По характеру воздействия на горную породу:

Вопросы к экзамену

по дисциплине "Строительство нефтяных и газовых скважин"

Роль буровых работ в деле обеспечения необходимых темпов развития нефтяной и газовой промышленности России.

Нефть и газ играют огромную роль в народном хозяйстве страны, растущие объемы добычи УВ в стране стали возможным благодаря высокому темпу наращиванию буровых работ. С учетом дальнейшего развития народного хоз-ва страны на длительную перспективу существует необходимость роста объемов и повышение технико-экономических показателей буровых работ, а именно: совершенствование бурового оборудования, внедрение новых технологий,.

Цикл строительства скважин при вращательном способе бурения.

· подготовительные работы к строительству скважины( дороги, коммуникации)

· монтаж оборудования

· подготовительные работы

· бурение ствола скважины

· вскрытие продуктивного пласта

· демонтаж Бур оборудования

· перевозка оборудования

Понятие о скважине и ее элементах

Скважина-это круглая горная выработка, вертикальная или наклонная, сооружаемая с поверхности вглубь земли без доступа в нее человека

· глубина скважины - расстояние от устья до забоя, измеренное по вертикали.;

· длина ствола скважины - расстояние от устья до забоя, измеренное по оси скважины;

· альтитуда (абсолютная высота) устья скважины - расстояние от точки земной поверхности до уровня поверхности, принятой в геодезической сети за исходную.

· устье скважины -место пересечения контура скважины с поверхностью, с которой началось ее бурение;

· ось скважины– воображаемая линия, проходящая через условные центры поперечных сечений скважины. В проектных документах ось скважины имитирует траекторию ее ствола.

· стенка скважины– боковая поверхность скважины по отношению к ее оси;

· забой – поверхность, по которой происходит разрушение горной породы рабочим инструментом в процессе углубления скважины;

· ствол скважины – пространство в массиве горных пород, ограниченное контурами скважины, т.е. ее устьем, стенками и забоем.

· обсадная колонна (ОК) – колонна труб, спущенных в скважину, имеющая постоянную или временную связь с ее стенками;

· цементное кольцо – цементный камень, заполняющий пространство между стенкой ствола скважины и ОК

· башмак - элемент низа ОК;

· крепь скважины - система последовательно спущенных в скважину и зацементированных ОК.

Классификация скважин по назначению

· Опорные (изучение основных черт глубинного строения малоисследованных; бурятся до коренных пород фундамента).

· Параметрические (…геолог.строения разреза на больших h и выявление перспективных зон НиГносности)

· Структурные (для тщательного изучения структур; подготовка к поиск.бур)

· Поисковые( поиск новых залежей)

· Разведочные, ( оконтуривание месторождения, составление проекта разработки)

· Эксплуатационные( для извлечения нефти на поверхность

· Специального назначения( не прямое назначение : сейсмика, ликвидация)

Глубины бурения нефтяных и газовых скважин. Характер изменения давления и температуры с ростом глубины скважины.

Глубины скважин изменяются в широких пределах : от несколько десятков до нескольких тысяч ( сейсм. и самая глубокая 12262м кольская) Ср.h развед-3000, экс 2200.Давление с глубиной , как правило , возрастает (ро*жэ*аш).Температ. верхнего слоя пород изменяется от сезона к сезону( от атмосф.t)В глубоко залег.породах t ост.постоянной, возрастает с глубиной по закону T=T0+Г(z-z0)

Механические свойства горных пород и способы их определения.

Горные породы-это поликристаллические тела, состоящие из минералов, имеющ один.физ и хим. Свойства и состав.

Св-ва: свойства, к-е опр. поведение горных пород и минералов в процессе деформации ( обр и необратимая деформ.)

· Определение твердости ( метод Л.А.Шрейнера)-измерение деформации породы при вдавливании в нее цилиндрического пуансона(штампа) с плоским основанием. Нагрузка при разрушении, деленная на площадь, определяет величину твердости. Удельная объемная работа разрушения - затрата энергии на разрушение единицы объема горной породы под штампом( виды твердости:хрупкие, упруго-пластичные,пластичные)

· Абразивность горной породы характеризует ее способность изнашивать породоразрушающий инструмент.Оценивается по интенсивности износа эталонного образца при взаимодействии с породой,

· Прочность от мин.сво-в состава.

Классификация породоразрушающего инструмента.

по назначению:

- для сплошного бурения (долота опорные и безопорные);

- для отбора керна (бурильные головки, колонковые долота);

- для специальных работ (расширение ствола скважины, разбуривание цементного камня и т.д)

по характеру воздействия на горную породу:

- дробяще-скалывающего действия (шарошечные);

- режуще-скалывающего действия (лопастные, PDC, ДАП);

- режуще- истирающего действия (алмазные, ИСМ).

Долота режуще-скалывающего действия. Разновидности, устройство, принцип действия и область применения.

Данный вид представлен лопастными долотами, лопастными долотами ИСМ, долотами и головками со вставками твердого сплава, оснащеными пластинами поликристаллических алмазов. Состоят из стального корпуса, к кот-ым приварены лопасти. Они служат для разрушения горных пород резанием и скалыванием. Под действием осевой нагрузки лопасти долота внедряются в горную породу, а под действием вращающего момента срезают или скалывают ее. Буровой раствор для очистки забоя от выбуренной породы подается через промывочные отверстия, которые могут оснащаться сменными минералокерамическими соплами (насадками), позволяющими сформировать высокоскоростные струи раствора ( >80 м/с). При такой скорости бурового раствора из насадок долота улучшается очистка забоя и облегчается разрушение горной породы.

Лопастные долота эффективно применяются при бурении в мягких высокопластичных породах при малых скоростях вращения (роторное бурение). Скорость износа элементов лопастного долота заметно возрастает с увеличением абразивности горных пород и ухудшением качества очистки забоя.

Долота дробящее-скалывающего действия. Разновидности, устройство, принцип действия и область применения

Шарошечное долото:

1 - корпус с резьбовой головкой;

2 – лапа с опорой;

Шарошка.

Различают : 1,2,3 шарошечные долота( 90%).Предсталвялет собой механиз с рабочим органом в виде шарошки. Долота изготавливаются с одним центр. Отверствием или 3 боковыми, расположенными между шарошками и имеющими внутри струйные насадки из минералокеремического сплава. Принцип действия : при вращении долота под нагрузкой, создаваемой УБТ, установленными над долотом, шарошки, перекатываюясь по забою с зуба на зуб совершают сложное вращательное движение вокруг осей и оси долота При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробя ее, и скалывая при повороте вокруг оси долота.

Трехшарошечные буровые долота. Варианты изготовления, шифровка, область применения.

Долота : 1,2,3 классов

Трехшарошечное долото состоит из 3 секций – лап, сваренных между собой сварным швом по всему контуру сопрягаемых поверхностей, образуя единый корпус. Долота изготовляются с одним центральным отверстием или тремя боковыми, расположенными между шарошками и имеющими внутри струйные насадки.

