0,455 т/м3

Объем глины в 1м3 раствора составит[4]:

Vг =Gг/rг (2.4.5)

Vг= 0,455/2,6 = 0,175 м3/м3

Объем воды будет равен[4]:

Vв = 1 – Vг (2.4.6)

Vв = 1 – 0175 = 0,825 м3/м3

Количество глины, потребной для приготовления 1м3 раствора с учетом влажности глины, определяем по формуле[4]:

Gг= rг(rгр - rв) / rг - rв(1-n + nrг) (2.4.7)

где, n – влажность глины, доли единицы. Для практи ческих расчетов принимают n=0.05-0.1

Gг=  = 0,505 т/м3

Объем глины в 1м3 раствора составит

Vг=0,505/2,6 = 0,194 м3/м3.

Объем количества бурового раствора для бурения под каждую колонну определяем по формуле[4]:

Vбр = LS

где L – длина ствола;

S – поперечное сечение ствола.

Кондуктор Ø 324мм Vбр1 = 1020 · 0,12 = 124м³

Пром. колнна Ø 245мм Vбр2 =(1020 · 0.08)+ 1430 · 0,07 = 180м³

Экс. колонна Ø 140мм Vбр3 = (2450 · 0,045) +575 · 0,03= 128м³

Химическая обработка растворов.

Химическую обработку глинистого раствора производят для снижения водоотдачи и уменьшения толщины глинистой корки, получения минимального значения статистического напряжения сдвига, понижения вязкости, лучшего закрепления неустойчивых пород.

 Химическая обработка глинистого раствора обеспечивает получение растворов определенных качеств согласно геолого техническому наряду. Для обработки растворов применяются следующие химические реагенты: каустическая сода, кальцинированная сода, углещелочной реагент (УЩР), торфощелочной реагент (ТЩР), жидкое стекло, нефть, костный и кератиновый клей и др. Для утяжеления глинистых растворов применяют тонкомолотые минералы: гематит, магнетит, барит.

2.5 ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИНЫ

Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т.е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин "цементирование".

Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.

 Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.

Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство:

· раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме);

· тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме).

В промышленных масштабах применяют способы цементирования по прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажный раствор, способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ - цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта, тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне, и сам способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку тампонажный раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну.

 Расчеты при цементировании скважины – важная часть проектирования заключительного этапа строительства скважины. Применительно к конкретным местным условиям проводится метод сплошного одноступенчатого цементирования обсадной колонны. Расчет этого цементирования включает:

· определение объема цементного раствора;

· установление количества сухого цемента (или смеси цемента с наполнителями), выбор типа цемента;

· определение необходимого количества воды и реагентов для затворения, определение объема продавочной жидкости;

· установление допустимого времени цементирования скважины;

· определение числа агрегатов и цементно-смесительных машин;

· определение возможного максимального давления в конце процесса цементирования.

Объем скважины соответствует объему цементного раствора[5]:

где k – коэффициент кавернозности;

H – высота подъема цементного раствора;

D – диаметр скважины;

d – диаметр обсадной колонны.

Коэффициент кавернозности составляет 1,10 – 1,12.

Кондуктор Ø 324мм: Vцр1 = (3,14/4)(1,1·0,394² – 0,324²)1020 = 52,6м³

Пром. колонна Ø 245мм: Vцр2 = (3,14/4)(1,1·0,2903² – 0,245²)2450 = 63м³

Экс. колонна Ø 140мм: Vцр3 = (3,14/4)(1,1·0,1905² – 0,140²)1175 = 23,5м³

Для приготовления 1м² цементного раствора требуется цемента[5]:

q = ρцρв/(ρв+mρц) (2.5.2)

где ρц – плотность цемента;

ρв – плотность воды;

m – водоцементное отношение.