В зависимости от направления потока бурового раствора долота подразделяются на долота с центральной промывкой или продувкой и с боковой промывкой или продувкой. Ц – с центральной промывкой; Г – с боковой гидромониторной промывкой (со струйными насадками); П – с центральной продувкой; ПГ – с боковой продувкой; В – на подшипниках качения (высокооборотные долота); Н – на одном подшипнике скольжения (остальные качения); А – на двух и более подшипниках скольжения; У – с герметизированной опорой.Любые породы, в отличие от алмазных

Долота режуще-истирающего действия. Разновидности, устройство, принцип действия и область применения

Данный вид представлен алмазными долотами и долотами ИСМ, конструкция рабочей части которых близка к алмазным.

Алмазные долота предназначены для бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин при прохождении песчаников, доломитов, известняков и других пород, в которых эффективность применения шарошечных долот резко снижается. Правильное применение алмазных долот обеспечивает: высокие рейсовые скорости бурения; сокращение числа спускоподъемных операций; экономию средств; снижение кривизны при проводке вертикальных скважин.

При бурении алмазными долотами разрушение горной породы происходит путем резания и истирания ее породоразрушающими элементами долота, находящимися под воздействием осевой нагрузки и крутящего момента.

Алмазное долото состоит из стального корпуса с присоединительной резьбой и матрицы, изготавливаемой из композиционного материала, основным износостойким компонентом которого являются зерна карбида вольфрама. В матрице размещаются природные или синтетические алмазы. По размещению алмазов различают две разновидности долот: однослойную и многослойную, т.е. с импрегнированными алмазами.

Порядок изготовления алмазных долот и их классификация.

Классификация:

- по форме рабочей поверхности (радиальные, ступенчатые, спиральные);

- по происхождению алмазов (природные и синтетические);

- по количеству алмазов в матрице (однослойные, импрегнированные).

Алмазные долото:

1 – корпус,

2 –матрица;

3- алмазные зерна.

При изготовление однослойных долот относительно крупные алмазы укладывается в один слой в графитовую пресс-форму. Пресс-форма заполняется шихтой и последняя прессуется при давлении 100Мпа. Затем пресс-форма помещается в электропечь, где шихта спекается при t 1200-1300 C. При получении многослойных долот мелкие алмазы равномерно перемешиваются с частицами карбида вольфрама и другими компонентами матрицы перед ее спеканием.

Подготовительные работы в скважине перед спуском алмазного долота на забой.

В процессе бурения алмазы разрушаются при их взаимодействии с окременелыми, трещиноватыми породами, кусками металла и крепкой породы на забое. Поэтому перед спуском алмазного долота в скважину забой скважины очищают от крупного шлама и Ме осколков, спуская спецю Мешламоуловитель. Иногда для очистки забоя от Ме применяют магнитный фрезер.

Буровые долота ИСМ, РDС.

Долота ИСМ были разработаны Украинским Институтом сверхтвердых материалов на базе сверхтвердого материала, обладающего высокой износостойкостью – славутич.

По типу долота ИСМ подразделяются на:

- цельнокованные с последующим фрезерованием лопастей

- с приваренными лопастями

Долота ИСМ обладают высокой износостойкостью, меньшей стоимостью по сравнению с алмазными, большей проходимостью.

Существует несколько модификаций по типу промывки:

- с комбинированной промывкой (боковые+центральное сопла)

- с обычной провывкой (центральное сопло)

По типу профилей зубков долота ИСМ различаются:

- полусферический

- клиновой

- плоский

Одной из разновидностей лопастных долот является долото PDC, резцы которого оснащены пластинами поликристаллических алмазов.

Эти долота могут применяться при роторном способе бурения и с забойными двигателями в мягких и средних породах. Показатели работ долот могут достигать величин, значительно превышающих показатели серийных шарошечных долот.

Средняя проходка на долото PDC при бурении мягких и средних горных пород на глубинах 2800-5200 м составляет 300-800м при средней механической скорости 6-10 м/ч. Максимальная проходка на долото PDC превысила 3000 м.

Буровые долота PDC имеют следующие основные преимущества:

· Высокопрочные режущие элементы

· Оптимальная гидравлика долота

· Специальное упрочнение калибрующей части долота

· Равномерно нагруженная режущая структура

· Спиральные лопасти

· Антивибрационная защита долота.

Несмотря на то, что стоимость таких долот в 10 раз выше, чем шарошечных, их применение в глубоких скважинах оправдывается значительным сокращением времени на СПО.

Керноприемный инструмент: принципиальная схема, способы подъема керна.

Керноприемное устро-во- инструмент, обеспечивающий прием, отрыв от массива горной породы и сохранение керна в процессе бурения и транспортировке по скважине

Краткая история развития способов бурения нефтяных и газовых скважин.

Ударное- вращательное роторное - гидравлическое забойные двигатели( турбобуры),многоступенчатые

Современные способы бурения нефтяных и газовых скважин. Их принципиальные особенности.

Вращательный способ : под действием осевой нагрузки(УБТ) на долото и крутящего момента( движение Ротора или гидравлическая энергия бур.раствора) замкнутая циркуляция бурового раствора.Вращательное бурение более производительное

Ударный и вращательный способы бурения. Области их применения.

Ударно-канатный – долота подвешенные на кабеле.при низком пластовом давлении , низкие коммерческие скорости.

Роторный способ бурения: принципиальная схема, особенности и область применения в России и за рубежом.

Мощность от двигателей передается через лебедку к ротору- спец. вращательный механизм. Ротор обеспечивает вращение бурильной колонны, поступательно перемещающейся вниз вдоль вертикальной оси .Два канала передача энергии мех. Гидравлический-от насосов= большая энергия. Минусы- холостое вращение, большая сила трения.

Принцип действия турбобура, характеристика турбины турбобура типа Т-12.

Вращение долоту передается от вала турбобура.Турбобур преобразует гидравлич. Энергию потока бур. раствора в механ. Вращению долота.Бур колонна не вращается что уменьшает износ в результате трения.перетекая из ступени в ступень, поток жидкости отдает часть своей энергии и т.д.

Типы турбобуров. Области их применения.
Винтовой забойный двигатель: устройство, принцип действия, область применения.

ВЗД по принципу действия относится к объемным гидромашинами винтового типа.бур.раствор может пройти к долоту только в том случае, если ротор поворачивается относительно статора, обкатываясь под действием неуравновешенных гидравлических масс. Область применения глубокие интервалы скважин с получением больших проходок на долото, бурение твердых пород, ННБ., минусы изнашиваемость статора,не работает при больших температурах.ВЗД является объемным мотором. Буровой раствор высокого давления через бурильную трубу входит в винтовый забойный двигатель, гидравлическая энергия преобразовывается в механическую энергию, ротор приводит главный вал и долото во вращение, действует долото, осуществляется цель бурения.

Электробур. Принцип действия. Область применения, достоинства и недостатки.