Кондуктор Ø 324мм: q1 = 2900·1000/(1000+0,5·2900) = 1184кг

Пром. колонна Ø 245мм: q2 = 3015·1000/(1000+0,48·3015) = 1232кг

Экс. колонна Ø 140мм: q3 = 3500·1000/(1000+0,34·3500) = 1598кг

отсюда плотность цементного раствора будет[5]:

ρц.р. = q(1+m) (2.5.3)

Практически плотность цементного раствора определяется ареометром.

Общее количество цемента[5]:

G = kцqVц.р. (2.5.4)

где kц = 1,03-1,05 – коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочны работах.

Кондуктор Ø 324мм: G1 = 1,04·1184·52,6 = 64,8т

Пром. колонна Ø 245мм: G2 = 1,04·1232·63 = 80,7т

Экс.колонна Ø 140мм: G3 = 1,04·1596·23,5 = 39т

Число цементно-смесительных машин принимается с учетом расчетного объема цемента при условии, что на каждую из них можно загрузить примерно 20 т материала (n1 = 3, n2 = 4, n3 = 2).

Общий объем воды при этом составляет[5]:

Vв = Gц/(kцkвρв) (2.5.5)

где kв = 1,01-1,05 – коэффициент, учитывающий потери воды.

Объем продавочной жидкости для транспортирования цементного раствора в затрубное пространство можно определить по формуле[5]:

где Δ = 1,03-1,05 – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости.

Кондуктор Ø 324мм: V1 = 1,04·0,785·0,324²(1020 – 10) = 86,6м³

Пром.колонна Ø 245мм: V2 = 1,04·0,785·0,245²(2450 – 10) = 119,6м³

Экс. колонна Ø 140мм: V3 = 1,04·0,785·0,14²(3025 – 10) = 48,2м³

Величина максимального давления в конце продавки вычисляется по формуле[5]:

p = p1 + p2 (2.5.7)

где p1 – давление, обусловленное разностью удельных весов в трубах и затрубном пространстве;

p2 – гидравлические потери давления.

Давление, обусловленное разностью весов в трубах и затрубном пространстве, находим по формуле[5]:

Гидравлические потери давления точно рассчитать пока невозможно. Для приблизительных расчетов используем ориентировочные формулы Р.И.Шищенко:

а) для скважин глубиной до 1000м – р2 = 0,001L + 0,8, МПа;

б) для скважин глубиной более 1000м – р2 = 0,001L + 1,6, МПа.

Время цементирования колонны[5]:

Тцем = tц + tпц + 10 (2.5.9)

где tц – время закачки цементного раствора;

tпц – время продавки цементного раствора;

10 – время, необходимое для выполнения операции по закладыванию в заливочную головку пробки.

Время закачки цементного раствора и время продавки цементного раствора находим по формулам[5]:

tц = Vц.р/qср (2.5.10)

tпц = Vж/qср (2.5.11)

где qср = 0,020м³/с – средняя производительность насосов цементировочных агрегатов.

Кондуктор Ø 324мм: tц1 = 52,6/0,02 = 44мин

Пром. колонна Ø 245мм: tц2 = 63/0,02 = 53мин

Экс. колонна Ø 140мм: tц3 = 23,5/0,02 = 20мин

Кондуктор Ø 324мм: tпц1 = 86,6/0,02 = 72мин

Пром. колонна Ø 245мм: tпц2 = 119,6/0,02 = 100мин

Экс. колонна Ø 140мм: tпц3 = 48,2/0,02 = 40мин

Потребное количество цементировочных агрегатов определяем по следующей формуле[5]:

где u = 1,5м/сек – средняя скорость восходящего потока цементного раствора.

Вычисленные значения заносим в таблицы.

Таблица 2.11 Общие сведения о цементировании обсадных колонн.

Таблица 2.12 Данные к расчету цементирования колонн

Таблица 2.13 Потребное количество материалов и цементировочной техники

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

СМЕТА

К РАБОЧЕМУ ПРОЕКТУ

на строительство эксплуатационной скважины

№11 на площади СЕВЕРО-ПРИБРЕЖНАЯ.