Забойный двигатель, приводимый в действией электрической энергией.бурение в осложненных условиях, ННС,плюсы: постянство частоты вращения , автоматизация процесса бурения, легкость контроля, невысокие перепады давления., короткий срок работы( необходим ремонт), необходимость в энергии( сеть), ремонтная база, дорого.

Бурильная колонна: назначение, составные элементы и их характеристика.

непрерывная многозвенная система инструментов между вертлюгом на поверхности и долотом на забое скважины.

Иногда в состав бурильной колонны включают также долото и забойный двигатель и выделяют колонну бурильных труб как часть бурильной колонны.

Назначение: передача вращению от ротора к долоту, создание нагрузки на долото, подвод промывочной жидкости, проведение СПО.

Основные элементы бурильной колонны:
ведущая труба, бурильные трубы, утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

· ведущая труба -Устанавливается на верхнем конце б.к. для передачи мощности вращатель- ного движения от ротора на б.к, Изготавливают из стали групп прочности Д и К.

· Ведущие трубы предназначены для передачи вращения от ротора к бурильным трубам. Бурильные трубы составляют основную часть колонны. При роторном бурении колонна бурильных труб служит для передачи вращения долоту и для подачи бурового раствора к забою скважины

Бурильные трубы. Разновидности, способы соединения. Материалы бурильных труб.

Бурильные трубы составляют основную часть колонны. При роторном бурении колонна бурильных труб служит для передачи вращения долоту и для подачи бурового раствора к забою скважины

-ведущие трубы,

-стальные турубы,

-легкосплавные трубы,

-утяжеленные трубы

Утяжеленные бурильные трубы: назначение, типы.

Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают УБТ, позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото.

В настоящее время наиболее широко используются следующие типы УБТ:

- - горячекатанные (УБТ), изготавливаемые по ТУ 14-3-385;

- - сбалансированные (УБТС), изготавливаемые по ТУ 51-744.

УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию и поставляются в комплекте.

Вспомогательная оснастка бурильной колонны и их характеристика.

Для улучшения условной эксплуатации бурильной колонны, оказыающих влияние на скорость и качество бурения скважин.( фильты, обр клапан, предохр кольца-защита от износа кондуктора, ,переводники-для соединения, калибраторы-для выравнивания стенок скважины, центраторы-совмещение оси бурильной колонны с осью скважины.)

Нагрузки, действующие на бурильную колонну при роторном способе бурения и бурении ВЗД.
Параметры режима бурения и показатели работы долот.

Совокупность факторов, влияющих на эффективность разрушения породы и эффективность износа долота, которые можно изменять в период работы долота на забое, называется режимом бурения, а сами факторы – параметрами режима бурения. К ним относятся:

· Осевая нагрузка на долото Рд, кН.

· Частота вращения долота n, (об/мин).

· Количество подаваемой насосом промывочной жидкости Q (производительность буровых насосов), л/с.

Показатели работы долота

· - проходка h, м - количество метров, пробуренных в горной породе от начала ее разрушения до рассматриваемого момента работы долота;

· - проходка за рейсhр, м - количество пробуренных метров от первого спуска до первого подъема или от повторного спуска до повторного подъема;

· - проходка на долото hд , - общее число метров, пробуренных данным долотом;

Влияние параметров режима бурения на механическую скорость бурения.

механическая скорость проходки Vм - количество метров, пробуренных за единицу времени

Vм = hд / t,

где: t - время, ч, hд - проходка, м;

Виды осложнений, возникающие при бурении скважин.

Осложнения – это нарушение нормального цикла строительства скважины из-за неполадок, возникающих не по вине непосредственного исполнителя. Наибольший процент осложнений наблюдается при бурении разведочных и поисковых скважин, когда сведения о геологии разреза недостаточно ясны и достоверны.

· Нарушение ствола скважины

· Поглощения

· газоводопроявления

Поглощение промывочной жидкости: причины, последствия, меры предупреждения и ликвидации.

ПОГЛОЩЕНИЕ гидродинамическое взаидействие, поступление бурового р-ра из скважины в пласт

Оно может возникнуть в двух случаях:

1) Если в горной породе имеются более или менее крупные раскрытые трещины, каверны или другого рода полости, а давление, создаваемое на стенки скважины в процессе бурения или цементирования ее, больше пластового в данной породе, т.е. Рст=Ргд>Рпл,

где: Рст – статическое давление столба жидкости в скважине на данной горной породе; Ргд – гидродинамическое давление на горную породу при спуске колонны труб, промывке и т.д.

2) Если под влиянием давления, создаваемого на стенки скважины, создаваемого на стенки скважины, раскрываются естественные микротрещины, которые в нормальных условиях сомкнуты, либо происходит ГРПороды, и в ней образуются новые трещины, т.е. Рст + Ргд > Рразрыва

· Причины поглощения:

Неправильно подобран буровой раствор (по плотности);

Неверно проведены спускоподъёмные операции (бурильная колонна действует как поршень);

Меры: уменьшение давления в скважине, снижение проницаемости, перекртиые зон поглощения ОК- хвостовиком т.п.

Газонефтепроявления: причины, последствия, меры предупреждения и их ликвидация.

ГиНпроявления пердставляют собой поступление в скважину пластовых флюидов с последующим выходом на поверхность, когда Рпл больше Рст из-за недостаточной плотности бурового раствора, «эффект поршня»

Последствия:

Опасность самозгорания, загрязнение окр среды, потеря сырья, снижение продуктивности.

Предупреждение:

Гермитизация устья скважины, контроль плотности, долив бур раствора при поднятии БК, обратный клапан

Ликвидация:

Закрыть превентор,закачка нового бур. раствора для поднятия давления

Осложнения, связанные с нарушением устойчивости ствола скважины. Классификация, характеристика, методы предупреждения и ликвидации.
Аварии в процессе бурения. Причины возникновения и способы ликвидации

Наиболее распространённые аварии с буровым инструментом.

- обрывы труб и породоразрушающего инструмента.

- развинчивание труб и породоразрушающего инструмента;

- падение бурового снаряда, труб и посторонних предметов в скважину (следствие халатности буровой бригады, если устье скважины не закрыто пробкой во время профилактических и ремонтных работ).

Причины:

1. Брак завода изготовителя:

2. Нарушения режима эксплуатации:

3. Нарушение технологии бурения скважины:

Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты: шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.

Коэффициенты аномальности, поглощения, устойчивости. Характеристика.

Ка отклонение Рпл от Ргидр Рпл/Нзал.

Ка<плотность<Кп

аномальности показывает плотность раствора, ниже которой будут нефтегазоводопроявления, а поглощения показывает плотность раствора, выше которой будет поглощение раствора

Функции циркуляционных агентов и требования, предъявляемые к ним.

·очистка забоя от выбуренной породы и транспортировка шлама на поверхность;

·интенсивное охлаждение долота и смазывание трущихся поверхностей;

· передача гидравлической энергии забойному двигателю;

· создание противодавления на пласт;

· удерживание частиц твердой фазы во взвешенном состоянии при временном прекращении промывки;

· способствовать сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов в приствольной зоне скважины;

· препятствовать проявлениям неустойчивости пород стенок скважины;

· снижать вес БК или ОК, находящейся в скважине за счет выталкивающей силы, уменьшая нагрузку, действующую на подъемный механизм БУ;

· передача информации с забоя скважины на поверхность.

Требования :

·облегчать разрушение породы долотом или, по крайней мере, не затруднять процесс разрушения и удаления обломков с поверхности забоя;

·должна обладать тиксотропной;

·не ухудшать коллекторские свойства продуктивных пластов;

·не вызывать коррозию и износ бурильного инструмента и бурового оборудования;

·обеспечивать получение достоверной геолого-геофизической информации при бурении скважины;

·инертность по отношению к разбуриваемым породам;

·обладать устойчивостью к действию электролитов, температуры и давления;

·не загрязнять продуктивные пласты и пласты, содержащие пресную воду;

·обладать низкими пожаровзрыво-опасностью и токсичностью, высокими гигиеническими свойствами, т.е. быть экологически чистой (по возможности);

·быть экономичной, обеспечивая низкую стоимость метра проходки.

Классификация циркуляционных агентов и область их применения.

Способы приготовления буровых растворов.

Используется блоки приготовления б/р

· На буровой

· В скважине( на техн. Воде)

· На глинзоводе

Применение воды в качестве промывочной жидкости, преимущества и недостатки.

Плюсы:Вода самая дешевая, охлаждает долото и поверхность БК, хорошо удаляет шлам,создает низкое Ргидр.

Минусы: увлажняет породу, ( деформация, обваливание,)растворяет хемогенные породы, поглащается пластом, снижает коллекторские св-ва,коррозия.

Буровые глинистые растворы: состав и свойства.

Глинистые р-ры: коллоидный раствор, с присутствием глины. Состав глина и молекулы полимеров, утяжители, смазочные добавки ит.п. Свойства р-ра определяет глина.Чем больше в глине монтмориллонитов (минералов), чм больше тем лучше.

Растворы на углеводородной основе: состав, область применения.

Коллоидно-хим системы, дисперсная среда к-ых яв-ся жидкие Нпродукты( диз.топливо).Яв-ся нефильт.жидкостями.Обеспечивают высокое качество вскрытия продук.пластов, в неуст. Породах .Недостатки: высокая стоимость, снижение изнокостойкости резиновых деталей, пожароопасность, загрязнение рабочих мест.

Газообразные агенты и аэрированные смеси, область их применения.
Свойства буровых промывочных жидкостей. Параметры БПЖ и способы их определения.

· Плотность( ароэметр)

· Вязкость(вязкометр)

· Водоотдача

· СНС( статическое напряжение сдвига. В состоянии покоя жидкости составляют полную структуру, для разрушения агрегатного состояния необходимо усилие, чем больше усилие, тем лучше раствор)

· Содержание песка

· ph

Регулирование свойств буровых растворов (чем вызвано?). Классификация химических реагентов, используемых для регулирования свойств.

…Необходимо при изменении геологических условий бурения, при увеличении концентрации твердой фазы, попадание посторонних электролитов, нагрев до высоких t.

Реагенты:

· Структурообразовательные – усиление струк.мех св-в

· Разжижители

· Понизители водоотдачи

· Регуляторы щелочности

· Смазочные добавки

Устройства для очистки буровых растворов.

По ступеням :

Вибросито-илопескоуловитель-центрифуга-газовый сепаратор-дегазатор.

Средства контроля за процессом бурения. Диаграмма ГИВ.

В процессе бурения зачастую возникают различные непредвиденные

ситуации, нарушающие запланированный ход производства и требующие принятия

оперативных решений. Это связано, как правило, с геологическими осложнениями при

бурении (уходами циркуляции, обвалами и др.), авариями с неожиданным выходом из

строя бурового оборудования и породоразрушающего инструмента и т. п.

По функциональному назначению устройства, предназначенные для контроля и

управления процессом бурения скважин, можно подразделить на:

1) средства наземного контроля параметров режима углубления скважин;

2) средства автоматического регулирования подачи долота;

3) средства оперативной оптимизации процессов углубления скважин,

4) системы диспетчерского телеконтроля и управления буровыми процессами;

5) средства сбора и передачи технологической информации для последующей

обработки и использования.

ГИВ-гидравлический индикатор веса.связан с неподвижной частью талевого каната. На диаграмме ГИВ отражается изменения осевой нагрузки.И по не можно понять чем занималась в это время буровоая бригада.

Конструкция скважины, назначение обсадных колонн.

Конструкция скважины – это ступенчатый ствол скважины, созданный буровыми долотами и ее техническое оснащение обсадными колоннами, зацементированными в стволе.

Конструкцию скважины характеризуют число спущенных в нее обсадных колонн, их диаметр, глубина спуска, диаметр ствола (диаметр долота) под каждую колонну, и высота интервала цементирования.

Направление (до 30 м) – колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой скважины от размыва потоком восходящего раствора и обрушения

2. Кондуктор (до 500 м) – колонна обсадных труб, предназначенных для разобщения верхнего интервала разреза, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа ПВО и подвески последующих ОК.

Промежуточная - служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до полученных глубин. Их количество зависит от глубины и условий бурения скважины.

4. Промежуточные колонны могут быть нескольких видов: сплошные; хвостовики; потайные колонны.

5. Эксплуатационная колонна – последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных пород и извлечения из скважины нефти и

Обсадная колонна и характеристика ее элементов.
Назначение потайной колонны и ее изображение в конструкции скважины.

Потайная колонна - это короткая обсадная колонна, которая не достигает поверхности Потайная колонна труб перекрывает глубинные водопритоки и трещиноватые породы, склонные к поглощению промывочной жидкости.

Если углубление следующего участка ствола скважины без крепления предыдущего интервала ОК становится невозможным, то эти участки ствола скважины называют интервалами с несовместимыми условиями бурения.

Обсадные трубы. Разновидности, характеристика и способы соединения.

По конструкции все обсадные трубы можно разделить на 2 группы:

1.Трубы, изготавливаемые в виде полого цилиндра круглого поперечного сечения с постоянной по длине толщиной стенки - основная.

2. Трубы, изготавливаемые в виде полого цилиндра круглого поперечного сечения, утолщенного на одном конце наружу.

Построение графика совмещенных давлений.
Проектирование конструкции скважины. Принципы выбора конструкции скважины.

Разработка конструкции скважины базируется на следующих основных геологических и технико-экономических факторах:

1) Геологические особенности залегания горных пород, их физико-механическая характеристика, наличие флюидсодержащих горизонтов, пластовые температуры и давления, а также давление гидроразрыва проходимых пород;

2) Назначение и цель бурения скважин;

3) Уровень организации техники, технологии бурения и геологическая изученность района буровых работ;

4) Уровень квалификации буровой бригады;

5) Способ бурения скважины, эксплуатации и ее ремонта.