Цель работ эксплуатация

Способ бурения роторный

Вид бурения вертикальный

Местоположение суша

Вид энергии электричество

Буровая установка 4Э-76

Глубина скважины 3025

Скорость бурения 612 м/ст.мес.

Продолжительность цикла

строительства скважины, сут 229,1

· строительно-монтажные работы 67

· подготовительные работы к бурению 4

· бурение и крепление 150,3

· испытание 7,8

Конструкция скважины

· направление 530мм×30м

· кондуктор 324мм×1020м

· промежуточная колонна 245мм×2450м

· эксплуатационная колонна 140мм×3025м

3.1 СМЕТНЫЙ СВОДНЫЙ РАСЧЕТ НА СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИНЫ

Таблица 4.1 Сводный расчет на строительство скважины

Стоимость оборудования, приобретаемого заказчиком:

· устройство замера устьевых параметров 278588 руб.

· фонтанная арматура АФ6-63x70 1120000 руб.

· колонная головка ОКК2-70-140x245x324 650000 руб.

· НКТ (3025 м) Ø73x5,51 1200000 руб.

Итого: 3248588 руб.

НДС: 18,0% 584746 руб.

ВСЕГО: 3833334 руб.

Итого, затраты на скважину с учетом оборудования, приобретаемого заказчиком составляет 105297519,74 руб.

Содержание службы заказчика 2421842,95 руб.

ВСЕГО затрат на скважину: 107719363 руб.

4.БЕЗОПАСТНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

4.1 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНЫХ И КОМФОРТНЫХ БЫТОВЫХ УСЛОВИЙ

В связи с тем, что на нефтегазодобывающих предприятиях основная часть работы протекает под открытым небом, законодательством предусмотрены помещения для обогревания и отдыха рабочих.

Помещения бывают стационарными и передвижными. Они устанавливаются у каждой буровой установки, установки капитального ремонта скважин и у других производственных объектов.

Расстояние между помещениями и спуско-подъемным сооружением должно превышать высоту этих сооружений на 10 метров.

В помещении имеется бачок с питьевой водой, аптечка с полным набором медикаментов первой помощи, носилки и мебель. Помещение необходимо содержать в чистоте и периодически дезинфицировать, в нем расположены: гардеробные, душевые, помещения для сушки, обеспыливания и обезвреживания рабочей одежды, умывальные, курительные, прачечные.

В гардеробных рабочей одежды предусмотрены отдельные кладовые для хранения чистой и грязной одежды. В гардеробных одежда может храниться открытым способом (на вешалках или в открытых шкафах), закрытым (в закрытых шкафах) и смешанным, при котором один вид одежды хранится открытым, а другой – закрытым способом.

Головные уборы, обувь и белье должны храниться в гнездах и ящиках закрытых шкафов.

 Душевые размещаются в помещениях, смежных с гардеробными. Расположение помещений душевых у стен здания не допускается. Число душевых сеток зависит от числа человек на одну душевую сетку, работающих в наиболее многочисленной смене. При душевых имеются помещения для переодевания. Рекомендуется применение шарнирных душевых сеток, позволяющих регулировать направление и распыление водяной струи.

Помещения для сушки, обеспыливания и обезвреживания рабочей одежды оборудованы отопительными и вентиляционными установками, которые рассчитаны на высушивание рабочей одежды в течение времени не более продолжительности рабочей смены.

Помещения для обезвреживания рабочей одежды обособленны. Требования к ним определяются в зависимости от способа обезвреживания, который должен быть согласован с органами Государственного санитарного надзора.

Помещения для обеспыливания рабочей одежды также обособленны и располагаются рядом с гардеробными.

Умывальные размещаются в отдельных помещениях, смежных с гардеробными, или в гардеробных.

Число кранов в умывальных определяется в зависимости от производственного процесса: по числу человек на один кран, работающих в наиболее многочисленной смене.

Курительные следует размещать смежно с туалетами или с помещениями для обогревания работающих.

Прачечные для стирки и обезвреживания спецодежды должны быть механизированные и иметь помещение для ремонта этой одежды.