Принципы выбора конструкции скважины по промысловым данным.

Графическое изображение конструкции скважины.

56. Способы цементирования скважин, область их применения.

Цементирование – процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способной в покое загустевать и превращаться в твердое, непроницаемое тело.

- способы первичного цементирования (одноступенчатое, многоступенчатое, обратное, манжетное);

- способы вторичного (ремонтно-исправительного) цементирования Его проводят с целью изоляции трещин и каналов в тампонажном камне, по которому пластовые жидкости могут перетекать из одного проницаемого горизонта в другой.;

- способы установки разделительных цементных мостов.

Обратное, когда в кольцевое пространство сразу закачивается цементный раствор.

Прямое, когда цементный раствор закачивается в О.К., а уже потом прдавливается в кольцевое пространство. Оно подразделяется на:

А) Одноступенчатое (используется чаще всего).

Б) Ступечатое - двухступенчатое (используется на интервалах большой протяжённости или с АНПД). Может быть с разрывом во времени и без разрыва во времени.

Манжетное цементирование. Применяется, если нижний участок обсадной колонны составлен из труб с заранее профрезерованными отверстиями .

Интервалы цементирования обсадных колонн.

Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин предусмотрено цементирование ОК в следующих интервалах:

- направление, кондукторы и потайные колонны – по всей длине;

- промежуточные колонны во всех поисковых, разведочных, параметрических, опорных и газовых скважинах, вне зависимости от их глубины, и в нефтяных свыше 3000 м - по всей длине, а в нефтяных глубиной до 3000 м – в нижнем интервале, длиной не менее 500 м от башмака;

- эксплуатационные колонны во всех скважинах, а также нефтяных глубиной более 3000 м – по всей длине, а в нефтяных менее 3000 м – от башмака колонны до сечения, расположенного не менее чем на 100-150 м выше нижнего конца предыдущей обсадной колонны.

При выборе длины интервалов цементирования необходимо придерживаться следующих правил:

В скважине, пробуренной через ММП, все ОК цементируются по всей длине, что снижает опасность повреждения их при повторном замерзании пород в случае длительного простоя скважины;

Все проницаемые породы в интервале между башмаком рассматриваемой ОК и предыдущей должны быть надежно изолированы, чтобы не было перетоков пластовой жидкости из одного пласта в другой;

Не должно быть разрывов сплошности цементного камня, т.к. участок ОК между двумя зацементированными интервалами может быть разрушен

силами, которые возникают при изменении давлений и температур.

Схема одноступенчатого цементирования.

1)промывка скважины-2)прикручивание цемент головки3)закачка буферной жидкости ( нижняя разделительная пробка с мембраной)4)цементный раствор (верхняя разделительная пробка)5)продавочная жидкость( разрушится мембрана нижней пробки, -после того верхняя пробка сядет на нижнюю-резкий скачок давления-остановка ЦА)

Тампонажные материалы. Классификация. Свойства цементных растворов и камня.

ЦР бывает: тяжелым и облегченным.

Для обычных тампонажных работ применяют ЦР Портландцемент М-200 И М-300. Для скважин применяются М-500, М-600.

После застывания цемент модет:

-сжиматься

-расширяться

Для высоких температур и давлений используют шлако -песчаные смеси.

Св-ва ЦР:

-ПЛОТНОСТЬ (1850 КГ/м3)

-водо-цементное отношение

-время начала схватывания

-время окончания схватывания

-вязкостьь.

Цель и схема расчета цементирования скважин.

Этапы расчёта цементирования скважины

1. Расчёт объёма жидкостей для цементирования.

-Буферная жидкость (высота столба 100м).

-Тампонажный раствор (за ОК + до стоп-кольца).

-Продавочная жидкость (до стоп-кольца).

2. Расчёт компонентов для приготовления цементного раствора.

3. Определение минимально допустимой подачи цементного раствора. Эта подача обеспечивает максимально полное вымещение бурового раствора цементным.

4. Определение количества:

-Смесительных машин (по количеству сухого цемента).

-Цементировочных агрегатов (по минимуму подачи).

5. Расчёт технологического режима работы цементировочных агрегатов.

6. Определение времени цементирования.

tзакачки + tпродавки + tрезервное < tначала схватывания

Цель расчёта: согласование характеристик оборудования и тампонажного раствора.

Время загустевания или начала схватывания цементного раствора должно быть :

Тзаг > 1,25Тц.

Оборудование для цементирования скважины. Характеристика и назначение элементов.

СМ-20 (20 – грузоподъёмность в тоннах). Это бункер, устройство для разгрузки/погрузки и смеситель на шасси КРАЗа или ГАЗа.

ЦА-320 (320 атм.) – цементировочный агрегат, закачивающий тампонажный раствор в скважину.

БМ-700 (700 атм.). Его задача принять трубы от всех ЦА и соединить в один поток.

СКЦ – станция контроля процесса цементирования.

ГУЦ – головка устьевая цементировочная (труба с отростками).

Блок манифольда

Назначение: Блоки манифольдов СИН43 предназначены для соединения шести насосных установок с устьем скважины при цементировании, кислотной обработке, гидравлическом разрыве пласта, и т.п.

Преимущества:

-В отводах к насосным агрегатам установлены обратные клапаны.

-На напорной линии манифольда установлены манометр и предохранительный клапан.

-Комплектация 12 шарнирными коленьями и 12 вспомогательными трубопроводами.

Способы вхождения в продуктивную залежь.

Под первичным вскрытием продуктивного пласта понимают комплекс работ, связанных с разбуриванием его и обеспечением прочности и устойчивости ствола скважины в нем.

В практике бурения наиболее распространены следующие схемы оборудования призабойной зоны при первичном вскрытии продуктивных пластов:

Способы вызова притока продуктивной жидкости из пласта, освоение скважины.

Освоение/испытание скважины – вызов притока из пласта, очистка приствольной зоны от загрязнения и обеспечение условий для получения возможно более высокой продуктивности скважины.

Все способы освоения основаны на снижении столба жидкости в ЭК ниже пластового. Это достигается следующими способами:

- Аэрирование. Если Ка ≤1,0 , характеристики пласта низкие и ПЗП загрязнена в процессе бурения, то необходимо заменить тяжёлую промывочную жидкость на более лёгкую, или снизить плотность более легкой жидкости путем ее аэрирования или уменьшения ее уровня путем откачки на поверхность.

-Компрессорный способ. В межколонное пространство нагнетают воздух, который оттесняет воду вниз к башмаку НКТ. Попадая внутрь НКТ, воздух газирует жидкость и выталкивает ее на поверхность. После начала притока флюида в скважину компрессор выключают.

После получения притока:

-нефти из пласта и очистки приствольной зоны поток нефти направляют в приемный амбар через штуцерную камеру;

-газа – скважине дают 2-3 часа фонтанировать через специальный отвод фонтанной арматуры для удаления жидкости из ЭК, затем поток газа направляют через другой отвод и штуцер в газопровод.

После исследования пласта в течение нескольких суток выявляют оптимальный режим притока, проводят пробную эксплуатацию и передают ее в НГДУ для дПри отсутствии притока из пласта применением методов, основанных на снижении забойного давления, проводят различные операции по воздействию на призабойную зону пласта, т.е. осуществляют гидромеханическое, термическое или комбинированное воздействия, после чего вновь используют способы, направленные на снижение забойного давления и вызов притока флюида из пласта.

МЕТОДЫ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

lМетод переменных давлений (10-50 или 100 циклов) – используется для скважин, вскрывающих трещиновато-поровые и поровые коллекторы.

lМетод имплозии – создание мгновенной депрессии на пласт с помощью различных приспособлений (за счет резкого открытия клапанного устройства в НКТ, уровень жидкости в которой предварительно снижен).

lГРП – мощное средство интенсификации притока (гидромеханическое воздействие на пласт за счет высоких давлений, создаваемых в призабойной зоне – приводит к образованию трещин и к повышению проницаемости пласта). Содержание песка в 1 куб. метре воды – 100-700 кг.

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Основаны на свойстве горных пород вступать во взаимодействие с некоторыми химическими веществами:

lСолянокислотная обработка

lОбработка растворами ПАВ. Они позволяют расчистить и расширить каналы для движения флюида.

ТЕРМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ

lТермохимичекая обработка – обработка призабойной зоны нагретой соляной кислотой.

lТермокислотные обработки, т.е. сначала 1), затем СКО.

К испытанию скважины приступают сразу после освоения ее, а при необходимости – после стимулирующего воздействия.

В разведочных скважинах продуктивный горизонт испытывают отдельно от других, начинают испытание с нижнего объекта, прежде чем начинать испытание вышерасположенного горизонта, нижний изолируют с помощью герметичного цементного кольца.

Методы вторичного вскрытия продуктивного пласта и их характеристика.

Вторично вскрытие ПП-перфорация.

Перед перфорацией скважину промывают буровым раствором, свойства которой должны быть строго регламентированы, кроме того, структурно-механические свойства должны быть такими, чтобы перфораторы свободно доходили до места прострела.

Устье скважины при перфорации должно быть герметизировано специальной задвижкой, над которой устанавливается лубрикатор, через который спускают перфораторы.

Виды перфорации:

-Пулевая;

-Торпедная;

-Пескоструйная;

-Кумулятивная.

Прежде чем спускать перфоратор, в скважину необходимо закачать ПЖ.

Перфораторы могут быть корпусные(многократного использования) и бескорпусные (с полностью разрушающимся корпусом) диаметром от 73 до 160 мм.

Применяются два типа перфораторов: корпусные и бескорпусные, а также их модификации диаметрами 73-160 мм (например, ПК 105 – корпусной и КПР 100 – бескорпусной с полностью разрушающимся корпусом и др.).

Плотность перфорации определяется эффективностью перфоратора (его диаметр, глубина прострела), прочностными и коллекторскими свойствами пласта одни П – 6-10 отв/м, др. – 20 отв/м и более.

Область применения пескоструйного перфоратора – низкопроницаемые пласты, трещиноватые коллекторы и высокотемпературные скважины, т.е. где стреляющие перфораторы неэффективны.

Испытание пласта пластоиспытателем на бурильных трубах.

Испытание пластоиспытателем на трубах (logging with drillstem formation tester) - оценка нефтегазонасыщенности пластов в процессе бурения скважин путем их поинтерваль-ного исследования с помощью комплекса испытательных инструментов (КИИ). Он спускается на трубах с установкой па-кера в кровле испытываемого объекта и позволяет выполнять: возбуждение притока жидкости и газа, отбор их пластовых проб, проведение гидродинамических исследований для определения пластового давления, коэффициентов продуктивности, гидропроводности, пьезопроводности, температуры и др.

В настоящее время доступны различные системы пластоиспытателей, позволяющих существенно сократить сроки испытания скважины. Универсальная конфигурация компоновок спроектирована с учетом поставленных задач и условий на месторождении путем достижения наибольшей функциональности компонентов системы и экономически оправданных технических решений. Таким образом, предоставляется возможность испытания нескольких зон скважины в процессе одной спускоподъемной операции.

Основные элементы компоновки:

Пакерная система HiPack

сокращает время посадки пакера и уменьшает количество использования составляющих компонентов в системе

SLPJ телескопический удлинитель

устройство компенсирующее изменение размеров компоновки под воздействием температуры и давления в скважине.

Подземный запорный клапан IRIS

SJB безопасное соединение

в случае заклинивания компоновки позволяет извлечь её часть от пакера до устья скважины

Диаграмма КИИ.

Бурение наклонно-направленных скважин: цели бурения, способы отклонения ствола от вертикали.

Наклонно-направленной считается скважина, у которой ствол отклонён от вертикали более чем на 5 градусов.

Наклонно-направленные скважины бурят с целью:

-разведки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, расположенных под крупными промышленными объектами или населёнными пунктами, а также под гористой или заболоченной местностью, с намывных дамб, эстакад, под горы, овраги, под дном моря, реки, озера;

-добычи нефти и газа, когда залежи нефти и газ расположены в шельфовой зоне;

-забуривания второго ствола на определенной глубине с целью обхода оставленного в скважине инструмента и др.;

-тушения, глушения нефтяных и газовых фонтанов;

-более полной разработки месторождения;

-эксплуатации маломощных и слабопроницаемых пластов с целью увеличения поверхности фильтрации;

-экономии плодородных земель и лесных массивов;

-обходе соляных куполов.

Независимо от способа бурения технология проводки ННС и ГС основана на использовании геологических условий, способствующих искривлению скважин, и на применении специальных отклоняющих приспособлений.

При роторном бурении ствол скважины отклоняется от вертикали с помощью клиновидных или шарнирных отклонителей.

1. Отклонение от вертикали с помощью клиновидных отклонителей.

2. Шарнирные отклонители. Они представляют собой расширитель, соединенный с б.к. шарниром, который обеспечивает вращение нижней части б.к. под некоторым углом к оси б.к., расположенной под шарниром.

При бурении скважин с ЗД отклонение ствола осуществляется с помощью отклонителей различных конструкций:

1.Шарнирный отклонитель.

2.Кривой переводник

3. Отклонитель с перекошенными резьбами на муфте

4. Отклонитель, состоящий из ТБ с накладкой и кривым переводником

5. Эксцентричный ниппель

6. Упругий отклонитель

7. Турбинный отклонитель,

При бурении с электробуром, кроме отклонителей, устанавливаемых непосредственно над двигателем, используют электробур, у которого благодаря применению зубчатой муфты сцепления валы двигателя и шпинделя соединяются под углом.

Профили и компоновки для ннс и гс.

Разработанные в настоящее время виды профилей для ННС делятся на две группы: профили обычного типа (представляющие собой кривую линию, лежащую в вертикальной плоскости) и профили пространственного типа (в виде пространственных кривых).

Типы профилей ННС обычного типа приведены на рисунке.