Гардеробные, дущевые и другие санитарно-бытовые помещения и устройства должны периодически дезинфицироваться.

4.2 ИНЖЕНЕРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНЫХ И БЕЗВРЕДНЫХ УСЛОВИЙ ТРУДА НА ОБЪЕКТЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Создание и обеспечение безопасных и безвредных условий труда на объекте проектирования являются основными задачами администрации и инженерно-технических работников в охране труда. Для выполнения их необходимо:

· Планировать организационно-технические мероприятия по улучшению условий труда и обеспечивать их выполнение;

· Вводить в эксплуатацию новые и реконструированные объекты только после приемки их комиссией с участием работника службы техники безопасности, представителей профсоюзной организации и органов государственного надзора;

· Обеспечивать строгое выполнение требований правил, норм, стандартов, инструкций по охране труда и пожарной безопасности;

· Осуществлять технологические процессы, организацию труда и рабочих мест в соответствии с требованиями охраны труда, техники безопасности и современных достижений науки и техники;

· Обеспечивать исправное состояние оборудования и инструмента, санитарное состояние рабочих мест, производственных, вспомогательных, санитарно-бытовых помещений;

· Организовать обучение и повышение квалификации инженерно-технических работников по вопросам охраны труда;

· Обеспечивать правильное и своевременное расследование, регистрацию и учет несчастных случаев, профессиональных заболеваний, профессиональных отравлений на производстве с разработкой мероприятий по предотвращению аналогичных случаев;

· Обеспечивать оборудование защитными и оградительными приспособлениями, представлять рабочим индивидуальные защитные средства, спецодежду, принимать меры к оснащению производственных объектов приспособлениями и устройствами по технике безопасности;

· Организовать контроль за соблюдением трудового законодательства, а также выполнением предписаний органов государственного надзора и технических инспекторов профсоюза по устранению нарушений правил и норм по охране труда.

Заместитель руководителя предприятия организовывает своевременное снабжение материалами и оборудованием для проведения мероприятий по оздоровлению условий труда, своевременное составление заявок и обеспечение работников спецодеждой, спецобувью и средствами индивидуальной защиты (очками, респираторами, диэлектрическими перчатками и т.д.) в соответствии с типовыми отраслевыми нормами, а также молоком, мазями, пастами, моющими средствами и мылом; обеспечивает надлежащее состояние санитарно-бытовых помещений.

Соответствующие специалисты цехов отвечают за исправное состояние и безопасную эксплуатацию вверенного им оборудования и технологических установок.

Большое место в организации производства принадлежит инженерно-технологическим службам. Они несут ответственность за правильное ведение технологических процессов в соответствии с требованиями охраны труда и производственной санитарии, обеспечивают выполнение в установленные сроки предписаний и требований органов государственного надзора, технических инспекторов профсоюза, работников службы техники безопасности; осуществляют систематический контроль за своевременным и качественным проведением мастерами инструктажа по технике безопасности на рабочем месте.

 В вопросах обеспечения на производстве безопасных условий труда особая роль принадлежит непосредственным руководителям работ (мастер, старший мастер, производитель работ, начальник смены, начальник установки и др.). От них зависит соответствующая организация работы, надлежащее обучение рабочих безопасным методам труда, соблюдение требований правил и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии, установленных режимов труда и отдыха, трудовой и производственной дисциплины.

На предприятии для организации работы по охране труда, технике безопасности и производственной санитарии предусмотрена служба техники безопасности. Основными задачами службы техники безопасности являются организация работы по созданию безопасных и безвредных условий труда, осуществление контроля за работой производственных подразделений по улучшению условий труда, разработка и осуществление, с учетом современных достижений науки и техники, организационно-технических санитарно-гигиенических мероприятий по предупреждению производственного травматизма, профессиональных заболеваний и отравлений. Служба техники безопасности осуществляет свою деятельность под непосредственным руководством главного инженера, в методическом отношении подчиняется службе охраны труда и техники безопасности вышестоящей организации.