Глубина вертикального участка должна быть не менее 40...50 м. Окончание вертикального участка приурочивают к устойчивым породам, где можно за один рейс набрать зенитный угол 5...6 градусов.

1 - вертикальный участок;

2 - участок набора угла наклона ствола; 3 - прямолинейный наклонный участок;

4 - участок снижения угла наклона ствола (естественного искривления).

Профили горизонтальных скважин (ГС) Большой радиус искривления бурить невыгодно из-за необходимости использования дорогостоящих систем. Минимальный радиус искривления определяется жесткостью (сопротивление искривлению) компоновок бурильной колонны. Радиусы искривления бывают:

Способы бурения горизонтально-разветвленных скважин. Назначение горизонтальных скважин.

1. Отклонение от вертикали с помощью клиновидных отклонителей.

При бурении скважин с ЗД отклонение ствола осуществляется с помощью отклонителей различных конструкций:

1.Шарнирный отклонитель.

2.Кривой переводник

3. Отклонитель с перекошенными резьбами на муфте

4. Отклонитель, состоящий из ТБ с накладкой и кривым переводником

5. Эксцентричный ниппель

6. Упругий отклонитель

7. Турбинный отклонитель,

Назначение

1.ограничение поступления нежелательных флюидов.

2.максимизация добычи

3.подключение вертикальных трещин.

4.увеличение добычи.

Кустовое бурение скважин, экономическая эффективность строительства кустов скважин.

Кустовое строительство скважин

Особенность кустового строительства скважин состоит в том, что буровой установкой с ограниченной по площади территории осуществляется проводка одной или нескольких групп скважин методом наклонно-направленного бурения.

Кустом считаются группы из З-х и более скважин, расположенных на специальных площадках и отстоящие друг от друга или отдельные скважины на расстоянии не менее 50

Площадка куста – участок территории, на котором расположены скважины, технологическое оборудование, бытовые и другие помещения. Размер ее зависит от количества скважин в кусте и размещения специальной техники для ликвидации аварий.

Взаиморасположение их зависит от типа БУ, конструкции вышки, способа перемещения.

Преимущества кустового строительства нефтяных и газовых скважин

1.Сокращение материальных и трудовых затрат на обустройство площадок и скважины, подъездных дорог и др.

2.Уменьшение затрат на промысловое обустройство скважин, строительство нефтегазосборных сетей, энергообеспечение промысловых объектов и эксплуатационное обслуживание скважин.

3.Снижение затрат на вышко-монтажные работы

4.Улучшение баланса времени буровой бригады

5.Сокращение площади земель, изъятых из сельскохозяйственного производства

6.Снижение затрат на природоохранные мероприятия

Классификация буровых установок, их краткая характеристика.

Классификация БУ по грузоподъемности БУ-300 (грузоподъемность 300 тонн)

Классификация по виду привода:

-дизельный привод

-электропривод (для эксплуатационного бурения)

-газотурбинный привод

Для бурения на:

-суше

-море

Основные узлы буровой установки для глубокого бурения.

1. Талевый блок.(вышечно-лебеочный блок)

2.Силовой блок.

3.Энергоблок.

4.Насосный блок.

5.Трансмиссионный блок.

6.БПР.

Способы монтажа бурового оборудования, транспортировка блоков на новую точку бурения.

-Первичный монтаж БУ при получении их с заводов в виде отдельных агрегатов, секций и элементов осуществляется поагрегатным методом.

-При мелкоблочном методе монтажа предусматривается демонтаж буровой установки на мелкие блоки.

-Крупноблочный монтаж применяется в районах с благоприятным для транспортирования рельефом.

В северных районах страны, в Западной Сибири, гшироко применяются буровые установки универсальной монтажеспособности с эшелонным расположением блоков оборудования.

Монтаж буровых вышек

Монтаж буровых вышек башенного типа (высота 53 м) производится «сверху вниз» с помощью специального подъемника ПВК-1 по методу Я М.Кершенбаума.

Буровые вышки мачтового типа собирают в горизонтальном положении на земле, укладывая отдельные секции на специальных выкладках. Собранная вышка поднимается затем в вертикальное положения с помощью специальных опорных элементов - стрел и тракторов

Буровые платформы и буровые суда для бурения нефтяных и газовых скважин на море.

Морские БУ по конструктивной схеме классифицируются:

1. Стационарные (связаны с морским дном) крупноблочные основания:

- свайные – при глубинах моря до 40 м.,

- опорно-свайные – до 150 м,

- опорные – до 150 м;

2. Передвижные опорные:

- с погружным корпусом – применяются на мелководье до 15 м. Устанавливаются на точке бурения путем приема воды в балластные отсеки, а после окончания бурения – приводятся в транспортное положение откачкой воды из балластных отсеков.;

- самоподъемные плавучие БУ (СПБУ) – на глубинах моря от 15 до 100-120 м. Состоят из трех узлов:

-- 1 - плавучего понтона, на котором размещается все технологическое, энергетическое и вспомогательное оборудование;

-- 2 – гидравлических и электромеханических подъемников;

-- 3 – опорных колонн.

Преимущества СПБУ:

-высокая мобильность;

-достаточная автономность в море;

-хорошая устойчивость в неблагоприятных погодных условиях;

-возможность бурения на сравнительно больших глубинах моря за счет использования мощных опорных колонн и широкий диапазон применения установки по глубине моря за счет регулируемой длины опорных колонн;

-возможность использования в районах с различным волновым режимом и с изменением зоны периодического смачивания, где наиболее интенсивная коррозия.

Недостатки СПБУ:

-неустойчивость при установке на слабых или илистых донных грунтах;

-излишняя громоздкость и металлоемкость при использовании на больших глубинах;

-сложность конструкции и большая трудоемкость при изготовлении;

-сложность при транспортировке и установке на точке бурения в море;

-очень высокая стоимость таких установок.

3. Безопорные:

- полупогружные (ППБУ) – на глубинах моря до 200-300 метров и глубже, которые бывают:

- с якорной системой удержания (на глубинах 200-300 м);

- с динамической системой позиционирования (на глубинах свыше 300 м и до 1000 м).

ППБУ включают корпус, погружные понтоны (затопляемые водой по прибытии на точку бурения) и стабилизационные колонны большого диаметра, которые создают дополнительное водоизмещение и стабилизируют положение плавучей установки. В СССР были разработаны и производились ППБУ типа «Шельф» для бурения скважин глубиной до 6000 м при глубине моря до 200 м.

Преимущества ППБУ:

-высокая мобильность;

-возможность работать на больших глубинах в море (до 1000 м);

-возможность использования на слабых грунтах дна моря;

-хорошая устойчивость к волновым воздействиям, т.к. они подвержены меньшему воздействию будучи в полупогруженном состоянии.

Недостатки ППБУ:

- малая скорость транспортировки до точки бурения.

буровые суда – на глубинах моря от 1500 метров, а также в отдаленных районах моря – для поисковых и разведочных скважин.