4.3 ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Пожарная безопасность – состояние объекта, при котором с установленной вероятностью исключается возможность возникновения и развития пожара и воздействия на людей опасных факторов пожара, а также обеспечивается защита материальных ценностей.

Пожарная безопасность объекта должна быть обеспечена в рабочем состоянии объекта и при возникновении аварийной обстановки.

Вся территория производственных объектов бурения и капитального ремонта скважин, а также добычи нефти и газа, в том числе площадки, на которых расположены скважины должны постоянно содержаться в чистоте и порядке. Не допускается замазучивание территории вокруг скважины, загрязнение легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, мусором и отходами производства. Сгораемые отходы производства, мусор, сухая трава и др. должны убираться, а места розлива легковоспламеняющихся и горючих жидкостей должны тщательно убираться и засыпаться сухим песком или грунтом. Разбирать устьевую арматуру следует после глушения скважины и снижения в ней давления до атмосферного.

При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно герметизировано.

Выхлопные трубы передвижных насосных агрегатов, автоцистерны должны быть снабжены глушителями с искрогасителями.

Курение на территории выполнения работ допускается в специально отведенном месте, оборудованным урной для окурков и емкостью с водой. В этом месте должна быть вывешена надпись "Место для курения".

4.4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Охрана недр.

Конструкция скважин должна обеспечивать защиту недр от загрязнения промывочной жидкостью и пластовым флюидом. Как правило, кондукторы скважин цементированы на всю длину до устья с целью перекрытия насыщенного грунтовыми водами почвенного слоя и укрепления устья скважины, перекрытия водоносных горизонтов, предупреждения обвалов стенок скважины и установки противовыбросового оборудования.

Эксплутационные колонны также цементированы до устья высокопрочным цементом с целью разобщения продуктивных горизонтов с вышележащими непродуктивными пластами.

Качество цементного кольца и надежность разобщения водоносных горизонтов проверяется путем опрессовки цементного кольца, которая производится после разбуривания цементного стакана и элементов оборудования низа колонны. При бурении скважин давление бурового раствора должно быть не менее пластового давления с целью исключения выбросов пластовых флюидов на поверхность и не более давления гидроразрыва пласта с целью недопущения загрязнения водоносных пластов технологическими жидкостями. Обвязка устья скважины должна обеспечивать надежность противовыбросового оборудования.

Рекультивация нарушенных земель.

Территория горного отвода одной скважины в среднем составляет 0,36га, в том числе территория устьевого оборудования 0,02-0,06га.

После окончания бурения проводятся работы по разборке временных бетонных стяжек и септиков, по демонтажу и перебазированию плит покрытия и уборке территории, по технической рекультивации, включающие засыпку амбара, приямков, разборку обваловок, планировку площадки, перемещение и укладку плодородного слоя на площадке буровой

Мероприятия по охране почв.

Для уменьшения опасности загрязнения почвы в аварийных ситуациях на площадке проектом предусматривается:

1.Откачка жидкости из технологических аппаратов в аварийные емкости и возврат продуктов в технологический процесс;

2.Сброс нефти и газа с предохранительных клапанов аппаратов, работающих под давлением, в дренажные емкости;

3.Откачка жидкости из всех дренажных емкостей в нефтесборные сети;

4.Аварийная сигнализация предельных значений регулируемых параметров (уровня, давления, температуры).

Для локализации загрязнения непосредственно на месте образования в проекте предусмотрены следующие мероприятия:

1.Устройство земляного вала по периметру площадки бурения;

2.Устройство площадок с бордюрным ограждением и дождеприемником под сепарационными установками и прочими агрегатами, работающими под давлением, для сбора разливаемых дождевых вод, загрязненные нефтью;

3.Устройство площадок с бордюрами, ограждением для хранения химреагентов, применяемых в технологическом процессе.

Охрана растительного покрова, лесов и насаждений.

При выполнении подготовительных работ, бурения и испытаний не допускается:

1.Нарушение древостоев, растительного покрова и почв за пределами участка бурения;

2.Перекрытие естественных путей стока поверхностных вод;

 3.Захламление участков и прилегающих территорий строительным мусором и токсичными веществами;

4.Вылив и утечки ГСМ, неочищенных промышленных стоков, минерализованных вод, буровых растворов и пр. в поверхностные водоемы и гидрографическую сеть;

5.Выбросы в атмосферу и утечки по поверхности продукции скважин;

6.Проезд транспорта по произвольным маршрутам;

7.Уничтожение межевых знаков.

Охрана животного мира.

При проведении работ, связанных с бурением скважин, проектом предусматриваются и осуществляются мероприятия по сохранению среды обитания и условий размножения животных:

1.Обеспечивается неприкосновенность участков, представляющих особую ценность в качестве среды обитания животных;

2.Не допускается уничтожение древесно-кустарниковой растительности в местах обитания животных вблизи выбранных объектов вторых стволов;

3.Принимаются меры по предупреждению разливов нефти и вызываемой ими гибели рыб, водо-обитающих животных, водоплавающих и других птиц.

Технология бурения скважины месторождения Северо-Прибрежная, при выполнении комплекса вышеизложенных рекомендаций по обеспечению экологической безопасности, оказывает слабое техногенное воздействие на окружающую среду, без заметного влияния на здоровье персонала, а также на растительный и животный мир.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе запроектировано бурение и крепление эксплуатационной скважины на нефтегазоконденсат глубинной 3025 м на Северо-Прибрежной площади Краснодарского края.

В общей части даны географическое положение, обзор ранее проведенных геолого-геофизических исследований и геологическая характеристика района работ. Описаны: стратиграфия, тектоника и нефтегазоносность данного района.

Проходка проектной скважины будет осуществляться буровой установкой БУ3200/200ЭУК-2М в четыре интервала бурения: под направление диаметром 530 мм, под кондуктор диаметром 324 мм, под тех колонну диаметром 245 мм и под эксплуатационную колонну диаметром 140 мм, с применением полимерно-глинистого раствора. Контроль процесса бурения обеспечит станция ГТИ. Цементирование скважины будет осуществляться с применением 4 цементосмесительных машин 2СМН-20, 5 цементировочных агрегатов и осреднительной емкости. Контроль процесса обеспечит станция контроля цементирования СКЦ-2М.

В работе предусмотрены все необходимые меры безопасности жизнедеятельности, Рассмотрены мероприятия по предупреждению аварий и осложнений, охране недр и окружающей среды.

Сроки выполнения работ: начало - 1 ноября 2007 г., окончание - 20 июня 2008 г.

Предполагаемая стоимость работ 107719363 руб.

ЛИТЕРАТУРА

1.                 Методические указания по выбору конструкции нефтяных и газовых скважин. – М.: Миннефтепром, 1973 г.

2.                 Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. "Спутник нефтяника и газовика". М., Недра, 1986.

3.                 Иночкин П.Т., Прокшиц В.А. "Справочник бурового мастера". М., Гостоптехиздат, 1958

4.                 Вадецкий Ю.В. "Бурение нефтяных и газовых скважин". М., Недра, 1973.

5.                 Булатов А.И. "Технология цементирования нефтяных и газовых скважин".М., Недра, 1983.

6.                 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: Госгортехнадзор России, 1998 г.

7.                 Сулейманов М.М., Газарян Г.С., Манвелян Э.Г., Тимошук А.Б. "Охрана труда в нефтяной промышленности". М., Недра, 1980.

8.                 "Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности ППБО-85". М., Недра, 1987.

9.                 Хоботько В.И., Эстрин Р.Я., Сулейманов М.М. "Противопожарная безопасность и защита на предприятиях нефтяной промышленности". М., Недра, 1982.

10.            В.И.Мищевич, Н.А.Сидоров "Справочник инженера по бурению", М, "Недра", 1973г.

Страницы: 1, 2, 3