Преимущества буровых судов:

-хорошая мобильность и мореходные качества;

-высокая автономность в море;

-возможность работы на больших глубинах в море.

Недостатки буровых судов:

-сезонность в работе и подверженность воздействию ветровых и волновых нагрузок (в этой связи очень важен вопрос надежной систе

-мы динамической стабилизации положения на судне под воздействием ветра и волн).

Особенности строительства скважин в морских акваториях.

Эффективность применения на море способов бурения, признанных рациональными для выполнения геологоразведочных задач, ниже, чем на суше. Обусловлено это
рядом причин: качкой и дрейфом ПБУ, сильной обводненностью и неустойчивостью рыхлых пород разрезов, требованиями недопущения загрязнения окружающей среды,
с одной стороны, и трудностью организации замкнутой циркуляции промывочных растворов, с другой, нахождением придонного устья скважины вне видимости
бурильщика и обусловленными этим трудностями, повышенным износом бурового оборудования и инструментов из-за работы в агрессивной среде, особенностями

Документация на строительство скважины.

Основными документами, на основании которых осуществляется строительство скважин, являются технический проект и смета.

Проекты, в зависимости от назначения скважин бывают:

- индивидуальные (опорные, параметрические, специального назначения и первые три разведочные скважины на каждой площади).;

- групповые (если на данной площади предстоит пробурить группу скважин, характеризующихся одинаковыми признаками).

Технический проект на строительство скважины - документ, который полностью регламентирует процесс строительства скважины (составляется проектным институтом на основании технического задания).

Технический проект состоит из 18 разделов и нескольких приложений к нему:

Неотъемлемой частью проекта на строительство скважины является ГТН (геолого-технический наряд) – оперативный план работы буровой бригады, и смета на строительство скважины.

Смету составляют к каждому техническому проекту и она определяет общую стоимость скважины и служит основой для расчетов бурового предприятия с заказчиком.

Смета состоит из 4-х разделов, соответствующих основным этапам строительства скважины:

К смете прикладывают 6 сметных расчетов, в которых определена стоимость основных этапов работ, и обоснования дополнительных затрат, которые не учтены в основных ее разделах.

Организация работы буровой бригады. Текущая документация на буровой.

Документация на буровой

1. Геолого-технический наряд. В нём описываются: цель бурения, вид скважины, география, геология и др..

Разделы ГТН:

Геологическая информация:

§Стратиграфия (возраст и последовательность залегания пластов).

§Литология (состав горных пород).

§Температура и давление в пласте.

§Возможные осложнения.

§Комплекс необходимых ГИС.

Технологическая информация:

§Конструкция скважины.

§Диаметр долот.

§Компоновка бурового инструмента.

§Параметры режима бурения.

§Дополнительная информация:

2. Вахтовый журнал – журнал, в котором подробно описываются все виды работ на буровой в процессе работы вахты.

3. Журнал лаборанта по буровым растворам.

4. Круговая диаграмма ГИВ.

5. Суточный рапорт бурового мастера.

6. Режимно-технологическая карта (РТК).

Структура буровой бригады

Руководитель ББ- буровой мастер.

Буровой мастер->Бурильщик (помощник)-> помощник бурильщика

вахта

1 вахта- 5-6 человек.

Бригада состоит из 3-4 вахт. Работают по 8 часов. Иногда есть электрик, дизилист и помощник дизилиста. Есть повар, лаборант по буровым растворам.

Может быть режим работы по 12 часов -"летуны"

На некоторых бур. вводятся в должность "начальник буровой"-он выше бурового мастера.

Супервайзер-представитель заказчика.

Технико-экономические показатели в бурении.

Для планирования и оценки результатов деятельности каждого предприятия устанавливают систему ТЭП, характеризующих организацию производства, производительность труда, экономическую эффективность финансовых и трудовых затрат производственного коллектива при строительстве н/г скважин..

Технические показатели:

1. Продолжительность цикла строительства скважины:

tцс = tпс + tмс + tпб + tбк + tис + tдм, [часы].

tпс – время на подготовку к строительству вышки и привышечных сооружений, ч.;

tмс – время на монтаж оборудования, ч.;

tпб – время на подготовку к бурению, ч.;

tбк – время на бурение и крепление скважины, ч.;

tис – время на испытание скважины, ч.;

tдм – время на демонтаж вышки и привышечных сооружений, ч.

2. Цикловая скорость бурения

Vц = 720 Lc/ tцс, [м/ст.мес.]

Где: Lс – длина ствола скважины [м];

tцс – продолжительность цикла строительства скважины.

3.Баланс календарного времени

tбк = tпр + tр + tос + tнп, [часы]

tпр – производительное время, включает в себя затраты времени на механическое бурение tм, спуско-подъёмные операции, затраты на крепление скважины и вспомогательные работы:

tпр = tм + tспо + tкр + tвспом, [часы].

tр – затраты времени на ремонтные работы в период бурения и крепления скважины;

tос – затраты времени на ликвидацию осложнений, возникших по геологическим причинам;

tнп – затраты на непроизводительное время (аварии, простои и т.д.).

4. Коммерческая скорость бурения

Vком = 720 Lc/ tбк, [м/ст.мес.]

Она бывает:

А) плановая

Б) нормативная

В) фактическая.

5. Техническая скорость

Vтех = 720 Lc/ tпр, [м/ст.мес.]

tпр – производительное время, ч.

Всегда Vнорм<Vнорм.техн

Vфакт<Vтехн

6. Механическая скорость, [м/ч]:

Vм = Lc/ tм, [м/ч]

tм – время механического воздействия на забой скважины, ч.

Основными экономическими показателями являются себестоимость 1 м проходки и прибыль.

1. Себестоимость сооружения скважины – сумма затрат бурового предприятия на строительство и испытание скважины, а также подготовку к сдаче заказчику.

Все затраты делятся на:

- прямые: затраты на материалы, электроэнергию, з/п, амортизационные отчисления. Эти затраты составляют основную часть стоимости строительства скважины;

- накладные: обучение персонала, содержание управленцев, охрана труда и др..

Себестоимость бывает:

А) Сметная стоимость рассчитывается на основе средних нормативов и укрупненных сметных норм, которые определены для усредненных условий и методов производства.

Ссм = Сст -Снак , (руб)

Сст – полная сметная стоимость строительства скважины;

Снак – накопления.

Б) Плановая – учитывает конкретные условия строительства скважины на данной площади.

Спл = Сст – Снак - Сэ - Ск, (руб)

Сэ – снижение затрат по сметной стоимости;

Ск – компенсация буровому предприятию сверх сметной стоимости в связи с увеличением оптовых цен на материалы.

В) Фактическая – рассчитывается по сумме действительных затрат;

Г) Себестоимость одного метра проходки – С 1м = Сст/Lс.

2. Прибыль:

Пр = Сст +Ск – Сф, руб.

Сф – фактическая себестоимость.

Дата добавления: 2021-07-19; просмотров: 115; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

Мы поможем в написании ваших работ!